- Tutorial Nº 192 -

Instalación Solar Fotovoltaica
para Vivienda

Índice de contenidos

1- Introducción

1.1- Generalidades

1.2- Principio fotoeléctrico

1.3- Arquitectura del sistema

2- Componentes del sistema

2.1- Módulos fotovoltaicos

2.2- Regulador de carga

2.3- Baterías y sistemas acumuladores solares

2.4- Inversor o Convertidor DC/AC

2.5- Cableado

2.6- Protecciones

3- Datos de partida

3.1- Emplazamiento

3.2- Disposición de los módulos

3.3- Estimación del consumo

3.4- Radiación solar disponible

4- Cálculo de la instalación

4.1- Número y conexionado de los módulos solares

4.2- Cálculo de las baterías

4.3- Cálculo del regulador

4.4- Cálculo del inversor

4.5- Cableado y protecciones

 


DESARROLLO DEL CONTENIDO


1- Introducción

1.1- Generalidades

En este tutorial se va a realizar el estudio y diseño de las instalaciones solares fotovoltaicas aisladas que permiten la generación de electricidad para el consumo directo en una vivienda unifamiliar que se encuentre aislada de cualquier red eléctrica pública de suministro.

El principal objetivo de una instalación solar aislada es la de producir energía eléctrica para autoconsumo, sin necesidad de depender de una red eléctrica de distribución y suministro, de modo que se logre ser autosuficiente a este respecto.

Se tratará, por tanto, de describir los elementos que componen una instalación fotovoltaica autónoma, incluyendo catálogos y hojas de especificaciones técnicas de los distintos equipos y exponer un caso práctico de cálculo, que pueda servir de guía y modelo para otras instalaciones.

 

1.2- Principio fotoeléctrico

La base sobre la cual se fundamenta los actuales sistemas fotovoltaicos comerciales es el denominado principio fotoeléctrico, mediante el cual las radiaciones de la luz solar se pueden transformar en energía eléctrica. Este efecto tiene lugar en las llamadas células fotoeléctricas, unidad básica que componen los módulos o paneles fotovoltaicos.

 

Célula fotoeléctrica

Figura 1. Célula fotoeléctrica

Toda radiación de luz solar está compuesta por partículas elementales, llamadas fotones. Estas partículas llevan asociada un valor de energía (E), que depende de la longitud de onda (λ) de la radiación, y cuyo valor cuantitativo viene expresado de la forma siguiente:

 

h · c

 

E =  


 

 

λ

 


donde (h) es la constante de Planck y (c) es la velocidad de la luz. Se remite al lector a consultar el valor de estas constantes físicas en el siguiente enlace:

>>   Sistemas de Unidades de Medida

Cuando un módulo fotovoltaico recibe radiación solar, los fotones que componen dicha radiación inciden sobre las células fotovoltaicas del panel. Éstos pueden ser reflejados, absorbidos o pasar a través del panel, y sólo los fotones que quedan absorbidos por la célula fotovoltaica son los que, finalmente, van a generar electricidad.

Efecto fotoeléctrico

En efecto, cuando el fotón es absorbido por la célula, la energía que porta el fotón es transferida a los átomos que componen el material de la célula fotovoltaica. Con esta nueva energía transferida, los electrones que están situados en las capas más alejadas son capaces de saltar y desprenderse de su posición normal asociada al átomo y entrar a formar parte de un circuito eléctrico que se genera.

Por lo tanto, un factor crucial para que pueda generarse el efecto fotovoltaico es que las células de los paneles solares estén compuestas por un tipo determinado de material, tales que sus átomos sean capaces de liberar electrones para crear una corriente eléctrica al recibir energía.

Los átomos de los materiales llamados semiconductores ofrecen esta propiedad, es decir, materiales que actúan como aislantes a baja temperatura y como conductores, al desprenderse de sus electrones, cuando se aumenta la energía que incide sobre ellos.

Además, para mejorar sus prestaciones estos materiales semiconductores son tratados de forma que se crean dos capas diferentes dopadas (tipo P y tipo N), con el objetivo de formar un campo eléctrico, positivo en una parte y negativo en otra, de manera que cuando la luz solar incide sobre la célula para liberar electrones, éstos puedan ser atrapados por el campo eléctrico, y formar así una corriente eléctrica.

Materiales semiconductores con capas dopadas tipo P y N

En la actualidad, la mayoría de las células solares están construidas utilizando como material semiconductor el silicio, en sus formas mono o policristalina.

Las células solares de silicio monocristalino se fabrican a partir de secciones cortadas o extraídas de una barra de silicio perfectamente cristalizado de una sola pieza, y que permiten alcanzar rendimientos del 24% en ensayos de laboratorio y del 16% para células de paneles comercializados.

Por el contrario, para obtener células solares de silicio puro del tipo policristalino el proceso de cristalización del silicio es diferente. En este caso se parte de secciones cortadas de una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales. Son más baratas de fabricar y se reconocen visualmente por presentar su superficie un aspecto granulado. Los rendimientos obtenidos son inferiores, alcanzándose del orden del 20% en ensayos de laboratorio y del 14% en módulos comerciales.

En consecuencia, los módulos solares fotovoltaicos fabricados con células de silicio monocristalino ofrecen una mayor potencia nominal que los hechos a base de células de silicio policristalino, debido principalmente a las mejores propiedades que ofrece el silicio monocristalino, un material muy uniforme, frente a la falta de uniformidad que presentan los límites de grano del silicio policristalino. Además, otro aspecto importante es la textura final en su superficie que presentan las células monocristalinas, de mayor calidad y con mejores propiedades antirreflexivas, que permiten mejorar las prestaciones del módulo.

 

Tipos de paneles fotovoltaicos

Figura 4. Tipos de paneles fotovoltaicos

 

1.3- Arquitectura del sistema

Una instalación fotovoltaica para vivienda está destinada a satisfacer las necesidades de consumo propio de electricidad, y consta de un esquema de instalación cuyos componentes principales se muestran en la figura adjunta.

 

Componentes de una instalación fotovoltaica

Figura 5. Componentes de una instalación fotovoltaica

Paneles o módulos solares son los encargados de captar la radiación solar y transformarla en electricidad, generando una corriente continua (CC), también llamada directa (DC). El número de paneles quedará determinado por la potencia que se necesita suministrar, y su disposición y forma de conexionado (en serie o en paralelo), será en función de la tensión nominal de suministro y la intensidad de corriente que se desee generar.

Regulador o controlador de carga, encargado de controlar la carga de las baterías desde los módulos o paneles generadores, así como de su descarga hacia el circuito de alimentación interior de la vivienda, evitando además que se produzcan cargas o descargas excesivas del conjunto de baterías.

Acumuladores o baterías, permite el almacenamiento de la energía que se produce durante el día con la radiación solar para ser utilizada en la noche o durante periodos prolongados de mal tiempo o con poca radiación solar. Además el uso de baterías permite poder inyectar una intensidad de corriente superior a la que los propios paneles solares puedan entregar, si la instalación interior de la vivienda lo requiere.

Inversor o convertidor DC/AC, dispositivo que permite la conversión de la corriente continua (DC) generada en los paneles fotovoltaicos en corriente alterna (AC) para que pueda ser empleada por los receptores y electrodomésticos utilizados en la vivienda.

 

Esquema de instalación fotovoltaica para autoconsumo

Figura 6. Esquema de instalación fotovoltaica para autoconsumo

2- Componentes del sistema

2.1- Módulos fotovoltaicos

Los módulos o paneles fotovoltaicos están formados por la interconexión de células solares dispuestas en serie y/o en paralelo de manera que la tensión y corriente que finalmente proporcione el panel se ajusta al valor requerido.

 

Panel solar fotovoltaico

Figura 7. Panel solar fotovoltaico

La conexión entre células puede ir en serie y/o en paralelo, para adaptar el panel a los niveles de tensión y corriente requeridos. Cada célula de las que compone un panel fotovoltaico es capaz de ofrecer una tensión del orden de 0,5 voltios y una potencia eléctrica alrededor de los 3 watios, aunque este valor dependerá de la superficie que mida la célula. De esta manera la potencia que pueda ofrecer un módulo dependerá del número de células que posea, estando diseñado para el suministro eléctrico en corriente continua (directa, DC), a un determinado voltaje (normalmente 12 ó 24 V).

La tensión e intensidad de corriente que es capaz de ofrecer un panel fotovoltaico dependerá del número de células que disponga y el tipo de conexión entre células. Como norma general, los paneles solares se fabrican disponiendo primero las células necesarias en serie hasta que se alcance la tensión que se desee a la salida del panel, y a continuación, estos ramales de células se asocian en paralelo hasta alcanzar el nivel de corriente deseado.

Por otro lado, al sistema completo formado por el conjunto de módulos o paneles fotovoltaicos dispuestos o conexionados en serie y/o en paralelo se le suele denominar generador fotovoltaico. Con el fin de poder ofrecer la potencia eléctrica deseada, así como de la tensión e intensidad de corriente a la salida del generador, los distintos módulos o paneles serán distribuidos en serie y/o en paralelo, según convenga.

Panel fotovoltaico

Para formar un panel o módulo fotovoltaico, las células conectadas unas con otras se dispondrán encapsuladas y montadas sobre una estructura soporte o marco, conformando el llamado módulo fotovoltaico.

Los elementos que componen un módulo fotovoltaico son los siguientes:

- Una cubierta exterior transparente realizado en vidrio templado de unos 3 ó 4 mm de espesor, con su cara exterior texturada de modo que mejore el rendimiento cuando la radiación solar ocurre a bajo ángulo de incidencia, así como para absorber mejor la radiación solar difusa del ambiente.

- Un material de relleno interior, que funciona de encapsulante, hecho a base de vinilo de acetato etileno (EVA), que sirve para recubrir las células fotovoltaicas dentro del módulo, protegiéndolas de la entrada de aire o humedad, y evitando así que se produzca la oxidación del silicio que conforma las células, dado que de producirse dejarían de funcionar.

- Una cubierta posterior realizada normalmente a base de fluoruro de polivinilo (PVF), que además de sus propiedades como aislante dieléctrico, ofrece gran resistencia a la radiación ultravioleta, contribuyendo a servir de barrera a la entrada de humedad y ofreciendo una gran adhesión al material del que está hecho el encapsulante interior.

- Las propias células fotoeléctricas, ya estudiadas en apartados anteriores.

- Elementos de conexión eléctrica entre células, para establecer el circuito eléctrico.

- Una caja estanca de conexiones, dotada de bornes de conexión normalizados y con grado de protección IP65, de donde parte el cableado exterior del módulo para su conexión con otros módulos que conforman el sistema completo de generación fotovoltaica. En dicha caja se incluyen los diodos de protección cuya misión es la de reducir la posibilidad de pérdida de energía debido a un mal funcionamiento por sombreados parciales de paneles y de evitar la rotura del circuito eléctrico por este efecto. Ello es así porque cuando se produce una sombra parcial sobre un panel, éste deja de generar corriente y se convierte en absorbedor de energía, lo que produciría un recalentamiento excesivo del mismo que podría dañarlo.

- El marco estructural realizado generalmente en aluminio anodizado que ofrece resistencia mecánica y soporte al conjunto. Se deberá comprobar en las especificaciones del fabricante del módulo su resistencia mecánica frente al viento y cargas de nieve, de manera que el conjunto se adecue a las condiciones ambientales del lugar donde se instalen.

Las prestaciones de los módulos que aparecen en la información técnica que proporciona cualquier fabricante están obtenidas sometiendo a los módulos a unas Condiciones Estándar de Medida (CEM) de irradiancia y temperatura, que son siempre las mismas y son utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares. Estas condiciones son las siguientes:

-  Irradiancia solar: 1000 W/m2;

-  Distribución espectral: AM 1,5 G;

-  Temperatura de célula: 25 °C.

No obstante, las condiciones reales de operación de los módulos serán distintas a las estándares anteriores, por lo que habrá que aplicar los correspondientes coeficientes correctores a los procedimientos de cálculos que se realicen.

Según se indican en las siguientes gráficas de la figura 9, donde se define el funcionamiento de un módulo fotovoltaico, el valor de corriente generado por el módulo crece con la intensidad de radiación solar, mientras que la tensión que ofrece cae conforme aumenta la temperatura alcanzada en las células del módulo.

 

Curvas de funcionamiento de módulos fotovoltaicos

Figura 9. Curvas de funcionamiento de módulos fotovoltaicos

Cuando se habla de temperatura alcanzada en las células del módulo, se entiende que es la temperatura que tiene la superficie del panel fotovoltaico, que evidentemente no tiene que ser igual a la de la temperatura ambiente, puesto que la superficie del módulo se calienta por la radiación solar que recibe.

Un módulo fotovoltaico suele trabajar dentro de un rango determinado de valores de intensidad y voltaje, dependiendo de la intensidad de radiación solar recibida, de la temperatura alcanzada en su superficie o el valor de la carga eléctrica que alimenta.

En la siguiente figura se representa esquemáticamente en línea continua la curva intensidad-tensión (I-V) de un módulo fotovoltaico cualquiera, mientras que en línea discontinua se representa la potencia entregada por el módulo, para dos situaciones de trabajo (A y B) distintas.

 

Curvas Intensidad-Tensión y de Potencia

Figura 10. Curvas I-V y de Potencia

De la anterior figura se observa que se debe hacer trabajar al módulo fotovoltaico en el rango de la tensión de máxima potencia, para sí obtener su mejor rendimiento.

En resumen, en función de la radiación solar, la temperatura de las células del módulo (que dependerá a su vez de la temperatura ambiente, humedad, velocidad del viento, material de fabricación del módulo, etc.) y de la carga eléctrica que alimente, el módulo fotovoltaico generará una determinada intensidad de corriente (I) a una determinada tensión (V), y cuyo producto marcará la potencia eléctrica (P) generada por el módulo.

A continuación, en el siguiente enlace, se puede acceder a la ficha de especificaciones técnicas del modelo de módulo fotovoltaico que se ha seleccionado para la realización de la instalación solar de la vivienda, objeto de este tutorial.

>>   MÓDULO MONOCRISTALINO ISF-255, marca ISOFOTÓN

Para entender mejor los parámetros incluidos en la ficha de características técnicas del módulo, se incluye algunas definiciones para su mejor comprensión:

- Potencia nominal o máxima (PMÁX): es también conocida como potencia pico del panel. Es el valor máximo de potencia que se puede obtener del panel, y se obtiene del producto entre la tensión y la corriente de salida del panel. Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de PMÁX = 255 W (CEM).

- Tensión en circuito abierto (VOC): es el valor máximo de voltaje que se mediría en el panel o módulo si no hubiese paso de corriente entre los bornes del mismo (intensidad de 0 amperios). Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de VOC = 37,9 V (CEM).

- Intensidad de cortocircuito (ISC): es la máxima intensidad que se puede obtener del panel fotovoltaico (tensión de salida 0 V). Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de ISC = 8,86 A (CEM).

- Tensión en el punto de máxima potencia (VM ó VMÁX): es el valor de la tensión en el punto de máxima potencia o potencia pico, que suele ser el 80% de la de vacío. También se suele representar como VMP. Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de VMP = 30,9 V (CEM).

- Intensidad de corriente máxima (IM ó IMÁX): es el valor de la corriente en el punto de máxima potencia o potencia pico. También se suele representar como IMP. Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de IMP = 8,27 A (CEM).

Recordemos que CEM se refiere que los valores antes indicados se han obtenido en Condiciones Estándar de Medida.

 

2.2- Regulador de carga

Un regulador de carga, cuyo emplazamiento se indica con la letra B en la figura adjunta, es un equipo encargado de controlar y regular el paso de corriente eléctrica desde los módulos fotovoltaicos hacia las baterías.

Regulador de carga

Por lo tanto tanto, estos dispositivos funcionan como un cargador de baterías, evitando además que se produzcan sobrecargas y a la vez limitan la tensión de las baterías a unos valores adecuados para su funcionamiento.

De este modo, un regulador de carga se encarga de controlar la forma de realizar la carga de las baterías cuando los paneles solares están recibiendo radiación solar evitando que se produzcan cargas excesivas.

Y a la inversa, esto es, durante el proceso de descarga de las baterías destinado al consumo de electricidad en la vivienda, el regulador evita igualmente que se produzcan descargas excesivas que puedan dañar la vida de las baterías.

De un modo sencillo, un regulador se puede entender como un interruptor colocado en serie entre paneles y baterías, que está cerrado y conectado para el proceso de carga de las baterías, y abierto cuando las baterías están totalmente cargadas.

Asimismo, en la actualidad la mayoría de los reguladores de carga disponen de una función que permite maximizar la energía capturada por el generador fotovoltaico mediante el uso de una tecnología específica de seguimiento y búsqueda del punto de máxima potencia de funcionamiento del generador (MPP, Maximum Power Point), también llamado MPP-tracking ó MPPT (del inglés, track: seguir, rastrear).

El regulador de carga se seleccionará para que sea capaz de resistir sin daños unos valores de tensión nominal e intensidad máxima de acuerdo a la configuración del sistema de generadores fotovoltaicos instalados. De esta manera, éste debe estar dimensionado para soportar la intensidad máxima de corriente generada en el sistema, tanto en la línea de entrada al regulador procedente de los generadores fotovoltaicos, como en la línea de salida hacia las cargas que alimenta.

Regulador de carga

En este sentido, la corriente máxima prevista por la línea de entrada al regulador desde los generadores fotovoltaicos es la correspondiente a la corriente de cortocircuito (ISC) del generador fotovoltaico más un margen de seguridad (generalmente un 25%), para tener en cuenta los posibles picos de irradiancia o los cambios de temperatura.

Por otro lado, la corriente máxima prevista por la línea de salida viene dada por el consumo de las cargas del sistema (aparatos eléctricos, electrodomésticos, etc.) también incrementada en un 25% (Isalida). La elección del regulador será aquel que soporte la mayor de las dos anteriores corrientes eléctricas, como se verá más adelante en este tutorial.

Como ya se ha visto, el regulador actuará interrumpiendo el suministro de electricidad desde las baterías de acumulación hacia la instalación interior de la vivienda cuando el voltaje de las baterías quede por debajo del umbral de funcionamiento, con objeto de evitar su descarga total que pueda provocar daños en las baterías.

Igualmente, durante los periodos de insolación donde los paneles solares están generando electricidad y el voltaje de las baterías llegue a un valor límite máximo, el regulador interrumpirá la conexión entre los módulos fotovoltaicos y las baterías, o bien actuará reduciendo gradualmente la corriente media entregada por los paneles.

Por lo tanto, a la hora de seleccionar el regulador más idóneo, se deberá tener en cuenta que la tensión de desconexión de la carga de consumo del regulador deberá elegirse para que la interrupción del suministro de electricidad a las cargas se produzca cuando la batería haya alcanzado la profundidad máxima de descarga permitida, según indique las especificaciones del fabricante de la batería.

Todo regulador de corriente instalado deberá estar convenientemente protegido frente a cortocircuitos que se produzcan en la línea de consumo de la vivienda, además de contra la posibilidad de poder producirse una desconexión accidental de la batería mientras los paneles están generando energía.

Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de generador y acumulador serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal), para sistemas de menos de 1 kW, y del 2% de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendo los terminales. Asimismo, las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de batería y consumo serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal), para sistemas de menos de 1 kW, y del 2 % de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendo igualmente los terminales.

En todo caso, las pérdidas de energía diarias causadas por el autoconsumo del regulador en condiciones normales de operación deberán ser inferiores al 3 % del consumo diario de energía.

Por último, indicar que todo regulador que se emplee en la instalación deberá estar etiquetado con al menos la siguiente información:

-  Tensión nominal (V)

-  Corriente máxima (A)

-  Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie

-  Polaridad de terminales y conexiones

 

2.3- Baterías y sistemas acumuladores solares

Las baterías, también llamado acumuladores solares o fotovoltaicos, se utilizan para almacenar la energía eléctrica generada por el sistema de generadores fotovoltaicos, con objeto de disponer de ella en periodos nocturnos o en aquellas horas del día que no luzca el sol.

Baterías y sistemas acumuladores solares

No obstante, también pueden desempeñar otras funciones, como elementos que sirven para estabilizar el voltaje y la corriente de suministro, o para inyectar picos de corriente en determinados momentos, tales como en el arranque de motores.

Las baterías se componen básicamente de dos electrodos que se encuentran sumergidos en un medio electrolítico. Los tipos de baterías más recomendadas para uso en instalaciones fotovoltaicas son las de tipo estacionarias de plomo ácido y de placa tubular, compuestas de un conjunto de vasos electroquímicos interconectados de 2V cada uno, que se dispondrán en serie y/o paralelo para completar los 12, 24 ó 48 V de tensión de suministro y la capacidad de corriente en continua que sea adecuado en cada caso.

Generalmente a la asociación eléctrica de un conjunto de baterías se le suele llamar sistema acumulador o simplemente acumulador.

En la siguiente tabla se indica el nivel del voltaje del módulo fotovoltaico en función de las necesidades de consumo de potencia que se demande.

Tabla 1.  Tensión de trabajo del sistema fotovoltaico

Potencia demandada (en W)

Tensión de trabajo del sistema fotovoltaico (en V)

< de 1500 W

12V

Entre 1500 W y 5000 W

24V ó 48V

> 5000 W

120V ó 300V


 

La capacidad de una batería se mide en amperios-hora (Ah), unidad de carga eléctrica que indica la cantidad de carga eléctrica que pasa por los terminales de una batería. Indica la cantidad de electricidad que puede almacenar durante la carga la batería, para después devolverla durante su descarga.

No obstante, el tiempo invertido en la descarga de la batería influye de manera decisiva en su capacidad de almacenaje. De esta forma, conforme más rápido se realice la descarga de la batería su capacidad de suministro disminuye, debido a que más energía se pierde por la resistencia interna, y a la inversa, conforme el tiempo de descarga aumenta y se realiza de forma más lenta, entonces la capacidad de la batería aumenta.

Por ello, al depender la capacidad de una batería del tiempo invertido en su descarga, éste valor se suele suministrar referido a un tiempo estándar de descarga (10 ó 20 horas), y para un voltaje final determinado.

A continuación, se indicarán las definiciones y comentarios sobre los parámetros más importantes que definen a las baterías o acumuladores solares.

- Factor de rendimiento de la batería: parámetro que se define como el cociente entre el valor de los amperios-hora que realmente se puede descargar de la batería dividido por el valor de los amperios-hora empleados en su carga.

- Autodescarga: es la pérdida de carga de la batería cuando ésta permanece en circuito abierto. Habitualmente se expresa como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes, y a una temperatura de 20 °C. En general, los valores de autodescarga de las baterías empleadas no excederá del 6% de su capacidad nominal por mes.

- Capacidad nominal, C20 (Ah): es la cantidad de carga eléctrica que es posible extraer de una batería en 20 horas, medida a una temperatura de 20 °C, hasta que la tensión entre sus terminales llegue a 1,8V/vaso.

- Régimen de carga (o descarga): es un parámetro que relaciona la capacidad nominal de la batería y el valor de la corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Se expresa normalmente en horas, y se representa como un subíndice en el símbolo de la capacidad y de la corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Por ejemplo, si una batería de 100 Ah se descarga en 20 horas a una corriente de 5 A, se dice que el régimen de descarga es 20 horas (C20 = 100 Ah) y la corriente se expresa como I20 = 5 A.

- Profundidad de descarga (PD ó DOD): se define como el cociente entre la carga extraída de una batería y su capacidad nominal, expresándose normalmente en %.

- Profundidad de descarga máxima (PDmáx): en este caso se define como el nivel máximo de descarga que se le permite a la batería antes que se produzca la desconexión del regulador, con objeto de proteger la durabilidad de la misma. Las profundidades de descarga máximas que se suelen considerar para un ciclo diario (profundidad de descarga máxima diaria) están en torno al 15-25%. Para el caso de un ciclo estacional, que es el número máximo de días que podrá estar una batería descargándose sin recibir los módulos radiación solar suficiente, está en torno a los 4-10 días y un profundidad de descarga del 75% aproximadamente. En todo caso, para instalaciones fotovoltaicas no se recomiendan descargas agresivas, sino más bien progresivas, por lo que las baterías a utilizar suelen ser con descarga de 100 horas (C100), pues cuanto más intensa y rápida es la descarga de una batería, menos energía es capaz de suministrarnos.

- Capacidad útil: es la capacidad disponible o utilizable de la batería y se define como el producto de la capacidad nominal por la profundidad máxima de descarga permitida.

- Estado de carga: se define como el cociente entre la capacidad residual de una batería, en general parcialmente descargada, y su capacidad nominal.

En la mayoría de las ocasiones, los sistemas de acumulación de energía estarán formado por asociaciones de baterías, que estarán conectadas en serie o en paralelo, para satisfacer las necesidades, bien de tensión, o bien de capacidad que sean demandadas.

Mediante las asociaciones en serie de baterías se consigue aumentar el voltaje final respecto a la tensión de servicio que cada batería por sí sola puede ofrecer. En el conexionado en serie de varias baterías se debe conectar el borne negativo de cada batería con el positivo de la siguiente, y así sucesivamente. La tensión o voltaje que proporciona el conjunto es igual a la suma de las tensiones de cada una de las baterías individuales.

Por el contrario, mediante las asociaciones en paralelo de baterías se consigue aumentar la capacidad de suministro del conjunto, es decir, su autonomía, sumando las capacidades nominales de cada batería y manteniendo el mismo voltaje de cada batería individual.

 

Asociaciones de baterías

Figura 14. Asociaciones de baterías

En otro orden de cosas, la capacidad nominal de los sistemas acumuladores empleados (medido en Ah) no excederá en 25 veces la corriente (en A) de cortocircuito en CEM del generador fotovoltaico seleccionado.

La vida de un acumulador o batería, definida como la correspondiente hasta que la capacidad residual caiga por debajo del 80% de su capacidad nominal, deberá ser superior a 1000 ciclos, cuando se descarga el acumulador hasta una profundidad del 50% a 20 °C.

Aunque siempre se seguirán las recomendaciones de los fabricantes, durante la instalación de un sistema acumulador solar se deberá asegurar que:

- el acumulador o baterías se sitúen en lugares ventilados y de acceso restringido;

- se adoptarán las medidas de protección necesarias para evitar el cortocircuito accidental de los terminales del acumulador, por ejemplo, mediante cubiertas aislantes.

Toda batería empleada en los sistemas acumuladores solares deberá estar etiquetada, al menos, con la siguiente información:

- Tensión nominal (V);

- Polaridad de los terminales;

- Capacidad nominal (Ah);

- Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.

 

2.4- Inversor o Convertidor DC/AC

El convertidor de corriente DC/AC, también llamado inversor u ondulador, es un dispositivo electrónico de potencia encargado de convertir la corriente continua (DC) proveniente de los generadores fotovoltaicos en corriente alterna (AC) para su consumo en la vivienda. Además sincroniza la frecuencia de la corriente inyectada con la de la red, adaptándola a las condiciones requeridas según el tipo de carga, garantizando así la calidad de la energía vertida en la instalación eléctrica de la vivienda.

Inversor o convertidor de corriente

Los inversores vienen caracterizados principalmente por la tensión de entrada desde las baterías, la potencia máxima que puede proporcionar y su eficiencia o rendimiento de potencia. Este último se define como la relación entre la potencia eléctrica que el inversor entrega para su uso (potencia de salida) y la potencia eléctrica que extrae del sistema de baterías o de los generadores fotovoltaicos (potencia de entrada).

En general, los inversores en las instalaciones fotovoltaicas deben cumplir las siguientes exigencias:

- Deberán ofrecer una eficiencia lo más alta posible que minimice las pérdidas. El rendimiento de potencia de los inversores (cociente entre la potencia activa de salida y la potencia activa de entrada), oscila entre el 90% y el 97%. El valor del rendimiento depende mucho de la potencia de entrada, que deberá ser lo más cercana, o incluso tratar que sea igual a la nominal de funcionamiento del inversor, dado que si varía mucho entonces el rendimiento del inversor disminuye sensiblemente.

- Estar adecuadamente protegidos contra cortocircuitos y sobrecargas, como más adelante se verá.

- Disponer de elementos que incorporen el rearme y desconexión automática del inversor.

- Poder admitir demandas instantáneas de potencia mayores del 150% de su potencia máxima o nominal, con objeto de hacer frente a los picos de arranque que originan muchos electrodomésticos, como frigoríficos, lavadoras, etc., que van a demandar mayor potencia que la nominal en el momento de su puesta en marcha o arranque de sus motores.

- Ofrecer una baja distorsión armónica y bajo autoconsumo.

- Disponer de aislamiento galvánico.

- Disponer de sistema de medida y monitorización.

- Incorporar controles manuales que permitan el encendido y apagado general del inversor, y su conexión y desconexión a la interfaz AC de la instalación.

Volviendo a las protecciones que deben incorporar en sus funciones los inversores de corriente, éstas deberán ser las siguientes:

- Protección contra sobrecargas y cortocircuitos, que permitirá detectar posibles fallos producidos en los terminales de entrada o salida del inversor.

- Protección contra calentamiento excesivo, que permitirá desconectar el inversor si la temperatura del inversor sobrepasa un determinado valor umbral, y mantenerse desconectado hasta que el equipo no alcance una temperatura inferior preestablecida.

- Protección de funcionamiento modo isla, que desconectará el inversor en caso que los valores de tensión y frecuencia de red queden fuera de unos valores umbrales que permitan un funcionamiento correcto.

- Protección de aislamiento, que detecta posibles fallos de aislamiento en el inversor.

- Protección contra inversión de polaridad, que permite proteger el inversor contra posibles cambios en la polaridad desde los paneles fotovoltaicos.

Por último, la envolvente o carcasa que protege el dispositivo inversor ofrecerá un grado de aislamiento de tipo básico clase 1 y un grado de protección mínima IP20 para aquellos inversores instalados en el interior de edificios y sean lugares inaccesibles, de IP30 para inversores situados en el interior de edificios y lugares accesibles, y con grado de protección mínima de IP 65 para inversores instalados a la intemperie.

 

2.5- Cableado

Los sistemas fotovoltaicos, como toda instalación que queda permanente al aire libre, deben estar diseñadas para resistir las duras inclemencias meteorológicas (temperaturas ambientales extremas, radiación solar ultravioleta, humedad, resistencia a los impactos...) que condicionan la calidad de los materiales empleados.

Hasta hace relativamente poco, y debido a la falta de normalización al respecto, se utilizaba para el cableado y conexionado entre los paneles, de éstos con la caja del regulador de carga y de aquí al motor eléctrico de la bomba, cables eléctricos del tipo RV-K, muy comunes en cualquier otra instalación eléctrica, pero que para los usos en instalaciones fotovoltaicas ofrecen características limitadas. En efecto, el polietileno reticulado de la cubierta de los cables tipo RV-K es un material adecuado para aislamientos de cables eléctricos convencionales, pero para aplicaciones más exigentes, como el caso de las instalaciones fotovoltaicas, existen actualmente otros materiales también reticulados pero con características muy mejoradas, idóneos para estas aplicaciones.

De este modo, para el uso específico en instalaciones fotovoltaicas, se recomienda emplear cables del tipo PV ZZ-F, que están especialmente concebidos para aplicaciones fotovoltaicas.

cable de corriente continua para instalaciones solar fotovoltaica

Los cables PV ZZ-F son cables unipolares con doble aislamiento, que tienen capacidad para transportar corriente continua hasta 1.800 V de manera eficiente y con gran durabilidad en el tiempo.

Los cables tipo PV ZZ-F ofrecen gran resistencia térmica, además de una gran resistencia climática (rayos UV, frío, humedad…), que se comprueba mediante ensayos de resistencia a la intemperie. También presentan un excelente comportamiento y resistencia al fuego, que se comprueba mediante ensayos específicos de incendio.

Para ello, los materiales empleado para el aislamiento y la cubierta de este tipo de cables son de alta calidad, reticulados, de alta resistencia mecánica, resistentes también a la abrasión, flexibles y libres de halógenos.

Asimismo, el conductor interior de los cables PV ZZ-F deberá estar estañado, confiriéndose así una mayor resistencia a una posible corrosión por oxidación.

En la siguiente tabla se indica el tipo de cable que se va a emplear en los tramos en continua:

Tabla 2.  Cables flexibles tipo PV ZZ-F

Conductor:  Cobre electrolítico estañado, clase 5 (flexible) según EN 60228

Aislamiento:  Goma libre de halógenos tipo EI6.

Cubierta:  Goma ignifugada tipo EM8, libre de halógenos y con baja emisión de humos y gases corrosivos en caso de incendio.

Embalaje:  Disponible en rollos con film retractilado (longitudes de 50 y 100 m) y bobinas.

Norma Nacional/ Europea:  UNE-EN 60332-1 / UNE-EN 50267-1 / UNE-EN 50267-2 / UNE-EN 61034 / NFC 32-070 (C2)

Norma Internacional:  IEC 60332-1 / IEC 60754-1 / IEC 60754-2 / IEC 61034

Características:

tubería de polietileno de baja densidad

 

Los tramos de cables en corriente continua serán tramos compuestos de dos conductores activos (positivo y negativo) más el conductor de protección.

Para el cálculo de la sección (S) de conductores en corriente continua, como es éste el caso de las instalaciones fotovoltaicas, se empleará la siguiente formulación:

S =  

2 · L · I


ΔU · K


donde,

S   es la sección del conductor del cable en continua, en mm2

L   es la longitud del tramo de conductor que se esté considerando, en m

I   es la intensidad de corriente que circula por el conductor, en amperios (A)

ΔU   es la caída de tensión máxima permitida en el tramo, en voltios (V)

K   es la conductividad del conductor del cable (56 Cu ; 35 Al)

En la siguiente tabla se indican los porcentajes de caída de tensión máximas y recomendadas para cada tramo en una instalación fotovoltaica para riego directo:

Tabla 3.  Porcentajes de caída de tensión (%)

Tramo

Máxima

Recomendada

Paneles - Regulador

3%

1%

Regulador - Bomba sumergible

5%

3%


 

En la tabla adjunta se indican las secciones de cables más empleadas en instalaciones fotovoltaicas de una casa comercial, con indicación de la intensidad máxima del cable y su caída de tensión en DC:

 

Secciones de cable e intensidad de corriente para cables de corriente continua en instalaciones fotovoltaicas

Tabla 4. Secciones de cable e intensidad de corriente para cables de corriente continua en instalaciones fotovoltaicas

La siguiente tabla es una comparación entre los calibres AWG (American Wire Gauge) usados en América y los mm2 del Sistema Métrico:

 

Tabla 5.  Tabla de conversión AWG - mm2

AWG

18

17

16

14

12

10

8

6

4

2

1

1/0

2/0

3/0

mm2

0,75

1,0

1,5

2,5

4,0

6,0

10

16

25

35

50

55

70

95


 

Por otro lado, se recomienda que el cableado que se emplee cumpla con el reglamento electrotécnico de baja tensión que le sea de aplicación en cada país (REBT 2002, en el caso de España) en todos los tramos de la instalación, tanto en los tramos de continua (directa) que abarca desde el generador fotovoltaico hasta su conexión con el inversor, como en los tramos de corriente alterna a partir de la salida del inversor hacia la instalación eléctrica interior de la vivienda.

Como ya se indicó, los tramos de corriente continua serán tramos compuestos de dos conductores activos (positivo y negativo) más el conductor de protección, mientras que los tramos en corriente alterna, que será de tipo monofásica la que alimente la instalación interior de la vivienda, estarán compuestos de dos conductores, fase y neutro, más otro conductor de protección.

Así, para los tramos en alterna, aguas abajo del inversor, se emplearán cables conductores de cobre con doble capa de aislante en PVC y tensión nominal de aislamiento 0,6/1 kV. Asimismo, estos conductores irán alojados en el interior de conductos o tubos corrugados de PVC sobre montaje superficial en paredes y techos.

Se adjunta la siguiente tabla donde se indican las intensidades máximas admisibles para los cables según su sección y la naturaleza de su aislamiento.

 

Intensidades admisibles de cables de cobre

Tabla 6. Intensidades admisibles (A) al aire 40° C. Nº de conductores con carga y naturaleza del aislamiento

 

Por otro lado, los cables conductores irán alojados por el interior de tubos o conductos rígidos de PVC para su protección. Dichos tubos irán instalados en montaje superficial sobre las paredes y techo de la vivienda.

Los tubos deberán tener un diámetro tal que permitan un fácil alojamiento y extracción de los cables alojados. Para la correcta elección del diámetro del tubo protector se utilizará la siguiente tabla. En ella se indican los diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los conductores que se alojan en su interior.

 

Diámetros exteriores mínimos de los tubos protectores

Tabla 7. Diámetros exteriores mínimos de los tubos protectores.

La correcta elección de la sección del cable conductor es de suma importancia, dado que un mal cálculo podría suponer que la intensidad que circule por el cable sea superior a la admisible según su sección, lo que se traduciría en un calentamiento excesivo del cable que podría dañar su aislamiento y por tanto afectar en la durabilidad del cable, y en caso extremo, en incurrir en un peligro real de incendio.

La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en calcular la sección mínima normalizada que satisface simultáneamente las dos condiciones siguientes:

- Criterio térmico: esta condición establece que la intensidad que circule por el cable sea inferior a la máxima intensidad admisible, según su sección. La intensidad admisible de cada cable conductor se pueden consultar en tablas (ver tabla anterior), en función de la sección, tipo de aislamiento y temperatura del cable.

- Por caída de tensión máxima permitida en los conductores: mediante este criterio se limita las pérdidas por caída de tensión en el cable. En este sentido, según se indica en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDEA, para los conductores de la instalación donde circule corriente continua (directa) la máxima caída de tensión permitida será del 1,5%.

Las expresiones y fórmulas que proporcionan la manera de calcular las secciones mínimas que han de tener los cables en cada tramo de la instalación se indican en el apartado 4.5 de este tutorial.

 

2.6- Protecciones

Se tratará en este tutorial sólo de las protecciones necesarias para instalar en la parte continua, situadas antes del inversor, con objeto de poder detectar y eliminar cualquier incidente en la instalación, garantizando así la protección de los equipos conectados y de las personas.

Además de las protecciones integradas en el inversor, habrá que incluir los dispositivos de protección necesarios que realicen las siguientes labores de protecciones eléctricas:

Protección contra sobrecargas

Protección contra cortocircuitos

Protección contra sobretensiones

 

- Protección contra sobrecargas:

Una sobrecarga ocurre cuando existe un valor excesivo de intensidad ocasionado por un defecto de aislamiento, una avería o una demanda excesiva de carga.

Una sobrecarga en los cables genera un calentamiento excesivo de los mismos, lo que provoca su daño prematuro, reduciendo su vida útil. Además, una sobrecarga que se prolongue en el tiempo y no sea solucionada, puede terminar ocasionando un cortocircuito en la instalación.

Los dispositivos de protección contra sobrecargas podrán ser, bien un interruptor automático de corte omnipolar con curva térmica de corte, o un fusible. En el cálculo de la instalación, objeto de este tutorial, se ha escogido un fusible como elemento de protección.

Pero en general, los dispositivos que se empleen para la protección de la instalación contra sobrecargas, deberán cumplir las siguientes dos condiciones:

Ib ≤ In ≤ Iadm

siendo,

Ib,    la intensidad de diseño del circuito, según la previsión de cargas.

In,    la intensidad nominal del interruptor, es decir, el calibre asignado.

Iadm,    es la máxima intensidad admisible del cable conductor.

Y la otra condición:

Icd ≤ 1,45 · Iadm

siendo,

Icd,    la intensidad de ajuste (desconexión) del interruptor y que asegura el funcionamiento efectivo del dispositivo de protección. En fusibles es la intensidad de fusión (If) en 5 segundos.

Como en este caso se va a emplear fusibles como elementos de protección contra sobrecargas de corriente, además se cumple que Icd = If   y en este caso, para los fusibles elegidos, también que  If = 1,60·In

Por lo que la anterior relación, para el caso de fusibles como elemento de protección, quedaría como sigue:

Ib ≤ In ≤ 0,9·Iadm

Un fusible consiste fundamentalmente en un alambre o tira metálica inserta en el circuito de corriente que al rebasarse cierta intensidad se funde, provocando la desconexión y protegiendo así al circuito. Por lo tanto, todo fusible habrá que reponerlo después de cada cortocircuito que se produzca.

Fusibles

La intensidad nominal de un fusible es el valor de la intensidad de corriente continua que puede soportar indefinidamente. Como criterio general un fusible es capaz de despejar una falta de intensidad 5 veces la nominal en un tiempo de 0,1s.

A la hora de seleccionar el fusible se deberá tener en cuenta los siguientes factores:

Tensión nominal Vn del fusible, que deberá ser mayor o igual que la tensión de operación de la línea donde se instale.

La intensidad nominal In del fusible deberá ser mayor o igual que la máxima corriente esperada en la línea donde se instale.

La intensidad de actuación o ruptura del fusible actuará en un tiempo inferior a 0,1 s.

Que la intensidad de cortocircuito máxima que pueda soportar el fusible sea mayor que la máxima intensidad de cortocircuito esperada en el punto de la línea donde se instale el fusible.

 

- Protección contra cortocircuitos:

El origen para que se produzca un cortocircuito suele estar en una conexión incorrecta o en un defecto de aislamiento.

Todo equipo de protección empleado para limitar la incidencia de un cortocircuito deberá cumplir con las siguientes dos condiciones:

I2 · t ≤ Icu

siendo,

I,    la intensidad de disparo.

t,    es el tiempo de despeje (al producto   I2 · t   se le suele llamar energía de paso).

Icu    es la máxima intensidad de cortocircuito soportada por el cable, siendo Icu = k2 · S2, donde k es un valor de corrección del material del cable (115 para conductor de cobre aislado con PVC; 143 para conductor de cobre aislado con XLPE ó EPR y 94 para conductores de aluminio), y S es la sección del conductor en mm2.

PdC ≥ Isc,máx

siendo,

PdC,    el poder de corte del dispositivo de protección.

Isc,máx    es la máxima intensidad de cortocircuito prevista en el punto de instalación.

En todo caso, para que la protección contra cortocircuitos sea eficaz, se debe cumplir que el tiempo de corte de toda corriente de cortocircuito que se produzca en un punto cualquiera de la instalación, no debe ser superior al tiempo que los conductores tardan en alcanzar su temperatura límite admisible.

 

- Protección contra sobretensiones:

Generalmente, una sobretensión en una instalación fotovoltaica para autoconsumo tiene su origen en descargas atmosféricas (rayos) que se realizan sobre las partes altas de la estructura metálica que soporta los paneles.

La protección contra estos fenómenos se realiza con unos aparatos llamados autoválvulas o pararrayos. Realmente son unos descargadores de corriente que ofrecen una resistencia de tipo inversa, fabricada con óxido de zinc (ZnO) ó carburo de silicio (SiC), cuyo valor disminuye al aumentar la tensión que se aplica sobre ella.

Estos aparatos deberán colocarse lo más cerca posible del equipo a proteger, para que pueda derivar a tierra el exceso de tensión originado por la descarga de un rayo, de manera que absorba las sobretensiones que se puedan producir en la instalación y evitando así la perforación de los aislamientos.

3- Datos de partida

3.1- Emplazamiento

La vivienda donde se pretende realizar la instalación solar fotovoltaica para el autoconsumo eléctrico, se emplaza en un terreno rural aislado, situado en el término municipal de Arahal (provincia de Sevilla, España), según lo definen las siguientes coordenadas:

Coordenadas Geográficas (DMS):    37º 14' 1'' Norte   5º 32' 33'' Oeste;

Coordenadas UTM:    Huso 30 (274461 , 4123814) Norte;

Coordenadas Decimales:    37.2336 Latitud    -5.5425 Longitud;

Como utilidad se adjunta el siguiente enlace donde se puede conocer las coordenadas geográficas de cualquier lugar en el mundo.

 


Consulta de coordenadas geográficas

 

3.2- Disposición de los módulos

La disposición de los módulos fotovoltaicos, definido por su orientación e inclinación, repercute de manera decisiva en su rendimiento. Lo ideal es emplear módulos con seguidor que permiten en todo momento orientar los paneles fotovoltaicos hacia el sol lo que garantiza el máximo uso de la radiación solar. Se estima en un 40% el incremento de la potencia entregada por aquellos módulos que emplean un sistema de seguimiento respecto a los paneles instalados fijos. No obstante, en este tutorial se hará uso de módulos solares fijos, mucho más económicos y simples de instalar, para lo cual habrá que definir su orientación e inclinación para que resulten lo más eficiente posible.

La vivienda dispone como techo una azotea o cubierta plana transitable, lo que permite dotar a los módulos de la orientación e inclinación que más convenga, con sólo emplear estructuras auxiliares con el diseño adecuado donde apoyar los paneles fotovoltaicos.

La orientación de los paneles solares será tal que éstos se dispongan siempre "mirando" hacia el ecuador terrestre. Esto supone orientación sur para aquellas instalaciones situadas en el hemisferio norte terrestre, y orientadas hacia el norte para las instalaciones situadas en el hemisferio sur. No obstante, son admisibles unas desviaciones de hasta ±20º respecto del ecuador del observador sin que se produzcan grandes pérdidas de rendimiento.

En concreto, para las instalaciones que se sitúen en el hemisferio norte, como es el caso de estudio de este tutorial, la orientación se define por el ángulo llamado azimut (α), que es el ángulo que forma la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano (orientación sur) del lugar. Toma el valor para módulos orientados al sur, -90º para módulos orientados al este, +90º para módulos orientados al oeste.

 

Orientación e inclinación del módulo fotovoltaico

Figura 16. Definición de la orientación e inclinación del módulo fotovoltaico

Por otro lado, el ángulo de inclinación (β) es aquel que forma la superficie del módulo con el plano horizontal, tal como se ve en la figura anterior. Su valor es para módulos horizontales y 90º si son verticales.

El valor de la inclinación de los paneles solares con respecto a la horizontal, cuando se pretende que la instalación se use todo el año con un rendimiento aceptable, coincide aproximadamente con la latitud del lugar donde se instale. Si la instalación se usa principalmente en invierno, entonces la inclinación óptima de los módulos sería la obtenida de sumarle a la latitud 10º. Y por el contrario, si la instalación va a usarse básicamente en verano, la inclinación que habría que proporcionarle a los módulos sería el resultado de restar a la latitud del lugar 20º. Por último, si se pretende un diseño óptimo que funcione para todo el año, la inclinación que habrá que proporcionarle al panel solar será igual a la latitud del lugar, como se ha dicho.

En esta ocasión, se pretende que la instalación proporcione energía suficiente en los meses de menor radiación, que en el lugar elegido (Arahal, España) es durante el invierno. Por lo tanto, según lo indicado anteriormente, la inclinación final podrá situarse entre la latitud del lugar (37º) y la latitud más 10º (47º). Finalmente, y por facilidad constructiva de la estructura que portará los módulos, se elegirá una inclinación de 45º.

En resumen, la disposición final de los módulos será la que se indica en la siguiente tabla:

Tabla 8.  Orientación en inclinación de los módulos solares

Orientación Sur (Azimut, α)

Inclinación (β)

45º


 

En otros casos, la disposición de los paneles solares (orientación e inclinación) puede estar más restringida o incluso prefijada (por ejemplo, cuando los paneles se colocan adoptando la pendiente de las cubiertas de aquellas viviendas con tejados inclinados, adoptando la orientación e inclinación que tengan éstos).

En estos casos, habrá que calcular las pérdidas en que se incurren porque la orientación e inclinación del panel sea distinta de la óptima. Para ello se recomienda consultar el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), en cuyo documento, en su Anexo II, se incluye cómo calcular dichas pérdidas.

 

3.3- Estimación del consumo

Si se dispone de información acerca del número y régimen de funcionamiento de los aparatos eléctricos que va a disponer habitualmente la vivienda, se podría obtener una estimación del consumo energético muy aproximado, mediante el producto de las potencias nominales de cada aparato por las horas de funcionamiento previstas de cada uno de ellos, y posteriormente realizando su suma. Es importante incrementar el resultado en al menos un 30% adicional como coeficiente de seguridad, con objeto de tener en cuenta también los picos de potencia que se producen en los arranques de algunos aparatos eléctricos.

Si no se dispone de información más precisa, se pueden emplear tablas que presentan ratios normales de consumos para viviendas, en función de los usuarios habituales, como la que se muestra a continuación.

Tabla 9.  Datos de consumo medio de electricidad por año en vivienda

Nº. de personas por vivienda

Consumo medio anual de electricidad
KW·h

1

1800

2

2700

3

3500

4

4150

5

4900

Consumo anual estándar

3500  KW·h


 

A efectos de este tutorial, se diseñará la instalación para un consumo estimado anual de  3500 kW·h.

El anterior valor no tiene en cuenta las pérdidas localizadas en los componentes y equipos situados entre los generadores solares y la instalación eléctrica interior de la vivienda, esto es, el dispositivo regulador, las baterías y el inversor o convertidor de corriente.

A continuación se indicarán los rendimientos considerados para cada uno de los dispositivos anteriores. Estos valores aquí considerados deberán ser comprobados una vez se hayan seleccionados los modelos reales de dispositivos a instalar.

Rendimiento regulador, ηREG = 0,95;

Rendimiento baterías, ηBAT = 0,94;

Rendimiento inversor, ηINV = 0,96;

Teniendo en cuenta los anteriores rendimientos, el consumo anual estimado (Cea) valdrá:

Cea = 3500 / (0,95 · 0,94 · 0,96) = 4082,68 kW·h.

Considerando 365 días al año, el consumo estimado diario (Ced) sería de:

Ced = 11,185 kW·h.

Otra forma de proporcionar el consumo es expresarlo en Amperios-horas y por día (QAh). En este caso la expresión que proporciona el consumo sería la siguiente:

 

Ced

 

QAh =  


 

 

VBAT

 


Siendo, VBAT, la tensión de trabajo de la batería de acumulación, en este caso, y según la tabla 1 del apartado 2.3, de valor 24 Voltios.

Sustituyendo, se tiene el siguiente consumo:

 

11185 W·h

 

QAh =  

—————  =  466 Ah/día

 

 

      24V

 


 

3.4- Radiación solar disponible

El conocimiento de la radiación solar que se produce en el lugar donde se va a realizar la instalación es determinante, tanto para conocer la energía disponible, como para analizar el comportamiento de los componentes del sistema.

Habitualmente se utilizan los términos de irradiación e irradiancia para definir la radiación solar disponible. La irradiación (W·h/m2) se define como la energía incidente por unidad de superficie durante un determinado periodo de tiempo, mientras que la irradiancia (W/m2) se refiere a la potencia instantánea recibida por unidad de superficie, o dicho de otro modo, la energía incidente por unidad de superficie y unidad de tiempo.

Para el diseño de instalaciones fotovoltaicas, y con el fin de poder evaluar la energía que puede producir la instalación en cada mes de año, se define el concepto de número de horas de sol pico (HSP) del lugar en cuestión, y que representa las horas de sol disponibles a una hipotética irradiancia solar constante de 1000 W/m2.

En este sentido existe una multitud de bases de datos de donde se puede obtener información sobre la radiación solar disponible en cualquier lugar del planeta. Se adjuntan algunos enlaces que proporcionan valores de la radiación solar:

>>   PVGIS, Photovoltaic Geographical Information System - Europa

>>   OpensolarDB - Datos Mundiales de Radiación

Para el caso concreto de este tutorial, se va a emplear la base datos del PVGIS, Photovoltaic Geographical Information System, para obtener los valores de irradiación diaria para la localización del lugar elegido (Arahal-España: 37º 14' 1'' Norte, 5º 32' 33'' Oeste), inclinación de la superficie de los paneles (ß=45º) y orientación sur (Azimut, α=0º), para el mes de diciembre, que es el más desfavorable para el lugar en cuestión, obteniéndose el siguiente resultado:

Tabla 10.  Promedio diario de irradiación global recibido por metro cuadrado de módulo

Mes

HSP (kWh/m2)

Diciembre

4,56


 

Para obtener el informe completo, obtenido de la base de datos del PVGIS, se puede acceder en el siguiente enlace:

>>   PVGIS estimates of solar electricity generation

4- Cálculo de la instalación

4.1- Número y conexionado de los módulos solares

Para el cálculo del número de paneles solares necesarios para satisfacer la demanda eléctrica prevista en la vivienda, se empleará la expresión siguiente en función del emplazamiento y tipo de panel solar que se vaya a instalar:

 

Ced

 

Nmód =  


 

 

PMP · HSPcrít · PR

 


siendo,

Ced,  el consumo diario estimado, visto en el apartado 3.3, de valor 11,185 kW·h.

PMP,  es la potencia pico del módulo ISF-255 seleccionado en condiciones estándar de medida (CEM), visto en el apartado 2.1, de valor 255 W;

HSPcrít,  es el valor de las horas de sol pico del mes crítico (en este caso diciembre), visto en el apartado 3.4 anterior, de valor 4,56 HSP;

PR,  es el "Performance Ratio" de la instalación o rendimiento energético de la instalación, definido como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, donde se tienen en cuenta las siguientes pérdidas originadas:

Pérdidas por dispersión de potencia de los módulos

Pérdidas por incremento de temperatura de las células fotovoltaicas

Pérdidas debida a la acumulación de suciedad en los módulos

Pérdidas por sombras

Pérdidas por degradación de los módulos

Pérdidas eléctricas

Pérdidas por reflectancia

A continuación, se valorarán las distintas pérdidas anteriores con objeto de poder estimar el "Performance Ratio" (PR) de la instalación.

- Pérdidas por dispersión de potencia de los módulos:

La potencia que pueden desarrollar los módulos no es exactamente la misma, y por lo tanto tampoco lo son ni su intensidad ni su tensión de máxima potencia. De este modo, cuando se constituye un sistema generador formado por varios paneles o módulos conectados en serie, este hecho induce a que se produzca una pérdida de potencia debido a que el valor de la intensidad de corriente de paso será igual a la de menor valor de los paneles colocados en serie.

Para minimizar este efecto, los módulos se clasifican por su intensidad, que suele venir indicado con una letra grabada mediante un adhesivo adherido al marco de un panel, de manera que se puede escoger los paneles similares a la hora de armar las series durante la instalación.

En esta ocasión, y según se puede consultar en el catálogo de propiedades técnicas suministrado por el fabricante de los módulos fotovoltaicos seleccionados (ver apartado 2.1 de este tutorial), la tolerancia de potencia (%Pmáx) del módulo seleccionado es de 0/+3%, por lo que las posibles pérdidas por dispersión de potencia se pueden estimar en un 3%.

- Pérdidas por incremento de temperatura de las células fotovoltaicas:

El rendimiento de los módulos fotovoltaicos disminuye con el incremento de la temperatura a la que se encuentra la superficie del panel. Al ser un elemento expuesto a la radiación solar de manera continuada es necesario que exista una buena ventilación tanto por la superficie expuesta al sol como por la parte posterior de los módulos. No obstante, incluso con buena ventilación, se produce un incremento de temperatura de la superficie de los módulos con respecto a la temperatura ambiente exterior.

Para el cálculo del factor que considera las pérdidas por incremento de la temperatura del panel (PT), se suele emplear la siguiente expresión:

PT = KT · (Tc - 25ºC)

siendo,

KT,  el coeficiente de temperatura, medido en ºC-1. Generalmente este valor viene dado por el fabricante de la placa solar, aunque si este dato no lo proporcionara el fabricante se puede tomar por defecto el valor de 0,0035 ºC-1. En este caso, sí se puede extraer del catálogo del fabricante que contiene la información técnica de la placa (consultar enlace del apartado 2.1), siendo KT = 0,0044 ºC-1.

Tc,  es la temperatura media mensual a la que trabajan las placas fotovoltaicas. Para calcular esta temperatura, Tc, se suele emplear la siguiente expresión:

 

(Tonc - 20 ºC) · E

 

Tc  =  Tamb


 

 

800

 


siendo,

Tamb,  la temperatura ambiente media mensual del lugar donde se instalarán los módulos fotovoltaicos. Este es un dato que puede ser extraído de la información que albergan las agencias de meteorología oficiales en cada país. En este caso, para la localidad de Arahal (Sevilla-España), lugar elegido para realizar la instalación, la temperatura media para el mes de diciembre es de 11,1ºC.

Tonc,  es la temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento de 1 m/s. Este dato también es suministrado por el fabricante del módulo solar, siendo el valor en este caso Tonc = 45ºC.

E,  es la radiación media en un día soleado del mes en cuestión, que en este caso es de valor 590 W/m2 para el mes de diciembre en la localidad de Arahal (Sevilla).

Sustituyendo los valores en la expresión anterior, resulta que la temperatura media mensual (Tc) a la que trabajan las placas fotovoltaicas, resulta ser de:

Tc = 11,1 + 18,4 = 29,5 ºC

Por lo que el factor que considera las pérdidas por incremento de la temperatura del panel (PT) resulta ser:

PT = KT · (Tc - 25 ºC)= 0,0044 · (29,5 - 25)= 0,019

Resultando unas pérdidas por incremento de temperatura de los módulos fotovoltaicos del 1,9%.

- Pérdidas debida a la acumulación de suciedad en los módulos:

En unas condiciones normales de emplazamiento y realizando tareas de mantenimiento y limpieza correspondientes de forma regular, los paneles fotovoltaicos no deben superar unas perdidas por este concepto del 3%.

- Pérdidas por sombras:

Las pérdidas por el sombreado parcial de los generadores fotovoltaicos que penalizan su producción eléctrica se pueden estimar en torno al 4%.

- Pérdidas por degradación de los módulos:

Estas pérdidas se deben a un proceso natural de degradación de todas las células de silicio debido a su exposición a la radiación solar, que de forma usual se admite que sean del orden del 1%.

- Pérdidas eléctricas:

La instalación eléctrica y el conexionado entre módulos, y de éstos con los demás componentes de la instalación fotovoltaica, se deberá realizar según las recomendaciones recogidas en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDEA, donde se indica que la caída de tensión no podrá superar el 3% (1,5% para la parte de corriente continua o directa y del 2% para los conductores de la parte de corriente alterna). Por tanto, teniendo en cuenta estas consideraciones, se estiman que las pérdidas eléctricas serán del 3%.

- Pérdidas por reflectancia:

Este tipo de pérdidas, que hacen referencia a los efectos angulares de la reflexión en los módulos, fueron estimadas por la Universidad de Ginebra y deben considerarse en un 2,9%.

Finalmente, contabilizando todas las pérdidas anteriores, se obtiene el "Performance Ratio" (PR) o rendimiento energético de la instalación, definido como la eficiencia alcanzada en la instalación, y de valor en este caso de:

PR = 100% - 3% - 1,9% - 3% - 4% - 1% - 3% - 2,9% = 81,2%

Por lo que la expresión anterior del principio de este apartado, que servía para el cálculo del número de paneles solares necesarios, resultará valer lo siguiente:

 

Ced

 

Nmód =  


 

 

PMP · HSPcrít · PR

 


para,

Ced (consumo diario estimado)= 11185 W·h

PMP (potencia pico del módulo seleccionado)= 255 W

HSPcrít (horas de sol pico)= 4,56 HSP

PR (performance ratio)= 0,812.

Por lo que para calcular el número de módulos totales (Nmód) se sustituye en la expresión anterior:

 

11185

 

Nmód =  


 

 

255 · 4,56 · 0,812

 


resultando, Nmód = 11,85 → 12

Se instalarán finalmente 12 módulos fotovoltaicos, del tipo MÓDULO MONOCRISTALINO ISF-255, marca ISOFOTÓN.

Para establecer la conexión entre módulos, si en serie o en paralelo, teniendo en cuenta que el módulo seleccionado, tipo Monocristalino ISF-255, del fabricante Isofotón, tiene una tensión en el punto de máxima potencia (VMP) de 30,9V, resulta que el número de paneles necesarios que habrá que colocar en serie para alcanzar la tensión de trabajo del sistema, que es de 24 V, según se indicó en la tabla 1 del apartado 2.3, vendrá dada por la siguiente expresión:

Nserie = 24V / VMP = 24V / 30,9V = 0,78 → 1

Mientras que el número de paneles a colocar en paralelo será calculado mediante la expresión siguiente:

Nparalelo = Nmód,Total / Nserie = 12/1 = 12

Por lo tanto, finalmente el sistema generador fotovoltaico constará de 12 ramales conectados en paralelo, con un panel ISF-255 por ramal.

 

Llegados a este punto, conviene hacer un inciso acerca de una función adicional de los reguladores de carga. Estos dispositivos tratan de optimizar el rendimiento de toda instalación fotovoltaica, buscando el punto de operación de la instalación que coincida con el de máxima potencia reflejado en la curva de características del generador fotovoltaico.

Ahora bien, en el caso que no se instale un regulador que incorpore el modo de seguimiento del punto de máxima potencia en el funcionamiento de los generadores fotovoltaicos, se deberá utilizar otro criterio, el de Amperios-hora (Ah), para calcular el conexionado de los paneles solares.

- Caso b): Cálculo del número de paneles cuando el regulador instalado no incluya el seguimiento y búsqueda del punto de máxima potencia (regulador sin MPP). Criterio por Amperios-hora:

En este caso, será la batería instalada la que marque la tensión de trabajo del sistema (12, 24, 48 Voltios), y rara vez se alcanzará el punto de funcionamiento donde los módulos solares entreguen la máxima potencia.

Según se vio en el apartado 3.3, el consumo de energía expresado en Amperios-horas y por día (QAh), viene expresado de la siguiente manera:

 

Ced

 

QAh =  


 

 

VBAT

 


siendo,

Ced  el consumo diario estimado;

VBAT  la tensión de trabajo de la batería de acumulación.

Según se vio en el apartado 3.3 estos parámetros toman los siguientes valores:

Ced = 11,185 kW·h

VBAT = 24 V

Por lo que sustituyendo en la expresión anterior:

 

11185 W·h

 

QAh =  


 

 

24 V

 


Resultando el consumo medio diario de:

QAh = 466 Ah/día

De esta forma, el valor de la corriente eléctrica (IMPT) que debe generar el total de los módulos fotovoltaicos en las condiciones de radiación solar del mes crítico (en este caso, diciembre) vendrá dado por la expresión siguiente:

 

QAh

 

IMPT =  


 

 

HSPcrít

 


Que sustituyendo los correspondientes valores en la expresión anterior:

 

466

 

IMPT =  


 

 

4,56

 


Resultando finalmente, el valor de la corriente eléctrica (IMPT) de:

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IMPT = 102,19 A

Siendo como se ha dicho, (IMPT) el valor de la corriente eléctrica que debe generar el total de los paneles instalados.

Por este método, el número de paneles para colocar en paralelo (Nparalelo) se calcula dividiendo la corriente total (IMPT) que debe generar el sistema por la corriente unitaria de cada panel (IMP), obteniéndose lo siguiente:

Nparalelo = IMPT / IMP = 102,19/8,27 = 12,36

Siendo (IMP) el valor de la corriente en el punto de máxima potencia o potencia pico del módulo seleccionado ISF-255, de valor IMP = 8,27 A (ver apartado 2.1).

Por este otro método da como resultado la instalación de 13 ramales en paralelo, con un módulo por ramal, para el caso que se utilice un regulador de carga que NO incluya una función de búsqueda y detección del punto de máxima potencia.

No obstante, para este caso de estudio se empleará un dispositivo regulador que SÍ incluya función de seguimiento y detección del MPP (punto de máxima potencia), por lo que el sistema generador fotovoltaico constará finalmente de 12 ramales conectados en paralelo, con un panel por ramal, como se calculó anteriormente.

 

4.2- Cálculo de las baterías

Para el cálculo de las baterías o acumuladores solares, los dos parámetros importantes necesarios para su dimensionado son la máxima profundidad de descarga (estacional y diaria) y el número de días de autonomía. En este caso, se tomarán como valores los siguientes, según el modelo de batería seleccionado:

    Profundidad de Descarga Máxima Estacional, PDMÁX,e = 75% (0,75)

    Profundidad de Descarga Máxima Diaria, PDMÁX,d = 25% (0,25)

    Número de días de autonomía, n = 4 días

Para el cálculo de la capacidad nominal (CNBAT) necesaria que deben ofrecer las baterías, ésta será la que resulte del mayor valor calculado al emplear las descargas previstas, diaria y estacional.

Por un lado, considerando la descarga máxima diaria (PDMÁX,d), el cálculo de la capacidad nominal de la batería (CNBAT), se realizará empleando la siguiente expresión:

 

QAh

 

CNBAT =  


 

 

PDMÁX,d

 


Que sustituyendo valores resulta:

 

466

 

CNBAT =  


 

 

0,25

 


Resultando una capacidad nominal de la batería (CNBAT) de:

CNBAT = 1864 Ah

Mediante la expresión anterior se ha obtenido la capacidad que deben ofrecer como mínimo las baterías de 1864 Ah, para generar la energía por día (QAh = 466 Ah/día) y permitiendo un 25% de descarga máxima diaria (PDMÁX,d = 0,25).

Por otro lado, para calcular el valor de la capacidad nominal de las baterías (CNBAT) en función de la descarga máxima estacional (PDMÁX,e), se utilizará la expresión siguiente:

 

QAh · n

 

CNBAT =  


 

 

PDMÁX,e

 


Que sustituyendo valores resulta:

 

466 · 4

 

CNBAT =  


 

 

0,75

 


Resultando una capacidad nominal de la batería (CNBAT) de:

CNBAT = 2485 Ah

En este caso, mediante la expresión anterior ha resultado una capacidad nominal necesaria para las baterías de 2485 Ah para generar la energía diaria (QAh = 466 Ah/día) y disponiendo de una autonomía mínima de 4 días sin sol, y permitiendo en todo caso una descarga máxima del 75%.

Como conclusión, para la selección de las baterías se tomará como valor mínimo de la capacidad el mayor valor obtenido de los anteriores, resultando en este caso CNBAT = 2485 Ah

La batería seleccionada, por tanto, estará compuesta de 12 vasos en serie (necesarios para obtener los 24V finales de tensión de servicio), de la gama de celdas de 2V EcoSafe TS, de la marca EnerSys.

En concreto, se seleccionará la batería Enersys Ecosafe, modelo TZS13 (13OPzS), de 2V el vaso y una capacidad de 2640Ah C120, según muestra en el siguiente enlace de un distribuidor comercial de baterías que incluye las características técnicas de la batería seleccionada:

>>   Batería Ecosafe Enersys TZS13 2640Ah 2V OPzS

 

4.3- Cálculo del regulador

Para la selección del regulador de carga es necesario calcular cuál será la máxima corriente que deberá soportar, tanto en la entrada como en su salida.

Para el cálculo de la máxima corriente de entrada al regulador (IRe), que proviene de los módulos fotovoltaicos, se empleará la siguiente expresión:

Regulador de carga

IRe = 1,25 · ISC · Nparalelo

donde,

ISC  es la intensidad de cortocircuito del módulo fotovoltaico seleccionado ISF-255, de valor ISC = 8,86 A (CEM).

Nparalelo  es el número de ramales de paneles solares dispuestos en paralelo del generador fotovoltaico que se vaya a instalar, siendo en este caso, 12.

1,25  es un factor de seguridad para evitar daños ocasionales al regulador.

Sustituyendo en la expresión del cálculo de la intensidad de entrada al regulador (IRe) los valores anteriores, resulta el siguiente resultado:

IRe = 1,25 · ISC · Nparalelo = 1,25 · 8,86 · 12 = 132,9 A

Por otro lado, para el cálculo de la máxima corriente esperada a la salida del regulador (IRs), es decir, del lado del consumo de la instalación interior de la vivienda, se empleará la siguiente expresión:

 

1,25 · ( PDC + PAC / ηinv )

 

IRs =  


 

 

VBAT

 


siendo,

PDC  la potencia de las cargas en continua (o corriente directa) que haya que alimentar.

PAC  es la potencia de las cargas en alterna.

ηinv  es el rendimiento del inversor, en torno al 96%.

VBAT  la tensión de trabajo de la batería de acumulación (24V).

En esta ocasión, el consumo eléctrico de la vivienda se realiza sólo en corriente alterna, siendo la potencia máxima prevista de consumo (PAC) de 2200 W, por lo que la corriente de salida del regulador a calcular:

 

1,25 · ( 2200 / 0,96 )

 

IRs =  


 

 

24

 


Resultando,

IRs = 119,4 A

Por lo tanto, el regulador que se seleccione deberá soportar una corriente, como mínimo de 133 Amperios en su entrada y de 120 Amperios en su salida.

El regulador de carga seleccionado es de la marca ATERSA, modelo MPPT-80C, que incluye tecnología de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), según se puede comprobar en el siguiente enlace al catálogo de especificaciones técnicas del equipo:

>>   Regulador de carga, modelo MPPT-80C, marca ATERSA

Como se puede comprobar de las especificaciones técnicas del regulador seleccionado incluida en el anterior enlace, éste sólo permite una intensidad máxima de entrada (IMÁX,e) de 70 A, mientras que la corriente máxima de entrada (IRe) proveniente de los módulos generadores fotovoltaicos es de 132,9 A, según se ha calculado, por lo que será necesario el empleo de más de un regulador.

El número de reguladores necesarios para instalar vendrá dado por la siguiente expresión:

Nreguladores = IRe / IMÁX,e = 132,9 / 70 = 1,9 → 2

Por lo que serán necesarios la instalación de 2 reguladores del modelo anterior.

En el caso concreto de este tutorial, el generador fotovoltaico diseñado dispone de 12 ramales en paralelo, con 1 módulo cada ramal, por lo que la instalación podrá ser dividida en 2 grupos de 6 ramales cada uno, alimentando cada grupo a un regulador distinto, y conectando después todas las salidas al mismo acumulador solar o baterías, según el siguiente esquema de configuración prevista:

 

Configuración módulos fotovoltaicos-regulador

Figura 19. Configuración módulos fotovoltaicos-regulador

Por último habría que comprobar que los parámetros de diseño del modelo de regulador seleccionado se ajustan a las condiciones de operación previstas:

    Rango de tensión de entrada de diseño del regulador seleccionado MPPT-80C: 16 ↔ 112 Vcc

Según la configuración prevista, cada regulador va a ser alimentado por 6 ramales en paralelo con un módulo fotovoltaico por ramal, por lo que la tensión de operación será igual a la del módulo, que según se puede comprobar en sus especificaciones técnicas del apartado 2.1 es de valor VMP = 30,9 V (CEM), que queda dentro del rango de diseño del regulador.

    Tensión máxima en circuito abierto admitida por el regulador MPPT-80C: 140 Vcc máxima

De la misma manera, la tensión a circuito abierto del módulo, según se puede comprobar en sus especificaciones técnicas del apartado 2.1, es de valor VOC = 37,9 V (CEM), que es inferior al máximo de diseño del regulador.

    Potencia máxima admisible por el regulador MPPT-80C: 5200 W

De nuevo, según la configuración prevista, como cada regulador va a ser alimentado por 6 ramales en paralelo con un módulo por ramal, la potencia máxima producida por cada grupo será de: 6 · 255 W = 1530 W, siendo 255W la potencia nominal o máxima del módulo fotovoltaico seleccionado, según se puede comprobar en sus especificaciones técnicas del apartado 2.1.

Por lo tanto, finalmente el regulador-seguidor MPPT-80C seleccionado de la marca ATERSA, resulta válido para la instalación y la configuración prevista, según se muestra en la figura 19 anterior.

 

4.4- Cálculo del inversor

A la hora de dimensionar el inversor adecuado, además de conocer la tensión de servicio de la batería, como tensión de entrada en continua y de la potencia demandada por las cargas, se hace necesario calcular también la tensión y corriente generada en el punto de máxima potencia de funcionamiento de los paneles solares.

Para el cálculo de la tensión de máxima potencia que ofrece el generador fotovoltaico (VMPtotal), ésta se obtiene multiplicando el valor de la tensión de máxima potencia (VMP) de cada panel por el número de paneles conexionados en serie (Nserie) en cada ramal del generador:

VMPtotal = VMP · Nserie

Siendo en este caso, VMP = 30,9 V (ver características del módulo seleccionado en el apartado 2.1) y Nserie = 1 panel por ramal, para la configuración obtenida (ver apartado 4.1), por lo que resulta:

VMPtotal = 30,9 · 1 = 30,9 V

Por otro lado, para el cálculo de la corriente que suministra el generador fotovoltaico cuando proporciona la máxima potencia (IMPtotal), ésta vendrá dada al multiplicar la intensidad de corriente máxima (IMP) en el punto de máxima potencia o potencia pico del módulo instalado por el número de paneles colocados en paralelo (Nparalelo) o ramales, es decir,

IMPtotal = IMP · Nparalelo

Siendo en este caso, IMP = 8,27 A (ver características del módulo seleccionado en el apartado 2.1) y Nparalelo = 12 paneles o ramales, para la configuración obtenida (ver apartado 4.1), por lo que la anterior expresión resulta:

IMPtotal = 8,27 · 12 = 99,24 A

En cuanto a la potencia nominal que debe tener el inversor, se debe tener en cuenta que éste debe satisfacer la potencia máxima prevista de consumo instantáneo (PAC) de 2200 W, que constituyen el consumo de la vivienda, incrementado en al menos un 35% para tener en cuenta los "picos de arranque" que generan algunos electrodomésticos, como frigoríficos o lavadoras, que hacen aumentar su potencia nominal durante su puesta en marcha. En este caso la potencia nominal del inversor (Pinv) deberá ser la calculada por la siguiente expresión:

Pinv = 1,35 · PAC

Para el caso que nos ocupa la potencia máxima prevista en alterna de las cargas de consumo instantáneo de la vivienda es de 2200 W, por lo que la potencia nominal del inversor deberá ser de:

Pinv = 1,35 · 2200 = 2970 W (2970 VA)

El inversor seleccionado que cumple con los condicionantes anteriores pertenece a la gama Tauro, de la marca ATERSA, en concreto el modelo 3024/V, según se puede comprobar en el siguiente enlace que incluye el catálogo de especificaciones técnicas del equipo:

>>   Inversor-Convertidor DC/AC, marca ATERSA, modelo 3024/V

Por último, decir que en el mercado se pueden encontrar inversores de distintos tipos, tanto de onda senoidal pura (PWM) como de onda senoidal modificada (MSW). Éstos últimos, aunque pueden alimentar a la mayoría de electrodomésticos actuales, también pueden tener problemas con aparatos electrodomésticos de cargas inductivas, como son los motores eléctricos. Los inversores de onda senoidal pura (PWM), sin embargo, describen mejor la forma de onda que proporciona la red eléctrica y en consecuencia es la mejor opción para alimentar los equipos eléctricos y electrónicos actuales. El modelo seleccionado perteneciente a la gama Tauro de ATERSA corresponde a una forma de onda senoidal pura.

 

4.5- Cableado y protecciones

Para el cálculo de las secciones de los cables conductores y de las protecciones se distinguirá entre la parte de la instalación que funciona en continua (directa) y la parte de la instalación que funciona en corriente alterna.

Cada uno de los tramos que componen la instalación poseerá una sección diferente de los conductores debido a que la intensidad de corriente que circula por cada uno de ellos será diferente dependiendo los equipos que interconecten.

A) Instalación en corriente continua o directa (CC / DC):

Todos los tramos en corriente continua se van a componer de dos conductores activos (positivo y negativo) en cable de cobre con aislamiento 0,6/1 kV y cubierta en PVC.

Para el cálculo de la sección de cable (S) en los distintos tramos donde circula la corriente continua (directa), y que comprende desde la salida de bornes en la caja de conexión de los módulos fotovoltaicos hasta la entrada en el inversor, se empleará la siguiente ecuación:

 

2 · L · I

 

S =  


 

 

ΔV · C

 


donde,

S  es la sección del cable conductor, en mm2.

L  es la longitud del cable conductor en ese tramo, en m.

I  es la intensidad de corriente máxima que circula por el conductor, en A.

ΔV  es la caída de tensión máxima permitida en los conductores, que según se indica en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE, deberá ser en los conductores de continua como máximo del 1,5%.

C  es la conductividad del material que forma el conductor, en este caso cobre, cuya conductividad a 20ºC es de 56 m/Ω·mm2. Para otras temperaturas se adjunta la siguiente tabla:

Tabla 11.  Valores de conductividad del cobre-Cu (m/Ω·mm2) con la temperatura T (ºC)

20 ºC

30 ºC

40 ºC

50 ºC

60 ºC

70 ºC

80 ºC

90 ºC

56

54

52

50

48

47

45

44


 

Para aquellos otros casos donde se empleen conductores de aluminio (Al), se adjunta igualmente la siguiente tabla de conductividades del aluminio con la temperatura:

Tabla 12.  Valores de conductividad del aluminio-Al (m/Ω·mm2) con la temperatura T (ºC)

20 ºC

30 ºC

40 ºC

50 ºC

60 ºC

70 ºC

80 ºC

90 ºC

35

34

32

31

30

29

28

27


 

Como ya se ha dicho anteriormente, en los distintos tramos en continua cada tramo se compondrá de dos conductores, uno positivo y otro negativo, que serán de igual sección a la que resulte del cálculo de aplicar la anterior expresión.

A continuación se pasa a calcular las secciones de cables de cada uno de los distintos tramos que componen la instalación fotovoltaica en continua.

- Tramo Conexión al Regulador:

Este tramo de cableado comprende la conexión desde la salida de la caja de grupo de 6 módulos fotovoltaicos conectados en paralelo, hasta la entrada al regulador de carga.

Los valores de los distintos parámetros que se emplearán para el cálculo de la sección mínima de cable conductor, serán los siguientes:

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L = 5 m, es la longitud que recorre el cable desde la salida del generador fotovoltaico hasta el regulador de carga;

I = 6· ISC = 6·8,86= 53,16 A, se corresponde con la intensidad máxima que puede circular por el tramo, y que coincide con la intensidad de cortocircuito (ISC) del módulo seleccionado ISF-255, de valor ISC = 8,86 A, y multiplicado por el número de módulos (al estar en paralelo se suman las intensidades) que constituyen el grupo que alimenta a cada regulador (6).

ΔV = 0,46V, que se corresponde con la caída de tensión máxima permitida en los conductores, que según se indica en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE, deberá ser como máximo del 1,5% en los conductores de continua. En efecto, como la tensión de trabajo en cada grupo de generadores fotovoltaicos que alimenta a cada regulador es igual a la tensión en el punto de máxima potencia o potencia pico de cada módulo (al estar conectados en el grupo los módulos en paralelo la tensión de salida del grupo es igual a la de cada módulo). Como el módulo que se va a instalar es el ISF-255, de tensión de servicio de valor VMP = 30,9 V, la caída de tensión máxima del 1,5% será igual a ΔV = 0,015·30,9 = 0,46 V.

C = 47 m/Ω·mm2, que es la conductividad del cobre, para una temperatura del cable en servicio de 70 ºC.

Estos valores sustituidos en la expresión anterior resulta una sección mínima de cable de:

S = 24,59 mm2.

La sección normalizada superior a la calculada es de 25 mm2, según se indica en la tabla de "Intensidades admisibles (A) al aire 40° C. Nº de conductores con carga y naturaleza del aislamiento", del apartado 2.5.

Según la tabla anterior, la corriente máxima admisible para el cable de cobre de 25 mm2 del tipo 0,6/1 kV y aislamiento en PVC, instalados en el interior de tubos en montaje superficial es de 84 A.

Al anterior valor habrá que aplicarle un coeficiente de reducción de 0,91 por temperatura, dado que el valor anterior es para una temperatura del cable de 40 ºC, y sin embargo el cable alcanzará una temperatura mayor cuando esté en servicio. Por lo tanto, finalmente la máxima intensidad admisible del cable será de Iadm = 84·0,91 = 76,44 A.

Por otro lado, por el tramo que conecta el grupo de 6 módulos con el regulador, circulará una corriente máxima igual a la suma de las corrientes de cortocircuito (ISC) de los módulos que forman dicho grupo. Por lo tanto la intensidad máxima que pueda circular por este tramo será I = 6· ISC = 6·8,86 = 53,16 A, siendo ISC = 8,86 A el valor de la corriente de cortocircuito del módulo ISF-255 seleccionado (ver apartado 2.1)

Por lo tanto, al ser la intensidad que circula por el tramo (I = 53,16 A) menor que la máxima admisible que puede soportar el cable (Iadm = 76,44 A), la sección elegida para al conductor en este tramo de 25 mm2 resulta válida.

De la misma manera que la anterior, se procedería a calcular las secciones de cable para los restantes tramos en continua que constituyen la instalación fotovoltaica. Para no alargar la presentación de este tutorial se adjunta la siguiente tabla con los resultados obtenidos:

Tabla 13.  Intensidades de corriente y secciones de cable en tramos DC

Tramo

Longitud del tramo (m)

Intensidad de corriente del tramo (A)

Sección de cable mínima calculada (mm2)

Sección de cable seleccionada (mm2)

Conexión con Regulador

5,0

53,16

24,59

25

Conexión con Baterías

6,0

106,32

59,01

70

Conexión con Inversor

12,0

13,58

15,07

25


 

Para una mejor comprensión por parte del lector de la tabla anterior, se explica a continuación cómo se ha realizado el cálculo de las intensidades de corriente máxima que pueden circular, tanto por el tramo que conecta el regulador con las baterías, y el otro tramo que conecta con el inversor:

- Tramo de conexión a baterías: la intensidad máxima de corriente del tramo de conexión hacia las baterías será igual a la suma de las intensidades de cortocircuito (ISC) de los 12 módulos en paralelo que constituyen el generador fotovoltaico.

Por tanto, resultará I = 12· ISC = 12·8,86 = 106,32 A, como así se ha incluido en la tabla anterior.

 

- Tramo de conexión al inversor: por el contrario, para el cálculo de la intensidad de corriente máxima que circula por la entrada al inversor, ésta dependerá de la potencia en alterna (P) máxima que puede entregar el inversor a las cargas que alimenta y de su rendimiento (ηinv = 0,96).

 

P

 

Ica =  


 

 

V · cosφ

 


donde,

Ica  es la intensidad de corriente alterna de salida del inversor.

P  es la potencia en alterna máxima que puede entregar el inversor seleccionado a su salida, que vale P=3000 W.

V  es la tensión de línea de la red interior de la vivienda, que coincidirá con la tensión nominal de salida del inversor, en este caso V=230 V.

cosφ  es el factor de potencia que, según el Pliego de Condiciones Tecnicas del IDAE, dicho factor de potencia proporcionado por las instalaciones solares fotovoltaicas deberá ser igual a la unidad (1).

Sustituyendo en la expresión anterior resultará una intensidad en corriente alterna de salida del inversor de valor Ica =13,04 A.

Por lo tanto la intensidad en corriente continua (Icc) que alimente la entrada del inversor será la proporcionada por la siguiente expresión:

 

Ica

 

Icc =  


 

 

ηinv

 


siendo (ηinv = 0,96) el rendimiento del inversor.

Por lo tanto, la intensidad en corriente continua que circula por el tramo que alimenta el inversor se calculará como:

 

13,04

 

Icc =  


 

 

0,96

 


Resultando,

Icc = 13,58 A

Como así se ha incluido en la tabla anterior.

Por último, también se podría comprobar que por las secciones de cables de cada tramo (70 mm2 para el tramo que conecta con las baterías, y cable de 25 mm2 para el tramo que conecta con el inversor) circula una intensidad de corriente que es inferior a su intensidad de corriente máxima admisible.

En efecto, según la tabla 2 "Intensidades admisibles (A) al aire 40° C. Nº de conductores con carga y naturaleza del aislamiento", del apartado 2.5, la corriente máxima admisible para el cable de cobre de 70 mm2 es de 160 A, y para el cable de 25 mm2 de 84 A.

Al anterior valor habrá que aplicarle un coeficiente de reducción de 0,91 por la temperatura del cable, por lo que finalmente la máxima intensidad admisible del cable será de Iadm = 160·0,91 = 145,6 A, para el cable de cobre de 70 mm2 y de Iadm = 84·0,91 = 76,44 A, para el cable de cobre de 25 mm2, siendo en todos los casos superior a la máxima intensidad posible que puede circular por cada tramo, según se indica en la siguiente tabla:

Tabla 14.  Intensidades de corriente y secciones de cable en tramos DC

Tramo

Sección de cable (mm2)

Intensidad máxima admisible (A)

Intensidad de corriente del tramo (A)

Conexión con Regulador

25

76,44

53,16

Conexión con Baterías

70

145,6

106,32

Conexión con Inversor

25

76,44

13,58


 

- Cableado de protección:

Para la protección y seguridad de la propia instalación, habrá que instalar un cable adicional, además de los cables activos (positivo y negativo), que será el cable de protección y que servirá para conectar todas las masas metálicas de la instalación con el sistema de tierra, con el objetivo de evitar que aparezcan diferencias de potencial peligrosas, y al mismo tiempo permita descargar a tierra las corrientes de defectos o las debidas por las descargas de origen atmosférico.

El cable de protección será del mismo material que los conductores activos utilizados en la instalación, en este caso de cobre, e irán alojados en el mismo conducto que los conductores activos. La sección que deben tener en cada tramo el conductor de protección viene dada por la tabla siguiente:

Tabla 15.  Relación entre los conductores de protección y activos

Sección de los conductores activos de la instalación,    S (mm2)

Sección mínima de los conductores de protección,    Sp (mm2)

S ≤ 16

Sp = S

16 < S ≤ 35

Sp = 16

S > 35

Sp = S/2


 

Para el caso que ocupa en este tutorial, y haciendo uso de la tabla 11 anterior, la sección que tendrá el cable de protección en cada tramo de la instalación se indica en la siguiente tabla:

Tabla 16.  Secciones de conductores activos y de protección por tramos

Tramo

Sección de cable activo
(mm2)

Sección del cable de protección,   (mm2)

Conexión con Regulador

25

16

Conexión con Baterías

70

35

Conexión con Inversor

25

16


 

- Tubos o conductos protectores:

Para la selección de los diámetros de los tubos protectores se empleará la tabla 3 del apartado 2.5, que proporciona los diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los cables alojados.

Para el caso que ocupa en este tutorial, y haciendo uso de la tabla 3 anterior, el diámetro del tubo en cada tramo de la instalación se indica en la siguiente tabla:

Tabla 17.  Diámetros de tubos protectores en tramos de corriente continua (DC)

Tramo

Diámetro de tubo
(mm)

Conexión con Regulador

32

Conexión con Batería

50

Conexión con Inversor

32


 

Por último, se adjunta la siguiente tabla resumen de los tramos de la instalación que funcionan en corriente continua, con los resultados obtenidos:

Tabla 18.  Secciones de cables y diámetros de los tubos protectores en tramos DC

Tramo

Sección de cable activo,  (mm2)

Sección del cable de protección,  (mm2)

Diámetro de tubo protector,  (mm)

Conexión con Regulador

25

16

32

Conexión con Baterías

70

35

50

Conexión con Inversor

25

16

32


 

B) Instalación en corriente alterna (AC):

A partir de la salida del inversor, todos los tramos de corriente alterna que alimenta la instalación interior de la vivienda, que será de tipo monofásica, se van a componer de dos conductores (fase y neutro), además del conductor de protección, en cable de cobre con tensión nominal 0,6/1 kV y aislante en PVC.

Para el cálculo de la sección (S) de los conductores activos en los tramos de corriente alterna monofásica, se empleará la siguiente ecuación:

 

2 · P · L

 

S =  


 

 

ΔV · C· V

 


donde,

S   es la sección del cable conductor, en mm2.

P   es la potencia máxima que vaya a transportar el cable, en W.

L   es la longitud del cable conductor en ese tramo, en m.

ΔV   es la caída de tensión máxima permitida en los conductores, que según se indica en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE, deberá ser en los conductores de alterna como máximo del 2%.

C   es la conductividad del material que forma el conductor, en este caso cobre, cuya conductividad a 20ºC es de 56 m/Ω·mm2. Para otras temperaturas se puede consultar la tabla 7 anterior.

V   es la tensión de línea de la red interior de la vivienda, en Voltios (V).

Para el caso de este tutorial, sólo se va a calcular el tramo de instalación en alterna desde la salida del inversor hasta su conexión con el cuadro general de protección y mando (CGPM), donde están instalados los distintos magnetotérmicos, diferencial e interruptores de corte de la instalación interior de la vivienda.

Los valores que definen el tramo de línea desde la salida del inversor hasta el cuadro general de protección y mando (CGPM) de la vivienda, son los siguientes:

P   es la potencia máxima que vaya a transportar el cable y que va a consumir la vivienda. Coincide con la potencia alterna máxima que puede entregar el inversor que se ha seleccionado a su salida, y que vale P=3000 W.

L   es la longitud del cable que va desde el inversor hasta el CGPM, y que en esta ocasión vale L=10 m.

V   es la tensión de línea de la red interior de la vivienda, que coincidirá con la tensión nominal de salida del inversor, en este caso V=230 V.

ΔV   es la caída de tensión máxima permitida en los conductores, que según se indica en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE, deberá ser en los conductores de alterna como máximo del 2%, por tanto ΔV=0,02·230= 4,6 V.

C=47 m/Ω·mm2   que es la conductividad del cobre, para una temperatura del cable en servicio de 70 ºC (según tabla 7).

Estos valores sustituidos en la expresión anterior resulta una sección mínima de cable de:

S = 1,21 mm2.

No obstante, antes de seleccionar cualquier sección, es necesario comprobar que la intensidad admisible (Iadm) del cable que se coloque va a ser superior a la intensidad de corriente (I) que pase por dicho tramo.

La intensidad de corriente (I) que circulará desde el inversor hasta la entrada al cuadro general de la vivienda, vendrá dado por la siguiente expresión, válida para corriente alterna monofásica:

 

P

 

I =  


 

 

V · cosφ

 


donde,

P   es la potencia máxima a transportar por el cable y consumida por la vivienda. Coincide, como se ha visto, con la potencia en alterna máxima que puede entregar el inversor seleccionado a su salida, que vale P=3000 W.

V   es la tensión de línea de la red interior de la vivienda, que coincidirá con la tensión nominal de salida del inversor, en este caso V=230 V.

cosφ   es el factor de potencia, que según el Pliego de Condiciones Tecnicas del IDAE, para las instalaciones solares fotovoltaicas deberá ser igual a la unidad (1).

Por lo tanto, la máxima intensidad (I) que circulará por el tramo será de:

I = 13,04 A

Finalmente, para soportar este valor de corriente y según la tabla 2 anterior del apartado 2.5, se elegirá una sección de cable de 6 mm2, cuya intensidad máxima admisible es de 36 A.

Al anterior valor habrá que aplicarle un coeficiente de reducción de 0,91 por la temperatura del cable, por lo que finalmente la máxima intensidad admisible del cable será de Iadm = 36·0,91 = 32,76 A, todavía superior a la máxima intensidad que puede circular por el tramo.

Por otro lado, la sección del cable de protección para este tramo de estudio, y según la tabla 11 anterior, deberá ser también de 6 mm2.

Por último, y según la Tabla 3 que indica los diámetros mínimos de los tubos protectores en función del número y la sección de los cables alojados, éste deberá ser de 32 mm.

Se adjunta la siguiente tabla resumen para el tramo en corriente alterna desde la salida del inversor hasta la entrada a la instalación interior de la vivienda:

Tabla 19.  Secciones de cables y diámetros de los tubos protectores en tramos AC

Tramo

Longitud del tramo,  (m.)

Sección de cable activo,  (mm2)

Cable de protección, (mm2)

Diámetro de tubo protector,  (mm)

Inversor - CGPM

10,0

6

6

32


 

- Elección de los elementos de protección: Fusibles

Para la protección contra sobreintensidades originadas por sobrecargas o cortocircuitos se empleará fusibles. En este caso se elegirán cartuchos de fusibles de cuchilla de tipo gPV 1000V DC de uso específico para instalaciones fotovoltaicas, de la marca DF Electric, que proporcionan una adecuada protección contra sobrecargas y cortocircuitos de acuerdo a la norma IEC 60269-6, y con una corriente mínima de fusión de 1,35·In, capaz de interrumpir el paso de todas las corrientes que vayan desde su valor de intensidad nominal (In) hasta su poder de corte asignado.

Recordemos del apartado 2.6 anterior, que para que el fusible seleccionado sea efectivo, se debe cumplir que:

Ib ≤ In ≤ 0,9·Iadm

siendo,

Ib   la intensidad de corriente que recorre la línea.

In   la intensidad nominal del fusible asignado a la línea.

Iadm   es la máxima intensidad admisible del cable conductor de la línea.

A continuación se adjunta una tabla resumen con la protección asignada a cada tramo:

Tramo

Ib

In (asignado)

0,9·Iadm

Conexión con Regulador

53,16 A

63 A

75,6 A

Conexión con Baterías

106,32 A

125 A

144 A

Conexión con Inversor

13,58 A

63 A

75,6 A


 

Por último, en la siguiente tabla se indican las características de los cartuchos de fusibles de cuchilla gPV 1000V DC que se han seleccionado para cada uno de los tramos en continua de la instalación fotovoltaica:

Tramo

Intensidad nominal, In

Tensión nominal, Vn

Poder de corte

Conexión con Regulador

63 A

1000 V

30 kA

Conexión con Baterías

125 A

1000 V

30 kA

Conexión con Inversor

63 A

1000 V

30 kA


 

 

 

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