UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERÍA EN ELECTRICIDAD

PROYECTO FIN DE CARRERA

OPTIMIZACIÓN DEL RENDIMIENTO ELÉCTRICO DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA MEDIANTE LA GESTIÓN AUTOMÁTICA DE PANELES

ESPERANZA SÁNCHEZ GONZÁLEZ MADRID, junio de 2008

Autorizada la entrega del proyecto a la alumna: Esperanza Sánchez González

EL DIRECTOR DEL PROYECTO Sergio Asenjo Vegue Fdo:

Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos Tomás Gómez San Román

Fdo:

Fecha:

Resumen

iii

Resumen Las energías renovables, frente a las fuentes convencionales, son recursos limpios e inagotables que nos proporciona la naturaleza, tienen un impacto nulo y siempre reversible y contribuyen a disminuir la dependencia de los suministros externos. En concreto, la energía solar fotovoltaica es una fuente de energía inagotable que no produce emisiones de CO2, ayudando a al cumplimiento de los objetivos del Protocolo de Kioto, y que además se encuentra al alcance de todos. La tecnología fotovoltaica es muy versátil, autóctona, segura, fiable y opera de un modo sencillo. Se instala rápidamente, no necesita ningún tipo de infraestructuras complicadas y genera electricidad sin contaminación acústica ni medioambiental. La primera norma que alentaba la implantación de esta tecnología en nuestro país fue el Real Decreto 2818/1998. Poco después el Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-2010, que fija el compromiso para alcanzar el 12% del consumo energético con fuentes renovables para el año 2010, propuso el objetivo de conseguir 144 MWp instalados al final de la década. En 2004 se aprobó el Real Decreto 436/2004 que afianzó la base del crecimiento fotovoltaico y al año siguiente se elaboró el Plan de Energías Renovables 2005-2010 que proponía elevar el objetivo fotovoltaico a los 400 MWp. En 2006 se aprobó el Código Técnico de la Edificación que incorpora obligatoriamente los paneles solares a los inmuebles singulares de gran tamaño. En mayo de 2007 se publicó el Real Decreto 661/2007, que establece una prima mínima de compra por el kWh fotovoltaico generado por energía solar para los próximos 25 años. En octubre de 2007, tres años antes de lo planeado la tecnología cumplió los objetivos que tenía para 2010, tener instalados 400 MWp. Por ello un nuevo Real Decreto impondrá una nueva meta: 1200 MWp para 2010, si tenemos en cuenta los últimos estudios que indican que en el año 2020 se tendrían instalados 20 GW y el coste del KWh fotovoltaico sería de 20 céntimos de euro, nos damos cuenta de que esta cifra de 1200 MWp es en realidad un límite para el crecimiento del sector. Claramente, la energía fotovoltaica ha abandonado sus primeros estadios de desarrollo y se adentra en una fase de despliegue. Las empresas son conscientes de las innumerables ventajas de la energía solar fotovoltaica, de su potencial y de sus

Resumen

iv

expectativas de crecimiento dentro del principio de mantener rentabilidades razonables. Actualmente se da un desarrollo tecnológico que lleva el procedimiento de generación eléctrica a términos cada vez más competitivos frente a otras formas de generación. Existen mejoras en los procesos productivos como avances en el aprovechamiento del polisilicio, reciclaje de materia prima o adelantamientos tecnológicos en el grosor de las obleas y aumento del rendimiento. Esta labor de I+D+i, ha hecho posible que cada año la eficiencia se mejore hasta en un 1% anual en condiciones de laboratorio. El objetivo del proyecto es el mejorar la eficiencia energética de la generación fotovoltaica actuando sobre los inversores. Con este proyecto se pretende mejorar la eficiencia de una planta fotovoltaica alrededor de un 2%, cifra que aumenta bajo condiciones meteorológicas desfavorables. Básicamente se trata de hacer funcionar en la zona óptima de trabajo de los inversores mediante la conexión y desconexión de paneles solares en función de las diferentes horas del día y condiciones meteorológicas desfavorables. Por ello se van a realizar todos los pasos necesarios para el análisis de la solución. Primero unos estudios previos por simulación, de modo que se vea la viabilidad técnica y económica, luego el diseño del equipamiento eléctrico y por último la automatización de dicha solución. Para realizar el estudio de logro de eficiencia se realizan una serie de programas en MATLAB-Simulink para simular de la forma más veraz posible las placas solares que corresponden a los módulos denominados CS6P-220 W de la marca CANADIAN SOLAR Inc, y los inversores, de modo que se sepa la ganancia de potencia en el punto de máxima potencia en función de la irradiancia y la temperatura. Se tienen en cuenta todos los detalles de las placas minuciosamente para acercarnos todo lo posible a la realidad: el coeficiente de temperatura de la corriente de cortocircuito en tanto por cierto de cambio por grado de temperatura, el coeficiente de emisión, la resistencia en serie del módulo fotovoltaico, la tensión de circuito abierto de una célula, la superficie de la plataforma del seguidor o el número de células en paralelo y serie que se disponen en éste, entre otros parámetros.

Resumen

v

Los datos meteorológicos de irradiancia, temperatura, viento y granizo con los que se ha trabajado son reales, comprados al Instituto Nacional de Meteorología. El aumento de eficiencia se basa en la curva de rendimiento de los inversores, en ésta existe un punto a partir del cual la potencia de entrada no es lo suficientemente alta para que el rendimiento del inversor sea óptimo. Se pretende con este proyecto utilizar más la planta haciendo que la potencia de entrada a ciertos inversores supere ese límite de modo que se enciendan antes de lo previsto ganando así valiosos minutos de generación hoy en día no aprovechables. Esto se consigue mediante la conmutación de placas solares de modo que desconectando las placas que van a ciertos inversores y pasándolas al resto entre más potencia en corriente continua a estos últimos que se encienden y producen potencia en corriente alterna que se introduce en la red. Los casos estudiados donde se aumenta la producción de potencia son amanecer, anochecer, suciedad, alta nubosidad, viento, granizo, mantenimiento y averías de inversores o placas. El proyecto se ha realizado para una planta concreta de 1MW situada en Totana, Murcia. Consta de 9 inversores con 11 seguidores cada uno. La conmutación consiste en desconectar las placas de tres de los inversores y repartirlas a los otros 6. En el proyecto se incluye el programa del PLC que controla los relés que realizan las conmutaciones. Se utiliza un AC500 perteneciente a la marca ABB. Así mismo se presentan los planos y cálculos del coste para llevar a cabo el proyecto.

Summary

vi

Summary Renewable energy, as opposed to conventional sources are clean and inexhaustible resource that provides us the nature, they have an invalid impact and always reversible and help reduce the dependence on external supplies. In particular, solar photovoltaic is an inexhaustible source of energy that produces no emissions of CO2, helping to achieve the Kyoto Protocol‘s objectives, and also is available to everyone. The photovoltaic technology is very versatile, native, secure, reliable and operates in a simple manner. It can be quickly installed, requires no infrastructure and generates electricity without acoustic environmental pollution. The first rule that encouraged the introduction of this technology in our country was the Royal Decree 2818/1998. Shortly after the Promotion Plan for Renewable Energies 2000-2010, which establishes the commitment to achieve the 12% of energy consumption with renewable sources by the year 2010, proposed the goal of 144 MWp installed at the end of the decade. In 2004 the Royal Decree 436/2004 was approved which strengthened the basis of photovoltaic growth. The following year the Plan for Renewable Energies 2005-2010 was drafted proposing raising the target to 400 MWp. In 2006 the Technical Building Code was approved which incorporates the obligatory solar panels installation on large buildings. In May 2007 Royal Decree 661/2007 was published, this provides a minimum purchase bonus for the kWh generated by photovoltaic solar energy for the next 25 years. In October 2007, three years earlier than planned, technology met the goals we had for 2010, having installed 400MWp. Because of that a new royal decree will impose a new goal: 1200 MWp by 2010, if we take into account the latest studies which indicate that in the year 2020 we would have installed 20 GW and the cost of photovoltaic KWh would be 20 cents, we realize that this figure of 1200 MWp really is a limit to the growing of the sector. Clearly, PV has abandoned its early stages of development and is entering a phase of deployment. Businesses are aware of the many advantages of solar photovoltaic energy, their potential and their expectations for growth under the principle of maintaining reasonable returns.

Summary

vii

Currently there is a technological development that carries the procedure of electricity generation to terms more and more competitive than other forms of generation. There are improvements in production processes, like advances in the use of polysilicon, the raw material recycling technology or overtaking in the thickness of the solar wafer and increase performance. This work of R & D and innovation has made it possible for each year efficiency is improved by up to 1% a year in laboratory conditions.

The aim of this project is to improve the energetic efficiency in photovoltaic generation acting on the inverters. The result is to improve the efficiency of photovoltaic plant around a 2%, a figure that increases under unfavorable weather conditions. Basically we treat to make the inverters work in a optimum point through the connection and disconnection of solar panels according to the different hours of the day and bad weather conditions. Therefore will be performed all necessary steps for the analysis of the solution. First some previous studies by simulation to see the technical and economic feasibility, then the design of electrical equipment and finally automating. To make the study of achieving efficiency several MATLAB-Simulink programs are carried out to simulate as truthful as possible solar modules CS6P-220 W that belongs of the mark CANADIAN SOLAR Inc., and PWM investors, we can know gain power at the maximum power point beings the inputs the irradiance and the temperature. It takes into account all the details of the plates carefully to approach everything as possible to the reality: the temperature coefficient of the flow of short circuit while certainly change by degree temperature, the rate of emission, the resistance in series of the photovoltaic module, the open circuit voltage of a cell, the surface of the platform's follower, or the number of cells in parallel and series between other parameters. The meteorological data irradiance, temperature, wind and hail that have worked are real, bought from the National Institute of Meteorology.

Summary

viii

Increased efficiency is based on the performance curve for investors; there is a point where the power input is not high enough to make the investor work. The aim of this project is to use more time the photovoltaic plant making power of entry to certain investors exceeds that limit so the investor can turn on and gaining valuable minutes generation that are not exploitable today. This is accomplished by switching solar panels so that disconnecting plates that correspond to certain investors and connecting its to the rest, so that more direct current power is introduced into the investor and produce alternating current power to be introduced into the power grid. The case studied that increases the power output are dawn, dusk, dirt, high cloud cover, wind, hail, maintenance and troubleshooting of investors or plates. The project has been carried out for a specific plant of 1 MW in Totana, Murcia. Comprising 9 investors with 11 followers each. Switching consist in disconnect the plates of three of investors and sharing its out the other 6. The project includes the PLC’s program, which controls the relays performed by switches. It uses an AC500 belonging to the ABB brand. It also presents the maps and calculations of the cost to carry out the project.

Índice

ix

Índice 1 INTRODUCCIÓN.............................................................................................................................. 2

1.1 Motivación del proyecto.................................................................................... 2 1.2 Objetivos del proyecto ....................................................................................... 3 1.2.1

Profundización en el conocimiento de la energía fotovoltaica.

3

1.2.2

Modelo informático de la planta solar.

3

1.2.3

Estudio del beneficio económico reportado por el sistema de conmutación.

4

1.2.4

Diseño del sistema

4

1.2.5

Programación del PLC.

4

1.3 Metodología de trabajo y recursos utilizados ................................................ 4 2 MODELADO DE LAS PLACAS FOTOVOLTAICAS................................................................. 7

2.1 Módulo fotovoltaico........................................................................................... 7 2.1.1

Reseña histórica

7

2.1.2

La célula fotovoltaica

8

2.1.3

Modelado de la célula fotovoltaica

9

2.1.3.1

El modelo más simple............................................................................................................... 9

2.1.3.2

El modelo más aproximado ................................................................................................... 13

2.1.4

Modelado del módulo fotovoltaico

14

2.1.5

Modelo del módulo CS6P-220 W en MATLAB.

15

2.2 Panel fotovoltaico ............................................................................................. 23 2.2.1

Constitución de un panel individual

23

2.2.2

Modelado de un panel-seguidor

23

2.3 Punto de máxima potencia.............................................................................. 25 2.3.1

Definición del punto de máxima potencia

25

3 MODELADO DEL INVERSOR..................................................................................................... 29

3.1 Evolución de los inversores fotovoltaicos de conexión a red .................... 29 3.2 Modelado en Simulink del inversor fotovoltaico ........................................ 32 3.2.1

Funcionamiento básico de un PWM

33

3.2.2

Esquemas en Simulink y explicación del modelo

35

4 ESTUDIO DE LAS POSIBLES SOLUCIONES........................................................................... 45

4.1 Planteamiento del problema........................................................................... 45 4.2 Posibles soluciones ........................................................................................... 54 4.2.1

Desconexión de un inversor

54

4.2.2

Desconexión de dos inversores

56

Índice

x

4.2.3

Desconexión de tres inversores

56

4.3 Conclusión de los cálculos .............................................................................. 57 5 APLICACIONES DE LA CONMUTACIÓN DE PANELES..................................................... 60

5.1 Proceso de conmutación.................................................................................. 60 5.2 Amanecer y anochecer..................................................................................... 61 5.3 Suciedad y alta nubosidad .............................................................................. 67 5.3.1

Suciedad

67

5.3.2

Alta nubosidad

69

5.4 Viento ................................................................................................................. 75 5.4.1

Análisis del 5 de marzo de 2006

75

5.5 Granizo............................................................................................................... 77 5.5.1

Análisis del 14 de septiembre de 2006

78

5.6 Averías y mantenimiento ................................................................................ 80 5.6.1

Averías o mantenimiento en un inversor

80

5.6.2

Averías de seguidores

82

5.6.3

Averías en conexión de paneles a inversores, paneles defectuosos

83

5.7 Resumen ............................................................................................................ 83 6 IMPLANTACIÓN ............................................................................................................................ 85

6.1 Distribución de los seguidores ....................................................................... 85 6.2 Dimensionado del cableado............................................................................ 86 6.2.1

Cálculo de la sección a partir de la caída de tensión

87

6.2.2

Cálculo de la sección a partir de la intensidad

92

6.2.3

Elección secciones

93

6.3 Configuración del sistema de conmutación ................................................. 94 6.3.1

Contactores de barrote

6.3.2

Armario de automatización

100

6.3.3

Entradas y salidas del PLC

100

96

7 PROGRAMA PLC .......................................................................................................................... 105

7.1 Objetivo............................................................................................................ 105 7.2 PLC de Control ............................................................................................... 105 7.3 Entradas ........................................................................................................... 105 7.3.1

Entradas analógicas

105

7.3.2

Entradas digitales

105

7.4 Constantes ....................................................................................................... 106

Índice

xi

7.5 Variables .......................................................................................................... 106 7.6 Salidas .............................................................................................................. 107 7.7 Funcionamiento .............................................................................................. 108 8 ENVOLVENTE ............................................................................................................................... 111 9 PRESUPUESTO .............................................................................................................................. 113

9.1 PLC AC500 ...................................................................................................... 113 9.2 Contactores...................................................................................................... 114 9.3 Armario de automatización .......................................................................... 114 9.4 Instalación y montaje ..................................................................................... 114 9.5 Ingeniería ......................................................................................................... 115 9.6 Resumen costes............................................................................................... 115 9.7 Beneficio........................................................................................................... 116 A CÓDIGO EN MATLAB................................................................................................................. 120

A.1 Función para modelar el módulo CS6P-220 W. ......................................... 120 A.2 Código para dibujar las curvas del módulo fotovoltaico. ........................ 122 A.3 Código para hallar el punto de máxima potencia. .................................... 123 A.4 Código para dibujar las curvas I-V y I-P junto al punto de máxima potencia............................................................................................................ 124 B HOJA DE CARACTERÍSTICAS DE LOS DISTINTOS ELEMENTOS ............................... 126

B.1 Módulo solar ................................................................................................... 127 B.2 Inversor ............................................................................................................ 128 B.3 Cable CC .......................................................................................................... 130 B.4 PLC ................................................................................................................... 132 B.5 Contactor de barrote ...................................................................................... 166 B.6 Armario de automatización .......................................................................... 181 C CÓDIGO EN CODESYS PARA PROGRAMAR EL PLC ....................................................... 208

C.1 Declaración de variables................................................................................ 208 C.2 Programa ......................................................................................................... 210 D PLANOS........................................................................................................................................... 218

D.1 Esquema eléctrico de un bloque................................................................... 218 D.2 Esquema eléctrico contactores...................................................................... 218

Índice de Figuras

xii

Índice de Figuras Figura 2-1: Producción mundial de módulos fotovoltaicos. Años 1983-1999. Unidades en MW. (Fuente: Aplicaciones de la energía solar fotovoltaica 656 733 042 y 656 702 260)...... 8 Figura

2-2:

Generación

campo

eléctrico

mediante

unión

p-n

(Fuente:

www.solariaenergía.com)............................................................................................................. 9 Figura 2-3: Modelo simple ....................................................................................................................... 9 Figura 2-4: (a) Corriente de cortocircuito. (b) Tensión circuito abierto............................................ 10 Figura 2-5: Curva I-V de una célula del módulo CS6P-220 W en condiciones estándares. .......... 12 Figura 2-6: Curva I-V de una célula del módulo CS6P-220 W a distintas irradiaciones. .............. 13 Figura 2-7: Modelo más aproximado de una célula fotovoltaica([6])............................................... 13 Figura 2-8: Curvas de módulos construidos con distintos números de células. ............................ 15 Figura 2-9: Módulo CS6P-220 W. (Fuente: CANADIAN SOLAR Inc.)........................................... 15 Figura 2-10: Modelo eléctrico de un módulo fotovoltaico................................................................. 17 Figura 2-11: Efecto de n en la curva I-V ............................................................................................... 19 Figura 2-12: Efecto de la Rs en la curva característica (condiciones estandares)............................ 20 Figura 2-13: Efecto de la temperatura de las células en la curva característica. ............................. 22 Figura 2-14: Curva característica de un panel fotovoltaico ............................................................... 24 Figura 2-15: Localización del punto de máxima potencia ................................................................. 25 Figura 2-16: Curvas I-V y I-P del módulo CS6P-220 W...................................................................... 26 Figura 2-17: Efecto de la temperatura en la curva P-V....................................................................... 27 Figura 3-1: Planta fotovoltaica con inversor central. .......................................................................... 29 Figura 3-2: Inversor fotovoltaico con transformador de alta frecuencia.......................................... 29 Figura 3-3: Inversor fotovoltaico con transformador de baja frecuencia......................................... 30 Figura 3-4: Planta fotovoltaica con inversores de rama ..................................................................... 30 Figura 3-5: Planta fotovoltaica con inversores por módulo............................................................... 31 Figura 3-6: Inversor fotovoltaico sin transformador. ......................................................................... 31 Figura 3-7: Señales de control y señal triangular para un inversor trifásico................................... 34 Figura 3-8: Señal de tensión de salida en un inversor trifásico......................................................... 34 Figura 3-9: Esquema general del modelo del inversor en simulink. ................................................ 36 Figura 3-10: Bloque SeñalUcont ............................................................................................................ 36 Figura 3-11: Subsistema dentro del bloque SeñalUcont..................................................................... 37 Figura 3-12: Bloque Driver ..................................................................................................................... 38 Figura 3-13: IGTB..................................................................................................................................... 39 Figura 3-14: Salida del circuito inversor............................................................................................... 40 Figura 3-15: Parte Inversor del Bloque Inversor IGTB ....................................................................... 42 Figura 3-16: Parte de filtro y carga en el Bloque Inversor IGTB ....................................................... 42

Índice de Figuras

xiii

Figura 3-17: Tensión de salida en el modelo del inversor ................................................................. 43 Figura 4-1: Curva de rendimiento del inversor INGECON SUN 100 (Fuente: INGETEAM, S.A.)................................................................................................................................................ 46 Figura 4-2: Curva característica del total de paneles conectados al inversor.................................. 47 Figura 4-3: Curva P-V y punto máxima potencia para el total de paneles conectados a un inversor.......................................................................................................................................... 47 Figura 4-4: Rango ideal en condiciones estándares de entrada al inversor I .................................. 48 Figura 4-5: Rango ideal en condiciones estándares de entrada al inversor II ................................. 49 Figura 4-6: Rangos de entrada al inversor en enero (naranja) y julio (azul) I. ................................ 50 Figura 4-7: Rangos de entrada al inversor en enero (naranja) y julio (azul) II................................ 51 Figura 4-8: Potencia entrada y pérdidas vs. potencia salida ............................................................. 53 Figura 4-9: Polinomio de ajuste ............................................................................................................. 55 Figura 4-10: Realizada la conmutación se vuelve a trabajar al 90 % con G = 80W/m2.................. 57 Figura 5-1: Proceso de conmutación ..................................................................................................... 61 Figura 5-2: Intervalo de irradiancia aprovechado al amanecer ........................................................ 62 Figura 5-3: Curva de rendimiento del inversor................................................................................... 63 Figura 5-4: Ajuste de la curva de rendimiento del inversor a una ecuación ................................... 64 Figura 5-5: Potencia ganada al amanecer en la conmutación............................................................ 65 Figura 5-6: Observación de baja irradiancia aprovechable con conmutación en las horas de amanecer ....................................................................................................................................... 67 Figura 5-7: Observación de baja irradiancia aprovechable con conmutación en las horas de atardecer........................................................................................................................................ 67 Figura 5-8: Pérdidas en el sistema solar ............................................................................................... 68 Figura 5-9: Irradiancia global en varios estados del tiempo (Fuente: Diseño de una central fotovoltaica de 1ookW, Sergio Morató Moreno)...................................................................... 69 Figura 5-10: Irradiancia 7 enero de 2006 .............................................................................................. 72 Figura 5-11: Ejemplos de días nublados............................................................................................... 74 Figura 5-12: Comparación irradiancias el 5 marzo de 2006............................................................... 76 Figura 5-13: Intervalo de irradiancia aprovechado con conmutación en caso de viento .............. 77 Figura 5-14: Variación en %en caso de granizo en septiembre ......................................................... 78 Figura 5-15: Irradiancia que llega a los paneles a causa de granizo................................................. 79 Figura 5-16: Intervalo aprovechable con conmutación en caso de granizo..................................... 79 Figura 5-17: Día genérico de agosto a las 11.22 horas. ....................................................................... 80 Figura 5-18: Aproximación a una ecuación de la curva de potencia perdida diaria de un día genérico de agosto debido a un fallo de una fase en el inversor. .......................................... 81 Figura 5-19: Aplicación del sistema en caso de avería o mantenimiento de un inversor.............. 82 Figura 6-1: Distribución de los seguidores pertenecientes a cada inversor..................................... 85

Índice de Figuras

xiv

Figura 6-2: Distribución de los seguidores pertenecientes a cada inversor tras la conmutación. ................................................................................................................................ 86 Figura 6-3: Contactor de barrote ........................................................................................................... 96 Figura 7-1: Comportamiento de TON ................................................................................................ 107 Figura 7-2: Diagrama lógica del programa ........................................................................................ 109 Figura 8-1: Armario............................................................................................................................... 111

Índice de Tablas

xv

Índice de Tablas Tabla 2-1: Características eléctricas y físicas del módulo CS6P-220 W. (Fuente: Hoja de características) .............................................................................................................................. 16 Tabla 4-1: Características técnicas de entrada del inversor Ingecon Sun 100 (Fuente: Información técnica del producto)............................................................................................. 45 Tabla 4-2: Temperatura media mensual. (Fuente: Instituto Nacional de Meteorología. Centro Meteorológico Territorial de Murcia)........................................................................................ 52 Tabla 4-3: Conclusiones configuración óptima ................................................................................... 58 Tabla 5-1: Cálculo de la potencia ganada al amanecer con conmutación........................................ 65 Tabla 5-2: Datos de nubosidad .............................................................................................................. 70 Tabla 5-3: Horas de cielos cubiertos en 2006 que daban un rango de irradiancias aprovechables con la conmutación............................................................................................ 71 Tabla 5-4: Cálculo de la energía aprovechable en día nublado......................................................... 73 Tabla 5-5: Especificaciones registro viento .......................................................................................... 75 Tabla 5-6: Especificaciones de granizo dados por el INM ................................................................. 77 Tabla 5-7: Pérdidas en caso de avería del inversor. ............................................................................ 81 Tabla 6-1: Características del cable utilizado en CC. .......................................................................... 87 Tabla 6-2: Cálculo de secciones por caída de tensión......................................................................... 91 Tabla 6-3: Secciones de los conductores según la intensidad máxima............................................. 92 Tabla 6-4: Intensidad máxima admisible, en amperios, para cables con conductores de cobre en instalación enterrada (servicio permanente)....................................................................... 93 Tabla 6-5: Entradas y salidas del PLC al contactor de barrote ........................................................ 103 Tabla 9-1: Presupuesto PLC ................................................................................................................. 114 Tabla 9-2: Presupuesto Contactores.................................................................................................... 114 Tabla 9-3: Presupuesto Armario de automatización ........................................................................ 114 Tabla 9-4: Presupuesto Instalación y montaje ................................................................................... 115 Tabla 9-5: Presupuesto Ingeniería ....................................................................................................... 115 Tabla 9-6: Resumen costes.................................................................................................................... 116 Tabla 9-7: Análisis económico ............................................................................................................. 116 Tabla 9-8: VAN, TIR, PB ....................................................................................................................... 117

1 Introducción

1 Introducción

1

Introducción

1.1

Motivación del proyecto La energía solar es una fuente energética gratuita, limpia e inagotable, que puede

liberarnos definitivamente de la dependencia del petróleo o de otras alternativas poco seguras, contaminantes o, simplemente, agotables. Sin embargo existen algunos problemas que debemos afrontar y superar. Aparte de las dificultades que una política energética solar avanzada conllevaría por sí misma y los grandes costes de instalación de las plantas, hay que tener en cuenta que esta energía está sometida a continuas fluctuaciones y a variaciones más o menos bruscas o eventos incontrolados. Así, por ejemplo, la radiación solar es menor en invierno, precisamente cuando más la solemos necesitar. Para aumentar el rendimiento de las plantas y aumentar el beneficio económico numerosas empresas e instituciones están trabajando para aumentar la eficiencia de los paneles, principalmente son las compañías privadas las que realizan la mayor parte de la investigación y desarrollo en este aspecto, bajo la expectativa de la remuneración por encima del mercado de las energías renovables. En la búsqueda de aumento de rendimiento se desarrollaron los seguidores solares. Estos dispositivos de seguimiento incrementan considerablemente el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos moviendo los paneles orientándolos al sol con la posición angular óptima a todo lo largo del día. Los hay de un eje que aumentan el rendimiento respecto a los paneles fijos entre un 20 y un 30%, y los de dos ejes que llegan hasta el 40%. Es de vital importancia proseguir con el desarrollo de la incipiente tecnología de captación, acumulación y distribución de la energía generada por el sol, para conseguir las condiciones que la hagan definitivamente competitiva, a escala planetaria.

-2-

1 Introducción

Este proyecto consiste en dar un paso más en ese desarrollo. Se plantea conseguir cerca de un 2% más de rendimiento en una planta solar de 1 MW cuyos paneles tienen seguidores de dos ejes. Se pretende aprovechar más los inversores en caso de baja irradiancia, cuyo rendimiento cae considerablemente, mediante el uso óptimo de paneles por la reconfiguración de la disposición. Se realizará todo el proyecto de diseño del sistema, incluyendo los equipos eléctricos, así como la programación en un PLC y se estudiará la viabilidad económica del sistema de conmutación programando para ello un modelo en sistema informático de la planta. Las conclusiones de este proyecto permitirán saber si el sistema es rentable económicamente y si es así se dará un paso más en el aumento de rendimiento de las plantas fotovoltaicas generalizando el uso de este sistema de conmutación para los futuros proyectos.

1.2

Objetivos del proyecto

1.2.1

Profundización en el conocimiento de la energía fotovoltaica.

Se realiza un estudio profundo sobre el funcionamiento de las células, paneles y seguidores solares, el punto de máxima potencia y el funcionamiento de los inversores.

1.2.2

Modelo informático de la planta solar.

Se ilustra la programación del modelo matemático para las células solares, el inversor fotovoltaico y el sistema eléctrico. La programación se realiza en Matlab y Simulink.

-3-

1 Introducción

1.2.3

Estudio del beneficio económico reportado por el sistema de conmutación.

Utilización de los modelos para ello, se estudian diferentes casos. También se realiza un estudio de los campos de aplicación. 1.2.4

Diseño del sistema

Se han buscado los mejores elementos eléctricos para la implantación: relés, interruptores, cableado... así como la definición del óptimo de las cantidades de éstos, teniendo en cuenta la funcionalidad y el precio. Así mismo se ha diseñado la disposición y configuración de estos elementos.

1.2.5

Programación del PLC.

Se han determinado las entradas y salidas analógicas y digitales del sistema y se ha llevado a cabo la programación del PLC AC 500 bajo el software CoDeSys.

1.3

Metodología de trabajo y recursos utilizados Para la recogida de información sobre el funcionamiento de los paneles e inversores

fotovoltaicos con el objetivo de la realización de los modelos se ha recurrido a Internet, a artículos científicos y a libros de texto, así como a los apuntes de la asignatura de Electrónica de Potencia y a la documentación existente en ABB como empresa que promueve el proyecto. Las condiciones meteorológicas de la zona se obtuvieron del Instituto Nacional de Meteorología. En cuanto a la obtención de información comercial se recurrió a catálogos de fabricantes publicados en Internet y al contacto telefónico y correo electrónico con distintos proveedores.

-4-

1 Introducción

Los modelos informáticos se han implantado en MATLAB y Simulink, debido a que dicho entorno permite la resolución de sistemas no lineales y la elaboración de gráficas entre otros. La programación del PLC se realizó con el software propio del PLC AC 500 denominado CoDeSys.

-5-

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

2

Modelado de las placas fotovoltaicas

2.1 2.1.1

Módulo fotovoltaico Reseña histórica El origen de la célula fotovoltaica se remonta a 1839, cuando el físico francés

Edmund Bequerel descubrió el primer efecto fotovoltaico al experimentar con dos electrodos metálicos en una solución conductora observando un aumento de la generación eléctrica con la luz [1]. En 1873 Willoughby Smith descubre el efecto fotovoltaico en sólidos, en el selenio, y cuatro años más tarde Williams Adams junto a Richard Day producen la primera célula fotovoltaica de selenio [2]. Tras las grandes aportaciones de Albert Einstein sobre el efecto fotovoltaico que le llevaron a ganar el premio novel en 1923, se creó, en 1954, la primera célula de silicio. Este hecho tan relevante en la historia de las células fotovoltaicas fue obra de los investigadores D.M.Chaplin, C.S. Fuller y G.L.Pearson de los Laboratorios Bell en Murray Hill, Nueva Jersey [2]. Hoy en día la producción de módulos fotovoltaicos sigue una curva exponencial debido a los avances tecnológicos surgidos en los años 80 y en constante desarrollo que permiten aumentar la eficiencia y reducir los costes.

-7-

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

Figura 2-1: Producción mundial de módulos fotovoltaicos. Años 1983-1999. Unidades en MW. (Fuente: Aplicaciones de la energía solar fotovoltaica 656 733 042 y 656 702 260)

2.1.2

La célula fotovoltaica Una célula solar convencional está formada por una lámina de material

semiconductor, generalmente silicio. Para crear un campo eléctrico se unen dos regiones de silicio tratadas químicamente, se sobredopa una de las superficies hasta hacerla tipo n, mientras el sustrato continúa siendo tipo p [3]. Estas capas son eléctricamente neutras y al juntarlas se genera un campo eléctrico en la unión p-n. Cuando la luz incide sobre la célula los fotones rompen el par electrón-hueco. El campo eléctrico de la unión los separa para evitar que se recombinen, llevando los electrones a la zona n y los huecos a la zona p. Mediante un conductor externo, se conecta la capa negativa a la positiva, generándose un flujo de electrones de la zona p a la n [4]. Mientras la luz siga incidiendo habrá corriente eléctrica, y su intensidad será proporcional a la cantidad de luz que reciba la célula.

-8-

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

-9-

Figura 2-2: Generación campo eléctrico mediante unión p-n (Fuente: www.solariaenergía.com).

2.1.3

Modelado de la célula fotovoltaica

2.1.3.1

El modelo más simple

El modelo más simple de una célula fotovoltaica consiste en un circuito que consta de una fuente ideal de corriente en paralelo con un diodo también ideal. La fuente de corriente representa la corriente generada por los fotones, se suele denotar Iph ó IL, ésta es constante bajo condiciones de radiación y temperatura constantes.

Figura 2-3: Modelo simple

Existen

dos

parámetros

usados

frecuentemente

para

caracterizar

una

determinada célula fotovoltaica. Cortocircuitando los terminales de la célula, como

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 10 -

se muestra en la figura 2-4 (a), la corriente generada por los fotones será de cortocircuito Isc (short-circuit). Es decir que Iph = Isc. La figura 2.4 (b) ilustra la situación en la que ninguna carga se conecta (circuito abierto), la corriente generada se la lleva el diodo internamente debido a la unión p-n. Esto da lugar a la tensión de circuito abierto Voc (open circuit). Los fabricantes y proveedores de módulos fotovoltaicos

dan

los

valores

de

estos

parámetros

en

sus

catálogos.

Figura 2-4: (a) Corriente de cortocircuito. (b) Tensión circuito abierto.

La corriente de salida de la célula fotovoltaica se deduce aplicando la ley de Kirchoff en el esquema de la figura 2.3.

I = I sc − I d

(2.1)

donde: Isc es la corriente de cortocircuito que es igual a la corriente generada por los fotones, y Id es la corriente a través del diodo. La corriente del diodo está dada por el modelo matemático de Shockley, que permite estimar el comportamiento del diodo ligando la intensidad de corriente eléctrica y la diferencia de potencial:

(

I d = I 0 e qVd

kT

)

−1

(2.2)

donde: Id es la corriente que atraviesa el diodo (A) y Vd la diferencia de tensión entre sus extremos (V), I0 es la corriente de saturación (A), q es la carga del electrón (1,602x10-19C),

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 11 -

T es la temperatura absoluta de la unión (K), k es la constante de Boltzmann (1,381x10-23J/K). Al sustituir la expresión de la corriente del diodo (2.2) en (2.1) obtenemos la relación entre la corriente y la tensión de la célula fotovoltaica.

(

I = I sc− I 0 e qV

)

−1

kT

(2.3)

donde: I es la corriente de salida por la célula y V es la tensión en la célula. La corriente de saturación I0 es constante bajo condiciones de temperatura y se puede hallar bajo las condiciones de la figura 2-4 (b). Utilizando la ecuación (2.3), imponiendo I = 0 y despejando I0:

(

0 = I sc− I 0 eqV

(

I sc = I 0 e qV I0 =

(e

kT

kT

I sc qV kT

)

−1

−1

)

−1

(2.4)

)

(2.5)

(2.6)

La corriente de cortocircuito es prácticamente proporcional a la intensidad luminosa sobre la célula, la irradiación. Este hecho permite que si conocemos, gracias a la hoja dada por el fabricante la corriente de cortocircuito en condiciones estándares, G0 = 1000W/m2, masa de aire AM = 1,5 y temperatura en la celda 25º C, se puede deducir dicha corriente para cualquier radiación.

⎛G⎞ I sc G = ⎜⎜ ⎟⎟ I sc G 0 ⎝ G0 ⎠

(2.7)

La figura 2-5 muestra la curva característica de una célula fotovoltaica perteneciente al módulo utilizado en la planta solar. Esta curva relaciona la tensión y la corriente, la potencia que produce la célula es una combinación de cada par dado por la curva. La curva 2-6 demuestra la proporcionalidad mencionada entre la corriente de cortocircuito y la irradiancia.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 12 -

9 8 7

Corriente (A)

6 5 4 3 2 1 0

0

0.1

0.2

0.3 0.4 Tensión (V)

0.5

0.6

0.7

Figura 2-5: Curva I-V de una célula del módulo CS6P-220 W en condiciones estándares.

9

1000W/m2

8 7

Corriente (A)

6 5 500W/m2 4 3 2 1 0

0

0.1

0.2

0.3 0.4 Tensión (V)

0.5

0.6

0.7

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

Figura 2-6: Curva I-V de una célula del módulo CS6P-220 W a distintas irradiaciones.

2.1.3.2

El modelo más aproximado

Para obtener un modelo que represente con mucha más exactitud la realidad hay que considerar ciertos aspectos que se han despreciado en el modelo simple anterior.

•

Resistencia en serie En una célula real hay resistencias al paso de la corriente en el material

semiconductor, la red metálica, los contactos y el bus colector de corriente. Estas pérdidas óhmicas se modelan conjuntamente como una resistencia en serie Rs. Este efecto es evidente en un módulo fotovoltaico que consiste en muchas células conectadas en serie, lo que conlleva a que se sumen las resistencias de cada célula de acuerdo con el número de éstas que estén conectadas en serie.

•

Resistencia en paralelo Denominada también resistencia shunt. Es una pérdida asociada a una pequeña

fuga de corriente a través de un camino en paralelo con el dispositivo intríseco. Esto se puede representar con una resistencia en paralelo Rp su efecto es despreciable en un módulo respecto a la resistencia en serie y sólo es significante cuando hay muchas células conectadas en paralelo en un gran sistema. •

Recombinación Existen unos fenómenos de recombinación en el material que se pueden modelar

como un segundo diodo.

Figura 2-7: Modelo más aproximado de una célula fotovoltaica([6])

- 13 -

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 14 -

La suma de estos efectos nos da la siguiente relación entre la corriente y la tensión de la célula. I ⋅ Rs ⎞ ⎡ q ⎛⎜ V +kTI ⋅Rs ⎞⎟ ⎤ ⎡ q ⎛⎜ V 2+kT ⎤ ⎛ V + I ⋅ Rs ⎞ ⎟ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ ⎟⎟ I = I sc − I 01 ⎢e − 1⎥ − I 02 ⎢e − 1⎥ − ⎜⎜ ⎢⎣ ⎥⎦ ⎢⎣ ⎥⎦ ⎝ Rp ⎠

(2.8)

Se pueden combinar los dos diodos y rescribir la ecuación de la siguiente forma:

I ⋅ Rs ⎞ ⎡ q ⎛⎜ V +nkT ⎤ ⎛ V + I ⋅ Rs ⎞ ⎟ ⎠ ⎝ ⎟⎟ I = I sc − I 0 ⎢e − 1⎥ − ⎜⎜ Rp ⎠ ⎢⎣ ⎥⎦ ⎝

(2.9)

donde: n es el coeficiente de emisión, que depende del proceso de fabricación del diodo y suele adoptar valores entre 1 (para el germanio) y aproximadamente 2 (para el silicio).

2.1.4

Modelado del módulo fotovoltaico Una sola célula produce una tensión de salida menor que 1 V, las células de

silicio dan aproximadamente 0,6 V. Para conseguir la tensión deseada se conectan tantas células en serie como sea necesario. Cuando dichas células en serie se colocan sobre un marco, éste se denomina módulo. La mayoría de los módulos fotovoltaicos hechos con células cristalinas de silicio tienen 36 o 72 células fotovoltaicas conectadas en serie. Un módulo de 36 células da un voltaje idóneo para cargar una batería de 12 V, y análogamente uno de 72 células carga una batería de 24 V. Este hecho se debe a que la mayoría de los sistemas fotovoltaicos son aislados, por lo que requieren de batería. En este caso este hecho no tiene relevancia, ya que en los sistemas conectados a red no se utilizan baterías. De todas formas los nuevos y cada vez más eficientes convertidores CC-CC permiten mayor libertad en la construcción de módulos de cualquier tensión. Cuando las células se conectan en serie la corriente de salida es la misma que la de una célula individual, pero la tensión de salida es la suma de las tensiones de las células como se muestra en la figura 2-8.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

Figura 2-8: Curvas de módulos construidos con distintos números de células.

Igualmente los módulos pueden conectarse en serie y paralelo para conseguir la tensión y corriente deseadas. Una línea son varios módulos conectados en serie.

2.1.5

Modelo del módulo CS6P-220 W en MATLAB. El modelo del módulo utilizado para construir la central fotovoltaica es el

mostrado en la figura 2-9, corresponde al CS6P-220 W de la marca CANADIAN SOLAR Inc.

Figura 2-9: Módulo CS6P-220 W. (Fuente: CANADIAN SOLAR Inc.)

- 15 -

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 16 -

Para que el modelo en MATLAB se ajuste más a la realidad se ha simulado un módulo fotovoltaico con las características del CS6P-220 W. Mostradas en la siguiente tabla.

Potencia máxima (Pmáx)

220 W

Tensión a máxima potencia

29,1 V

Tensión a circuito abierto (Voc)

36,24 V

Corriente a máxima potencia (Imáx)

7,56 A

Corriente en cortocircuito (Isc)

8,28 A

Ancho

982 mm

Alto

1638 mm

Profundidad

40 mm

Peso

18,5 Kg

Tabla 2-1: Características eléctricas y físicas del módulo CS6P-220 W. (Fuente: Hoja de características)

El modelo de un módulo no difiere mucho del de una célula fotovoltaica. La intensidad se halla multiplicando el parámetro de corriente de las células por el número de células en paralelo que tiene el módulo y la tensión multiplicando el parámetro tensión de las células por el número de células en serie [4]. La curva resultante tiene la misma forma que la de las células, y por tanto sufrirá los mismos efectos con las variaciones de radiación y temperatura. El circuito eléctrico que se ha utilizado para modelar posteriormente en MATLAB es el mostrado en la figura 2-10.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 17 -

Figura 2-10: Modelo eléctrico de un módulo fotovoltaico.

En este modelo eléctrico se considera Rp = ∞, incluyendo esto en la ecuación (2.9) obtenemos la relación entre la tensión e intensidad de una célula fotovoltaica.

I ⋅Rs ⎞ ⎡ q ⎛⎜ V +nkT ⎤ ⎟ ⎝ ⎠ I = I sc − I 0 ⎢e − 1⎥ ⎢⎣ ⎥⎦

(2.10)

donde: I es la corriente de la célula (la misma que la del módulo), V es la tensión de la célula = {tensión del módulo} ⎟ {nº células en serie}, T es la temperatura de la célula en Kelvin. Primero se calcula la corriente de cortocircuito dada la temperatura de la célula (T):

[

]

I sc T = I sc Tref ⋅ 1 + a(T − Tref )

(2.11)

donde: Isc a Tref son datos de la hoja de características (medidos bajo una irradiancia de 1000W/m2), Tref es la referencia de temperatura de la célula en 298 Kelvin (25º C), a es el coeficiente de temperatura de la corriente de cortocircuito en tanto por cierto de cambio por grado de temperatura (%/º C), también dado en la hoja de características. La corriente de cortocircuito es proporcional a la intensidad de la irradiancia, dicha corriente en función de la irradiancia viene dada por:

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

I sc

G

- 18 -

⎛G⎞ = ⎜⎜ ⎟⎟ I SC ⎝ G0 ⎠

(2.12)

G0

donde: G0 es el valor nominal de la irradiancia, que corresponde normalmente a un valor de 1kW/m2. La corriente de saturación del diodo (I0) a la temperatura de referencia (Tref) viene dada por la ecuación (2.6) añadiendo el coeficiente de emisión:

I0 =

(e

I sc qVoc nkT

)

(2.13)

−1

La corriente de saturación del diodo (I0) depende de la temperatura, dicha relación se ilustra en ecuación (2.14).

I 0 T = I 0 Tref

⎛ T ⋅⎜ ⎜T ⎝ ref

3 n

⎞ ⎟ ⋅e ⎟ ⎠

− q⋅ E g ⎛ 1 1 ⎜ − n⋅k ⎜⎝ T Tref

⎞ ⎟⎟ ⎠

(2.14)

El coeficiente de emisión (n) es desconocido y debe ser estimado. Recordamos que su valor está comprendido entre uno y dos; en la siguiente gráfica se puede observar el efecto al variar n. En este caso el valor de n que hace que la curva se aproxime más a la realidad es 1,66.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 19 -

9 8 7

Corriente (A)

6 5 n=1 n=1,2 n=1,4 n=1,6 n=1,8 n=2

4 3 2 1 0

0

5

10

15

20 Tensión (V)

25

30

35

40

Figura 2-11: Efecto de n en la curva I-V

La resistencia en serie (Rs) del módulo fotovoltaico tiene un gran impacto en la curva característica cerca de la tensión de circuito abierto, como se muestra en la figura 2.11, de ahí que el valor de Rs se calcule evaluando la pendiente de la curva I-V en Voc. El desarrollo es el siguiente: I ⋅Rs ⎞ ⎡ q ⎛⎜ V +nkT ⎤ ⎟ ⎠ I = I sc − I 0 ⎢e ⎝ − 1⎥ ⎢⎣ ⎥⎦

(2.15)

⎛ V + I ⋅Rs ⎞ ⎟ nkT ⎠

⎛ dV + Rs ⋅ dI ⎞ q ⎜⎝ dI = 0 − I o ⋅ q⎜ ⎟⋅e nkT ⎝ ⎠

Rs = −

dV − dI

(2.16)

nkT q I0 ⋅ e

⎛ V + IRs ⎞ q⎜ ⎟ ⎝ nkT ⎠

A continuación particularizamos para Voc e I=0.

(2.17)

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

Rs = −

donde:

dV dI

dV dI

- 20 -

− V0

nkT q I0 ⋅ e

⎛V ⎞ q ⎜ oc ⎟ ⎝ nkT ⎠

(2.18)

es la pendiente de la curva I-V en Voc (curva I-V de la hoja de datos V0

dividida por el número de células en serie), Voc es la tensión de circuito abierto de una célula (hallada dividiendo Voc de la hoja de datos entre el número de células en serie). El cálculo utilizando la pendiente medida en la curva I-V de la hoja de datos del módulo CS6P-220 W da un valor para la resistencia en serie de la célula de Rs = 1,95 mΩ .

Figura 2-12: Efecto de la Rs en la curva característica (condiciones estandares).

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 21 -

Sabiendo que la línea roja corresponde a la Rs del módulo CS6P-220 W y tras varias simulaciones en MATLAB se concluye que el valor de ésta es 1,95 mΩ . La ecuación (2.10) se puede resolver. La resolución es compleja ya que la corriente es recursiva incluyendo la resistencia en serie en el modelo. Aún así se puede encontrar la solución con simples iteraciones. Se ha escogido el método de Newton por su rápida convergencia. En este método de resolución se comienza por un valor razonablemente cercano al cero (denominado punto de arranque), entonces se reemplaza la función por la recta tangente en ese valor, se iguala a cero y se despeja (fácilmente por ser una ecuación lineal). Este cero será, generalmente, una aproximación mejor a la raíz de la función. Después se aplican tantas iteraciones como se deseen, en este caso se realizan cinco. La fórmula general del método es la siguiente:

xn+1 = xn −

f ( xn ) f ′( xn )

(2.19)

donde: f ′( x ) es la derivada de la función, f ( x ) = 0 , xn es el valor actual, y xn+1 es el valor siguiente. Adaptando la ecuación (2.10) al método: I ⋅ Rs ⎞ ⎡ q ⎛⎜ V +nkT ⎤ ⎟ ⎠ f (I ) = I sc − I − I 0 ⎢e ⎝ − 1⎥ = 0 ⎢⎣ ⎥⎦

(2.20)

Aplicada a la ecuación (2.19) obtenemos:

I n+1

I n ⋅Rs ⎞ ⎡ q ⎛⎜ V +nkT ⎤ ⎟ ⎝ ⎠ I sc − I n − I 0 ⎢e − 1⎥ ⎢⎣ ⎥⎦ = In − ⎛ V + I n ⋅Rs ⎞ ⎛ q ⋅ Rs ⎞ q ⎜⎝ nkT ⎟⎠ − 1 − I0 ⎜ ⎟e ⎝ nkT ⎠

(2.21)

La siguiente figura muestra la curva característica a varias temperaturas simuladas en MATLAB para el módulo CS6P-220 W.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 22 -

9 8 0ºC 7 25ºC

Corriente (A)

6

50ºC

5

75ºC

4 3 2 1 0

0

5

10

15

20 Tensión (V)

25

30

35

40

Figura 2-13: Efecto de la temperatura de las células en la curva característica.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

2.2

- 23 -

Panel fotovoltaico

2.2.1

Constitución de un panel individual

Los paneles fotovoltaicos tienen una serie de celdas o superficies fotovoltaicas normalmente con marco y placa de montaje preparado en fábrica. Actualmente para aumentar la productividad

y el rendimiento se suele dar al panel capacidad de

movimiento, gracias a los seguidores, de modo que siga la trayectoria del Sol desde el amanecer hasta el atardecer. Los seguidores utilizados en esta planta son de MSP-TRAYSIMEC, el modelo es el SHT 80/100/120, consta de una plataforma de unos 82m2, en la que van fijados 48 módulos dispuestos en dos series en paralelo. La plataforma puede estar inclinada respecto a la horizontal de 0º a 85º, y gira alrededor de su eje central vertical hasta 270º. Está sustentada a un mástil tubular de sección circular de altura variable, que gira gracias a un motor que engrana en un rozamiento-corona en la parte superior. El mástil va anclado a una zapata cuadrada de hormigón armado.

2.2.2

Modelado de un panel-seguidor

La tensión y la intensidad de salida del panel vienen dados por:

V PANEL = VMOD × n º módulos _ serie

(2.22)

I PANEL = I MOD × nº series _ paralelo

(2.23)

V PANEL = 24 ⋅ VMOD (2.24 y 2.25)

I PANEL = 2 ⋅ I MOD

Por lo tanto la curva en condiciones estándares de cada seguidor será:

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 24 -

Panel fotovoltaico Curva I-V 18 X: 698.2 Y: 15.13

16 14

Corriente (A)

12 10 8 6 4 2 0

0

100

200

300

400 500 600 Tensión (V)

700

800

900

1000

Figura 2-14: Curva característica de un panel fotovoltaico

La tensión y la intensidad a máxima potencia son respectivamente 698,4 V y 15,12 A. Se observa en la simulación que la aproximación del modelo es más que aceptable.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

2.3

- 25 -

Punto de máxima potencia

2.3.1

Definición del punto de máxima potencia

Un módulo puede producir potencia en cualquier punto de su curva característica, dicho punto se denomina punto de operación. Las coordenadas del punto de operación son la tensión e intensidad de trabajo. Existe un único punto cerca del codo de la curva característica donde la potencia que da el módulo es máxima, es el punto de máxima potencia (maximum power point MPP). Gráficamente es posible visualizar dicho punto si se dibuja el rectángulo de mayor área dentro de la curva I-V. El área de este rectángulo da la máxima potencia, ya que ésta es el producto de la tensión por la corriente. Obsérvese la figura 2-15.

9 MPP: 220 W 8 108,3 W

7 Impp=7,56 A

Corriente (A)

6 5 4 152 W

3 2 Vmpp=29,1

1 0

0

5

10

15

20 Tensión (V)

25

30

Figura 2-15: Localización del punto de máxima potencia

35

40

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 26 -

En la siguiente gráfica se superponen la curva característica con la de potencia. Se aprecia que la potencia varía de forma significativa según el punto de operación en el que nos encontremos. Es importante tratar de trabajar en el punto de máxima potencia para obtener mayor eficiencia y beneficios.

Módulo fotovoltaico CS6P 220W Curvas I-V y P-V Pmax

Corriente-Potencia (A)

200

150

100

50 MPP

0

0

5

10

15

20

25 30 Tensión (V)

35

40

45

50

Figura 2-16: Curvas I-V y I-P del módulo CS6P-220 W.

La exposición al sol de las células provoca su calentamiento, lo que lleva aparejados cambios en la producción de electricidad. Una radiación de 1000 W/m2 es capaz de calentar una célula unos 30º por encima de la temperatura circundante [8], lo que genera unas pérdidas evaluadas más adelante.

2 Modelado de las placas fotovoltaicas

- 27 -

140 10ºC 120

25ºC 40ºC 55ºC

100 Potencia (kW)

70ºC 80

60

40

20

0

0

100

200

300

400 500 600 Tensión (V)

700

800

Figura 2-17: Efecto de la temperatura en la curva P-V

900

1000

3 Modelado del inversor

3 Modelado del inversor

3 3.1

- 29 -

Modelado del inversor Evolución de los inversores fotovoltaicos de conexión a red En los primeros años sólo se fabricaban inversores centrales para potencias mayores

a 1kW, éstos necesitaban un gran cableado que consistía en varias ramas en paralelo, cada rama con varios módulos en serie.

Figura 3-1: Planta fotovoltaica con inversor central.

Los inversores trifásicos eran redes conmutadas y usaban tiristores. Los inversores más pequeños monofásicos se diseñaban a menudo acorde al concepto de SI-300 (dispositivos auto-conmutables con separación galvánica gracias a un transformador de alta frecuencia). Este concepto necesitaba un considerable número de componentes (observar la figura siguiente). La fiabilidad de estos inversores era a menudo insuficiente. Por lo tanto los nuevos diseños usaban de nuevo transformadores de baja frecuencia.

Figura 3-2: Inversor fotovoltaico con transformador de alta frecuencia

3 Modelado del inversor

- 30 -

Figura 3-3: Inversor fotovoltaico con transformador de baja frecuencia

Enseguida aparecieron los inversores con modulación de ancho de pulso (PWM) en el mercado. Con objeto de reducir los gastos y los problemas de seguridad causados por el gran cableado de corriente continua, después de unos años se crearon los inversores de rama, que fueron diseñados para una única rama con varios módulos en serie. Seguidamente aparecieron los inversores por módulo, que como su propio nombre indica estaban diseñados para conectarlos a un único módulo de tamaño medio o grande, de esta forma se eliminaba el cableado en corriente continua.

Figura 3-4: Planta fotovoltaica con inversores de rama

3 Modelado del inversor

- 31 -

Figura 3-5: Planta fotovoltaica con inversores por módulo.

Un concepto clave de los inversores fotovoltaicos es la eficiencia. Alrededor de un 2% de pérdidas se encontraba en el transformador, por lo que en 1995 empezaron a fabricarse los primeros inversores sin transformador.

Figura 3-6: Inversor fotovoltaico sin transformador.

Hoy en día el inversor fotovoltaico dispone de una etapa de entrada para conectarse al campo fotovoltaico, la cual incluye los elementos de conexión, detección y protección de fallo a tierra, contra sobretensiones y contra polarización inversa. Para un máximo aprovechamiento de la energía generada por el campo, el inversor incorpora un avanzado sistema de Seguimiento del Punto de Máxima Potencia (MPPT). Mediante algoritmos de última generación se alcanza una eficiencia superior al 99%.

3 Modelado del inversor

El equipo tiene un comportamiento dinámico, con transistores IGBT. Control digital DSP que gobierna la unidad en función de las distintas consignas y señales que recibe, e informa al usuario de su estado. Las prestaciones generales de un equipo son:

3.2

•

salida senoidal perfecta, sintetizada digitalmente

•

alta estabilidad de frecuencia y tensión de salida

•

alto rendimiento, simplicidad y fiabilidad

•

funcionamiento totalmente automático

•

detección de funcionamiento en isla y desconexión automática

•

protecciones contra sobretensiones, fallo a tierra y polarización inversa

•

control digital DSP, modulación vectorial SVM

•

interfaz mediante indicadores, leds, y comunicación serie

•

posibilidad de incorporar transformador de salida

•

posible operación en paralelo con otras unidades

•

detección y protección de fallo a tierra del campo fotovoltaico

Modelado en Simulink del inversor fotovoltaico Para realizar el modelo en Simulink del inversor fotovoltaico nos basamos en el

inversor controlado de tipo VSI (inversores fuente de voltaje) en la categoría PWM. Los inversores PWM o de ancho de pulso modulado son capaces de controlar la magnitud y frecuencia de la señal de salida mediante la modulación del ancho del pulso de los interruptores del inversor.

- 32 -

3 Modelado del inversor

3.2.1

Funcionamiento básico de un PWM

Con el propósito de obtener una señal de voltaje a la salida del inversor con la frecuencia deseada, se compara una señal de control senoidal a la frecuencia deseada con una señal de onda triangular. La frecuencia de la onda triangular corresponde a la frecuencia de interrupción del inversor y por lo general se mantiene constante. La frecuencia de la señal de control es conocida como la frecuencia modulante, mientras que la frecuencia de interrupción es conocida como frecuencia de acarreo. La señal de control se utiliza para modular la razón de servicio del interruptor. De lo anterior, se desprende que en la señal de salida es inevitable la presencia de armónicos y por tanto existen ciertas desviaciones de la señal de onda seno según nuestro interés. Las variables son: •

amplitud pico de la señal de control

•

amplitud pico de la señal triangular

•

frecuencia de conmutación en los interruptores

•

frecuencia modulante

Los voltajes de salida que se obtienen dependen de la comparación de las señales y de la condición de los interruptores, por ejemplo cuando la amplitud pico de la señal de control es mayor que la amplitud pico de la señal triangular y el interruptor 1 está encendido, entonces la salida es Vcc/2. El circuito inversor trifásico más frecuente tiene tres patas, una para cada fase. Para obtener voltajes trifásicos balanceados a la salida del inversor PWM, una señal triangular se compara con tres voltajes de control seno con 120° fuera de fase. En este tipo de inversor, los armónicos en los voltajes de línea a línea son los más importantes. Los armónicos en la salida de cualquier de las patas son impares y existen como anchos de bandas.

- 33 -

3 Modelado del inversor

Figura 3-7: Señales de control y señal triangular para un inversor trifásico.

Figura 3-8: Señal de tensión de salida en un inversor trifásico.

- 34 -

3 Modelado del inversor

3.2.2

Esquemas en Simulink y explicación del modelo

- 35 -

3 Modelado del inversor

- 36 -

Figura 3-9: Esquema general del modelo del inversor en simulink.

En el esquema se ve el generador de las señales moduladoras. Son necesarias dos entradas: frecuencia y tensión. Las salidas son tres señales senoidales del mismo módulo desfasadas 120º. Los siguientes esquemas muestran en detalle como se generan estas tres señales.

Figura 3-10: Bloque SeñalUcont

3 Modelado del inversor

- 37 -

Figura 3-11: Subsistema dentro del bloque SeñalUcont

A continuación se tiene el bloque PWM, en él se comparan las señales moduladoras con una señal triangular y se generan señales de valor 1 ó -1 dependiendo si la resta de ambas señales da positivo o negativo respectivamente.

La función dentro del bloque curva triangular es: 1,25 ⋅ 8 ⎡ 1 1 1 1 1 1 ⎤ ⋅ ⎢ sen (u ) − 2 sen (3u ) + 2 sen (5u ) − 2 sen(7u ) + 2 sen(9u ) − 2 sen(11u ) + 2 sen (13u ) ⎥ 2 3 5 7 9 11 13 π ⎣ ⎦

3 Modelado del inversor

- 38 -

El bloque Sing indica el signo de la entrada. La salida es 1 si ésta es mayor que cero, 0 si es cero o –1 si es menor que cero. Las tres salidas de este bloque van a controlar los interruptores. Para controlar los interruptores las señales deben ser 0 ó 1, para ello se utilizan los bloques Saturation indicándoles un límite superior de 1 e inferior de 0. A modo de ejemplo, en el siguiente esquema se ve que si la entrada In1 es un 1, la salida Interruptor1 será 1 y la del Interruptor4 será 0, ya que el 1 queda multiplicado por –1 y el bloque de saturación lo limita a cero. Así se consigue que nunca estén accionados a la vez.

Figura 3-12: Bloque Driver

A continuación se presenta el bloque más importante, el Inversor IGTB. Los bloques IGTB implementan un semiconductor controlable por una señal (gate). Se simula como una combinación de resistencia, inductancia y una fuente de tensión de corriente continua en serie con un interruptor controlado por una señal lógica: g. Dicha señal la controla el bloque Driver antes descrito.

3 Modelado del inversor

- 39 -

Figura 3-13: IGTB

El IGTB conduce cuando la tensión colector-emisor es positiva y mayor que una tensión Vf y además la señal aplicada en g es positiva. No conduce si la tensión colector-emisor es positiva y la señal g es 0. El IGTB no funciona si la tensión coletor emisor es negativa. La salida m es un vector cuya primera componente es la corriente y la segunda la tensión en el IGTB. En el diagrama mostrado se han puesto a tierra unas resistencias para mostrar la señal resultante del scope.

3 Modelado del inversor

- 40 -

Figura 3-14: Salida del circuito inversor.

3 Modelado del inversor

- 41 -

3 Modelado del inversor

- 42 -

Figura 3-15: Parte Inversor del Bloque Inversor IGTB

Después del Inversor IGTB se coloca un filtro L-C para que la tensión de salida sea prácticamente senoidal, los valores de las tres inductancias son 10 mH y los de las capacidades son 100 mF. Este filtro es el más sencillo y consiste en una inductancia serie y un condensador paralelo. Tiene el inconveniente en que atenúa también la frecuencia fundamental: en la bobina serie se pierde tensión de la componente fundamental y por el condensador paralelo circula corriente correspondiente a dicha componente. La carga es la red, para poder realizar simulaciones la carga por fase consiste en una resistencia y una inductancia de valores 100 Ω y un mH respectivamente.

Figura 3-16: Parte de filtro y carga en el Bloque Inversor IGTB

3 Modelado del inversor

- 43 -

De esta forma la tensión generada por las células entra en el inversor, una posible salida sería la mostrada en la siguiente figura.

Figura 3-17: Tensión de salida en el modelo del inversor

4 Estudio de las posibles soluciones

4 Estudio de las posibles soluciones

4 4.1

- 45 -

Estudio de las posibles soluciones Planteamiento del problema Según los datos del diseño, en principio la Central fotovoltaica tendrá una potencia

nominal de 900 kW. Consta de 9 líneas cada una constituida por 11 subcampos de paneles fotovoltaicos de 10,56 kWp cada uno, con un número total de 9 inversores activos. Por lo tanto, cada inversor asumirá aproximadamente (trabajando en el punto de máxima potencia) una tensión e intensidad de 698,4 V y 166,32 A (11x15,12 A). Las características técnicas de entrada del inversor Ingecon Sun 100, utilizado en esta planta, se muestran en la siguiente tabla y corroboran que en principio no se sale del rango.

Rango de tensión MPP

450-750 V

Máxima tensión

900 V

Máxima corriente

255 A

Tabla 4-1: Características técnicas de entrada del inversor Ingecon Sun 100 (Fuente: Información técnica del producto)

En la siguiente figura se muestra la curva de rendimiento del inversor utilizado. En condiciones normales el rendimiento ronda el 96%. Se observa una gran caída del rendimiento por debajo de 5KW de potencia de salida. Lo ideal para que el inversor sea altamente productivo es que la potencia de entrada sea tal que nunca de una potencia de salida perteneciente a la recta de caída de rendimiento.

4 Estudio de las posibles soluciones

Figura 4-1: Curva de rendimiento del inversor INGECON SUN 100 (Fuente: INGETEAM, S.A.)

La conexión y desconexión de paneles debe ser tal que, junto a las condiciones existentes de irradiancia y temperatura, la potencia de entrada sea mayor a la mencionada potencia. En condiciones estándares se obtienen los siguientes resultados:

- 46 -

4 Estudio de las posibles soluciones

- 47 -

200 X: 698.2 Y: 166.4

180 160

Corriente (A)

140 120 100 80 60 40 20 0

0

100

200

300

400 500 600 Tensión (V)

700

800

900

1000

Figura 4-2: Curva característica del total de paneles conectados al inversor

140 X: 695.9 Y: 1.162e+005

120

Potencia (kW)

100

80

60

40

20

0

0

100

200

300

400 500 600 Tensión (V)

700

800

900

1000

Figura 4-3: Curva P-V y punto máxima potencia para el total de paneles conectados a un inversor.

4 Estudio de las posibles soluciones

- 48 -

Al estudiar estas curvas obtenemos el rango de intensidad y tensión en condiciones estándares para los cuales la potencia es mayor o igual a 20 kW. La intensidad estará comprendida entre 23,31 y 182,16 A, mientras que la tensión estará entre 113,65 y 858,344 V, siempre teniendo en cuenta que para cada valor de tensión le corresponde un único valor de intensidad. En las siguientes figuras se ilustra mejor el rango mencionado. Panel fotovoltaico Curva I-V 200 180 160

Corriente (A)

140 120 100 80 60 40 20 0

0

100

200

300

400

500 600 Tensión (V)

700

800

Figura 4-4: Rango ideal en condiciones estándares de entrada al inversor I

900

1000

4 Estudio de las posibles soluciones

- 49 -

4

x 10

14

12

Corriente-Potencia (A)

10

8

6

4

2

0

0

100

200

300

400 500 600 Tensión (V)

700

800

900

1000

Figura 4-5: Rango ideal en condiciones estándares de entrada al inversor II

Debemos tener en cuenta que hablamos de condiciones estándares y que en la práctica no será así ya que las variables de entrada que tienen las curvas según el modelo en MATLAB son la irradiancia y la temperatura. Así, si cogemos un día al azar del mes de enero a las 13.13 horas y comparamos con otro día también al azar de julio a la misma hora, salen distintas gráficas y por tanto otros límites de tensión e intensidad. Las condiciones meteorológicas indican que para el día de enero tenemos una irradiancia de 612 W/m2 y una temperatura media de 9,05º C y para el día de julio una irradiancia de 813 W/m2 y una temperatura media de 27º C en un cielo real, sin estar despejado en ambos casos. Los datos de temperatura media por mes están ilustrados en este mismo apartado. Obtenemos entonces para este ejemplo que los intervalos de tensión e intensidad son: Enero →

Tensión (186,53 ; 870) V

Intensidad (22 ; 110,33) A

Julio →

Tensión (140 ; 836) V

Intensidad (26 ; 148,3) A

4 Estudio de las posibles soluciones

- 50 -

4

x 10 10 9 8

Potencia (W)

7 6 5 4 3 2 1 0

0

100

200

300

400 500 600 Tensión (V)

700

800

Figura 4-6: Rangos de entrada al inversor en enero (naranja) y julio (azul) I.

900

1000

4 Estudio de las posibles soluciones

- 51 -

Panel fotovoltaico Curva I-V 160 140 120

Corriente (A)

100 80 60 40 20 0

0

100

200

300

400 500 600 Tensión (V)

700

800

900

1000

Figura 4-7: Rangos de entrada al inversor en enero (naranja) y julio (azul) II.

De este pequeño estudio se concluye que una entrada principal del programa a diseñar para el PLC es la potencia de entrada, por lo que debemos tener instrumentos de medida de la tensión e intensidad que llegan o salen del inversor en cada momento para saber si se debe apagar o encender el inversor. La temperatura ambiente viene ilustrada en función de la época en la tabla siguiente:

4 Estudio de las posibles soluciones

Temperatura

Enero

- 52 -

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

media 2006 en ºC Totana “I.L.”

8,7

8,6

13,0

16,7

21,2

25,3

“Balsapintada”

9,4

9,4

13,2

16,5

20,7

24,3

9,05

9,0

13,1

16,6

20,95

24,8

MEDIA Temperatura

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

media 2006 en ºC Totana “I.L.”

27,5

26,3

22,8

19,5

13,4

10,8

“Balsapintada”

26,5

25,3

22,1

18,9

13,1

11,0

27

25,8

22,45

19,2

13,25

10,9

MEDIA

Tabla 4-2: Temperatura media mensual. (Fuente: Instituto Nacional de Meteorología. Centro Meteorológico Territorial de Murcia).

Según la curva de rendimiento del inversor, si la potencia de entrada a cada uno de éstos es, por ejemplo, menor a 5 KW el rendimiento caería en picado, se plantearía entonces si realmente merece la pena o no conectarlos. En estos casos una buena solución sería el motivo de este proyecto: si se apaga un inversor y los paneles solares de éste se pasan al resto, la potencia de entrada a cada inversor es mayor en la nueva distribución y por lo tanto el rendimiento y la potencia de salida. En la siguiente gráfica observamos en azul la potencia de salida frente a la de entrada según la curva de rendimiento dada por el fabricante. La línea roja son las pérdidas de potencia en el inversor.

4 Estudio de las posibles soluciones

- 53 -

Potencia de entrada (CC)

120 100 80 60 40 20 0 0

20

40

60

80

100

120

Potencia de salida (CA)

Figura 4-8: Potencia entrada y pérdidas vs. potencia salida

El contenido del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red dice que los valores de eficiencia al 100 % de la potencia de salida nominal para inversores mayores a 5 kW deben ser superiores al 90 %. En nuestro caso el valor de potencia de salida que se corresponde con este valor es 9,794 kW de alterna, y por tanto

Rendimiento (%)

la potencia de entrada debe ser mayor a 10,882 kW.

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

20

40

60

80

Potencia de salida (CA)

Figura 4-9: Rendimiento y potencia de salida CA

100

4 Estudio de las posibles soluciones

- 54 -

Concluimos por tanto que cuando la potencia producida por la irradiancia existente menos las pérdidas en la placa y conexiones hasta el inversor, que son el 15% aproximadamente, produzcan menos de 10,882 kW de potencia en la parte de continua es cuando merecerá la pena desconectar un inversor para pasar sus placas a la de los demás inversores.

4.2

Posibles soluciones

4.2.1

Desconexión de un inversor

A continuación presentamos un ejemplo del cálculo de la nueva potencia dada por la planta si bajamos a un rendimiento de un 90 % por inversor con 9 inversores y 11 subcampos cada uno, momento en el cual no es rentable conectar el inversor y por tanto se apagaría. La potencia dada por cada inversor justo en ese 90% sería de 10,882 kW y la total de la planta 88,146kW. Suponiendo una temperatura de 25º C, esta situación se da cuando hay una irradiación de aproximadamente 112,4 W/m2 .

Panel fotovoltaico Curva I-V 12000

X: 595.3 Y: 1.09e+004

10000

Potencia (W)

8000

6000

4000

2000

0

0

100

200

300

400 500 Tensión (V)

600

700

800

4 Estudio de las posibles soluciones

- 55 -

Figura 4-10: Curva tensión-potencia con G = 112,4 W/m2

Apagamos un inversor y pasamos las placas de los seguidores al resto, de forma que la nueva distribución es 5 inversores con 12 subcampos y 3 inversores con 13 subcampos. Utilizamos el programa en MATLAB diseñado al efecto mostrado en los capítulos anteriores. Los inversores con 12 subcampos tienen una potencia de entrada de 11,898 kW. Para saber la potencia de salida ajustamos los datos de la siguiente gráfica, que relaciona las potencias de entrada y salida calculada según la gráfica dada del rendimiento por el proveedor de inversores, para obtener una ecuación, un polinomio de 6 grado con el fin de obtener la máxima precisión.

100 90

Potencia salida (CA)

80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

20

40

60

80

100

Potencia entrada (CC) 6

5

4

3

2

y = 5E-11x - 2E-08x + 3E-06x - 0,0002x + 0,0079x + 0,8547x + 0,0017

Figura 4-9: Polinomio de ajuste

La potencia de salida da 11,008 kW, por lo que el rendimiento es del 92,5 %.

4 Estudio de las posibles soluciones

En los inversores con 13 subcampos, la potencia de entrada es de 12,89 kW, la de salida 11,979 kW y el rendimiento por tanto de 92,93 %. La potencia total de la planta es 90,977 kW. Con la conmutación se consiguen 2,831 kW más. El rendimiento total sube un 2,67 %. En estas condiciones la tensión de entrada a cada inversor es como muestra la figura 5-9 de 595,3 V y la intensidad de 18,5 A. La intensidad máxima de entrada al inversor según el fabricante es de 286 A. 4.2.2

Desconexión de dos inversores

En este caso pasamos a tener 7 inversores, 6 de ellos con 14 subcampos y uno con 15. En los inversores con 14 subcampos, la potencia de entrada es de 13,882 kW, la de salida 12,955 kW y el rendimiento por tanto de 93,32%. En el inversor con 15 subcampos, la potencia de entrada es de 14,873 kW, la de salida 13,963 kW y el rendimiento por tanto de 93,7%. La potencia total de la planta es de 106,58 kW, es decir se consiguen 18,44 kW más. El rendimiento se incrementa en un 3,38 %.

4.2.3

Desconexión de tres inversores

Hay 6 inversores, la mitad con 16 subcampos y la otra mitad con 17. En los inversores con 16 subcampos, la potencia de entrada es de 15,865 kW, la de salida 14,922 kW y el rendimiento por tanto de 94,05 %. En el inversor con 17 subcampos, la potencia de entrada es de 16,856 kW, la de salida 15,911 kW y el rendimiento por tanto de 94,4%. La potencia total de la planta es de 122,34 kW, es decir se consiguen 34,2 kW más. El rendimiento se incrementa en un 4,226 %.

- 56 -

4 Estudio de las posibles soluciones

- 57 -

Los inversores con 16 subcampos vuelven a trabajar al 90 % en estas condiciones cuando la irradiancia es de 80 W/m2. Los de 17 con 75 W/m2. Panel fotovoltaico Curva I-V 12000

X: 573.7 Y: 1.09e+004

10000

Potencia (W)

8000

6000

4000

2000

0

0

100

200

300

400 500 Tensión (V)

600

700

800

Figura 4-10: Realizada la conmutación se vuelve a trabajar al 90 % con G = 80W/m2.

4.3

Conclusión de los cálculos Al conmutar los paneles y cambiar la configuración cuando el inversor está a punto

de desconectarse, el rendimiento del inversor aumenta considerablemente, pasando de no producir nada a conseguir valiosos vatios. En este caso la mejor solución es la desconexión de tres inversores.

4 Estudio de las posibles soluciones

Bloque 1

- 58 -

Bloque 2

Potencia rendimiento ganados totales

1 Inversor desconectado

Situación Potencia ganada Rendimiento

5 inversores con 12 subcampos

3 inversores con 13 subcampos

11,008 kW

11,979 kW

90,977 kW

92,5 %

92,93 %

92,67 %

2 Inversores desconectados

Situación Potencia ganada Rendimiento

6 inversores con 14 subcampos

1 inversor con 15 subcampos

12,955 kW

13,963 kW

106,58 kW

93,32%.

93,7%

93,38 %

3 Inversores desconectados

Situación Potencia ganada Rendimiento

3 inversores con 16 subcampos

3 inversores con 17 subcampos

14,922 kW

15,911 kW

122,34 kW

94,05 %.

94,4%.

94,226 %.

Tabla 4-3: Conclusiones configuración óptima

y

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

5 5.1

Aplicaciones de la conmutación de paneles Proceso de conmutación Una vez definida por la simulación el número óptimo de inversores y paneles a

conmutar, se va a proceder a analizar los distintos casos en los que se puede producir la conmutación. A efectos ilustrativos el proceso de conmutación para todas las aplicaciones se va a materializar del siguiente modo.

- 60 -

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

Figura 5-1: Proceso de conmutación

5.2

Amanecer y anochecer En los minutos en los que está amaneciendo y anocheciendo, la irradiación es baja y

la inclinación de los paneles es la mínima que permite el seguidor de dos ejes, que es de 30º respecto al suelo. La orientación de los módulos es Este. Existe un intervalo de tiempo en el que la irradiancia que llega no se aprovecha, ya que la potencia de entrada a cada inversor debe ser igual o mayor a 10,882 kW para que el inversor trabaje como mínimo al 90%, requisito dado por el Pliego de Condiciones Técnicas de instalaciones Conectadas a Red. Si se realiza la conmutación de paneles pasando de 9 inversores a 6 podemos aprovechar unos minutos más de irradiancia consiguiendo producir potencia en momentos en los que en condiciones normales no lo haríamos. La siguiente gráfica ilustra este hecho. El punto superior indica el momento a partir del cual funcionarían los inversores en un día típico de julio en el lugar de ubicación de la planta. El punto inferior indica el momento a partir del cual trabajarían los inversores si realizamos la conmutación.

- 61 -

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 62 -

Intervalo de Irradiancia aprovechada 200 180

Irradiancia (W/m2)

160 140 120 100 80 60 40 20 0 4:40

4:54

5:08

5:23

5:37

5:52

6:06

6:20

Hora

Figura 5-2: Intervalo de irradiancia aprovechado al amanecer

Calculemos a continuación la potencia ganada gracias a este intervalo de irradiación aprovechado en este amanecer. Para ello utilizamos el programa diseñado para calcular la potencia dada la irradiancia y la temperatura en MATLAB. Los pasos son los siguientes: 1. Obtención de irradiancia global minutal en dichas horas dados por el Instituto Nacional de Meteorología. 2. Cálculo de la potencia generada por los inversores con 16 y 17 subcampos con el programa de MATLAB. 3. Cálculo de la potencia real en corriente continua restando el 15% de pérdidas en placas y cableado. 4.

Cálculo de la potencia en corriente alterna al pasar por el inversor según su curva de rendimiento.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

Figura 5-3: Curva de rendimiento del inversor

- 63 -

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 64 -

100 90 Potencia salida (CA)

80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

20

40

60

80

100

Potencia entrada (CC) y = 5E-11x6 - 2E-08x5 + 3E-06x4 - 0,0002x3 + 0,0079x2 + 0,8547x + 0,0017

Figura 5-4: Ajuste de la curva de rendimiento del inversor a una ecuación

Hora 5:49 5:50 5:51 5:52 5:53 5:54 5:55 5:56 5:57 5:58 5:59 6:00 6:01 6:02 6:03 6:04 6:05 6:06

Irradiancia (W/m2) Pot 16 (kW) Pot 17 (kW) PotCC 16 (kW) PotCC 17 (kW) 90,06 12,234 12,999 10,399 11,049 92,42 12,596 13,386 10,707 11,378 95,19 13,020 13,832 11,067 11,757 98,29 13,487 14,330 11,464 12,181 100,77 13,862 14,728 11,783 12,519 102,35 14,102 14,983 11,987 12,736 104,39 14,412 15,312 12,250 13,015 107,48 14,887 15,818 12,654 13,445 109,94 15,254 16,224 12,966 13,790 111,81 15,545 16,517 13,213 14,039 113,23 15,765 16,748 13,400 14,236 115,23 16,087 17,075 13,674 14,514 117,94 16,498 17,529 14,023 14,900 121,13 16,961 18,037 14,417 15,331 124,77 17,544 18,640 14,912 15,844 127,55 17,982 19,098 15,285 16,233 130,19 18,386 19,535 15,628 16,605 133,13 18,842 20,020 16,016 17,017

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

Hora 5:49 5:50 5:51 5:52 5:53 5:54 5:55 5:56 5:57 5:58 5:59 6:00 6:01 6:02 6:03 6:04 6:05 6:06

- 65 -

PotCA 16 (kW) 9,552 9,849 10,199 10,585 10,895 11,094 11,352 11,747 12,054 12,297 12,481 12,750 13,095 13,484 13,975 14,345 14,686 15,072

PotCA 17 (kW) PotTOTAL(KW) 10,182 59,200 10,501 61,052 10,871 63,208 11,284 65,606 11,615 67,531 11,827 68,766 12,102 70,362 12,525 72,817 12,865 74,756 13,111 76,223 13,305 77,357 13,580 78,991 13,962 81,172 14,391 83,626 14,901 86,629 15,289 88,902 15,660 91,039 16,072 93,434

Tabla 5-1: Cálculo de la potencia ganada al amanecer con conmutación

Gráficamente el resultado es el siguiente:

Potencia (kW)

Potencia Ganada al amanecer 93 88 83 78 73 68 63 58 5:48

5:52

5:56

6:00

6:04

6:08

Hora

Figura 5-5: Potencia ganada al amanecer en la conmutación

Gracias a Excel se ajusta esta gráfica a una ecuación y se integra para saber la energía producida (área bajo la curva) que resulta ser de 21,4156 kW·h.

Ganancia _ económica = 21,4156kW ⋅ h × 0,44€ / kW ⋅ h × 2(amanecer + atardecer) × × 30días × 12meses × 25años = 169.611,552€ Esta cifra indica que el rendimiento de la planta se incrementa en torno a un 1%.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 66 -

Sin embargo este porcentaje puede ser mucho mayor ya que hay días en los que el aprovechamiento durantes las horas del amanecer es pleno como por ejemplo el día 23 de enero y el 12 de septiembre o durante las horas del atardecer como el día 11 de mayo, todos de 2006:

Irradiancia día 23 de enero de 2006 800,00

700,00

600,00

500,00

400,00 300,00

200,00

100,00

0,00 0:00

2:24

4:48

7:12

9:36

12:00

14:24

16:48

19:12

21:36

Ti e mpo ( h)

Irradiancia día 12 de septiembre de 2006 1200,00

1000,00

Irradiancia (W/m2)

800,00

600,00

400,00

200,00

0,00 4:25

6:49

9:13

11:37 Tiempo (h)

14:01

16:25

18:49

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 67 -

Figura 5-6: Observación de baja irradiancia aprovechable con conmutación en las horas de amanecer

Irradiancia Día 11 de mayo de 2006 1200,00

1000,00

Irradiancia (W/m2)

800,00

600,00

400,00

200,00

0,00 4:25

6:49

9:13

11:37

14:01

16:25

18:49

Tiempo (h)

Figura 5-7: Observación de baja irradiancia aprovechable con conmutación en las horas de atardecer

5.3

Suciedad y alta nubosidad

5.3.1

Suciedad

En los paneles solares se pueden depositar suciedad, como plumas de aves, hojas de árboles cercanos, polvo, la deposición de hollín si hay chimeneas cerca, y cualquier otro agente externo de su entorno. Esta suciedad puede crear sombras en los módulos, con los que hay pérdidas en el rendimiento.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 68 -

No hay ninguna fórmula para calcular el porcentaje de suciedad, pero experimentalmente está comprobado que cuanto más horizontal sea la posición de los seguidores mayor será el grado de suciedad y

las "pérdidas" (lo que se deja de

generar) producidas pueden llegar a ser de un 5%. Esto es debido a 2 aspectos; primero que cuanto más horizontales estén colocados los módulos mayor suciedad acumularán y segundo, que el impacto energético de la suciedad crece con el ángulo de incidencia. En la figura 5-7 se muestran las pérdidas que existen en un sistema de energía solar fotovoltaica, se puede observar como las pérdidas por suciedad son considerables.

Temperatura del módulo

Dispersión

Cableado

Suciedad

Conexiones

Preal/Pnominal(degradación)

Inversores

Transformación/conexión a red

10%

23%

17%

14%

14%

7%

5% 10%

Figura 5-8: Pérdidas en el sistema solar

Sin embargo este porcentaje puede ser mucho

mayor bajando el rendimiento

considerablemente en casos extremos como grandes tormentas que puedan llenar de barro y suciedad los paneles.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

5.3.2

Alta nubosidad

En caso de cielos prácticamente cubiertos la irradiancia baja considerablemente como se muestra en la figura 5-8.

Figura 5-9: Irradiancia global en varios estados del tiempo (Fuente: Diseño de una central fotovoltaica de 1ookW, Sergio Morató Moreno)

Los datos dados por el Instituto Nacional de Meteorología en cuanto a nubosidad son los siguientes:

- 69 -

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

INDICATIVO AÑO MES NOMBRE ALTITUD 7228 2006 1 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 2 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 3 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 4 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 5 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 6 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 7 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 8 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 9 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 10 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 11 MURCIA/ALCANTARILLA 85 7228 2006 12 MURCIA/ALCANTARILLA 85

- 70 -

C_X 655528 655528 655528 655528 655528 655528 655528 655528 655528 655528 655528 655528

C_Y LONGITUD 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472 4202678 113472

LATITUD DESPEJADO NUBOSO CUBIERTO NUB_07 NUB_13 NUB_18 375728 4 16 11 4 4 4 375728 5 18 5 4 4 4 375728 5 24 2 3 4 5 375728 2 24 4 4 5 4 375728 2 21 8 4 4 5 375728 12 16 2 3 3 3 375728 21 10 0 2 1 1 375728 17 14 0 2 2 1 375728 6 22 2 4 3 4 375728 7 20 4 4 4 3 375728 7 13 10 5 4 4 375728 8 18 5 3 3 3

Tabla 5-2: Datos de nubosidad

Leyenda: •

Indicativo: Indicativo climatológico

•

NOMBRE: Nombre estación

•

ALTITUD: Altitud de la estación

•

C_X, C_Y: Coordenada X (Huso 30) y coordenada Y (Huso 30)

•

LONGITUD y LATITUD: Longitud y latitud geográfica

•

DESPEJADO, NUBOSO, CUBIERTO: Número de días despejados, nubosos y cubiertos respectivamente.

•

NUB_07, NUB_13, NUB_18: Nubosidad media a las 7, 13 y 18 horas en octavos de cielo.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 71 -

Estos datos son insuficientes ya que sólo nos indican el número de días en los que el cielo está totalmente cubierto que ascienden a 53. Lo interesante es saber cuántas horas el cielo está cubierto proporcionando un rango de irradiancias aprovechables con la conmutación. Se han contado dichas horas con los datos de irradiación, sin tener en cuenta el amanecer y el anochecer:

Mes

Horas

Enero

41

Febrero

26

Marzo

8

Abril

7

Mayo

14

Junio

6

Julio

3

Agosto

3

Septiembre

6

Octubre

15

Noviembre

19

Diciembre

29

Tabla 5-3: Horas de cielos cubiertos en 2006 que daban un rango de irradiancias aprovechables con la conmutación

A continuación pasamos a valorar económicamente dichas horas.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 72 -

Irradiancia Día 7 de enero de 2006 160,00

140,00

Irradiancia (W/m2)

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00 0:00

2:24

4:48

7:12

9:36

12:00

14:24

16:48

19:12

21:36

Tiempo (h)

Figura 5-10: Irradiancia 7 enero de 2006

En el mes de enero ilustrado se pueden aprovechar 2 horas y 20 minutos más de irradiancia si se realiza la conmutación, esta irradiancia está por supuesto dentro de los límites establecidos (aproximadamente entre 90 y 135 W/m2).

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

Irradiancia W/m2 Minutos PotTOTAL(kW) Tiempo(h) Energía (kW.h) 90 10 66,036 0,167 11,006 91 9 66,853 0,150 10,028 92 5 67,675 0,083 5,640 93 6 68,498 0,100 6,850 94 3 69,322 0,050 3,466 95 7 70,146 0,117 8,184 96 4 70,976 0,067 4,732 97 6 71,802 0,100 7,180 98 5 72,634 0,083 6,053 99 4 73,461 0,067 4,897 100 3 74,293 0,050 3,715 101 6 75,126 0,100 7,513 102 5 75,960 0,083 6,330 103 6 76,800 0,100 7,680 104 3 77,635 0,050 3,882 105 2 78,481 0,033 2,616 106 4 79,312 0,067 5,287 107 5 80,154 0,083 6,680 108 4 80,997 0,067 5,400 109 4 81,840 0,067 5,456 110 2 82,684 0,033 2,756 111 4 83,124 0,067 5,542 112 2 84,373 0,033 2,812 113 2 85,183 0,033 2,839 114 3 85,994 0,050 4,300 115 2 86,805 0,033 2,893 116 0 87,616 0,000 0,000 117 2 88,428 0,033 2,948 118 0 89,241 0,000 0,000 119 0 90,054 0,000 0,000 120 2 91,187 0,033 3,040 121 1 91,696 0,017 1,528 122 4 92,205 0,067 6,147 123 1 93,784 0,017 1,563 124 1 94,804 0,017 1,580 125 1 95,482 0,017 1,591 126 1 95,992 0,017 1,600 127 0 96,503 0,000 0,000 128 2 97,013 0,033 3,234 129 2 97,524 0,033 3,251 130 1 99,799 0,017 1,663 Tabla 5-4: Cálculo de la energía aprovechable en día nublado

Calculando de manera similar a como se hizo con las horas aprovechables del amanecer, la energía total que sale es de 171,881 Kwh. Esto supone una ganancia de 75,63 € más. Podemos valorar por tanto cada hora de cielo cubierto aprovechable con conmutación en 32,5 € aproximadamente. En 2006 tuvimos 177 horas de este tipo.

Ganancia = 177horas × 32,5€ × 25años = 143.812,5€

- 73 -

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 74 -

Esto hace que el rendimiento de la planta aumente un 0,85 %.

Irradiancia día 18 de marzo de 2006 500,00 450,00 400,00

Irradiancia (W/m2)

350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 4:25

6:49

9:13

11:37

14:01

16:25

18:49

Tiempo (h)

Irradiancia día 31de m ayo de 2006 800,00

700,00

600,00

500,00

400,00

300,00

200,00

100,00

0,00 4:25

6:49

9:13

11:37 Ti e mpo ( h)

Figura 5-11: Ejemplos de días nublados

14:01

16:25

18:49

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

5.4

- 75 -

Viento El Instituto Nacional de Meteorología facilitó los datos de viento de la estación de

registros más próxima a la planta:

Indicativo

Nombre

Altitud

7209

Lorca(C.C.A.) 320

C_X

C_Y

Longitud

Latitud

615611

4168229

141222

373912

Tabla 5-5: Especificaciones registro viento

Los datos facilitados fueron las velocidades medias y máximas en décimas de metro por segundo así como la dirección en grados. A partir de los 60 km/h de viento los seguidores se colocan en posición horizontal de este modo las placas reciben un 43,24% menos de irradiancia. Los meses de 2006 en los que se registraron vientos superiores a 60km/h fueron febrero, marzo y diciembre.

5.4.1

Análisis del 5 de marzo de 2006

El día 5 de marzo de 2006 desde las 8:00 hasta las 17:00 hubo vientos mayores a 60 km/h. La irradiancia registrada fue la siguiente:

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 76 -

Disminución de irradiancia debido a la posición horizontal

Irradiancia (W/m2)

1200,00 1000,00 Seguidores funcionando

800,00 600,00

Seguidores en posición horizontal

400,00 200,00 0,00 7:59

10:23

12:47

15:11

Hora

Figura 5-12: Comparación irradiancias el 5 marzo de 2006

Las irradiancias bajas que llegan son aprovechables con conmutación, en caso contrario sería potencia perdida. En la siguiente gráfica se muestran dichos puntos.

Irradiancia aprovechada en caso de viento 600

500

400

300

200

100

0 7:59

9:11

10:23

11:35

12:47

13:59

H o r a s c on se g ui do r e n po si c i ón ho r i z on t a l

15:11

16:23

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 77 -

Figura 5-13: Intervalo de irradiancia aprovechado con conmutación en caso de viento

El tiempo total de baja irradiancia aprovechable este día asciende a 2 horas que económicamente son 80 €. Los días de mucho viento se estiman en 5 al año, por lo que en 25 años se ganarían 10.000 € más. El rendimiento de la planta sube en torno a un 0,06% más.

5.5

Granizo El Instituto Nacional de Meteorología facilitó los datos de granizo de las estaciones

de registros más próximas a la planta:

Indicativo

Nombre

Altitud

C_X

C_Y

Longitud

Latitud

7216

Totana

480

628910

4184550

132092

374755

225

631911

4180497

130092

374542

(MORTI) 7218

Totana

Tabla 5-6: Especificaciones de granizo dados por el INM

Los datos de precipitación se dan en décimas de mm y se indica el momento del día. El año pasado se registraron 3 días de granizo. Cuando graniza, los seguidores giran hacia la posición más vertical posible. En el caso de nuestros seguidores se situarían a 30º. La siguiente gráfica muestra cómo varía en % la situación de tener el seguidor funcionando normalmente a tenerlo en posición de inclinación 30º Este en el mes de septiembre.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 78 -

Variación en % 100 Porcentaje

80 60 40 20 0 4:48

7:12

9:36

12:00

14:24

16:48

Hora

Figura 5-14: Variación en %en caso de granizo en septiembre

5.5.1

Análisis del 14 de septiembre de 2006

Aplicando estos porcentajes al día 14 de septiembre de 2006, en el que se registró granizo todo el día, la irradiancia recibida se muestra en la siguiente gráfica:

Irradiancia día 14 de septiembre que llega a los seguidores 1200

1000

Irradiancia

800

600

400

200

0 4:48

7:12

9:36

12:00

14:24

Hora

Sin granizo

Con granizo

16:48

19:12

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 79 -

Figura 5-15: Irradiancia que llega a los paneles a causa de granizo

A continuación se amplía la zona de irradiancia aprovechable gracias a la conmutación. Se gana más de 1 hora de energía íntegra.

Irradiancia aprovechada con conmutación 200 180 160

Irradiancia

140 120 100 80 60 40 20 0 4:48

7:12

9:36

12:00

14:24

16:48

19:12

Hora Con granizo

Figura 5-16: Intervalo aprovechable con conmutación en caso de granizo

El rendimiento aumenta (aunque este porcentaje es muy pequeño) por tanto también si hay granizo.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

5.6

- 80 -

Averías y mantenimiento

5.6.1

Averías o mantenimiento en un inversor

Para dimensionar la conmutación estudiamos el caso más desfavorable, un día genérico del mes de agosto a las 11:22 horas. Irradiancia global, dos ejes, cielo despejado 1022 W/m2, temperatura ambiente 30,1º C. Obtenemos 116,4 kW. Restando pérdidas quedan 98,94 kW. A la salida del inversor en condiciones normales se obtendrían 94,883 kW.

4

x 10

X: 682.9 Y: 1.164e+005

12

Potencia (W)

10

8

6

4

2

0

0

100

200

300

400 500 Tensión (V)

600

Figura 5-17: Día genérico de agosto a las 11.22 horas.

700

800

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 81 -

Tendríamos grandes pérdidas: Inversor trabajando al (%) 90 80 70 60 50 40 30

Potencia salida (kW) 85,395 75,906 66,418 56,930 47,442 37,953 28,465

Pérdidas (kW) 9,244 18,733 28,221 37,709 47,198 56,686 66,174

Tabla 5-7: Pérdidas en caso de avería del inversor.

La corriente de cada subcampo en este caso es de 15,61 A, por lo que no podemos meter todos los seguidores a un único inversor. La conmutación consistiría por tanto en pasar 5 subcampos a un inversor y 6 a otro. De este modo no hay pérdidas de potencia. A continuación se calculan las pérdidas económicas en dicho día si un inversor pierde alguna fase y trabaja por tanto al 30% de su capacidad.

Potencia perdida (kW)

70 60 50 40 30 20 10 0 4,5

6,5

8,5

10,5

12,5

14,5

16,5

18,5

20,5

Hora

y = -0,0001x6 + 0,0095x5 - 0,3076x4 + 5,6491x3 - 60,684x2 + 356,32x 817,71

Figura 5-18: Aproximación a una ecuación de la curva de potencia perdida diaria de un día genérico de agosto debido a un fallo de una fase en el inversor.

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

La energía total perdida asciende a 4389.52 kW·h, lo que se traduce en 1931,39 €. La aplicación del sistema queda reflejada en el siguiente dibujo, donde se ve la desconexión de ese inversor y cómo se conmuta para pasar sus placas a los inversores más próximos.

Figura 5-19: Aplicación del sistema en caso de avería o mantenimiento de un inversor

5.6.2

Averías de seguidores

En caso de avería del seguidor, no se capta la irradiancia máxima en cada momento, lo que conlleva también pérdidas de potencia, la buena gestión de los paneles e inversores mediante la conmutación suministrada por el PLC permitiría disminuir las pérdidas económicas.

- 82 -

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

5.6.3

- 83 -

Averías en conexión de paneles a inversores, paneles defectuosos

Si se produce una desconexión de este tipo, puede haber inversores con un número pequeño de subcampos, lo que una redistribución puede aumentar la potencia producida. No siendo un caso sencillo ya que la casuística de la avería es muy alta y la influencia de los paneles defectuosos en los correctos es muy fuerte.

5.7

Resumen A modo de resumen las mejoras se pueden revisar en la siguiente tabla.

Causa

Mejora anual en €

Mejora

Económica Mejora Económica

en Rendimiento en %

la vida de la planta 25 años en € Amanecer y anochecer

6.784,47

169.611,53

1 a 1,2

Nubosidad

5.752,50

143.812,50

0,7 a 1

Viento + Granizo

>400,00

>10.000,00

0,06 a 0,1

Averías

0,2 a 0,3

Suciedad

Afecta a todos los demás datos

TOTAL

1,95 a 2,6

5 Aplicaciones de la conmutación de paneles

- 84 -

6 Implantación

6 Implantación

6 6.1

- 85 -

Implantación Distribución de los seguidores En el siguiente plano se diferencia por colores qué seguidores pertenecen a cada

inversor en condiciones normales, es decir teniendo 9 inversores con 11 subcampos cada uno.

Figura 6-1: Distribución de los seguidores pertenecientes a cada inversor

Recordemos que la conmutación consiste en apagar 3 inversores y dividir en dos el grupo de 11 seguidores que pertenecen a cada inversor quedando tres bloques de 5 subcampos y otros 3 de 6 a repartir. Para minimizar las distancias los inversores que se

6 Implantación

van a desconectar serán el II, V y VIII, quedando una distribución tras la conmutación de la siguiente forma.

Figura 6-2: Distribución de los seguidores pertenecientes a cada inversor tras la conmutación.

6.2

Dimensionado del cableado A continuación se proyecta la instalación del cableado de corriente continua de los

seguidores a la caja de conexiones y de ésta a los inversores. La legislación y formativa aplicable es el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, aprobado por Decreto 842/2002 de 2 de agosto de 2002.

- 86 -

6 Implantación

- 87 -

Según el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, los conductores serán de cobre y tendrán la sección

adecuada para evitar caídas de

tensión y calentamientos. Los conductores de la parte CC deben tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5% teniendo como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones. Todo el cableado de continua debe ser de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123. En este caso la conexión de los seguidores solares con los inversores se hace con línea de baja tensión mediante canalización subterránea con conductores protegidos con tubos de PVC. Las líneas de CC serán de dos conductores, uno de fase y otro de neutro. Dichos cables tendrán aislamiento de dieléctrico seco, tipo RV-K, cuyas características son:

Cable Tipo

Retenax Flex RV_K

Conductor

Cobre

Secciones

1,5-400mm2

Tensión asignada

0,6/1 kV – 12/20 kV

Aislamiento

Polietileno reticulazo (XLPE)

Cubierta

Policloruro de vinilo (PVC)

Tabla 6-1: Características del cable utilizado en CC.

Para la elección de la sección de la línea realizamos los cálculos por caída de tensión y por intensidad escogiendo la mayor de ambas.

6.2.1

Cálculo de la sección a partir de la caída de tensión

1,5%∆V = R ⋅ I = ρ ⋅ S ≥ ρ⋅

2L ⋅I 1,5%∆V

2L ⋅I S

6 Implantación

donde: S es la sección del conductor en mm2, ρ es la resistividad del conductor en Ω·mm2/m, L es la longitud de la línea en m, I es la intensidad en A, ∆V es la caída de tensión de la línea.

Según estas ecuaciones y según la tabla 6.3 el diseño de la conexión de cada seguidor mediante la limitación de caída de tensión a 1.5% va a ser de 6 mm2. Para esta sección normalizada la corriente máxima admisible es de 46 A, que es más que suficiente, ya que la corriente nominal de cada seguidor es de 16 A.

- 88 -

6 Implantación

Cable Longitud[m] I.1 36,42 I.2 17,77 I.3 9,27 I.4 26,89 I.5 51,66 I.6 33,30 I.7 15,45 I.8 21,19 I.9 40,32 I.10 58,57 I.11 76,59 II.1 42,98 II.2 24,29 II.3 4,33 II.4 22,83 II.5 35,10 II.6 19,37 II.7 22,35 II.8 5,03 II.9 21,16 II.10 40,21 II.11 57,89 III.1 112,31 III.2 97,05 III.3 81,43 III.4 62,73 III.5 41,52 III.6 23,20 III.7 4,78 III.8 22,48 III.9 41,30 III.10 99,30 III.11 110,07

- 89 -

Sección calculada[mm2] 1,94 0,95 0,49 1,43 2,76 1,78 0,82 1,13 2,15 3,12 4,08 2,29 1,30 0,23 1,22 1,87 1,03 1,19 0,27 1,13 2,14 3,09 5,99 5,18 4,34 3,35 2,21 1,24 0,25 1,20 2,20 5,30 5,87

Sección real[mm2] 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

6 Implantación

IV.1 IV.2 IV.3 IV.4 IV.5 IV.6 IV.7 IV.8 IV.9 IV.10 IV.11 V.1 V.2 V.3 V.4 V.5 V.6 V.7 V.8 V.9 V.10 V.11 VI.1 VI.2 VI.3 VI.4 VI.5 VI.6 VI.7 VI.8 VI.9 VI.10 VI.11

- 90 -

108,20 93,38 71,68 53,34 33,76 16,09 14,13 32,64 52,12 71,14 90,51 45,19 26,82 8,76 26,89 47,24 48,08 31,02 11,55 11,81 29,48 48,72 105,83 84,05 65,38 46,17 28,29 8,34 27,00 45,22 64,34 85,56 103,02

5,77 4,98 3,82 2,84 1,80 0,86 0,75 1,74 2,78 3,79 4,83 2,41 1,43 0,47 1,43 2,52 2,56 1,65 0,62 0,63 1,57 2,60 5,64 4,48 3,49 2,46 1,51 0,44 1,44 2,41 3,43 4,56 5,49

6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

6 Implantación

VII.1 VII.2 VII.3 VII.4 VII.5 VII.6 VII.7 VII.8 VII.9 VII.10 VII.11 VIII.1 VIII.2 VIII.3 VIII.4 VIII.5 VIII.6 VIII.7 VIII.8 VIII.9 VIII.10 VIII.11 IX.1 IX.2 IX.3 IX.4 IX.5 IX.6 IX.7 IX.8 IX.9 IX.10 IX.11

- 91 -

108,52 97,86 76,17 54,94 36,65 17,11 21,46 40,08 58,15 77,33 95,89 33,26 12,24 14,74 31,60 49,35 24,82 41,74 59,76 19,37 2,67 19,69 45,11 24,91 4,19 20,20 30,83 12,95 15,32 34,49 54,28 30,35 49,31

5,79 5,22 4,06 2,93 1,95 0,91 1,14 2,14 3,10 4,12 5,11 1,77 0,65 0,79 1,69 2,63 1,32 2,23 3,19 1,03 0,14 1,05 2,41 1,33 0,22 1,08 1,64 0,69 0,82 1,84 2,89 1,62 2,63

6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Tabla 6-2: Cálculo de secciones por caída de tensión

Numeración Cable Longitud[m] Intensidad[A] 1 150,92 176 2 122,84 80 3 204,48 96 4 156,35 176 5 126,88 176 6 190,08 96 7 86,00 80 8 143,11 176 9 180,69 176 10 142,61 80 11 202,69 96 12 167,19 176

Sección calculada[mm2] 88,54 32,76 65,43 91,73 74,44 60,83 22,93 83,96 106,00 38,03 64,86 98,08

Sección real[mm2] 95 35 70 95 95 70 25 95 120 50 70 120

6 Implantación

6.2.2

- 92 -

Cálculo de la sección a partir de la intensidad

Para el caso de dos cables unipolares, la intensidad máxima admisible será la correspondiente a la columna de la terna de cables unipolares de la misma sección y tipo de aislamiento, multiplicada por 1,225.

16 / 1,225 = 13,06 A 80 1,225 = 65,34A 96 1,225 = 78,36 A 176 / 1,225 = 143,67 A Según este criterio y observando la tabla 6-4 las secciones según la intensidad máxima serían las siguientes:

Intensidad a

Sección (mm2)

soportar (A) 16

6

80

6

96

10

176

25

Tabla 6-3: Secciones de los conductores según la intensidad máxima

6 Implantación

- 93 -

Tabla 6-4: Intensidad máxima admisible, en amperios, para cables con conductores de cobre en instalación enterrada (servicio permanente).

6.2.3

Elección secciones

La sección que se debe escoger es la mayor de ambas vías, en este caso para todos los conductores limita la sección escogida por tensión que será la final que tendrán, es decir las mostradas en la tabla 6-1. Por lo tanto necesitaríamos unos 4330,24 m de cable de 6 mm2 de sección que de acuerdo con el presupuesto dado por Técnicas del cable, S.A.:

6 Implantación

- 94 -

RV 0,6/1 kV 2x6 ............1.114 €/km El coste de cableado de los seguidores a las cajas de conexiones es aproximadamente 4.824 euros.

6.3

Configuración del sistema de conmutación La solución adoptada para realizar la conmutación se ilustra en el plano del anexo D

para cada grupo de tres inversores. Un PLC

gobierna la conmutación según la

potencia de entrada a los inversores. El programa se explica con detalle en el capítulo 7. Se agrupan los inversores en grupos de tres de modo que tenemos 3 grupos. En cada grupo de tres, los seguidores que corresponden al inversor central se subdividen en dos grupos, uno de 5 y otro de 6. Utilizamos dos contactores de 4 polos, 2 normalmente abiertos y 2 normalmente cerrados. Dichos contactores presentan retención magnética (conexión y desconexión con impulsos, por lo que el consumo permanente es 0). En condiciones normales de funcionamiento los seguidores van al inversor para el que fueron diseñados y cuando es necesario realizar la conmutación los contactores reciben una orden del PLC y cambian la posición de sus contactos principales de modo que ahora se reparten los seguidores y se encienden los dos inversores colindantes, produciendo potencia. El tipo de contactor utilizado en este proyecto es el NORR125-125-22-CC-AMA cuyas características se presentan en el anexo B. En total tenemos 6 contactores cuyas características son: Polos NA: Ith = 125 A

Ie DC-1 = 125 A a 40º C

Ue Max = 1000 Vcc con 2 polos en serie Polos NC: Ith = 125 A

Ie DC-1 = 125 A a 40º C

6 Implantación

Ue Max = 1000 Vcc con 2 polos en serie Circuito de Mando, Bobina: Uc = 220-230 V 50/60 Hz Contactos Auxiliares: 1NA + 1 NC Cota de fijación F = 445 mm El esquema eléctrico de los contactores se encuentra en el anexo D. El PLC es el AC500. Esta gama perteneciente a ABB se compone de diferentes dispositivos que pueden ser combinados y expandidos de forma muy flexible. Tienen la posibilidad de funcionar simultáneamente a través de diferentes buses de campo en cualquier combinación deseada y con un sencillo sistema de control. Se describen a continuación los dispositivos modulares necesarios. CPU Todas las CPUs tienen el mismo formato y disponen de ranura SD, FBP, 2 puertos RS232/485, pantalla, teclado y zócalo para pila de litio. En este proyecto se ha optado por la PM571. Módulos de comunicación Sirven para conectarse a sistemas de bus de campo e integrarlos en las redes ya existentes. Una CPU permite hasta 4 módulos de comunicación en cualquier combinación dándole a la aplicación un alto grado de conectividad. Base de terminales de la CPU Módulos de E/S S-500 Se pueden encontrar en versiones diversas con señales digitales y analógicas. Se conectan fácilmente en sus bases terminales, se permiten como máximo 10 módulos. Se utilizan en la conmutación 3 módulos AX522 y uno DX522, cuyas características se encuentran en el anexo B. Bases de terminales

- 95 -

6 Implantación

- 96 -

Se pueden utilizar tanto para módulos de E/S digitales como analógicos diseñados para 1,2 y 3 hilos. Se puede optar por versiones de tornillo o por versiones de resorte en dos variantes: para 24 V DC y 230 V AC.

6.3.1

Contactores de barrote

Los contactores de barrotes se utilizan para controlar motores y generalmente para controlar circuitos de potencia, de más de 500/1000 V a.c. o 440/1000/1500 V d.c. Se pueden usar y adaptar para muchísimas aplicaciones de altos requerimientos y condiciones de operación severas. Se diseñan con componentes estándares comunes fácilmente accesibles desde la parte delantera. Combinando estos elementos y con las posibilidades de adaptación se pueden obtener versiones especiales.

Figura 6-3: Contactor de barrote

6 Implantación

- 97 -

Los contactores constan de un marco principal que soporta el electromagnético, los polos principales y los contactos auxiliares. Este diseño permite una gran flexibilidad en la construcción: -

Número de polos variables

-

Polos con o sin bobinas no fundibles, de acuerdo con la corriente en los polos

-

Polos normalmente abiertos y cerrados

-

Gran número de contactos auxiliares

-

Electromagnéticos con características específicas dependiendo tanto de la tensión de alimentación de control como de las características de la utilización.

Marco principal El marco principal consta de una barra fija equipada con dos soportes cada uno con cojinete y un eje que rota entre los dos cojinetes. La barra fija lleva todas las partes fijas incluyendo el electromagnético, polos, y contactos auxiliares. Las partes que se mueven se colocan en el eje rotatorio. Además del marco principal los contactores con un rango a partir de 800 A están equipados con un marco auxiliar donde se montan algunos contactos auxiliares. Electromagnético Comprende el circuito magnético y la bobina. Se coloca normalmente en la parte derecha del marco, pero también puede ir en el centro o a la izquierda. Si se requiere se puede poner otro electromagnético en el mismo marco. La elección del electromagnético depende principalmente del tipo de circuito de control y de la composición del contactor y su aplicación. Circuito de control a.c.: -

Tipo R, el circuito magnético es laminado y la bobina se alimenta de una fuente de corriente alterna.

6 Implantación

-

- 98 -

Tipo RR, el circuito magnético es laminado y la bobina se alimenta de una fuente de corriente alterna mediante un rectificador y una resistencia montada y pre-cableada en el contactor. Este tipo de electromagnético provee de un gran poder de corte a los contactos grandes con gran número de polos o cuando la frecuencia de la fuente de control es mayor de 50Hz y menor de 400 Hz.

Circuito de control d.c.: -

Tipo RE, el circuito magnético es laminado y la bobina se alimenta de una fuente de corriente continua mediante una resistencia montada y pre-cableada en el contactor.

-

Tipo RC, el circuito magnético es un núcleo sólido y la bobina se alimenta de una fuente de corriente continua.

Versiones alternativas: Electromagnético con enclavamiento: -

Tipos R.. o R..-AMA, con enclavamiento magnético.

-

Tipos R..., RR.. o RE..-AME, con enclavamiento mecánico.

Polos principales Cada polo consta de los contactos principales (fijos y móviles), la bobina y el canal de arco. Contactos principales Están hechos de aleación de acero. El contacto fijo está montado en un soporte aislante atornillado a una barra fija, el contacto móvil está montado de forma similar y rota directamente con el eje móvil. La composición depende del rango de tensión y tipo de corriente (alterna o continua). Para tensiones de operación 1000/1500 d.c., se realizan características especiales: -

Tamaño de la bobina relacionado con la corriente de servicio en los polos.

6 Implantación

- 99 -

-

Mayor aislamiento

-

Mayor número de polos (2 o 3) se conectan en serie en el sistema del contactor para mejorar el corte y extinción del arco que depende de la tensión de operación, y la constante L/R.

Bobina Dependiendo del valor de la corriente la bobina constará de cierto número de vueltas, de un cable aislado o de un conductor plano. EL flujo generado por la bobina se transmite a las caras internas de las cajas de soplado del arco a través de una coraza metálica. Cajas de soplado del arco Están compuestas de un material polimérico y de fibras de vidrio. Contactos auxiliares Existen cuatro tipos : -

CARB, N.O. Ith = 6 A. Se coloca en la parte izquierda de los electromagnéticos tipo R, RR, RE para rangos de contactos de 63 a 550 A.

-

CAOVE, N.C. Ith = 6 A. Se coloca en la parte derecha de los electromagnéticos tipo R, RR, RE para rangos de contactos de 63 a 550 A.

-

CA 12-.., 2 bloques de contactos auxiliares: Ith = 12 A. Se coloca en la parte superior de los electromagnéticos tipo R, RR, RE para rangos de contactos de 63 a 550 A.

-

CA 15-.., Ith = 15 A. Se coloca en el marco entre los polos y los electromagnéticos tipo R, RR, RE para rangos de contactos de 63 a 550 A.

Como ya se ha mencionado el tipo de contactor utilizado en este proyecto es el NORR125-125-22-CC-AMA cuyas características se presentan en el anexo B.

6 Implantación

6.3.2

- 100 -

Armario de automatización

Los contactores se situarán en un armario de automatización IS2 de la marca ABB de dimensiones 2000x800x400 cuyas características se encuentran en el anexo B.

6.3.3

Entradas y salidas del PLC

Se presenta a continuación una tabla donde se especifican las entradas y salidas del PLC a los contactores, el nombre de las variables corresponde con la descripción dada en el capítulo 7.

Módulo

1

Tipo

AX522

Nombre

Número

Terminal

Terminal

I0

2.0

Tipo Variable

Tag

Descripción

Dirección en PLC

Entrada

V1

analógica

Tensión

IW0

entrada inversor 1

1

AX522

I1

2.1

Entrada

V2

analógica

Tensión

IW1

entrada inversor 2

1

AX522

I2

2.2

Entrada

V3

analógica

Tensión

IW2

entrada inversor 3

1

AX522

I3

2.3

Entrada

I1

analógica

Corriente

IW3

entrante inversor 1

1

AX522

I4

2.4

Entrada analógica

I2

Corriente entrante inversor 2

IW4

6 Implantación

1

AX522

- 101 -

I5

2.5

Entrada

I3

analógica

Corriente

IW5

entrante inversor 3

2

AX522

I0

2.0

Entrada

V4

analógica

Tensión

IW8

entrada inversor 4

2

AX522

I1

2.1

Entrada

V5

analógica

Tensión

IW9

entrada inversor 5

2

AX522

I2

2.2

Entrada

V6

analógica

Tensión

IW10

entrada inversor 6

2

AX522

I3

2.3

Entrada

I4

analógica

Corriente

IW11

entrante inversor 4

2

AX522

I4

2.4

Entrada

I5

analógica

Corriente

IW12

entrante inversor 5

2

AX522

I5

2.5

Entrada

I6

analógica

Corriente

IW13

entrante inversor 6

3

AX522

I0

2.0

Entrada

V7

analógica

Tensión

IW16

entrada inversor 7

3

AX522

I1

2.1

Entrada

V8

analógica

Tensión

IW17

entrada inversor 8

3

AX522

I2

2.2

Entrada

V9

Tensión

IW18

6 Implantación

- 102 -

analógica

entrada inversor 9

3

AX522

I3

2.3

Entrada

I7

analógica

Corriente

IW19

entrante inversor 7

3

AX522

I4

2.4

Entrada

I8

analógica

Corriente

IW20

entrante inversor 8

3

AX522

I5

2.5

Entrada

I9

analógica

Corriente

IW21

entrante inversor 9

4

DX522

I0

1.0

Entrada

Fallo2

digital 4

DX522

I1

1.1

Entrada

DX522

I2

1.2

Entrada

Fallo5

DX522

R0

2.0

Salida

Avería en

IX48.1

inversor 5 Fallo8

digital 4

IX48.0

inversor 2

digital 4

Avería en

Avería en

IX48.2

inversor 8 Orden1

digital relé

Pasa las

QX66.0

placas a inversores contiguos

4

DX522

R1

2.1

Salida

Orden1

digital relé

Pasa las

Negar

placas de

QX66.0

inversores contiguos al central 4

DX522

R2

2.2

Salida digital relé

Orden2

Pasa las placas a

QX66.1

6 Implantación

- 103 -

inversores contiguos 4

DX522

R3

2.3

Salida

Orden2

digital relé

Pasa las

Negar

placas de

QX66.1

inversores contiguos al central 4

DX522

R4

2.4

Salida

Orden3

Pasa las

digital relé

QX66.2

placas a inversores contiguos

4

DX522

R5

2.5

Salida

Orden3

digital relé

Pasa las

Negar

placas de

QX66.1

inversores contiguos al central Tabla 6-5: Entradas y salidas del PLC al contactor de barrote

7 Programa PLC

7 Programa PLC

7

- 105 -

Programa PLC

7.1

Objetivo El objetivo del programa del PLC es dar la orden a los contadores de barrote para

funcionar de modo que haya 9 inversores funcionando o 6 según las condiciones de irradiancia, es decir si la potencia de entrada a los inversores es baja o no. También se da la orden si existen fallos en los inversores 2, 5 u 8. 7.2

PLC de Control Se utiliza un PLC AC500 con CPU PM571 cuyos datos técnicos se encuentran en el

anexo. 7.3

Entradas

7.3.1

Entradas analógicas

Las entradas analógicas son las tensiones e intensidades que entran de modo continuo al cada inversor, de modo que habrá 18 entradas analógicas denominadas de la siguiente forma: Tensiones →

v1, v2, v3, v4, v5, v6, v7, v8 y v9

Intensidades →

i1, i2, i3, i4, i5, i6, i7, i8 e i9

7.3.2

Entradas digitales

Las entradas fallo_inv2, fallo_inv5 y fallo_inv8 indican si se produce un fallo en los inversores 2, 5 u 8 cuya magnitud impide que estos funcionen y conviertan la potencia de entrada en corriente continua en corriente alterna. Las entradas ca1, ca2, ca3, ca4, ca5, ca6 → Son variables de entrada al PLC, desde los contactos auxiliares de los contactores de barrote que indican si se ha realizado la conmutación en el contactor correspondiente.

7 Programa PLC

7.4

- 106 -

Constantes Hay tres constantes: imax →

Indica la corriente de entrada máxima permitida a cada inversor, la real

es 286. En el programa imax tendrá un valor menor: 283 amperios. lim_sup_bm →

Para evitar continuos rebotes en los interruptores en vez de fijar

un valor concreto para dar la orden de conexión-desconexión imponemos una banda muerta de valores. Su valor es 11KW. lim_inf_bm →

7.5

Su valor es 10 kW.

Variables tcon1, tcon2, tcon3, tcon4, tcon5, tcon6, tcon7, tcon8, tcon9 → Estas nueve variables

son del tipo TON. TON es un bloque función que significa Timer On Delay e implementa un retardo de encendido. Tiene asociadas cuatro variables internas: IN, PT, Q y ET. IN y PT son variables de entrada de tipo bool y tiempo respectivamente. Q y ET son variables de salida también de tipo bool y tiempo respectivamente. Si IN es FALSO, Q Es falso y ET es 0. En cuanto IN sea verdadero el tiempo empezará a contarse en milisegundos en ET hasta que el valor se iguale al que está en PT. A partir de ahí se mantiene constante. Q es verdadero cuando IN es verdadero y ET es igual a PT. De otro modo Q es falso. Cuando en tiempo indicado en PT en milisegundos se alcance Q presenta un escalón. Gráficamente el comportamiento de TON es el siguiente:

7 Programa PLC

- 107 -

Figura 7-1: Comportamiento de TON

Para el programa las entradas IN y PT para cada variable tconX, son el estado del interruptor y 10 minutos respectivamente. tiempo1, tiempo2, tiempo3, tiempo4, tiempo5, tiempo6, tiempo7, tiempo8, tiempo9 → Son variables que sirven para guardar las variables Q de tcon1, tcon2 y tcon3. salida1, salida2, salida3, salida4, salida5, salida6, salida7, salida8, salida9 → Indica para cada potencia que llega a cada inversor si reúne las condiciones para estar en posición conmutada. 7.6

Salidas Las salidas son digitales y se denominan orden1, orden2 y orden3. Si el estado de orden1 es verdadero las placas del inversor intermedio pasan a los

otros dos y viceversa. Para orden2 y orden3 el funcionamiento es análogo. Si orden1 es falsa las placas anteriormente repartidas a los inversores contiguos pasan de nuevo al inversor central. Las salidas luz1, luz2 y luz3 deben cablearse hasta los leds que van a indicar si está realizada la conmutación en cuyo caso se encienden. Son función de caX.

7 Programa PLC

7.7

Funcionamiento Al comienzo del programa se impone que todas las intensidades de entrada a los

inversores sean menores a la máxima permitida por el fabricante. Para cada inversor se multiplican la intensidad por la tensión para obtener la potencia de entrada, si ésta es menor al valor de límite inferior de la banda muerta la salidaX es verdadera. A partir de la entrada en el intervalo de valores de banda muerta empieza a funcionar el contador hasta 10 min. Momento a partir del cual tiempoX toma el valor verdadero. Si se supera el valor de banda muerta y tiempoX es verdadero entonces salidaX es falso. Cuando las variables salidaX de cada grupo de tres inversores sean todas verdaderas ordenX es verdadera y se produce la conmutación; sin embargo si alguna de ellas no cumple esta condición ordenX es falsa y los contactores vuelven a la posición original. El siguiente diagrama muestra la lógica para cada grupo de tres inversores.

- 108 -

7 Programa PLC

- 109 -

INTERRUPTOR EN POSICIÓN NORMAL

SI

FALLO EN EL INTERRUTOR CENTRAL

NO

INTENSIDADES DE ENTRADA MENORES A LA MÁXIMA

SI

POTENCIA DE ENTRADA MAYOR AL LÍMITE MÍN

SI

NO

POTENCIA DE ENTRADA MENOR AL LÍMITE MÍN

Comienzo contador (10 min) SI

INTERRUPTOR CONMUTADO TiempoX

POTENCIA DE ENTRADA MAYOR AL LÍMITE

SI

Figura 7-2: Diagrama lógica del programa

8 Envolvente

8 Envolvente

8

- 111 -

Envolvente En la figura 8-1 se indica la disposición de los elementos del sistema de

conmutación en el armario envolvente cuyas características técnicas se encuentran en el anexo B apartado 6.

Figura 8-1: Armario

9 Presupuesto

- 112 -

9 Presupuesto

9 Presupuesto

9

- 113 -

Presupuesto

9.1

PLC AC500

Módulo

Descripción

PVP 2008

Ud

1Ud.

CPU PM571

PM571, Micro CPU 64kB, 24 V DC, Memory Card

Slot,

2x

RS-232/485

Coste Total

215 €

1

215 €

171 €

1

171 €

566 €

3

1698 €

129 €

1

129 €

48 €

3

144 €

38 €

1

38 €

99 €

1

99 €

(Programación,

MODBUS/CS31), 1x FBP, Pantalla

Tarjeta E/S’s

DX522, Módulo Entradas/Salidas Digitales,

digital DX522

8 DI 24 V DC, 8 DO Relé, 2-hilos (incl. 2 contadores rápidos a 50KHz)

Tarjeta E/S’s

AX522,

Módulo

Entradas/Salidas

analógica

Analógicas, 8 AI / 8 AO, U/I/Pt100, 12 Bit

AX522

+ signo, 2-cables. Máx. 4 salidas de corriente.

Base Terminal

TB511-ETH, Base Terminal AC500, 1x Slot

CPU TB511-

CPU, 1x Slot para Coupler, Conector

ETH Base de terminales para tarjeta AX522 TU515

Ethernet RJ45 TU515, Unidad Terminal I/O, 24 V DC, Terminales Tornillo (para DI524/DC532/DC522/DC523 /AX522/AI523/AO523/AX521)

Accesorios

TA521, Pila de Litio para AC500 (opcional);

Generales

Mantenimiento valores intermedios (marcas

TA521

persistentes y remanentes) y RTC.

Accesorios

TK501, Cable Programación AC500 Sub-D(9

Generales

polos) / Sub-D 5m. apantallado

9 Presupuesto

- 114 -

TK501 Tabla 9-1: Presupuesto PLC

9.2

Contactores

Marca

Modelo

Precio neto

Unidades

Precio total

6

9996 €

unitario

ABB

NOR 125-22-CC 230V 50Hz

1.666 €

Tabla 9-2: Presupuesto Contactores

9.3

Armario de automatización

Marca

Modelo

Precio unitario y total

ABB

IS2

1000 €

Tabla 9-3: Presupuesto Armario de automatización

9.4

Instalación y montaje

Marca

Modelo

Precio unitario

Precio Mano de obra

Precio total

Montaje

35 €/h

8 horas

280 €

35 €/h

30 horas

1050 €

mecánico armario Cableado eléctrico de

9 Presupuesto

- 115 -

potencia (CC y AC) Cableado de

35 €/hora

20 horas

700 €

control

Tabla 9-4: Presupuesto Instalación y montaje

9.5

Ingeniería

Modelo

Horas estimadas

Precio unitario

Precio total

Jefe de Proyecto

40

70 €/hora

2800 €

Jefe Ingeniería

40

70 €/hora

2800 €

Ingeniero eléctrico

80

70€/hora

5600 €

Programador

160

50 €/hora

8000 €

Delineante

40

35 €/hora

1400 €

Técnico de prevención

40

35 €/hora

1400 €

de riesgos laborales Tabla 9-5: Presupuesto Ingeniería

9.6

Resumen costes

Elemento

Costes

PLC AC 500

2.494 €

Contactores

9.996 €

9 Presupuesto

- 116 -

Envolvente

1.000 €

Instalación y montaje

2.030 €

Ingeniería

22.000 €

Total

37.520 € Tabla 9-6: Resumen costes

9.7

Beneficio Para calcular el beneficio tenemos en cuenta que en total a lo largo de la vida de la

planta fotovoltaica se producirá un 2,3 % más de energía. Según la documentación del proyecto se estima en 1.954.092 kWh al año la energía aportada por la planta fotovoltaica sin el sistema de conmutación. Con el sistema de conmutación se consigue alrededor de un 2,3% más lo que, suponiendo una vida de 25 años, el análisis económico es el siguiente: Año Coste fijo inicial Generación Neta Ingresos generados Año Generación Neta Ingresos generados Año Generación Neta Ingresos generados Año Generación Neta Ingresos generados Año Generación Neta Ingresos generados Año Generación Neta Ingresos generados

1

2

3

4

44944,12

44944,12

44944,12

44944,12

5 44944,12

19775,41 6 44944,12

19696,62 7 44944,12

19618,15 8 44944,12

19539,99 9 44944,12

19462,14 10 44944,12

19384,60 11 44944,12

19307,37 12 44944,12

19230,45 13 44944,12

19153,84 14 44944,12

19077,53 15 44944,12

19001,52 16 44944,12

18925,82 17 44944,12

18850,42 18 44944,12

18775,31 19 44944,12

18700,51 20 44944,12

18626,01 21 44944,12

18551,80 22 44944,12

18477,89 23 44944,12

18404,27 24 44944,12

18257,92

18185,18

18112,73

18040,56

kWh

18330,95 25 44944,12

€

17968,69

€ kWh

0 37520

€ kWh € kWh € kWh € kWh €

Tabla 9-7: Análisis económico

9 Presupuesto

- 117 -

Se ha supuesto una tasa de interés del 4%.

VAN

412.442

TIR

52%

PB

1 año y 11 meses Tabla 9-8: VAN, TIR, PB

Anexos

A Código en MATLAB

A Código en MATLAB

A Código en MATLAB A.1

Función para modelar el módulo CS6P-220 W.

La siguiente función relaciona la tensión y la corriente de un módulo fotovoltaico CS6P-220 W. Esta función ha sido esencial para el estudio y desarrollo de las distintas simulaciones.

- 120 -

A Código en MATLAB

- 121 -

A Código en MATLAB

A.2

Código para dibujar las curvas del módulo fotovoltaico.

Se han utilizado diversas funciones para ilustrar las distintas curvas del módulo fotovoltaico, debido a la similitud de todas ellas se muestra solo una.

- 122 -

A Código en MATLAB

A.3

Código para hallar el punto de máxima potencia.

- 123 -

A Código en MATLAB

A.4

Código para dibujar las curvas I-V y I-P junto al punto de máxima potencia.

- 124 -

B Hoja de características de los distintos elementos

B Hoja de características de los distintos elementos

B Hoja de características de los distintos elementos

126

B Hoja de características de los distintos elementos

B.1

Módulo solar

127

B Hoja de características de los distintos elementos

B.2

Inversor

128

B Hoja de características de los distintos elementos

129

B Hoja de características de los distintos elementos

B.3

Cable CC

130

B Hoja de características de los distintos elementos

131

B Hoja de características de los distintos elementos

B.4

PLC

132

B Hoja de características de los distintos elementos

133

B Hoja de características de los distintos elementos

134

B Hoja de características de los distintos elementos

135

B Hoja de características de los distintos elementos

136

B Hoja de características de los distintos elementos

137

B Hoja de características de los distintos elementos

138

B Hoja de características de los distintos elementos

139

B Hoja de características de los distintos elementos

140

B Hoja de características de los distintos elementos

141

B Hoja de características de los distintos elementos

142

B Hoja de características de los distintos elementos

143

B Hoja de características de los distintos elementos

144

B Hoja de características de los distintos elementos

145

B Hoja de características de los distintos elementos

146

B Hoja de características de los distintos elementos

147

B Hoja de características de los distintos elementos

148

B Hoja de características de los distintos elementos

149

B Hoja de características de los distintos elementos

150

B Hoja de características de los distintos elementos

151

B Hoja de características de los distintos elementos

152

B Hoja de características de los distintos elementos

153

B Hoja de características de los distintos elementos

154

B Hoja de características de los distintos elementos

155

B Hoja de características de los distintos elementos

156

B Hoja de características de los distintos elementos

157

B Hoja de características de los distintos elementos

158

B Hoja de características de los distintos elementos

159

B Hoja de características de los distintos elementos

160

B Hoja de características de los distintos elementos

161

B Hoja de características de los distintos elementos

162

B Hoja de características de los distintos elementos

163

B Hoja de características de los distintos elementos

164

B Hoja de características de los distintos elementos

165

B Hoja de características de los distintos elementos

B.5

Contactor de barrote

166

B Hoja de características de los distintos elementos

167

B Hoja de características de los distintos elementos

168

B Hoja de características de los distintos elementos

169

B Hoja de características de los distintos elementos

170

B Hoja de características de los distintos elementos

171

B Hoja de características de los distintos elementos

172

B Hoja de características de los distintos elementos

173

B Hoja de características de los distintos elementos

174

B Hoja de características de los distintos elementos

175

B Hoja de características de los distintos elementos

176

B Hoja de características de los distintos elementos

177

B Hoja de características de los distintos elementos

178

B Hoja de características de los distintos elementos

179

B Hoja de características de los distintos elementos

180

B Hoja de características de los distintos elementos

B.6

Armario de automatización

181

B Hoja de características de los distintos elementos

182

B Hoja de características de los distintos elementos

183

B Hoja de características de los distintos elementos

184

B Hoja de características de los distintos elementos

185

B Hoja de características de los distintos elementos

186

B Hoja de características de los distintos elementos

187

B Hoja de características de los distintos elementos

188

B Hoja de características de los distintos elementos

189

B Hoja de características de los distintos elementos

190

B Hoja de características de los distintos elementos

191

B Hoja de características de los distintos elementos

192

B Hoja de características de los distintos elementos

193

B Hoja de características de los distintos elementos

194

B Hoja de características de los distintos elementos

195

B Hoja de características de los distintos elementos

196

B Hoja de características de los distintos elementos

197

B Hoja de características de los distintos elementos

198

B Hoja de características de los distintos elementos

199

B Hoja de características de los distintos elementos

200

B Hoja de características de los distintos elementos

201

B Hoja de características de los distintos elementos

202

B Hoja de características de los distintos elementos

203

B Hoja de características de los distintos elementos

204

B Hoja de características de los distintos elementos

205

B Hoja de características de los distintos elementos

206

B Hoja de características de los distintos elementos

207

C Código en CoDeSys para programar el PLC

C Código en CoDeSys para programar el PLC

C Código en CoDeSys para programar el PLC C.1

Declaración de variables

208

C Código en CoDeSys para programar el PLC

209

C Código en CoDeSys para programar el PLC

C.2

Programa

210

C Código en CoDeSys para programar el PLC

211

C Código en CoDeSys para programar el PLC

212

C Código en CoDeSys para programar el PLC

213

C Código en CoDeSys para programar el PLC

214

C Código en CoDeSys para programar el PLC

215

C Código en CoDeSys para programar el PLC

216

D Planos

D Planos

D Planos D.1

Esquema eléctrico de un bloque

D.2

Esquema eléctrico contactores

218

Bibliografía

Bibliografía

220

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Bühler, Hansruedi Electrónica industrial Electrónica de potencia Colección Ciencia Electrónica, 1988

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Gualda, Juan Andrés. Martínez, Salvador. Martínez Pedro Manuel. Electrónica Industrial: Técnicas de potencia Boixareu Editores, 1982

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