proyecto fin de carrera banco de ensayos para el...
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PROYECTO FIN DE CARRERA
Banco de Ensayos Para el
Control de Calidad de Paneles Solares Fotovoltaicos
Andrés Domingo Escudero
Septiembre 2013
Agradecimientos
Llegados a este punto, está claro que el objetivo está conseguido…
Quiero dar las gracias en primer lugar a mis padres, Alfonso y Elvira. Llevan años
esperando este momento y seguro que se van a alegrar bastante cuando les dé la
noticia.
A mis abuelas Elvira y Valentina que tantas veces me han preguntado: “¿has
terminado ya los estudios?”. Estoy convencido de que se van a llevar una gran
sorpresa.
Al resto de la familia, que siempre ha estado animándome a acabar.
A todos los compañeros y amigos de la universidad, especialmente a las niñas heavys y
a las niñas poperas, Pintxo y Calamar. Hemos tenido muy buenos momentos a pesar de
las “penurias”.
A mi grupo de amigos de toda la vida, que en mayor o menor medida me han apoyado
para acabar con esta aventura.
También quiero acordarme del personal de la universidad que me echó una mano
cuando estaba montando todo el tinglado del que trata este proyecto. De no haber sido
por su ayuda creo que aún estaría metiendo cables por el falso techo. Y de los
compañeros del IES que me ayudaron y explicaron bastantes cosas relacionadas con el
proyecto.
Si me dejo a alguien en el tintero, espero que me perdone… xDD
¡¡¡¡¡¡¡¡SE ACABÓ!!!!!!!!!
____________ Resumen
El objetivo principal del presente Proyecto Fin de Carrera es el de dotar a la Escuela
Universitaria de Ingenieros Técnicos de Telecomunicación – Universidad Politécnica de
Madrid (EUITT-UPM) de un banco de medida donde poder caracterizar los módulos
fotovoltaicos en condiciones reales de operación. Es necesario comprobar el
funcionamiento de los módulos para asegurarse de que está acorde a lo indicado en las
especificaciones anunciadas por los fabricantes.
A lo largo del texto daremos una introducción al concepto de energía solar fotovoltaica
y una descripción de los sistemas tanto aislados como los conectados a la red eléctrica
de distribución. Hablaremos sobre el fenómeno fotovoltaico y describiremos los
módulos fotovoltaicos para ver las partes de las que está compuesto un módulo.
Finalmente nos centraremos en el banco de ensayo y acabaremos explicando el caso
práctico realizado en la EUITT.
A través de la medida de la curva I-V del módulo fotovoltaico en condiciones reales de
operación y la extrapolación de los resultados obtenidos a las Condiciones Estándar de
Medida (CEM) comprobaremos lo que se ajustan los valores dados por los fabricantes
de los módulos solares.
______ Abstract
The main aim of this project is to provide the EUITT-UPM a measure workbench to
characterize photovoltaic (PV) modules in real test conditions (RTC). It is necessary to
check the PV modules operations to assure that its characteristics are close to the ones
given by the manufacturers.
I will introduce the concept of photovoltaic solar energy and describe remote systems as
well as network-connected systems. I will talk about the photovoltaic phenomenon and
describe the PV modules in order to know the parts making up a module. Finally, I shall
describe the measure workbench explaining the practical case carried out at the
university.
By measuring the I-V curve of PV modules in real test conditions and the later
extrapolation of the results to the standard test conditions (STC), manufacturers’ data
can be compared to the data obtained within this study.
__________ Índice
INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTÁICA ............................. 20
1.1 Introducción ...................................................................................................... 21
1.2 Sistemas fotovoltaicos autónomos ............................................................ 23
1.3 Sistemas Conectados en Red ...................................................................... 29
OBJETIVO DEL PROYECTO .................................................................................... 34
MÓDULO FOTOVOLTAICO ....................................................................................... 37
3.1 El efecto fotovoltaico ...................................................................................... 38
3.2 Módulos Solares Fotovoltaicos ................................................................... 40
3.3 Curva Característica del Módulo Fotovoltaico ........................................ 43
3.3.1 Terminología .............................................................................................. 43
3.3.2 Ecuación Característica ......................................................................... 46
3.3.3 Factores que afectan la característica I-V del generador .............. 49
3.3.3.1 Efecto de la intensidad de iluminación (Irradiancia) ................... 49
3.3.3.2 Efecto de la temperatura ..................................................................... 50
3.3.3.3 Efecto del contenido espectral de la luz ........................................ 52
3.3.4 Condiciones de referencia ..................................................................... 52
3.3.4.1 Condiciones Estándar de Medida (CEM) ........................................ 52
3.3.4.2 Condiciones Nominales de Operación (CNO) ............................... 53
3.3.5 Eficiencia de módulo fotovoltaico ....................................................... 54
3.3.5.1 Eficiencia con respecto al área total ............................................... 55
3.3.5.2 Eficiencia con respecto al área de célula ....................................... 55
3.3.5.3 Eficiencia con respecto al área activa de la célula ...................... 56
3.4 Tipos de módulos fotovoltaicos .................................................................. 56
BANCO DE ENSAYO .................................................................................................. 59
4.1 Descripción del banco de ensayo ............................................................... 60
4.2 Carga capacitiva .............................................................................................. 64
CASO PRÁCTICO ....................................................................................................... 67
5.1 Módulos y célula solar del estudio ......................................................... 68
5.2 Metodología del estudio ............................................................................ 70
5.3 Medidas realizadas ...................................................................................... 74
CONCLUSIONES ........................................................................................................ 95
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 98
ANEXO I: CARGA CAPACITIVA ............................................................................ 101
ANEXO II: TRATAMIENTO DE CAPTURAS ....................................................... 123
ANEXO III: MATERIALES EMPLEADOS EN LA FABRICACIÓN DEL BANCO
DE ENSAYOS ............................................................................................................. 127
ANEXO IV: PARÁMETROS DE LA CÉLULA SOLAR Y MÓDULOS
FOTOVOLTAICOS ..................................................................................................... 132
12
______ Índice de figuras
13
Figura 1 Célula fotovoltaica 22
Figura 2 Módulo fotovoltaico 22
Figura 3 Sistema fotovoltaico autónomo 24
Figura 4 Ciclo de carga y descarga de una batería 27
Figura 5 Características del líquido de una batería Pb-ácido 28
Figura 6 Diagrama de bloques de un sistema fotovoltaico conectado a red 30
Figura 7 Intercambios de energía entre un edificio fotovoltaico y la red
eléctrica de distribución en un día típico soleado
32
Figura 8 Tabla I: Diferencias entre una central fotovoltaica y un edificio
fotovoltaico
33
Figura 9 Fenómeno fotovoltaico 38
Figura 10 Sección transversal de un módulo fotovoltaico 42
Figura 11 Curva característica, con sus principales elementos, de una célula
fotovoltaica
44
Figura 12 Esquema de conexión eléctrica en un módulo fotovoltaico 47
Figura 13 Tabla con los parámetros característicos para las curvas de la figura
14
48
Figura 14 Curva característica del módulo fotovoltaico para diferentes
combinaciones serie-paralelo de la célula solar
48
Figura 15 Efecto de la irradiancia sobre la característica I-V de un generador
fotovoltaico
50
14
Figura 16 Efecto de la variación de la característica I-V del generador
fotovoltaico al variar la temperatura manteniendo la irradiancia
constante
51
Figura 17 Módulo solar policristalino 57
Figura 18 Módulo solar monocristalino 57
Figura 19 Módulo solar amorfo 58
Figura 20 Módulo solar flexible 58
Figura 21 Bastidor 60
Figura 22 Armario intemperie 61
Figura 23 Armario del laboratorio 61
Figura 24 Canaleta fijada a la estructura del edificio 62
Figura 25 Disposición de los conectores 63
Figura 26 Interior de la carga capacitiva 65
Figura 27 Panel frontal de la carga 65
Figura 28 Panel trasero de la carga 66
Figura 29 Célula solar calibrada (a), módulo de referencia (b), módulo de
prueba (c) del caso práctico
69
Figura 30 Disposición de los elementos situados en el bastidor 70
Figura 31 Módulos y célula coplanarios 71
Figura 32 Shunt 100 mV/A 72
Figura 33 Picoscope 73
Figura 34 Entradas de las señales 73
Figura 35 Curva I-V del módulo de referencia BP día 20 de junio 79
15
Figura 36 Curva I-V del módulo de prueba Isofotón día 20 de junio 79
Figura 37 Tabla con los valores característicos de las curvas I-V de los dos
módulos en el día 20 de junio
80
Figura 38 Curva I-V en CEM del módulo de referencia BP el día 20-6 82
Figura 39 Curva I-V en CEM del módulo de prueba Isofotón el día 20-6 82
Figura 40 Tabla con los valores característicos en CEM de las curvas I-V de
los dos módulos en el día 20-6
82
Figura 41 Curva I-V del módulo de referencia BP el día 25 de junio 83
Figura 42 Curva I-V del módulo de prueba Isofotón el día 25 de junio 83
Figura 43 Tabla con los valores característicos de las curvas I-V de los dos
módulos en el día 25 de junio
83
Figura 44 Curva I-V en CEM del módulo de referencia BP el día 25-6 85
Figura 45 Curva I-V en CEM del módulo de prueba Isofotón el día 25-6 85
Figura 46 Tabla con los valores característicos en CEM de las curvas I-V de
los dos módulos en el día 25-6
85
Figura 47 Variación de la Isc e Im con G 87
Figura 48 Variación de Voc y Vm con Tc 87
Figura 49 Variación de Pm con G 88
Figura 50 Variación de FF con G 88
Figura 51 Variación de FF con Tc 89
Figura 52 Gráficas de las corrientes extrapoladas Isc* e Im
* 90
Figura 53 Tensión de circuito abierto y del punto de máxima potencia
extrapoladas (Voc*, Vm
*)
91
Figura 54 Potencia máxima extrapolada (Pm*) 92
16
Figura 55 Factor de forma extrapolado (FF*) 93
Figura 56 Captura original (A) 125
Figura 57 Captura original en primer cuadrante (B) 125
Figura 58 Captura filtrada en primer cuadrante (C) 125
Figura 59 Cálculo de parámetros en captura filtrada (D) 125
17
_____ Índice de ecuaciones
18
Ecuación 1 46
Ecuación 2 46
Ecuación 3 46
Ecuación 4 47
Ecuación 5 49
Ecuación 6 51
Ecuación 7 51
Ecuación 8 54
Ecuación 9 55
Ecuación 10 73
Ecuación 11 73
Ecuación 12 76
Ecuación 13 76
Ecuación 14 77
Ecuación 15 77
Ecuación 16 126
19
20
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN A LA
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTÁICA
21
1.1 Introducción
El sol es el origen de todas las energías renovables. La tierra recibe del sol una cantidad
de energía anual de aproximadamente 5,4*1024 J. cifra que equivale a 4500 veces la
energía que consume la humanidad.
La energía solar presenta dos características que la diferencian de las fuentes energéticas
convencionales:
• Dispersión: su densidad apenas alcanza 1 kW/m2, muy por debajo de otras
densidades energéticas, lo que hace necesarias grandes superficies de captación o
sistemas de concentración de los rayos solares.
• Intermitencia: hace necesario el uso de sistemas de almacenamiento de la
energía captada.
Los sistemas fotovoltaicos son aquellos que transforman directamente la irradiación
solar en energía eléctrica de corriente continua. No tienen partes móviles, no consumen
combustibles fósiles y no contaminan.
El elemento que hace posible esta transformación es la célula fotovoltaica (figura 1).
Los módulos fotovoltaicos (figura 2) están compuestos de varias células fotovoltaicas
conectadas en serie y en paralelo para así abarcar un amplio abanico de tensiones y
corrientes.
22
Los módulos fotovoltaicos admiten tanto radiación directa (la que se recibe
directamente del sol, sin sufrir ninguna dispersión atmosférica) como difusa (emitida
por la bóveda celeste diurna gracias a los múltiples fenómenos de reflexión y refracción
solar en la atmósfera, en las nubes y el resto de elementos atmosféricos y terrestres),
pudiendo generar energía eléctrica incluso en días nublados.
Figura 1 Célula fotovoltaica Figura 2 Módulo fotovoltaico
Algunos de los usos de esta energía son:
1- Electrificación de emplazamientos donde no llega la red eléctrica (sistemas
fotovoltaicos autónomos)
• Suministro de agua a poblaciones
• Bombeo de agua/riegos
• Naves ganaderas
• Telecomunicaciones: repetidores de señal, telefonía móvil y rural
23
• Tratamientos de aguas; desalinización, cloración
• Señalizaciones (marítima, ferroviaria, terrestre y aérea) y alumbrado
público
• Sistemas de telecontrol vía satélite, detección de incendios
• Electrificación de viviendas rurales
2- Inyección en la red (sistemas fotovoltaicos conectados en red)
• Plantas fotovoltaicas
• Edificios fotovoltaicos
1.2 Sistemas fotovoltaicos autónomos
Son utilizados especialmente donde no existen sistemas de redes interconectadas o
donde, debido a la distancia, la conexión a la red resulta muy costosa. Están formados
por módulos fotovoltaicos, reguladores de carga, inversor y acumuladores (figura 3).
24
Figura 3 Sistema fotovoltaico autónomo
• Regulador de carga: de características definidas por la tensión nominal y la
intensidad máxima que es capaz de disipar, regula la entrada y salida de
corriente de las baterías en función de su estado de carga, protegiendo los
acumuladores contra la sobrecarga y la descarga excesiva. En el primer caso
cortocircuita las placas y corta el paso de corriente hacia los acumuladores, y en
el segundo, corta el suministro y avisa mediante una alarma de que la tensión
está próxima a los niveles mínimos de seguridad.
El regulador es necesario ya que la sobrecarga de las baterías provoca una
producción de gases de hidrógeno y oxígeno por hidrólisis del agua o un
sobrecalentamiento, que pueden ser peligrosos y que acortan notablemente la
vida de las baterías. Por otro lado, una descarga excesiva afecta a la futura
capacidad de carga de las baterías.
25
Existen muchos modelos de reguladores, siendo el más completo el que integra
funciones de prevención de carga y descarga del equipo, suministra información
sobre el estado de carga y la tensión en la batería, selecciona el modo de carga
superficial o profunda, determina la tensión a mantener en función de la
temperatura y registra la potencia entregada. Un ordenador conectado al
regulador permite realizar un seguimiento del funcionamiento de la instalación.
• Inversor (ondulador o convertidor): convierte la tensión en continua (12, 24,
48V) que generan los módulos fotovoltaicos a tensión alterna de 230V 50Hz.
En el caso de que el consumo deseado sea en corriente continua, la tensión
continua de alimentación de los aparatos a conectar no suele coincidir con la
tensión de continua de los módulos fotovoltaicos. En ese caso se requiere un
convertidor de continua-continua (DC/DC).
Los parámetros principales del inversor son:
Tensión de entrada a adaptar a la del generador, la potencia máxima que
puede proporcionar y su rendimiento.
Rendimiento es la relación:
=
26
Para alcanzar el punto óptimo de trabajo del inversor es necesario conocer la
variación de la potencia consumida, especialmente si la demanda de alterna es
variable, para ajustar el punto de trabajo del equipo a un valor medio
especificado. El rendimiento varía pues en función de la potencia consumida
siendo el punto óptimo de trabajo del orden del 70% de la carga cuando la
entrada al inversor es de 24V y del 85% cuando es de 110V.
• Acumulador eléctrico: son normalmente baterías estacionarias con largos
periodos de descarga (unas 100 horas), que son las que mejor se adaptan al
régimen de funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos.
Necesarios para adecuarse a la demanda de energía, que puede variar por la
noche o en momentos de poca insolación, y a la producción solar de energía que
puede cambiar a lo largo del año y que depende de las condiciones climáticas.
Son elementos de 2V, que unidos en serie proporcionan corriente a la tensión de
12, 24 o 48V, en función de si se conectan 6, 12 o 24 elementos
respectivamente. Debe definirse su capacidad de carga y las condiciones
climáticas del lugar de instalación, su eficiencia media de carga es de
aproximadamente el 85%, es decir que disipan un 15% de la energía que reciben
de los módulos fotovoltaicos.
27
Su profundidad de descarga es el tanto por ciento de la energía obtenida del
acumulador, si se parte de éste en estado de plena carga. Por ejemplo, una
batería de 150 Ah sometida a una descarga de 30 Ah representa una profundidad
de descarga del 20% (30/150). La profundidad de descarga puede ser superficial
(menor del 20%), lo que supone una vida más larga del acumulador, y profunda
(hasta el 80%) (Figura 4).
Figura 4 Ciclo de carga y descarga de una batería
Es importante señalar que la mayoría de los acumuladores pueden quedar
seriamente dañados si se descargan completamente, perdiendo gran parte de su
capacidad de carga. En la figura 5 se muestran los valores de la carga, la tensión
y peso específico (densidad del electrolito) del ácido a medida que se descarga la
batería.
28
% de la carga Tensión batería 12 V Tensión batería 24 V Peso específico
(%) (V) (V) (Kg/dm3)
100 12,7 25,4 1,265 95 12,64 25,25 1,257 90 12,58 25,16 1,249 85 12,52 25,04 1,241 80 12,46 24,92 1,233 75 12,4 24,8 1,225 70 12,36 24,72 1,218 65 12,32 24,64 1,211 60 12,28 24,56 1,204 55 12,24 24,48 1,197 50 12,2 24,4 1,19 45 12,16 24,32 1,183 40 12,12 24,24 1,176 35 12,08 24,16 1,169 30 12,04 24,08 1,162 25 12 24 1,155 20 11,98 23,96 1,148 15 11,96 23,92 1,141 10 11,94 23,88 1,134 5 11,92 23,84 1,127 Descargada 11,9 23,8 1,12
Figura 5 Características del líquido de una batería Pb-ácido
La capacidad del acumulador se mide en amperios-hora (Ah) para un tiempo de
descarga determinado, es decir, una batería de 150 Ah es capaz de suministrar 150 A
(amperios) durante una hora, o bien 1 A durante 150 horas. En los acumuladores
fotovoltaicos el tiempo normal de descarga es de 100 horas, por lo que la batería
anterior descargaría 1,5 A durante 100 horas.
La gran mayoría de los acumuladores para los sistemas fotovoltaicos son de plomo-
ácido (Pb-ácido), que mientras tengan un mantenimiento adecuado son los que mejor se
adaptan. Otros acumuladores son los de plomo-calcio (Pb-Ca), con menos
mantenimiento y una menor autodescarga, y los de plomo-antimonio (Pb-Sb), con
mejores prestaciones a niveles bajos de carga y un menor deterioro ante la sucesión de
ciclos de carga-descarga.
29
Las baterías de níquel-cadmio (Ni-Cd) tienen un menor mantenimiento, la posibilidad
de prescindir del elemento regulador y pueden estar bastante tiempo con un bajo nivel
de carga sin deterioro, pero son más caras, sobre unas cuatro veces mayor que las de
plomo-ácido; además su baja capacidad de descarga es un problema en la mayoría de
aplicaciones fotovoltaicas.
Las baterías estancas llamadas “sin mantenimiento” tienen un precio más elevado. Otros
tipos de baterías como las de níquel-hierro (Ni-Fe) tienen una alta fiabilidad, una vida
útil larga y una operación libre de toxicidad.
Desde el punto de vista del mantenimiento es imprescindible comprobar regularmente
(por ejemplo, una vez por semana) su estado de carga (si es muy bajo, la vida útil se
reduce sensiblemente) y el nivel del electrolito para reponerlo si ha bajado, añadiendo
agua destilada hasta el nivel recomendado por el fabricante.
1.3 Sistemas Conectados en Red
Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica de distribución (SFCR)
constituyen la aplicación de la energía solar fotovoltaica que mayor expansión ha
experimentado en la última década. Se caracterizan por inyectar la totalidad o parte de
su producción a la red eléctrica de distribución, y su configuración responde al diagrama
de bloques de la figura 6, formado por el generador fotovoltaico (módulos
interconectados eléctricamente y estructura de soporte asociada), el acondicionamiento
30
de potencia (convertidor DC/AC o inversor) y la unidad de control e interfaz con la red
eléctrica (conjunto de medidas adoptadas para garantizar la seguridad y calidad del
servicio).
Figura 6 Diagrama de bloques de un sistema fotovoltaico conectado a red
Se distinguen básicamente dos tipos de SFCR, que responden a motivaciones y
objetivos diferentes:
a) Centrales fotovoltaicas, en las que se persigue optimizar la producción
energética mediante un enfoque centralizado similar al empleado en las centrales
eléctricas convencionales. Se sitúan en terrenos alejados de los núcleos urbanos,
debidamente acondicionados para ubicar las estructuras de soporte de los módulos
fotovoltaicos y demás infraestructuras necesarias (cableado, inversores,
instalaciones de control, protección e interfaz con la red eléctrica, etc.). Constan
de generadores fotovoltaicos con una potencia nominal desde varios cientos de
kWp hasta 10 MWp, que operan con estrategias de captación solar estáticas o
móviles (seguimiento solar, con o sin concentración) y vierten la totalidad de su
producción en redes eléctricas de media tensión. La explotación de estos sistemas
31
estaba a cargo de las compañías eléctricas, si bien la existencia de marcos
reguladores favorables a la electricidad de origen fotovoltaico en algunos países
ha permitido la entrada en los últimos años de nuevos agentes (inversores de
carácter privado y público).
b) Sistemas fotovoltaicos integrados en entornos urbanos, comúnmente conocidos
como “Edificios Fotovoltaicos Conectados a la Red” (EFCR), en los que los
generadores fotovoltaicos, de potencia nominal típica entre uno y varios cientos
de kWp, se integran arquitectónicamente, en mayor o menos medida, en edificios
y otras construcciones urbanas (pérgolas, estaciones de transporte público,
mobiliario urbano, etc.). Constituyen un claro ejemplo de generación distribuida
que, en el caso de los “edificios fotovoltaicos”, se traduce en intercambios de
energía con la red eléctrica cuyas características dependen de la normativa
aplicable. Así, en algunos casos el sistema fotovoltaico suministra parte del
consumo local del edificio y vierte el excedente en la red de distribución (véase
figura 7), mientras que en otros se destina toda la producción a la red.
32
Figura 7 Intercambios de energía entre un edificio fotovoltaico y la red eléctrica de distribución en un día típico
soleado
La tabla I (figura 8) resume las principales diferencias entre las centrales y los edificios
fotovoltaicos. Como puede comprobarse, estos últimos difieren sustancialmente de las
primeras en la complejidad de la instalación y la proximidad al lugar de consumo. La
combinación de estos factores, unida a motivaciones de índole social (educación,
concienciación sobre temas energéticos y medioambientales, imagen pública, etc.) y
económica (políticas favorecedoras), ha determinado en numerosos países importantes
inversiones en edificios fotovoltaicos mucho antes de haberse alcanzado los niveles de
competitividad con la electricidad convencional, en términos estrictos de coste
económico de la energía producida. Por otra parte, al amparo de disposiciones legales
favorables a los sistemas fotovoltaicos conectados a la red, también se ha constatado un
incremento de las centrales fotovoltaicas en los últimos años, pese a que esta aplicación
parecía encontrarse en declive a finales de los noventa.
33
Figura 8. Tabla I: Diferencias entre una central fotovoltaica y un edificio fotovoltaico
El notable incremento en la demanda de módulos solares fotovoltaicos ha generado un
aumento significativo en el número de empresas dedicadas a la fabricación y suministro
de los mismos. Esto ha incrementado la necesidad de controles de calidad de los
módulos solares para comprobar si los parámetros anunciados por los fabricantes de
módulos se corresponden con el funcionamiento en condiciones reales de operación.
A la hora de montar una instalación solar fotovoltaica, ya sea aislada o conectada a la
red eléctrica (en este segundo caso más necesario si cabe debido a las altas inversiones
que se realizan) es necesario conocer las características reales de los módulos para una
correcta elección de los mismos.
34
CAPÍTULO 2
OBJETIVO DEL PROYECTO
35
El objetivo de este proyecto es el de construir un banco de ensayos para realizar la
medida de la curva I-V de módulos fotovoltaicos en condiciones reales de operación en
el contexto de procedimientos de control de calidad de este tipo de dispositivos
Esta medida de la curva I-V de los módulos bajo estudio nos va a dar una idea de lo
cercanas que están las características de tensión, corriente y potencia dadas por los
fabricantes con el funcionamiento real del módulo en unas condiciones determinadas.
El banco de ensayos está compuesto de un bastidor y dos armarios eléctricos de
conexiones. El bastidor será el soporte para los módulos solares y en los armarios
eléctricos realizaremos las conexiones necesarias tanto de los módulos como de los
aparatos utilizados para la toma de las medidas.
Incluimos también un caso práctico para ilustrar las posibilidades del banco de ensayo,
que tiene las siguientes fases:
1º montaje sobre el bastidor de un módulo fotovoltaico patrón calibrado por
una entidad competente, junto con otro módulo fotovoltaico a medir y una célula solar
fotovoltaica. Las características de construcción tanto de los dos módulos como de la
célula deben ser lo más parecidas posibles (mismo número de células, mismo material
de células, mismo encapsulamiento, etc.).
2º Asegurar que las condiciones en las que se va a realizar el ensayo están
próximas a las Condiciones Estándar de Medida (CEM), y que ambos módulos y célula
tienen la misma orientación e inclinación al estar colocados sobre el mismo bastidor.
36
3º Obtención de las curvas I-V de ambos módulos mediante una carga
capacitiva y un osciloscopio
4º Extrapolación de las curvas I-V medidas a las CEM para hacer una
comparación real con las características dadas por los fabricantes. Es en este punto
donde comprobaremos el ajuste de los datos del fabricante con los datos medidos.
37
CAPÍTULO 3
MÓDULO FOTOVOLTAICO
38
3.1 El efecto fotovoltaico
El efecto fotovoltaico (figura 9) se produce cuando la radiación solar incide sobre un
material semiconductor en el que se han creado artificialmente dos regiones, una tipo p
(positiva) dopada con cantidades muy pequeñas de boro que contiene “orificios”
cargados positivamente y otra tipo n (negativa) dopada con fósforo que contiene
electrones adicionales. La unión de estos materiales p y n al ser expuesta a la luz,
genera un campo electrostático constante, lo que produce un movimiento de electrones
(corriente continua) que fluyen al cerrar el circuito con una carga externa.
Figura 9 Fenómeno fotovoltaico
Mediante la tecnología, algunos átomos de los que constituyen la red cristalina del
semiconductor se pueden cambiar por otros, llamados impurezas, que pueden ser de dos
tipos:
39
o donadoras, si en su última capa tienen un electrón más que los átomos que
constituyen la red.
o aceptadoras, si tienen un electrón menos.
Cuando en el semiconductor introducimos impurezas donadoras, éstas pueden perder el
electrón fácilmente. Si introducimos un número de impurezas adecuado (mayor que la
concentración intrínseca del semiconductor) es posible conseguir que el número de
electrones en el semiconductor venga determinado por el número de impurezas y no por
la concentración intrínseca. Se dice que el semiconductor es extrínseco, y en este caso,
de tipo n.
De forma análoga, cuando en el semiconductor introducimos impurezas aceptadoras,
éstas capturan un electrón fácilmente lo que origina la aparición de un hueco en la red.
De nuevo, introduciendo en el semiconductor un número de impurezas adecuado
(mayor que la concentración intrínseca) puede conseguirse que el número de huecos
venga determinado por el número de impurezas. El semiconductor tiene, de nuevo,
carácter extrínseco pero en esta ocasión se dice que es de tipo p.
El término extrínseco está relacionado con el hecho de que ahora la conductividad (o la
resistencia) del semiconductor no está determinada por una propiedad característica del
mismo (o intrínseca) sino por algo ajeno (o extrínseco) que se ha introducido, a saber,
las impurezas. Dada la dependencia exponencial que tiene la concentración intrínseca
con la temperatura, si la temperatura aumenta lo suficiente, un semiconductor pasará de
ser extrínseco a intrínseco. Normalmente, con los semiconductores habituales en la
industria electrónica (Si, GaAs…) puede conseguirse con facilidad que en un entorno de
unos 80 grados alrededor de la temperatura ambiente el semiconductor conserve su
carácter extrínseco.
40
3.2 Módulos Solares Fotovoltaicos
Desde el punto de vista de la aplicación de los sistemas fotovoltaicos para la obtención
de electricidad, es necesaria la asociación de células fotovoltaicas hasta obtener una
potencia de generación deseada, que dependerá del tipo de instalación, las cargas que
alimentará, y si dispone o no de sistemas de acumulación y adaptación de corriente. Esta
asociación se materializa, en primer lugar, en el módulo fotovoltaico, que es el
dispositivo comercial consistente en una asociación de células fotovoltaicas siguiendo
una configuración serie-paralelo determinada y preparado para su instalación exterior.
De la misma manera que las células fotovoltaicas se asocian para formar el módulo
fotovoltaico, los módulos se asocian entre sí, en serie y en paralelo, hasta obtener la
potencia deseada para el tipo de aplicación al que se vaya a destinar, constituyendo el
generador fotovoltaico
El módulo así definido es encapsulado de forma que quede protegido de los agentes
atmosféricos que le puedan afectar cuando esté trabajando en la intemperie, dándole a la
vez rigidez mecánica y aislándole eléctricamente del exterior. Tradicionalmente los mó-
dulos fotovoltaicos más utilizados en aplicaciones autónomas de pequeña potencia esta-
ban constituidos por 33 o 36 células de silicio monocristalino o policristalino, asociadas
en serie. No obstante, en la actualidad, con la amplia gama de aplicaciones fotovoltaicas
existentes y el incremento de las nuevas aplicaciones como la integración de sistemas
fotovoltaicos en edificios, el tamaño y características de los módulos presenta una gran
variación, pudiendo encontrarse desde el módulo convencional con cubierta transparen-
41
te, encapsulado en Tedlar y con 72 células conectadas en serie, hasta los módulos semi-
transparentes coloreados especialmente diseñados para su integración en edificios, o los
llamados “AC-modules”, que incorporan un pequeño inversor en la caja de conexiones
generando, por tanto, en corriente alterna.
La figura representa, de forma esquematizada, la estructura más convencional de un
módulo fotovoltaico. La sección transversal muestra los siguientes elementos:
1. Cubierta frontal: Ha de poseer una elevada transmisión en el rango de longitudes
de onda que pueden ser aprovechadas por una célula solar fotovoltaica (350 a
1200 nm en el caso de células de silicio), y una baja reflexión de la superficie
frontal, para aprovechar al máximo la energía solar incidente. Además, el mate-
rial ha de ser impermeable al agua, deberá tener una buena resistencia al impac-
to, deberá ser estable a la exposición prolongada de los rayos UV y contará con
una baja resistividad térmica. Si se diera el caso de que penetrara agua en el inte-
rior del módulo, ésta corroería los contactos metálicos contribuyendo a reducir
drásticamente la vida útil del módulo.
Entre los materiales más empleados para la superficie frontal podemos encontrar
acrílicos, polímeros y cristal. El más empleado suele ser el cristal templado con
bajo contenido en hierro por sus características de bajo coste, elevada transpa-
rencia y estabilidad, impermeabilidad al agua y los gases y buenas propiedades
de auto-limpiado.
42
2. Encapsulante: se utiliza para dar adhesión entre las células solares, la superficie
frontal y la posterior del módulo. Deberá ser impermeable al agua y resistente a
la fatiga térmica y la abrasión. El más utilizado es el EVA (etilen-vinil-acetato).
3. Cubierta posterior: Debe ser impermeable y con baja resistencia térmica. Nor-
malmente se utiliza una película de Tedlar adosada en toda la superficie del mó-
dulo, aunque también existen modelos que emplean una nueva capa de Tedlar y
un segundo vidrio.
4. Células solares y sus conectores: las cintas de interconexión eléctrica suelen ser
de aluminio o acero inoxidable, y se sueldan de forma redundante, con dos con-
ductores paralelos para aumentar la recolección de portadores en ambas caras de
la célula.
Figura 10 Sección transversal de un módulo fotovoltaico
Los bordes del bloque así laminado se protegen de la posible exfoliación con una junta
de neopreno, y todo el conjunto va incrustado en un marco de aluminio adherido
43
normalmente con silicona, que le proporciona resistencia mecánica y está preparado
para permitir su instalación y ensamblaje en cualquier estructura. Se incorpora también
una caja de conexiones externa (normalmente adherida con silicona en la parte
posterior) que cuenta con dos bornes de salida, positivo y negativo, para permitir la
conexión de módulos. Ésta ha de ser de cierre hermético y resistente a la intemperie
para proteger las conexiones del módulo, y en algunos casos lleva incorporados diodos
de protección.
3.3 Curva Característica del Módulo Fotovoltaico
3.3.1 Terminología
La representación estándar de un dispositivo fotovoltaico es la característica corriente-
tensión (figura 11). La curva representa las posibles combinaciones de corriente y
voltaje para un dispositivo fotovoltaico bajo unas condiciones ambientales
determinadas. El punto concreto de corriente y voltaje en el que el dispositivo
fotovoltaico trabajará vendrá determinado por la carga a la que esté conectado.
44
Figura 11 Curva característica, con sus principales elementos, de una célula fotovoltaica
Los principales parámetros de la característica I-V del dispositivo fotovoltaico, según se
señalan en la figura 11, son:
o Corriente de cortocircuito (Isc): es la máxima corriente que producirá el
dispositivo bajo unas condiciones definidas de iluminación y temperatura,
correspondientes con un voltaje igual a cero.
o Voltaje de circuito abierto (Voc): es el máximo voltaje del dispositivo bajo unas
condiciones determinadas de iluminación y temperatura, correspondientes a una
corriente igual a cero.
o Potencia máxima (Pm): es la máxima potencia que producirá el dispositivo en
unas condiciones determinadas de iluminación y temperatura, correspondiente al
par máximo V x I.
Curva I-V
Curva potencia P = I·V
Potencia máxima: Pm = Im · Vm
45
o Voltaje en el punto de máxima potencia (Vm): es el valor de voltaje para Pm en
unas condiciones determinadas de iluminación y temperatura.
o Corriente en el punto de máxima potencia (Im): es el valor de corriente para Pm
en unas condiciones determinadas de iluminación y temperatura.
o Factor de forma o fill factor (FF): es el valor correspondiente al cociente entre
Pm y el producto Isc y Voc. Puede venir expresado en tanto por ciento o tanto por
1, siendo el valor 100% el que correspondería a un hipotético perfil de curva
cuadrado, no real. Nos da una idea de la calidad del dispositivo fotovoltaico,
siendo éste tanto mejor cuanto más alto sea su factor de forma.
Generalmente las células dentro del módulo fotovoltaico se asocian en serie, con el fin
de obtener valores de voltajes más apropiados para su conexión a distintas cargas o a
una batería (el voltaje de una célula estándar suele ser de unos 0,6V). El voltaje total del
módulo dependerá, por tanto, del número de células asociadas en serie. Por el contrario,
la corriente que podremos obtener del módulo fotovoltaico va a depender básicamente
del tipo y tamaño de células (suponiendo que no haya células conectadas en paralelo en
el interior del módulo). Una célula clásica de silicio cristalino de 100 cm2 de área suele
ofrecer unos 3 A, aunque actualmente se están produciendo células de tamaños muchos
más grandes, pudiendo rendir hasta 5 o 7 A.
46
3.3.2 Ecuación Característica
La curva característica corriente tensión de una célula fotovoltaica puede describirse
con suficiente precisión por la ecuación:
I = I − I · exp · ·!" − 1$ − % Ecuación 1
Donde IL es la corriente fotogenerada, IO es la corriente inversa de saturación del diodo,
vt es el voltaje térmico ( v' = K · T e* , siendo K la constante de Boltzman, T la
temperatura en grados Kelvin y e la carga del electrón), m es el factor de idealidad del
diodo, Rs es la resistencia serie y Rp la resistencia paralelo. Para el caso de un módulo
fotovoltaico, su característica eléctrica dependerá fundamentalmente del número de
células en serie y paralelo que posea. Si suponemos que todas la células constituyentes
de un módulo fueran iguales, la corriente generada por el módulo sería igual a la
corriente de la célula multiplicada por el número de células en paralelo, y el voltaje sería
igual al voltaje de la célula multiplicado por el número de células en serie:
I +, = I- · N/ Ecuación 2
V +, = V- · N1 Ecuación 3
donde Np y Ns son respectivamente el número de células en paralelo y en serie que
contiene el módulo según se muestra en la figura.
47
Figura 12 Esquema de conexión eléctrica en un módulo fotovoltaico
Teniendo esto en cuenta, si combinamos las ecuaciones 1, 2 y 3 se obtendría, para la
curva característica de un módulo fotovoltaico formado por células iguales y con re-
lación a los parámetros de la célula:
I N/ 2I I 3exp 4* 4%5 !" 16 4* 4%5% 7 Ecuación 4
Esta ecuación muestra el mismo comportamiento que la característica I-V de una cé-
lula, y de hecho en la práctica, cuando se habla de la ecuación característica y los pa-
rámetros fundamentales de un módulo fotovoltaico, no se suele hacer referencia a su
relación con la célula solar sino que se escribe la ecuación 1 con todos los parámetros
característicos (IL, IO, m, Rs y Rp) del módulo. La figura 14 muestra un ejemplo de la
curva característica de un módulo fotovoltaico partiendo de la misma célula y con di-
ferentes configuraciones serie paralelo. Los parámetros significativos de esta curva
son los mismos que se empleaban para el caso de células, es decir, Isc es la corriente
de cortocircuito, Voc es el voltaje de circuito abierto, Vm e Im son los valores de volta-
je y corriente correspondientes al punto de máxima potencia Pm y FF es el “Factor de
48
Forma” (FF V I V+- I1-* ) que nos da una idea de la calidad de la curva. Los
valores fundamentales de estos parámetros para la figura 14 aparecen en la figura 13.
Figura 13 Tabla con los parámetros característicos para las curvas de la figura 14
Figura 14 Curva característica del módulo fotovoltaico para diferentes combinaciones serie-paralelo de la célula
solar
49
3.3.3 Factores que afectan la característica I-V del generador
La curva característica corriente tensión del generador fotovoltaico se ve afectada por
factores ambientales tales como la intensidad de iluminación, la temperatura y la
distribución espectral de la luz solar.
3.3.3.1 Efecto de la intensidad de iluminación (Irradiancia)
En general la irradiancia afecta principalmente a la corriente, de forma que se puede
considerar que la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico es proporcional a
la irradiancia:
I1-9G;< = I1-9G=< · >?>@ Ecuación 5
donde: Isc(G2) es la corriente de cortocircuito para un nivel de irradiancia G2
Isc(G1) es la corriente de cortocircuito para un nivel de irradiancia G1
Esta ecuación es válida para variaciones de irradiancia a temperatura constante, y
resulta una aproximación cuando ésta varía, ya que supone despreciar los efectos que la
temperatura tiene sobre la corriente de cortocircuito. Sin embargo, podemos
considerarlo como una expresión adecuada para tener una idea de cuales serían los
valores de la Isc a diferentes irradiancias ya que el error que se comete es inferior al
50
0.5%.
La figura 15 muestra un ejemplo de la influencia de la intensidad de iluminación sobre
una curva I-V medida en laboratorio desde 120 W/m2 hasta 1180 W/m2 y temperatura
constante.
Figura 15 Efecto de la irradiancia sobre la característica I-V de un generador fotovoltaico
3.3.3.2 Efecto de la temperatura
La temperatura afecta principalmente a los valores de voltaje de la característica I-V, y
tiene su mayor influencia en el voltaje de circuito abierto, aunque también modifica los
valores del punto de máxima potencia y el valor de Isc (éste muy ligeramente). En la
figura 16 puede verse un ejemplo de la variación de la curva característica I-V en un
generador fotovoltaico al variar la temperatura manteniendo la irradiancia constante.
51
V+-9T-< = V+-∗ + βDE9T- − TF∗< + N1VG ln J EE∗K Ecuación 6
Donde Ns es el número de células conectadas en serie y VT es la temperatura térmica:
VG = m MGE9N<O Ecuación 7
Donde m es el factor de idealidad del diodo (que para el modelo de una exponencial
utilizado tiene un valor típico m=1,3), k es la constante de Boltzmann, q es la carga del
electrón y Tc está expresada en Kelvin.
Figura 16 Efecto de la variación de la característica I-V del generador fotovoltaico al variar la temperatura
manteniendo la irradiancia constante
52
3.3.3.3 Efecto del contenido espectral de la luz
Dependiendo de la época del año y la hora de medida el espectro presenta pequeñas
desviaciones respecto al espectro considerado estándar en la superficie terrestre. Si se
realiza una medida del espectro en el momento de tomar la característica I-V puede rea-
lizarse una pequeña corrección multiplicando la corriente de cortocircuito por el “factor
espectral”, obtenido de la comparación del espectro estándar y el espectro en condicio-
nes experimentales. Esta corrección suele ser muy pequeña y se utiliza cuando se re-
quiere elevada precisión por tratarse de calibraciones de células o módulos fotovoltai-
cos.
3.3.4 Condiciones de referencia
Dado que la curva característica del módulo fotovoltaico cambia con las condiciones
ambientales, es necesario definir una serie de condiciones de operación para poder
contrastar los valores de distintos fabricantes y extrapolar a partir de ellas a otras
condiciones deseadas. Las condiciones más empleadas son:
3.3.4.1 Condiciones Estándar de Medida (CEM)
Son las de uso más generalizado y universal, y vienen definidas por:
Irradiancia 1000 W/m2
Distribución espectral AM 1.5G
53
Incidencia normal
Temperatura de la célula 25ºC
Normalmente los parámetros característicos de los módulos o células incluidos en las
hojas de especificaciones técnicas de los fabricantes vienen definidos en estas
condiciones. Sin embargo la experiencia muestra que pocas veces los módulos
fotovoltaicos alcanzan estas condiciones, ya que con un nivel de irradiancia de 1000
W/m2 que puede alcanzarse al mediodía, los módulos adquieren temperaturas de más de
25ºC, a no ser que sea un día claro de invierno. Es por esto por lo que se definen
además, otras condiciones que pretenden representar el comportamiento del módulo de
manera más realista.
3.3.4.2 Condiciones Nominales de Operación (CNO)
Vienen definidas por:
Irradiancia 800 W/m2
Temperatura Tª de Operación Nominal de la Célula (TONC)
Velocidad del viento 1 m/s
Temperatura ambiente 20ºC
Donde TONC es lo que se define como la temperatura nominal de operación de la célu-
la, y representa la temperatura que alcanzarían las células solares para un nivel de irra-
54
diancia de 800 W/m2, temperatura ambiente de 20ºC, velocidad del viento de 1 m/s e
incidencia normal. El valor de la TONC también viene incluido en las hojas de caracte-
rísticas técnicas de los módulos, y para un módulo de silicio monocristalino suele estar
en torno a los 47ºC. Además, existen normas internacionales que indican la forma de
calcular esta temperatura. Dado que las condiciones nominales de operación hacen refe-
rencia a la temperatura ambiente, y no a la temperatura del módulo, se hace necesaria
una expresión que relacione ambas. Se puede considerar una buena aproximación:
T- = TP + 4FGQ;RSRR · G Ecuación 8
donde: Tc es la temperatura de la célula o módulo
Ta es la temperatura ambiente
NOCT es la Temperatura de Operación Nominal de la Célula
G es la irradiancia
3.3.5 Eficiencia de módulo fotovoltaico
Para el caso de un generador fotovoltaico, la eficiencia sería el cociente entre la poten-
cia producida por el dispositivo y la potencia solar incidente. Sin embargo, existen va-
rias maneras de definir la eficiencia del generador fotovoltaico, dependiendo del área
del mismo que se tenga en cuenta. Así, en los catálogos de fabricantes y en bibliografías
de referencia podemos encontrar:
55
3.3.5.1 Eficiencia con respecto al área total
Esta definición implica la relación entre la máxima potencia generada por el dispositivo
y la cantidad de radiación solar incidente en el dispositivo completo. Por dispositivo
completo se entiende el área total del módulo, incluyendo células, espacio intercelular,
contactos y marco del mismo.
ŋUVWP'+'PX = P PZ 9AG · GG<* Ecuación 9
Donde ŋAreatotal es la eficiencia con respecto al área total, Pmax es la potencia máxima que
puede generar el dispositivo, AT es el área total del mismo y GT es la irradiancia solar
incidente total.
3.3.5.2 Eficiencia con respecto al área de célula
Es una versión modificada de la anterior, en la que solo se considera el área cubierta por
células dentro del módulo, ignorando el espacio entre células y el marco del módulo. De
esta manera se evita el efecto de marcos muy grandes, que en realidad no afectan a la
calidad de las células fotovoltaicas.
La expresión sería la misma que la de la ecuación 9, sustituyendo el área total por el
área de las células AT.
56
3.3.5.3 Eficiencia con respecto al área activa de la célula
Esta definición implica el cálculo de la eficiencia basada solamente en el área del
dispositivo que está expuesta a la luz solar incidente. Las áreas sombreadas por los
contactos o rejillas de las células no estarían incluidas. Esta es la eficiencia que nos
ofrece siempre un valor mayor, aunque normalmente solo se utiliza para células
individuales y en resultados de laboratorio, y no en dispositivos comerciales acabados.
3.4 Tipos de módulos fotovoltaicos
En todos los tipos de energías renovables existen uno o varios elementos dentro del sis-
tema, los cuales determinan en gran parte el funcionamiento global del sistema. En la
energía solar fotovoltaica el elemento más importante del sistema es el módulo fotovol-
taico.
En función del material utilizado para su fabricación, podemos hablar de distintos tipos
de células solares. Según esto, se dividen en tres tipos principalmente (aunque actual-
mente se están barajando nuevas tecnologías), estas son:
57
- Células monocristalinas, las cuales se componen de secciones de un único cristal
de silicio, basadas en secciones de barra de silicio perfectamente cristalizado en
una sola pieza.
- Células policristalinas, están formadas por pequeñas partículas cristalizadas, se
basan en secciones de una barra de silicio que se ha estructurado desordenada-
mente en forma de pequeños cristales. Visualmente son reconocibles por tener
su superficie de aspecto granulado.
- Células de película delgada, también denominadas de silicio amorfo, basadas
también en el silicio, pero a diferencia de los dos anteriores, este material no si-
gue estructura cristalina alguna.
Figura 17 Módulo solar policristalino Figura 18 Módulo solar monocristalino
58
Figura 19 Módulo solar amorfo Figura 20 Módulo solar flexible
59
CAPÍTULO 4
BANCO DE ENSAYO
60
4.1 Descripción del banco de ensayo
El banco de ensayo es el núcleo del presente proyecto.
Éste comprende el bastidor de soporte de los módulos solares fotovoltaicos, el armario
eléctrico situado en la azotea de la escuela, el armario eléctrico situado en el interior del
laboratorio y el cableado entre ambos armarios.
La disposición es la siguiente: uno de los armarios eléctricos y el bastidor se encuentran
en la azotea del edificio de la EUITT (figuras 21 y 22 respectivamente). El segundo
armario se encuentra en el laboratorio 7016, Laboratorio de Optoelectrónica. Ingeniería
fotovoltaica, dentro del departamento de ingeniería de circuitos y sistemas (ICS) de la
EUITT (figura 23).
Figura 21 Bastidor
61
Figura 22 Armario intemperie
Figura 23 Armario del laboratorio
La configuración de los armarios eléctricos es la siguiente: una plancha de baquelita
perforada contiene 12 bornes para conectar cables de potencia y 12 bornes para conectar
cables de señal. A derecha e izquierda de las dos filas de los bornes de potencia hay dos
carriles para guiar los cables de los aparatos, componentes, etc. que se conecten a esos
borneros.
62
En la parte izquierda del interior del armario se ha colocado un carril por donde pasan
los cables de potencia y señal que unen cada par de bornes de potencia y señal del
armario intemperie con el armario del laboratorio.
El armario intemperie está fijado a la azotea del edificio mediante una estructura
metálica que evita que se desplace en caso de vientos fuertes. Asimismo se le ha
colocado en la parte superior del mismo un tejadillo para mejor protección contra la
lluvia.
El armario del laboratorio está fijado a la pared a una altura adecuada para realizar con
comodidad las conexiones que se precisen.
Los cables que conectan los borneros de ambos armarios (tanto cable de señal como
cable de potencia) van a través del falso techo del laboratorio y por la canaleta fijada a
la estructura del edificio (figura 24).
Figura 24 Canaleta fijada a la estructura del edificio
63
El primer par de cables de señal junto con el primer par de cables de potencia situados
en la parte superior de la plancha de baquelita de uno de los armarios eléctricos se
corresponden con el primer par de cables de señal y el primer par de cables de potencia
situados en la parte superior de la plancha de baquelita del otro armario (véase figura
25). La misma disposición se da para el resto de posiciones.
Figura 25 Disposición de los conectores
En el armario intemperie vamos a conectar los equipos (células solares, módulos
fotovoltaicos, etc.) de los que queramos obtener datos.
Para la obtención de esos datos, conectaremos los aparatos de medida que precisemos
en el armario del laboratorio teniendo presente que deberemos utilizar la misma fila de
bornes en el armario del laboratorio que los utilizados en el armario intemperie
64
4.2 Carga capacitiva
La carga capacitiva es el equipo que utilizaremos para medir la curva I-V de los
módulos fotovoltaicos. En el Anexo I se detalla el diseño y procedimiento de utilización
de la carga capacitiva para la medida de módulos fotovoltaicos.
La carga utilizada para nuestras pruebas es una carga doble, lo que significa que tiene
dos circuitos gemelos para medir dos módulos simultáneamente. De esta forma
medimos la curva I-V del módulo patrón y la del módulo bajo estudio en el mismo
instante de tiempo, con lo que la medida resulta más fiable al hacerlo con unas
condiciones ambientales exactamente iguales.
La figura 26 muestra el interior de la carga utilizada para nuestras medidas. En ella
podemos observar:
1. Circuitos de control
2. Condensadores de carga
3. Resistencias de potencia
4. Batería de 9V con la que se realiza la precarga negativa
5. Batería que alimenta el circuito de control.
65
Figura 26 Interior de la carga capacitiva
La figura 27 muestra el panel frontal con el interruptor de carga/descarga, el pulsador de
disparo (carga o descarga los condensadores dependiendo de la posición del interruptor
de carga/descarga), el pulsador para la precarga negativa y un fusible de protección.
Figura 27 Panel frontal de la carga
1
2
3
4
5
66
La figura 28 muestra el panel trasero con el interruptor del circuito de control (On/Off),
las tomas para el cargador de la batería que alimenta el circuito de control, las tomas
para medir la tensión en los condensadores y las tomas para conectar los módulos
solares que cargarán los condensadores.
Figura 28 Panel trasero de la carga
67
CAPÍTULO 5
CASO PRÁCTICO
68
5.1 Módulos y célula solar del estudio
Durante los días 20 y 25 de junio de 2012 se llevaron a cabo una serie de medidas de los
módulos con el fin de tomar la curva característica I-V de ambos módulos en
condiciones reales y poder extrapolar la característica a CEM.
Los módulos y célula fotovoltaica que se utilizaron para la toma de medidas fueron los
siguientes:
- Célula solar calibrada para la medida de la irradiancia (figura 29 a)
- Módulo de referencia: BP 1245 12V (figura 29 b)
- Módulo de prueba: Isofotón I-80S/12 (figura 29 c)
Las características eléctricas y de fabricación de ambos módulos y de la célula solar se
detallan en el anexo IV.
69
(a)
(b) (c)
Figura 29 Célula solar calibrada (a), Módulo de referencia (b), Módulo de prueba (c) del caso práctico
La disposición de los elementos en el bastidor se muestra en la figura 30.
70
Figura 30 Disposición de los elementos situados en el bastidor
5.2 Metodología del estudio
Las condiciones en las que se realizan las medidas normalmente son muy distintas a las
fijadas por las CEM. Esto hace necesario conocer las condiciones particulares de
operación en que se toman todas las muestras de los módulos. De esta forma podremos
extrapolar los resultados obtenidos a las condiciones estándar de medida, a las
condiciones nominales de operación o a cualquier otras condiciones que deseemos.
En nuestro caso, como sensor de irradiancia utilizamos tanto la célula solar como el
módulo de referencia y como sensor de temperatura, el módulo de referencia (de ellos
hablamos en el apartado anterior), ambos calibrados por un laboratorio acreditado. Al
71
estar calibrados conocemos sus características eléctricas en CEM. Lo ideal sería que el
módulo de referencia y la célula fueran idénticos al módulo de prueba.
Para realizar las pruebas situamos el módulo de referencia y la célula coplanares al
módulo de prueba en la misma estructura (figura 31). De esta forma podemos asumir
que tanto la célula como los dos módulos están trabajando en las mismas condiciones de
operación.
Figura 31 Módulos y célula coplanarios
Para capturar los valores de tensión de circuito abierto del módulo de referencia y del
módulo de prueba, conectamos directamente los cables de los módulos a las entradas
Módulo 1 y Módulo 2 de la carga capacitiva (véase figura 28). De ese punto, tomamos
la señal que conectamos a Vref y V de nuestro osciloscopio de medida que consta de dos
entradas (corriente y tensión) para el módulo de referencia, y otras dos entradas
(corriente y tensión) para el módulo de prueba (figura 33 y figura 34). Para capturar los
72
valores de corriente de cortocircuito del módulo de referencia y del módulo de prueba,
conectamos los cables de ambos módulos a dos shunts1 de 100 mV/A (figura 32). De
los shunts salen los cables hacia las entradas Iref e I del osciloscopio de medida.
Figura 32 Shunt 100 mV/A
Figura 33 Picoscope Figura 34 Entradas de las señales
1 Un shunt es un resistor de resistencia casi nula (es prácticamente un cortocircuito) que nos permite medir la corriente que pasa por el circuito. El valor de esta corriente es igual al producto de la tensión (mV) medida en bornes del shunt por la relación entre sus características (en este caso es el cociente entre 1A y 100 mV)
73
Una vez obtenidos los valores Isc y Voc del módulo de referencia y del módulo de prueba
podemos calcular la temperatura de la célula y la irradiancia a través de las siguientes
relaciones:
G = G∗ · E,]^_E,]^_∗ [a ?] Ecuación 10
TF = DE,]^_QDE,]^_c∗deDE ∙4g,]^_·9GE∗;hi<4g,]^_∙jdeDEk∙lm ∙noE,]^_oE,]^_c∗p
− 273[°C] Ecuación 11
V+-,VWv e I1-,VWv es la tensión de circuito abierto y la corriente de cortocircuito
respectivamente del módulo de referencia calibrado.
V+-,VWvF∗ e I1-,VWvF∗ es la tensión de circuito abierto y la corriente de cortocircuito
respectivamente del módulo calibrado correspondiente a las CEM.
βDE es el coeficiente de temperatura de la tensión de circuito abierto, que para el silicio
toma un valor típico de -2,3 mV/ºC por célula.
Nw,VWv es el número de células en serie que presenta el módulo de referencia.
es el factor de idealidad del diodo, que para el modelo de una exponencial utilizado
tiene un valor típico = 1,3.
x es la constante de Boltzmann (1,38·10-23 J/K).
y es la carga del electrón (1,602·10-19 C).
74
Para minimizar al máximo las posibles diferencias de Tc entre ambos módulos, lo ideal
sería utilizar módulos lo más parecido posibles, si no idénticos.
Para el cálculo de la temperatura de célula, la expresión que empleamos utiliza factores
que toman sus valores más frecuentes pero que pueden variar según la tecnología
(ecuación 11). Más concretamente, nos referimos al coeficiente de temperatura de la
tensión βDE, y al factor de idealidad del diodo, m.
En este caso disponemos del valor medido de βDE para el módulo de referencia y el
módulo de prueba (anexo IV).
5.3 Medidas realizadas
El análisis de la operación de módulos fotovoltaicos requiere en primer lugar la medida
experimental de los puntos de corriente y tensión en los que puede estar trabajando el
módulo. Es lo que se conoce como curva característica I-V. Para ello usamos la carga
capacitiva implementada en el IES con la que podemos realizar el barrido de estos
puntos, los cuales adquirimos y almacenamos mediante el osciloscopio.
Una vez que hemos capturado la curva I-V es necesario realizar un tratamiento a sus
puntos para eliminar el ruido que puede estar presente en ellos, así como para calcular
los parámetros característicos del módulo: corriente de cortocircuito, Isc, tensión de
75
circuito abierto, Voc, corriente de máxima potencia, Im, tensión de máxima potencia, Vm,
potencia máxima, Pm y factor de forma, FF. Un posible procedimiento para el cálculo de
estos parámetros podemos verlo en el anexo II.
Los valores obtenidos directamente de la característica I-V corresponden con unas
condiciones de operación que no coinciden con las CEM. Por ello no podemos
compararlos con los valores característicos de fábrica del módulo bajo estudio, valores
conocidos a priori y que están especificados a las CEM (Isc*, Voc
*, Im*, Pm
* y FF*).
Por tanto, es necesario traducir los parámetros de la curva capturada en condiciones
reales de operación a las CEM.
Para conocer las condiciones de operación en las que se ha efectuado la medida, es
necesario conocer la irradiancia incidente y la temperatura de célula alcanzada por el
módulo, G y TC respectivamente.
Una vez calculadas las condiciones de operación en las que hemos realizado la medida
del módulo, podemos extrapolar la curva I-V a CEM para comparar su funcionamiento
real respecto al teórico esperado.
Partimos de la hipótesis de que la corriente de cortocircuito varía de manera lineal con
la irradiancia incidente. De esta forma:
76
I1-∗ = I1- · >∗> [A] Ecuación 12
La corriente de cortocircuito presenta una ligera dependencia con la temperatura de la
célula, el espectro de irradiancia y el ángulo de incidencia. Los efectos del espectro y
del ángulo de incidencia se tienen en cuenta intrínsecamente al medir G mediante la
célula calibrada o el módulo fotovoltaico de referencia (ambos coplanares). La
dependencia con la temperatura puede despreciarse ya que la corrección que produce es
mínima.
Si sustituimos el valor de la irradiancia G calculada a partir del módulo de referencia
que utilizamos como sensor (ecuación 10), obtenemos:
I1-∗ = I1- · gc,]^_c∗gc,]^_ [A] Ecuación 13
Donde IwF,VWv es el valor de la corriente de cortocircuito obtenido directamente del
módulo de referencia con la irradiancia incidente e IwF,VWvF∗es el valor de corriente de
cortocircuito del módulo de referencia calibrado en CEM.
También podemos sustituir directamente el valor de G obtenido de la célula solar
calibrada en la ecuación 12 y obtendríamos el valor de I1-∗ (para calcular la irradiancia
incidente con la célula solar basta con medir la tensión en bornes de la misma con un
polímetro. La correspondencia tensión-irradiancia es la que sigue: 124,2 mV
corresponde a un valor de irradiancia de 1000 W/m2)
Para el resto de puntos de corriente deberíamos utilizar una expresión similar
77
recurriendo a los demás valores de la curva del módulo calibrado. Habitualmente no se
poseen estos valores, salvo el asociado a la corriente de máxima potencia I ,VWvF∗. Por
ello utilizamos la misma relación que, aunque no sea del todo correcta, constituye una
aproximación bastante razonable:
I∗ = I · gc,]^_c∗gc,]^_ [A] Ecuación 14
En la extrapolación de la tensión elegimos la expresión [8]:
V∗ = V − N1 ∙ βDE ∙ 9T- − T-∗<[V] Ecuación 15
Esta expresión da unos resultados aceptablemente lineales y no tiene en cuenta el
término que introduce el efecto de la irradiancia (ya que la tensión depende
fundamentalmente de la temperatura de la célula, siendo muy inferior la influencia de la
irradiancia, especialmente cuando nos encontramos cerca de los 1000 W/m2). Tampoco
tiene en cuenta el factor de idealidad del diodo, que es un parámetro del que usamos su
valor más típico en el modelo de una exponencial (m=1,3), pero que puede tomar
valores entre 1 y 2.
Una vez descritos los métodos de medida, de extrapolación, el módulo de referencia, la
célula solar y el módulo de prueba sobre el que vamos a realizar el estudio solo falta
presentar los resultados obtenidos tras las medidas realizadas los días 20 y 25 de junio
de 2012.
78
Las condiciones climatológicas de ambos días eran aptas para realizar las medidas. El
cielo estaba despejado y el viento era inexistente el primer día y muy suave el segundo
día. Las medidas fueron tomadas entre las 16h y las 17:30h. 11 medidas se tomaron el
día 20 y 8 medidas el día 25. La temperatura ambiental rondaba los 33º C.
La irradiancia registrada osciló entre los 934 W/m2 de mínima y los 1047 W/m2 de
máxima (datos obtenidos de la célula solar calibrada) y la temperatura de célula desde
los 41º C de mínima hasta los 69º C de máxima (dato obtenido del módulo solar de
referencia BP).
Debido a que las condiciones climatológicas de ambos días eran casi idénticas y que los
resultados obtenidos en todas las muestras son muy similares, vamos a exponer los
resultados de dos pruebas correspondientes a una del día 20 de junio y a otra del día 25
de junio (los resultados de estas dos pruebas los hacemos extensibles al resto de las
pruebas realizadas los mismos días), más concretamente:
- Para el primer caso, la prueba se realizó el día 20 de junio a las 16:40
horas con una irradiancia de 934 W/m2 (valor de la célula solar: 116 mV)
- Para el segundo caso, la prueba se realizó el día 25 de junio a las 16:18
horas con una irradiancia de 1002 W/m2 (valor de la célula solar: 124,4
mV)
Finalmente daremos los resultados de los parámetros característicos (Isc, Voc, Im, Vm, Pm,
Isc*, Voc*, Im*, Vm*, Pm*) de todas las pruebas realizadas tanto del día 20 como del día
25 para extraer las conclusiones a cerca de los resultados extrapolados a CEM.
79
Los resultados obtenidos de la prueba realizada en condiciones reales de operación el
día 20 de junio a una G = 948 W/m2 y una Tc = 41,81ºC fueron los que se exponen a
continuación:
Figura Figura 36 Curva I-V del módulo de prueba Isofotón día
20 de junio
Las gráficas nos muestran las curvas I-V del módulo de referencia y del módulo de
prueba una vez filtradas y eliminados los valores negativos. Los valores más
significativos son:
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
0,0
0
3,2
5
6,2
5
9,4
1
12
,36
15
,23
17
,28
18
,53
19
,19
19
,51
19
,67
19
,83
Corriente BP (A)
Potencia BP (W)
P (W)
V (V)
Pm
0
10
20
30
40
50
60
70
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
0,0
2
3,5
5
6,9
6
10
,47
13
,84
16
,69
18
,23
19
,03
19
,34
19
,55
19
,63
19
,72
Corriente Isofotón (A)
Potencia Isofotón (W)
I (A)
Voc
I (A)
Isc
Voc
V (V)
P (W)
Isc Pm
Figura 35 Curva I-V del módulo de referencia BP
día 20 de junio
80
Módulo de referencia BP Módulo de prueba Isofotón
Isc = 2,59 A Isc = 4,27 A
Voc = 19,93 V Voc = 19,77 V
Pm = 34,75 W Pm = 60,45 W
Im = 2,26 A Im = 3,941 A
Vm = 15,37 V Vm = 15,337 V
Figura 37 Tabla con los valores característicos de las curvas I-V de los dos módulos en el día 20 de junio
Como dijimos anteriormente, el valor de la irradiancia registrado por la célula solar en
el momento de la toma de las medidas era de 934 W/m2.
Calculamos seguidamente el valor de Tc de ambos módulos así como el valor de la
irradiancia incidente mediante el módulo solar calibrado.
Aplicando la ecuación 10 para el cálculo de la irradiancia, obtenemos:
- G = 948W/m;
Observamos que existe una diferencia en el valor obtenido de la irradiancia incidente
(934 W/m2 de la célula solar frente a los 948 W/m2 del módulo). Ello puede ser debido
a múltiples factores como son la tecnología empleada en la construcción de los mismos,
tanto en el tipo de silicio empleado, como en los materiales de la cubierta frontal y
posterior, las dimensiones de la célula, respuesta espectral de la célula, las dimensiones
del módulo, etc.
Por todo ello, decidimos utilizar el valor de irradiancia obtenido mediante el módulo
81
fotovoltaico de referencia, para la realización de futuros cálculos, al tener unas
características de construcción más próximas al módulo fotovoltaico de prueba (mismo
número de células, mismo material de la cubierta frontal, etc.) y de esta manera
intentamos disminuir la incertidumbre existente en la medida de las condiciones de
operación.
Aplicando la ecuación 11 para el cálculo de la temperatura de la célula, obtenemos los
siguientes valores:
- Módulo BP: Tc = 41,81°C
- Módulo Isofotón: Tc = 40,96°C (este valor lo damos como dato para
comparar con la temperatura calculada del módulo de referencia)
Una vez hemos calculado los valores de temperatura de célula y de irradiancia y
aplicando las ecuaciones 14 y 15 para el cálculo de los valores de corriente y de tensión
en CEM obtenemos las siguientes gráficas. Los valores característicos de estas gráficas
se detallan a continuación de las mismas.
82
Figura 38 Curva I-V en CEM del módulo de referencia BP Figura 39 Curva I-V en CEM del módulo de prueba en
el día 20-6 Isofotón el día 20-6
Módulo de referencia BP Módulo de prueba Isofotón
Isc* = 2,73 A Isc* = 4,61 A
Voc* = 21,3 V Voc* = 21,11 V
Pm* = 39,93 W Pm* = 70,95 W
Im* = 2,44 A Im* = 4,25 A
Vm* = 16,35 V Vm* = 16,68 V
Figura 40 Tabla con los valores característicos en CEM de las curvas I-V de los dos módulos en el día 20-6
Los resultados obtenidos de la prueba realizada el día 25 de junio a una G = 1018 W/m2
y una Tc = 67,76 ºC fueron los siguientes:
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,51
,34
4,5
9
7,5
9
10
,76
13
,70
16
,57
18
,62
19
,87
20
,53
20
,86
21
,02
21
,18
Corriente BP (A)
Potencia BP (W)
Isc*
I (A) P (W)
V (V)
Voc*
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
1,3
6
4,8
9
8,3
1
11
,82
15
,19
18
,04
19
,57
20
,37
20
,69
20
,89
20
,97
21
,06
Corriente ISO (A)
Potencia ISO (W)
I (A) P (W)
V (V)
Isc*Pm*
Voc*
Pm*
83
Figura 41 Curva I-V del módulo de referencia BP Figura 42 Curva I-V del módulo de prueba Isofotón
el día 25 de junio el día 25 de junio
Las gráficas nos muestran las curvas I-V del módulo de referencia y del módulo de
prueba una vez filtradas y eliminados los valores negativos. Los valores más
significativos son:
Módulo de referencia BP Módulo de prueba Isofotón
Isc = 2,79 A Isc = 4,60 A
Voc = 17,97 V Voc = 17,648 V
Pm = 31,93 W Pm = 54,636 W
Im = 2,47 A Im = 4,154 A
Vm = 12,93 V Vm = 13,154 V
Figura 43 Tabla con los valores característicos de las curvas I-V de los dos módulos en el día 25 de junio
0
5
10
15
20
25
30
35
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,00
,00
2,5
3
5,1
1
7,5
2
9,9
4
12
,29
14
,20
15
,50
16
,41
17
,04
17
,38
17
,64
Corriente BP (A)
Potencia BP (W)
P (W)
V (V)
Isc
Voc
Pm
0
10
20
30
40
50
60
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
0
3,6
6
6,5
6
9,4
7
12
,26
14
,49
15
,82
16
,58
17
,03
17
,28
17
,46
17
,52
Corriente ISOFOTÓN (A)
Potencia Isofotón (W)
I (A)
V (V)
Isc Pm
Voc
I (A) P (W)
84
El valor de irradiancia registrado por la célula solar en el momento de la toma de las
medidas era de 1002 W/m2.
Calculamos seguidamente el valor de Tc de ambos módulos así como el valor de la
irradiancia incidente mediante el módulo solar calibrado.
Aplicando la ecuación 10 para el cálculo de la irradiancia, obtenemos:
- G = 1018W/m;
Aplicando la ecuación 11 para el cálculo de la temperatura de la célula, obtenemos los
siguientes valores:
- Módulo BP: Tc = 67,76°C
- Módulo Isofotón: Tc = 71,24°C (este valor lo damos como dato para
comparar con la temperatura calculada del módulo de referencia)
Una vez hemos calculado los valores de temperatura de célula y de irradiancia y
aplicando las ecuaciones 14 y 15 para el cálculo de los valores de corriente y de tensión
en CEM obtenemos las siguientes gráficas.
85
Figura 46 Curva I-V en CEM del módulo Figura 45 Curva I-V en CEM del módulo de prueba
de prueba BP el día 25-6 Isofotón el día 25-6
Los valores característicos de estas gráficas se detallan en la siguiente tabla:
Figura 46 Tabla con los valores característicos en CEM de las curvas I-V de los dos módulos en el día 25-6
A continuación se exponen los resultados de las medidas de ambos días. Según hemos
comentado anteriormente, poseemos 19 capturas de la característica I-V de ambos
módulos.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,03
,42
5,9
5
8,5
3
10
,94
13
,36
15
,71
17
,62
18
,92
19
,83
20
,46
20
,80
21
,06
Corriente BP (A)
Potencia BP (W)
P (W)
V (V)
Pm*
Voc*
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
3,4
3
7,0
9
9,9
9
12
,90
15
,70
17
,92
19
,25
20
,01
20
,47
20
,71
20
,89
20
,95
Corriente ISOFOTÓN (A)
Potencia Isofotón (W)
I (A) P (W)
V (V)
Pm*
Voc*
Módulo de referencia BP Módulo de prueba Isofotón
Isc* = 2,76 A Isc* = 4,7 A
Voc* = 17,97 V Voc* = 21,08 V
Pm* = 31,93 W Pm* = 70,7 W
Im* = 2,47 A Im* = 4,399 A
Vm* = 12,93 V Vm* = 16,07 V
I (A)
Isc* Isc*
Figura 44 Curva I-V en CEM del módulo de
referencia BP el día 25-6
86
En las siguientes gráficas se representan los valores de Isc, Im, Voc, Vm, Pm y FF. Estas
medidas corresponden a condiciones reales de operación con G entre 945 W/m2 y 1082
W/m2 y con Tc entre 41º C y 69º C (datos obtenidos del módulo solar de referencia BP).
Como se aprecia en la gráfica de las corrientes, éstas crecen de manera lineal con la
irradiancia. La influencia con la temperatura de la célula es despreciable, lo que queda
reflejado en la concentración de los puntos.
Al igual que la corriente, la potencia máxima muestra una relación lineal con G, de
manera que a mayor potencia luminosa incidente mayor potencia eléctrica se extrae del
módulo fotovoltaico. No obstante, la dispersión de los puntos es mayor, lo que indica
que existe una ligera dependencia con Tc.
Las tensiones también presentan relaciones lineales, pero en este caso con la
temperatura de la célula: al aumentar Tc disminuyen las tensiones. Los puntos están
bastante agrupados y su pequeña dispersión permite considerar que la tensión es
independiente de G, aunque en menor grado que en el caso de las corrientes con Tc.
Todos estos resultados son acordes con lo esperado a priori según lo indicado en la
literatura [6], [9], [12], [13].
87
Figura 47 Variación de la Isc e Im con G
Figura 48 Variación de Voc y Vm con Tc
3
3,5
4
4,5
5
5,5
920 940 960 980 1000 1020 1040 1060 1080 1100
Isc ImTendencia Isc Tendencia Im
I (A)
G (W/m2)
10
12
14
16
18
20
22
35 40 45 50 55 60 65 70 75
Voc Vm
Tendencia Voc Tendencia Vm
V (V)
Tc (°C)
88
Figura 49 Variación de Pm con G
Figura 50 Variación de FF con G
45
50
55
60
65
70
920 940 960 980 1000 1020 1040 1060 1080 1100
PmTendencia Pm*
P (W)
G (W/m2)
0,665
0,670
0,675
0,680
0,685
0,690
0,695
0,700
0,705
0,710
0,715
0,720
930 980 1030 1080 G (W/m2)
FF
89
Figura 51 Variación de FF con Tc
Cuando se realiza la extrapolación a CEM, el deseo es que, sean cuales sean las
condiciones reales de partida, se obtengan siempre los mismos resultados. Gráficamente
se traduce en que se espera que los distintos parámetros extrapolados de la característica
I-V resulten ser valores constantes independientes de los valores de G y de Tc de la
medida real.
Las siguientes gráficas muestran los valores extrapolados de Isc*, Im*, Voc*, Vm*, Pm* y
FF*.
0,665
0,67
0,675
0,68
0,685
0,69
0,695
0,7
0,705
0,71
0,715
0,72
35 45 55 65 75
FF
Tc (°C)
90
Figura 52 Gráficas de las corrientes extrapoladas Isc
* e Im
*
En la figura 52 se muestran los valores extrapolados de corriente de cortocircuito y de
corriente del punto de máxima potencia (ecuación 14). Se observa que la traslación no
es ideal ya que obtenemos una tendencia casi plana en la corriente de cortocircuito y
decreciente en la del punto de máxima potencia cuando lo esperado era una tendencia
creciente con la irradiancia. Suponiendo que el módulo de referencia y el de prueba
tienen la misma respuesta espectral (ambos son de silicio monocristalino), este efecto se
explica por ser las Tc diferentes, como vimos en los dos ejemplos expuestos
anteriormente.
En la siguiente figura se representa la extrapolación de la tensión de circuito abierto y la
tensión del punto de máxima potencia, según la ecuación 15.
4
4,1
4,2
4,3
4,4
4,5
4,6
920 940 960 980 1000 1020 1040 1060 1080 1100
Isc* Im*
Tendencia Isc* Tendencia Im*
I (A)
G (W/m2)
91
Figura 53 Tensión de circuito abierto y del punto de máxima potencia extrapoladas (Voc
*, Vm
*)
Tanto la tensión de circuito abierto como la tensión del punto de máxima potencia se
aproximan a una horizontal.
Lo ideal es que las extrapolaciones de todas las variables desemboquen en puntos
concentrados en torno a una línea horizontal.
La extrapolación que más nos importa es la correspondiente a la potencia máxima pues
es la que servirá para realizar la evaluación directa del funcionamiento del módulo.
Es posible que la combinación de la extrapolación de corriente y tensión para obtener la
potencia máxima en CEM tenga el comportamiento horizontal deseado a pesar de que
por separado no lleguen a los resultados esperados. Para el cálculo de la Pm* realizamos
el producto de la extrapolación de corriente Im* por la extrapolación de tensión Vm
*. La
gráfica de la figura 56 muestra el resultado de esa extrapolación.
15
16
17
18
19
20
21
22
35 45 55 65 75
Voc* Vm*
Tendencia Voc* Tendencia Vm*
V (V)
T (°C)
92
Figura 54 Potencia máxima extrapolada (Pm
*)
Como observamos en la gráfica, existe una dispersión considerable de los puntos, lo que
hace pensar que no debemos basarnos en el resultado de una medida puntual ya que ésta
puede estar muy por encima o muy por debajo del valor medio.
La gráfica disminuye al aumentar la irradiancia aunque las potencias se sitúan en torno a
una línea bastante cercana a la horizontal (es ligeramente decreciente)
Mostramos finalmente la extrapolación del factor de forma, que como observamos no
tiene una tendencia horizontal
67,5
68
68,5
69
69,5
70
900 950 1000 1050 1100
Pm*
Tendencia Pm*
P (W)
G (W/m2)
93
Figura 55 Factor de forma extrapolado (FF
*)
A modo de conclusión podemos decir que:
- la traslación a CEM que más nos interesa es la asociada a la Pm* ya que
es la que usamos para determinar si el módulo está proporcionando la
potencia adecuada a su salida o está por debajo de los valores anunciados
por el fabricante.
- Todas las extrapolaciones presentan una dispersión considerable, lo que
hace conveniente recurrir a la media de diferentes medidas para
determinar si el funcionamiento es correcto (con esto conseguimos no
cometer grandes errores).
- Los métodos utilizados introducen cierta incertidumbre al basarse en la
hipótesis de que todos los puntos de tensión y de corriente varían,
respectivamente, como la tensión de circuito abierto Voc, y la corriente de
0,705
0,71
0,715
0,72
0,725
0,73
0,735
35 45 55 65 75
FF*
FF
T (°C)
94
cortocircuito Isc. Esto repercute en los resultados de las extrapolaciones
de corriente y tensión de los puntos de máxima potencia, que no
muestran una tendencia plenamente horizontal.
- También debemos tener en cuenta que nos basamos en la hipótesis de
que la irradiancia y la temperatura de célula del módulo calibrado
coincide con la irradiancia y la temperatura de célula media del módulo
de prueba, lo cual puede no ser cierto.
95
CONCLUSIONES
96
El objetivo principal de este proyecto fin de carrera ha sido realizar un banco de ensayos
para la medida de la curva I-V de módulos fotovoltaicos en condiciones reales de
operación.
El resultado de estos ensayos nos permitirá comprobar si el funcionamiento de dichos
módulos cumple con las especificaciones anunciadas por los fabricantes de los mismos.
La metodología empleada en los ensayos se ha basado en la medición de los parámetros
característicos Voc e Isc de los módulos fotovoltaicos para su posterior extrapolación a
condiciones estándar de medida. Previamente y mediante un módulo fotovoltaico
calibrado se han calculado los parámetros Tc (temperatura de célula) y G (irradiancia
incidente).
Para la medida de los parámetros característicos Voc e Isc se ha utilizado una carga
capacitiva implementada en el IES que consiste básicamente en la carga de un
condensador.
Se ha desarrollado un banco de ensayos compuesto por un bastidor situado en la azotea
de la EUITT y dos armarios de conexiones, uno de los cuales está situado en la azotea y
el otro en el laboratorio de optoelectrónica (aula 7016). En el armario de la azotea
conectaremos los módulos fotovoltaicos bajo estudio. En el armario del laboratorio se
conectarán los aparatos necesarios para realizar las medidas.
Para ilustrar su utilidad, realizamos durante los días 20 y 25 de junio de 2012 varias
medidas de los parámetros de dos módulos fotovoltaicos (BP utilizado como módulo de
referencia e Isofotón utilizado como módulo de prueba) con la carga capacitiva.
97
Expusimos los resultados de una medida tomada el día 20 y de otra medida tomada el
día 25. Finalmente extrapolamos a CEM los resultados de todas las pruebas realizadas
durante los dos días y sacamos una serie de conclusiones recogidas en el capítulo 5
(Caso Práctico).
98
BIBLIOGRAFÍA
99
Referencias
[1] Fix E. Hodges J.L “An Important Contribution to Non-parametric Discriminant
Analysis and Density Estimation”, School of Mathematical Sciences, University of
Bath, BA2 7AY, U.K. ,1951
[2] Cortes C., Vapnik V. "Support-Vector Networks”, Machine Learning, 20, 1995.
[3] Igelmo Ganzo A “Introducción al Análisis Multivariante”, Robotics Laboratory, De-
partament of Computer Science, Standford University, 1996
[4] Green, Martin. Energía fotovoltaica. De la luz solar a la electricidad usando células
solares. Acribia, 2000
[5] Creus Solé, Antonio. Energías Renovables. Ceysa editorial técnica, 2009
[6] CIEMAT. Fundamentos, dimensionado y aplicaciones de la energía solar
fotovoltaica (Volumen I). CIEMAT editorial, 2008.
100
[7] CIEMAT. Fundamentos, dimensionado y aplicaciones de la energía solar
fotovoltaica (Volumen II). CIEMAT editorial, 2008.
[8] Proyecto fin de carrera: caracterización de generadores fotovoltaicos en condiciones
reales de operación. Francisco Martínez Moreno, 2006
[9] E. Caamaño-Martín, E. Lorenzo and C. Lastres. Crystalline Silicon Photovoltaic
Modules: Characterization in the Field of Rural Electrification. Junio 2002
[10] Norma Española UNE-EN 60891: Dispositivos fotovoltaicos. Procedimiento de
corrección con la temperatura y la irradiancia de la característica I-V de dispositivos
fotovoltaicos. 2010
[11] B. Marion, S. Rummel and A. Anderberg. Current–Voltage Curve Translation by
Bilinear Interpolation. 2004
[12] King D. L., Boyson W. E., Kratochvil J. A. Photovoltaic array performance model.
Sandia National Laboratories, Report SAND2004-3535. 2004
[13] Lorenzo E., Araujo G. L., Cuevas A., Egido M. A., Miñano J. C., Zilles R.
Electricidad Solar. Ingeniería de los sistemas fotovoltaicos. Progensa 1994
101
ANEXO I
CARGA CAPACITIVA
102
Diseño de una carga capacitiva para medir generadores
fotovoltaicos (**)
J. Muñoz(*). E. Lorenzo
Instituto de Energía Solar. Universidad Politécnica de Madrid (IES-UPM).
Ciudad Universitaria s/n. 28040 Madrid
(*)Correo-e: [email protected]. Tel: 91 544 10 60. Fax: 91 54463 41
(**) Publicado en la revista Era Solar. Número 127. Julio/Agosto 2005
Introducción
La medida de la curva I-V de un generador fotovoltaico proporciona información muy
útil para el diseño, la instalación y el mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos. Por
ejemplo, la simple inspección de la forma de la curva permite analizar los efectos de las
sombras sobre el generador o detectar posibles anomalías del mismo (ramas
desconectadas, células rotas, diodos defectuosos, etc.) Además, la medida de la curva
también permite averiguar, entre otros parámetros característicos, cuál es la potencia
nominal del generador. El valor obtenido puede compararse, por ejemplo con el que
indica el catálogo del fabricante (para evaluar las pérdidas de dispersión y
conexionado), con el especificado en el contrato de suministro (para garantizar la
calidad del mismo), o con los resultados de medidas anteriores (para cuantificar la
103
degradación de la potencia real a lo largo del tiempo).
El proceso de determinación de la potencia nominal tiene dos fases. La primera, a la que
se dedica fundamentalmente este artículo, consiste en medir experimentalmente curva I-
V del generador y las condiciones de operación (irradiancia y temperatura de la célula)
existentes en ese momento. Además, como las Condiciones Estándar de Medida o CEM,
en las que se define la potencia nominal (1000 W/m2 de irradiancia, 25ºC de
temperatura de célula y espectro solar AM 1.5) raramente ocurren en el exterior, en
especial en lo que se refiere a la temperatura de célula, es necesaria una segunda fase en
la que se extrapolan los puntos I-V medios a las CEM mediante procedimientos de
cálculo de los que hablaremos más adelante.
La carga capacitiva es el método más utilizado por los equipos comerciales para medir
la curva I-V de los dispositivos fotovoltaicos1, y su uso está recomendado por varios
estándares internacionales para medir generadores con potencias a partir de 2 kWp2, 3.
En 1994, el IES-UPM desarrolló una carga capacitiva que se utilizó por primera vez en
el control de calidad de los generadores fotovoltaicos de la planta de Toledo-PV4. Sin
embargo, aunque esta carga sigue funcionando, tiene ciertas desventajas (por ejemplo,
es incómoda de transportar) y no incorpora ciertas funciones que conviene realizar de
forma independiente, como la medida aislada de la corriente de cortocircuito del gene-
rador. Estas razones, y el hecho de que las cargas comerciales son todavía caras y dejan
que desear1, justifican que hayamos desarrollado un nuevo equipo, cuyo diseño se pre-
senta en este artículo con el propósito de animar, no sólo a laboratorios de investigación
o a universidades, sino también a todas aquellas organizaciones involucradas en proyec-
104
tos fotovoltaicos (instaladores, fabricantes, suministradores, etc.) a que construyan
equipos similares y los usen de forma generalizada.
La nueva carga está basada en IGBTs (acrónimo inglés de transistores bipolares de puer-
ta aislada) y permite medir la curva I-V de generadores fotovoltaicos con corrientes de
cortocircuito hasta 80 A y tensiones de circuito abierto hasta 800 V. La carga ha sido
probada satisfactoriamente en la medida de más de 20 generadores (con potencias supe-
riores a los 10 kWp), como parte de los ensayos de aceptación especificados en los con-
tratos de suministros de varios proyectos de electrificación rural5, 6.
Después de un breve repaso de los principios de funcionamiento de una carga capacitiva
ideal, las secciones siguientes de este artículo describen el diseño práctico de la misma
(circuitos de potencia, disparo y control), su coste, y el procedimiento de medida que
utilizamos para la caracterización de generadores fotovoltaicos.
Principios de operación de una carga capacitiva
La figura 1-a muestra el circuito de una carga capacitiva ideal, compuesta por un
interruptor y un condensador, que funciona del modo siguiente. Si suponemos que el
condensador está inicialmente descargado y se cierra el interruptor, la tensión del
generador en ese preciso instante es nula (V=0) y la corriente que entrega es igual a su
corriente de cortocircuito (I=ISC). A partir de ese instante, el condensador comienza a
105
cargarse y su tensión aumenta, de manera que vamos recorriendo la curva I-V desde el
punto de cortocircuito (V=0, I=ISC) hasta llegar a circuito abierto (V=VOC, I=0),
momento en el que finaliza la carga del condensador. La figura 1-b muestra la evolución
de la corriente y de la tensión durante el proceso.
Si suponemos que el generador fotovoltaico tiene, idealmente, la curva I-V cuadrada
representada en la figura 2-a, el tiempo que tarda en cargarse el condensador, tC , depen-
de de su capacidad, C, y de los valores instantáneos de ISC y VOC a través de la siguiente
relación:
tF =VFIwF C
106
En las curvas I-V reales, la corriente decrece conforme aumenta la tensión (figura 2-b) y
el tiempo de carga es ligeramente superior al que se obtiene usando la ecuación anterior.
Sin embargo, esta aproximación es más que suficiente para los propósitos de diseño de
la carga. Como regla general, la capacidad del condensador2 suele elegirse para que el
tiempo de carga esté comprendido entre 20 y 100 ms. Estos tiempos tan cortos reducen
el sobrecalentamiento y el tamaño de los componentes de la carga, y permiten suponer
que las condiciones de operación (irradiancia y temperatura de célula) no varían durante
la medida. Una vez elegida la capacidad, puede ocurrir que bajo determinadas condicio-
nes de operación los tiempos de carga alcancen varias centenas de milisegundos, los
cuales son todavía aceptables y no peligrosos para la carga.
Diseño práctico
Circuito de potencia
La figura 3 muestra el esquema del circuito de potencia de la carga que hemos
107
desarrollado. Comparándolo con la carga capacitiva ideal de la figura 1-a, podemos
identificar el interruptor y el condensador C, respectivamente, con el IGBT2 y la
asociación en paralelo de los condensadores C1 a C4. Los condensadores están
conectados en paralelo y su capacidad equivalente es de 18.8 mF, aunque también
pueden asociarse en serie y dos en paralelo (capacidad equivalente de 4.7 mF) para
medir, en principio, generadores con tensiones en circuito abierto entre 450 y 900 V. Sin
embargo, la máxima tensión se ha fijado en 800 V para salvaguardar el aislamiento
eléctrico de otros componentes de la carga (pequeñas modificaciones del diseño, por
ejemplo, poner más condensadores en serie y cambiar algún componente por otro de
mayor aislamiento, permitirían medir generadores con tensiones en circuito abierto
hasta 1200 V).
Las funciones del resto de componentes del circuito, cuyas características eléctricas
están recogidas en la tabla 1, son las siguientes:
- La resistencia R3 sirve para equilibrar la tensión entre los condensadores
cuando éstos se conectan en serie, lo que evita que la tensión en alguno
de ellos supere los 450 V.
108
- El IGBT3 se utiliza para descargar los condensadores a través de la resis-
tencia de potencia RD antes de realizar un nuevo barrido de la curva I-V.
El proceso de descarga tarda algunos segundos y se considera que ha fi-
nalizado cuando la tensión de los condensadores es inferior a unos 5 V
(más adelante veremos el motivo). El fusible F1 protege a la resistencia
RD en el caso de que ésta quede conectada directamente al generador fo-
tovoltaico, lo cual puede ocurrir si se produce una avería del IGBT2.
- El subcircuito compuesto por el pulsador P1, el fusible F2, la resistencia
RP y la pila VB, sirve para realizar una precarga negativa de los conden-
sadores antes de iniciar el barrido de la curva I-V. Esta tensión negativa
compensa las caídas de tensión en los componentes internos de la carga
(IGBTs, diodos, cables, etc.), de manera que la curva I-V empieza el ba-
rrido en el segundo cuadrante (V<0, I>0) y cruza el punto de cortocircui-
to (V=0, I=ISC).
- El fusible F2 protege al subcircuito anterior contra la posibilidad de rea-
lizar una precarga negativa sin haber descargado previamente los con-
densadores (la tensión residual de éstos debe ser inferior a unos 5 V para
evitar que se queme el fusible). El diodo D3 evita que la precarga negati-
va se descargue a través de RD y el diodo interno del IGBT3.
- El IGBT1 permite realizar medidas independientes de la corriente de cor-
tocircuito. Siendo estrictos, esta medida proporciona una buena aproxi-
mación de su valor , ya que la tensión de trabajo del generador fotovol-
taico es superior a 0 V debido fundamentalmente a las caídas de tensión
109
en el IGBT1 y en el D1, que oscilan entre 2 y 3 V. El diodo D1 protege al
diodo interno del IGBT1 contra la posibilidad de conectar el generador
con polaridad incorrecta.
- El diodo D2 evita la descarga de los condensadores a través del diodo in-
terno del IGBT1 cuando éste último cortocircuita el generador fotovol-
taico y los condensadores no han sido previamente descargados. Además,
D2 también protege a los condensadores contra la posibilidad de conec-
tar el generador fotovoltaico con polaridad inversa.
- La resistencia R1 y el potenciómetro R2 forman un divisor de tensión
que reduce la tensión del generador fotovoltaico por un factor de 10. La
caída de tensión en R2 (V1 = 0.1·V) se utiliza como sensor de la tensión
del generador. RS es una resistencia de precisión que se utiliza como
sensor de corriente. Ambos sensores son accesibles externamente a tra-
vés de terminales aislados tipo “banana” donde se conecta el equipo de
adquisición de datos (datalogger, osciloscopio, etc.) que se utiliza para
capturar los puntos I-V durante la carga del condensador.
110
Respecto al diseño térmico de la carga, merece la pena señalar que los componentes de
la misma no han sido dimensionados para trabajar en régimen permanente. Por ejemplo,
la disipación instantánea de potencia de los IGBTs cuando circula la corriente máxima
(80 A) es 320 W (suponiendo el caso peor de un IGBT cuya tensión de saturación
colector-emisor es de 4 V). A pesar de ello, el disipador sobre el que están montados
tiene una resistencia térmica disipador-ambiente de 1.4 ºC/W lo que incrementaría su
temperatura en 450 ºC sobre la ambiente (320W x 1.4 ºC/W), es decir, el triple de la
máxima temperatura que pueden soportar los IGBTs comerciales. Por lo tanto, el diseño
debe confiar en la corta duración de la medida o en la baja magnitud de la corriente.
Este es el caso de los IBGTs 2 y 3, los cuales no experimentan un calentamiento
excesivo, ya que para el primero, lo tiempos de carga del condensador son
habitualmente inferiores a 1 sg, y para el segundo la corriente de descarga de los
condensadores es inferior a 2 A. El caso del IGBT1 merece una atención especial, ya
que la duración de la medida de la corriente de cortocircuito depende de la voluntad del
operador del equipo (como veremos más adelante, el equipo se controla de forma
111
totalmente manual). En principio, el operador debe ser consciente de este riesgo y
asegurar que la medida no dura más de 5 sg (tiempo más que suficiente para realizar la
medida y que no pone en peligro la fiabilidad del equipo). A pesar de ello, el equipo
incorpora una protección redundante que consiste en un relé térmico que está en
contacto con el disipador. Si la temperatura de éste supera los 60 ºC, el relé, que
normalmente está cerrado, se abre, inhibe el control del operador e interrumpe el paso
de corriente.
El equipo completo pesa alrededor de unos 15 kg y se ha dividido en dos cajas para
facilitar el transporte. La primera de ellas (figura 4-a) contiene los IGBTs, las
resistencias, los diodos, etc., y los circuitos de disparo y control que se describen en los
apartados siguientes. La segunda (figura 4-b) contiene los condensadores electrolíticos y
el circuito de precarga negativa. Con esta división, esta segunda caja puede ser
sustituida por otra llegado el caso. Por último, merece la pena señalar que todas las
partes accesibles del equipo son de material aislante (poliéster, plástico, etc.) como
medio de protección contra el choque eléctrico.
112
Circuito de disparo
La apertura y cierre de cada IGBT se realiza mediante un circuito de disparo cuyo
esquema está representado en la figura 5. Aunque no se ha representado en el esquema,
el circuito de disparo asociado al IGBT1 incluye además el relé térmico mencionado en
el apartado anterior conectado en serie con el pulsador P2. Para facilitar la construcción
del equipo, el diseño de una placa de circuito impreso que incluye los tres circuitos de
disparo puede descargarse de la página web del IES-UPM7.
113
El núcleo del circuito es un optoacoplador comercial que contiene un diodo LED
acoplado ópticamente a una etapa de potencia compuesta por dos transistores (T1 y T2)
y que funciona del siguiente modo:
- Cuando P2 no está pulsado, el transistor T1 está abierto y el T2 cerrado,
de manera que la puerta (G) y el emisor (E) del IGBT están conectados a
través de la resistencia de puerta, Rg, lo cual mantiene al IGBT en estado
de bloqueo (abierto).
- Cuando se pulsa P2, el diodo LED emite luz y el estado de los transisto-
res T1 y T2 se invierte (a cerrado y abierto, respectivamente) y la tensión
de salida del optoacoplador (Vo) toma un valor próximo a la tensión de
alimentación (Vcc). La aplicación de esta tensión carga la capacidad de
entrada del IGBT a través de Rg, lo que provoca que éste pase al estado
de conducción (cerrado), en el cual se mantendrá mientras siga P2 pulsa-
do.
114
- Finalmente, al soltar el pulsador P2, se vuelve a la situación inicial, la
capacidad de entrada del IGBT se descarga a través de Rg y de T2, y el
IGBT pasa al estado de bloqueo.
La velocidad de conmutación del IGBT depende de su capacidad de entrada
(característica de cada dispositivo) y del valor de Rg. Cuanto más pequeño sea éste
último, más rápida será la conmutación y menor será la potencia disipada por el IGBT.
Sin embargo, el valor de Rg no puede ser tan pequeño como se desee, en particular, el
valor de Rg debe asegurar que no se supera la corriente máxima del optoacoplador, Im,
es decir Rg≥Vo/Im.
La tabla 2 recoge las características eléctricas de los componentes del circuito de
disparo. La función de los componentes no mencionados anteriormente es la siguiente:
los diodos D4 y D5 reducen la tensión de alimentación (Vcc) en 1.2 V
aproximadamente. La resistencia R4 limita la corriente a través del LED y el
condensador C6 se utiliza para absorber los rebotes del pulsador P2. Los diodos zener
Dz1 y Dz2 evitan que la tensión entre la puerta y el emisor del IGBT supere ±18.6 V
(un diodo en directa y otro en disrupción), inferior al límite máximo de ±20 V que
provocaría la destrucción de la capa óxido de la puerta. Finalmente, la resistencia
situada entre la puerta y el emisor, Rge, asegura que el IGBT permanece firmemente en
estado de bloqueo cuando su circuito de disparo no está alimentado y otro IGBT está
siendo conmutado en el circuito (como veremos en el siguiente apartado, sólo se
alimenta el circuito de disparo del IGBT que se utilice en cada momento).
115
Circuito de control
El esquema del circuito de control, representado en la figura 6, consiste simplemente en
dos interruptores bipolares, operados manualmente, que permiten seleccionar el modo
de funcionamiento de la carga (cortocircuito, carga o descarga de los condensadores)
por el procedimiento de alimentar solamente el circuito de disparo del IGBT
correspondiente:
116
Costes
La tabla 3 desglosa el coste de los componentes de la carga, comprados en el mercado
minorista de Madrid. El coste total, inferior a los 1000 €, está al alcance de
organizaciones de pequeña y mediana escala involucradas en proyectos fotovoltaicos.
Hay que señalar que, a este coste, hay que añadir el de otros componentes que deben
usarse en combinación con ella: sensores de radiación y temperatura de célula,
ordenador portátil, sistema de adquisición de datos, programa para procesar las medidas,
etc.
Respecto al sensor de radiación y temperatura de célula, nosotros utilizamos un módulo
de referencia calibrado por un laboratorio acreditado, el CIEMAT en nuestro caso, cuyo
servicio de calibración ronda los 500 €. Para la adquisición de datos utilizamos un
osciloscopio digital de propósito general que permite capturar 512 parejas de puntos I-V
durante la carga del condensador, aunque el número mínimo de puntos recomendado2 es
500. El precio aproximado de este osciloscopio es de 2000 €, aunque hay alternativas
más baratas en el mercado, por ejemplo, osciloscopios digitales asistidos por ordenador
(a partir de unos 500 €). Por último, el programa necesario para procesar las medidas y
extrapolarlas a las CEM puede realizarse en una hoja de cálculo sin coste adicional.
117
Medida de las condiciones de operación y
procedimientos de extrapolación
Como ya se ha comentado en la introducción, el proceso de caracterización de un
generador fotovoltaico consiste en medir la curva I-V y las condiciones de operación
que existen en ese momento y, posteriormente, realizar una extrapolación de la curva
medida a las CEM para averiguar, entre otros parámetros característicos, la potencia
nominal del generador.
La medida de la curva I-V con la carga capacitiva ya ha sido descrita anteriormente y no
merece mayores comentarios, excepto dos consideraciones. En primer lugar, antes de
iniciar la medida, el generador fotovoltaico tiene que permanecer desconectado de la
carga (baterías, inversor, etc.) durante un tiempo suficiente para que alcance una
condición térmica estable (para módulos del tipo vidrio-tedlar, con 5 minutos suele ser
suficiente). En segundo lugar, la medida debe realizarse bajo condiciones
meteorológicas aceptables, las cuales están definidas por8:
- Irradiancia superior a 600 W/m2
118
- Fracción difusa de la irradiancia inferior al 20% (día claro)
- Ángulo de incidencia de los rayos solares sobre la superficie del genera-
dor inferior a 40°
- Masa de aire menor que AM 1.5 (equivalente a un ángulo de elevación
del sol sobre el horizonte superior a 42°)
- Velocidad del viento inferior a 8 m/s
Para la determinación de las condiciones de operación, utilizamos un módulo
fotovoltaico de referencia (de la misma tecnología y tamaño similar a los módulos que
forman el generador), como sensor de irradiancia y temperatura de la célula. La lectura
de ambas variables se realiza a través de medidas indirectas de la corriente de
cortocircuito y de la tensión de circuito abierto del módulo, respectivamente8. Este
módulo de referencia debe situarse en el mismo plano de los módulos del generador
(figura 7) unos minutos antes de iniciar las medidas para garantizar que las condiciones
de operación son similares (si el módulo de referencia es de vidrio-tedlar, es suficiente
con exponerlo al sol unos 15 minutos antes9).
119
Los métodos de extrapolación de las curvas I-V medidas a las CEM están bien
establecidos y pueden encontrarse en la amplia literatura sobre el tema (véanse, como
ejemplos ilustrativos, las referencias 2 y 3), y una discusión detallada sobre ellos escapa
de los propósitos de este artículo. Sin embargo, merece la pena señalar que estos
métodos aseguran una precisión de la potencia nominal del ±5% para irradiancias
superiores a los 600 W/m2. Cuando se requiere una precisión mayor es necesario
realizar las medidas tan cerca de 1000 W/m2 como sea posible.
Por último, hay que indicar que las medias suelen realizarse con los generadores sucios,
debido a la dificultad para limpiarlos en el sitio, lo que hace necesario realizar algún
tipo de estimación de las pérdidas causadas por la suciedad. Un procedimiento muy
sencillo consiste en medir la corriente de cortocircuito de varios módulos del generador
(elegidos al azar y distribuidos a lo largo de la superficie del generador) antes y después
de limpiarlos. A continuación, las corrientes medidas se extrapolan a las CEM y las
diferencias que se obtengan pueden aplicarse directamente para corregir la corriente
120
nominal del generador en el punto de máxima potencia.
Conclusiones
El diseño práctico de una carga capacitiva portátil basada en IGBTs se ha presentado en
este artículo con el propósito de alentar el desarrollo y el uso de este tipo de equipos. La
carga permite medir la curva I-V de generadores fotovoltaicos con las corrientes de
cortocircuito hasta 80 A y tensiones de circuito abierto hasta 800 V. La carga es fácil de
reproducir y relativamente asequible, características que la ponen al alcance de
pequeñas y medianas organizaciones (instaladores, suministradores, etc.) involucradas
en proyectos fotovoltaicos.
Desde el IES-UPM animamos a todas estas organizaciones a embarcarse en la tarea. Al
beneficio que representa poder conocer las potencias reales de sus generadores
fotovoltaicos, hay que añadir el incremento en la capacidad técnica que siempre
representa el enfrentarse a la obtención e interpretación de medidas experimentales.
No obstante, el IES-UPM ofrece como servicio la medida de cualquier dispositivo
fotovoltaico, bien sea célula, módulo o generador. Como corresponde a un servicio de
estas características, el IES-UPM garantiza la confidencialidad de los resultados, que
solo son accesibles para quien encarga el ensayo. La figura 8 muestra un ejemplo de la
medida de la característica I-V de un generador fotovoltaico, su extrapolación a las
CEM y los parámetros característicos obtenidos en esas condiciones.
121
Referencias
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74. 2004
2. Blaesser, G., Munro, D. Guidelines for de Assessment of Photovoltaic Plants.
Document C. Initial and Periodic Test son PV plants. Joint Research Centre Ispra.
1995.
3. Estándar Internacional IEC 61829. Crystalline silicon photovoltaic (PV) array-On-
site measurement of I-V characteristics. 1995
4. Lorenzo, E., Zilles, R. PV modules and arrays test at 1 MW Toledo PV plant. 12th
European Photovoltaic Solar Energy Conference, p. 807-809. 1994
5. Muñoz, J., Narvarte, L., Lorenzo, E., 2003. Replacement of diesel generators by
small PV plants. Proceedings of the 2nd European PV-Hybrid and Mini-Grid
122
Conference, p. 157-162. 2003.
6. Narvarte, L., Poza, F., Lorenzo, E. Technical Quality in a PV Pumping Program in
the Maghreb. 19th European Photovoltaic Solar Energy Conference, p. 2234-2237.
2004
7. www.ies.upm.es (Directorio: Programas de I+D\Sistemas\Actividades
concretas\Biblioteca\Buscar).
8. Caamaño, E., Lorenzo, E., Lastres, C. Crystalline silicon photovoltaic modules:
characterization in the field of rural electrification. Progress in Photovoltaics:
Research and Applications. Vol. 10, Issue 7, p. 481-493. 2002.
9. King, D. L., Kratochvil, J. A., Boyson, W. E. Temperature coefficients for PV
modules and arrays: measurement methods, difficulties, and results. 26th IEEE
Photovoltaic Specialists Conference, p. 1183-1186. 1997.
10. R. Orduz Marzal, E. Caamaño-Martín. Quality assurance in PV rural electrification
programmes: characterization method for crystalline silicon PV modules. 19th
European Photovoltaic Solar Energy Conference, p. 2622-2625. 2004
123
ANEXO II
TRATAMIENTO DE CAPTURAS
124
Tratamiento de las capturas
Una vez obtenidos los puntos de tensión y de corriente correspondientes a una captura
del funcionamiento del módulo, es necesario aplicarles un tratamiento para calcular los
parámetros característicos de manera adecuada (Isc, Voc, Im, Vm, Pm y FF).
En primer lugar debemos desechar los puntos que no pertenecen al primer cuadrante, ya
que solo nos interesa evaluar el funcionamiento del generador como fuente de energía.
Para realizar el cálculo de los parámetros seguimos las recomendaciones que encontra-
mos en la literatura (Handbook of photovoltaic science and engineering). En la siguiente
figura se indican los ajustes propuestos y los puntos obtenidos:
125
Figura 56 Captura original (A) Figura 57 Captura original en primer cuadrante (B)
Figura 58 Captura filtrada en primer cuadrante (C) Figura 59 Cálculo de parámetros en captura filtrada (D)
• Cálculo de Isc: se hace un ajuste lineal de la corriente en el entorno de la mues-
tra de tensión más pequeña.
• Cálculo de Voc: se hace un ajuste lineal de la tensión en el entorno de la muestra
de corriente más pequeña.
• Cálculo de Pm, Im y Vm: se hace un ajuste mediante un polinomio de orden 3 de
la corriente y de la tensión en el entorno de la muestra de máxima potencia. Así
126
se consigue un ajuste de orden 6 de la potencia en ese entorno. El máximo de es-
te ajuste asume el valor de Pm y a partir de él obtenemos Im y Vm.
• Cálculo de FF: se obtiene a partir de los valores anteriores como el cociente in-
dicado en la siguiente ecuación:
FF∗ = k∗E∗DE∗ Ecuación 16
127
ANEXO III
MATERIALES EMPLEADOS
EN LA FABRICACIÓN DEL BANCO DE ENSAYOS
128
Relación de materiales empleados en el banco de ensayo
Los materiales empleados en la construcción del banco de ensayo son los siguientes:
• Cable de potencia: 750v Flexible
Datos técnicos:
Tipo UNE
Sección (mm2)
Diámetro Ext. Máx
(mm2)
Espesor medio aislamiento mín.
(mm2)
Resistencia óhmica máx.
(Ω/km)
Peso apróx.
(kg/100m)
H07V-K 16 7.60 1.0 1.21 17.0
• Cable de señal: cable de control de 12 hilos apantallados
- Cable apantallado de 12 conductores de 0,75mm2.
- Cubierta de PVC.
- Modelo: STPR-cablex12
- Fabricado por: EA4TX
129
• Bornes de potencia: Borne clic antideslizante 2 x 50mm2 (Ref. 03444044) de
Legrand.
Características generales:
- Bornes clic anticillantes
- Permiten la conexión sin cortar el cable
- Presión del cable por plaqueta
- Capacidad (mm2)
- Distancia entre ejes de fijación (mm): 40
• Bornes de señal:
- Banana 4mm macho aérea negra SPB (Código: COBULA20K930726N)
- Banana 4mm macho aérea roja SPB (Código: COBULA20K930726R)
- Borne HBS 4mm hembra panel faston negra (Código: COHBSHPNE)
- Borne HBS 4mm hembra panel faston roja (Código: COHBSHPRO)
130
• Armarios eléctricos: Schneider Electric REF: NSY3D8830P
- Estanqueidad: IP55 (IEC 60529)
- Resistencia a impacto mecánico externo: IK10 (IEC 62262)
- Cuerpo fabricado en una sola chapa plegada y soldada
- Armarios metálicos monobloc fabricados en chapa especial ALU-ZINC 150
- La presencia de aluminio en más del 55% de la superficie proporciona una
buena reflexión de las ondas electromagnéticas
- Trenzas de tierra integrales entre el cuerpo y la puerta
- Punto de cierre metálico que proporciona continuidad eléctrica
- Chasis metálico galvanizado (chapa de potencial de referencia)
- Con pintura externa de resina epoxi-poliéster texturizada, en color gris
RAL7035
- Homologaciones: EN62208, LCIE, UL y CUL
• Plancha de baquelita: Características principales:
- Elevada rigidez dieléctrica.
- Excelente resistencia mecánica.
- Buenas propiedades eléctricas.
- Elevado poder aislante y gran resistencia a la humedad.
131
- Resistente al alcohol, tetracloruro de carbono, hidrocarburos aromáticos y pe-
tróleo.
- Difícilmente inflamable.
- Soporta los 110 ºC.
• Canaleta: canaleta metálica con pintura anticorrosión
132
ANEXO IV
PARÁMETROS DE LA CÉLULA SOLAR Y MÓDULOS
FOTOVOLTAICOS
133
Características eléctricas y de fabricación de los módulos y la
célula solar del estudio
Características del módulo de referencia BP 1245:
- Corriente de cortocircuito en condiciones estándar de medida:
Isc* = 2,73 A
- Tensión de circuito abierto en condiciones estándar de medida:
Voc* = 21,37 V
- Corriente en el punto de máxima potencia en condiciones estándar de medida:
Im* = 2,50 A
- Tensión en el punto de máxima potencia en condiciones estándar de medida:
Vm* = 16,54 V
- Potencia máxima en condiciones estándar de medida:
Pm* = 41,29 W
134
- Factor de forma en condiciones estándar de medida:
FF* = 0,707
- Número de células serie:
Ns = 36
- Coeficiente de variación de la corriente de cortocircuito con la temperatura:
Alfa (α)= 0,065 %/ºC
- Coeficiente de variación de la tensión de circuito abierto con la temperatura:
Beta9< = -2,22 mV/(ºC·célula)
- Coeficiente de variación de la potencia máxima con la temperatura
Gamma = -0,43 %/ºC
Características del módulo de prueba Isofotón I-80S/12:
- Corriente de cortocircuito en condiciones estándar de medida:
Isc* = 4,61 A
- Tensión de circuito abierto en condiciones estándar de medida:
Voc* = 20,88 V
135
- Corriente en el punto de máxima potencia en condiciones estándar de medida:
Im* = 4,23 A
- Tensión en el punto de máxima potencia en condiciones estándar de medida:
Vm* = 16,22 V
- Potencia máxima en condiciones estándar de medida:
Pm* = 68,66 W
- Factor de forma en condiciones estándar de medida:
FF* = 0,713
- Número de células serie:
Ns = 36
- Coeficiente de variación de la corriente de cortocircuito con la temperatura:
Alfa (α)= 0,04 %/ºC
- Coeficiente de variación de la tensión de circuito abierto con la temperatura:
Beta9< = -1,94 mV/(ºC·célula)
- Coeficiente de variación de la potencia máxima con la temperatura:
Gamma = -0,46 %/ºC
136
Características de la célula solar:
- Proporciona 124,2 mV cuando recibe 1000 W/m2 de irradiancia