RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA PROTECCIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AISLADOS CONTRA LAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

Lo primero que debo de decir antes de nada, es que las directrices que se van a exponer de aquí en adelante son recomendaciones generales y que por tanto, no sustituyen a las normas locales que deban de aplicarse en cada país. Una vez dicho esto, también debo de decir que seguidas estas directrices se garantiza que en el caso de una descarga motivada por un rayo, se limitarán los daños en la instalación o se anularán en el mejor de los casos.
Los sistemas fotovoltaicos autónomos debido a sus características de ubicación suelen estar expuestas en un grado de probabilidad significativamente mayor a los efectos provocados por la caída de rayos, ya que en la mayoría de los casos se ubican en zonas remotas con alta probabilidad de ocurrencia de este fenómeno.

El efecto principal del rayo sobre la instalación fotovoltaica aislada es que produce sobretensiones en todos los elementos conductivos y especialmente en los cables y en las cargas eléctricas. La Figura J5 muestra los valores facilitados por el comité de protección contra rayos (comité técnico 81 de IEC). Como se puede observar, la mitad de las caídas de rayos presentan una fuerza superior a 33 kA y el 5% son superiores a 85 kA. Por consiguiente, las fuerzas de energía son muy altas.

La caída del rayo, además de una inducción importante y efectos de sobretensión, produce los mismos efectos que cualquier otra corriente de baja frecuencia en un conductor:
 

-          Efectos térmicos: fusión en los puntos de impacto del rayo y efecto Joule, debido a la circulación de la corriente, lo que produce incendios.

-          Efectos electrodinámicos: cuando las corrientes de los rayos circulan en conductores paralelos, provocan fuerzas de atracción o repulsión entre los cables, lo que produce roturas o deformaciones mecánicas (cables aplastados).

-          Efectos de combustión: los rayos pueden producir que el aire se expanda y se cree una sobrepresión que se dispersa en una distancia de varias decenas de metros. Un efecto de explosión rompe ventanas o divisiones que pueden proyectarse en animales o personas a varios metros de su posición original. Esta onda de choque al mismo tiempo se convierte en una onda de sonido: el trueno.

-          Sobretensiones conducidas tras un impacto en las líneas telefónicas o en las líneas aéreas eléctricas.

-          Sobretensiones inducidas por el efecto de radiación electromagnética del canal del rayo que actúa como antena en varios kilómetros y lo cruza una corriente de impulso considerable.

-          El aumento del potencial de tierra por la circulación de la corriente del rayo por la tierra. Esto explica las caídas de rayos indirectas por tensión de paso y los defectos de los equipos.

Los daños provocados a una instalación fotovoltaica aislada debido al efecto atmosférico conocido como rayo, puede darse incluso si no se recibe el impacto directo de éste, generando sobretensiones como ya se ha mencionado. Debemos de distinguir dos tipos de sobretensiones provocadas por el efecto del rayo:

-          Modo Común,

-          Modo Diferencial

Las sobretensiones en modo común se producen entre las partes activas y la tierra: fase/tierra o neutro/tierra (véase la Figura J8).Resultan especialmente peligrosas para los dispositivos cuyas estructuras (masa) se encuentren conectadas a tierra, debido al riesgo de defecto dieléctrico.

Las sobretensiones en modo diferencial circulan entre los conductores activos de fase/fase o fase/neutro (véase la Figura J9). Resultan especialmente peligrosas para los equipos electrónicos, los equipos informáticos sensibles, etc.

Como vemos, los efectos del rayo  están directamente relacionados con el esquema de puesta a tierra que se tenga implementado en la instalación entre otros, por lo que trataremos, en la medida de lo posible, realizar el diseño de las medidas de protección en concordancia con el esquema de puesta a tierra que tengamos previsto implantar en la instalación.

Es importante destacar que existen dos tipos principales de dispositivos de protección que se utilizan para eliminar o limitar las sobretensiones producidas por los fenómenos atmosféricos: se denominan dispositivos de protección principales y dispositivos de protección secundarios. La finalidad de los dispositivos de protección principales es proteger las instalaciones contra las caídas directas de rayos, atrapando la corriente del rayo y dirigiéndola a la tierra. El principio se basa en un área de protección determinado por una estructura que es más alta que el resto. El ejemplo típico es el pararrayos. Los dispositivos de protección secundarios tratan de limitar las sobretensiones transitorias y dispersa las ondas de corriente a tierra para reducir la fuerza de la sobretensión y hacerla segura para las instalaciones y los equipos eléctricos/electrónicos.

En este caso, nos vamos a centrar en el segundo tipo de dispositivos, si bien, si existiese un dispositivo de protección principal, se comentará cómo se debe de realizar su integración.

Las medidas a llevar a cabo de forma simultánea para la protección de nuestra instalación de los efectos producidos por una caída no directa del rayo, serán las que a continuación se mencionan:

-          Un electrodo de tierra único,

-          Creación de una red equipotencial de puesta a tierra mediante la unión de todas las partes metálicas de los equipos eléctricos,

-          Disposición del cableado de tal forma que se evite la creación de “bucles” que fomenten la creación de sobretensiones debido a efectos inductivos,

-          Instalación de dispositivos de protección de sobretensión adecuadamente conectados con la tierra de protección de los equipos,

-          Apantallado de cables de los sistemas de datos y telecomunicaciones.

ELECTRODO DE TIERRA ÚNICO

Llegados a este punto vamos a recordar, según la IEC 60364, los tres tipos de configuración que existen para los esquemas de puesta a tierra, los cuales se identifican por medio de dos letras. La primera indica la puesta a tierra del neutro (T: puesto a tierra e I: no conectado a tierra o puesto a tierra a través de una impedancia elevada). La segunda letra indica la puesta a tierra de las carcasas metálicas de los equipos Clase I (T: puestas a tierra y N: conectadas al neutro). Recordemos que los equipos Clase I tienen partes metálicas accesibles, en las cuales puede aparecer una tensión peligrosa debido a un fallo de aislamiento. Los equipos de Clase II disponen de un aislamiento doble o reforzado que evita la aparición de una tensión peligrosa en su parte exterior. En la Imagen 1 se muestra los símbolos que representan las dos clases mencionadas.

Imagen 1.

El conductor que conecta las carcasas metálicas a tierra, o al neutro, se denomina conductor de protección o PE. A pesar de que el sistema TN permite utilizar el neutro como conductor de protección, en el caso de que se utilicen interruptores diferenciales, es necesario la configuración TN-S, en la que el neutro y el conductor de protección son diferentes, ya que en el caso TN-C, la apertura del conductor neutro dejaría el circuito de tierra abierto.

Red TN-S

Siempre he manifestado, tanto en los comentarios en el blog de solarweb como en las dudas que recibo en el correo, que el “director de orquesta” en las instalaciones fotovoltaicas aisladas, en el caso de que haya cargas en AC, es el inversor . Pues bien, nuevamente y una vez más en este caso se pone de manifiesto lo que he comentado, ya que habrá que tener presente las instrucciones del fabricante del inversor en cuanto a la conexión de puesta a tierra de éste, sus posibilidades de modificación en relación a las que trae por defecto y si se permite la puesta a tierra o no de uno de los polos del lado de continua para su correcto funcionamiento. La posibilidad de la puesta a tierra de uno de los polos del lado de continua casi siempre es posible ya que suele existir una separación galvánica entre CC y AC. Esta posibilidad la comento ya que en algunos países es obligatorio, independientemente de la tensión, la puesta a tierra de uno de los polos del lado de continua, por ejemplo EEUU y su NEC (National Electric Code).

Como ejemplo del párrafo anterior y en relación con los esquemas de conexión a tierra, sírvase las imágenes que a continuación se ponen, extraídas de los manuales de dos inversores habitualmente utilizados en instalaciones aisladas.

Imagen 2.

La imagen anterior, como se puede ver, pertenece a un inversor de Clase I, ya que dispone de un chasis metálico que debe ponerse a tierra de forma permanente, y que a su vez está conectado con el PE. Así mismo, el conductor neutro está puesto a tierra a través de su interconexión con el PE, estableciendo por tanto una red TN-S por defecto.

De la imagen 2, podemos también deducir, que sería posible la puesta a tierra del polo negativo de entrada de CC, ya que el fusible interno de protección del inversor está sobre el polo positivo.

Si, por requisitos de diseño, necesitásemos realizar una instalación IT con este inversor, a priori no podríamos, si bien, en el mismo manual nos indica la forma de realizar una red IT como vemos en la imagen 3. Es decir, tendríamos que cortar el cable G o retirarlo.

Imagen 3.

En el caso de otro inversor, su manual de instalación indica lo que se muestra en la imagen 4.

Imagen 4.

Además también nos avisa de lo siguiente:

Imagen 5.

Nuevamente vuelven a recomendar que la red de distribución sea TN-S, pero en este caso, se debe de realizar por el instalador ya que se sobreentiende que no viene por defecto.

Creación de una red equipotencial de puesta a tierra mediante la unión de todas las partes metálicas de los equipos eléctricos

Vemos que el inversor “necesita”, en principio, ponerse a tierra para su funcionamiento, lo que da lugar a su “propio” electrodo de tierra.

La estructura metálica de soporte de los paneles también debe de ponerse a tierra, normalmente con su “propio” electrodo de tierra.

Como hemos mencionado, en ocasiones, por normativa o por necesidades de funcionalidad de equipos, uno de los polos de corriente continua también se pone a tierra.

Puede darse el caso de que el edificio en el que estén las cargas a alimentar, también disponga de su “propio” electrodo de tierra.

En el caso de que exista un dispositivo de protección principal (pararrayos), éste tiene su/s propios electrodos de puesta a tierra, con lo que, en principio, nos podemos encontrar con múltiples electrodos de puesta a tierra en una misma instalación aislada.

Como hemos mencionado anteriormente, para que la protección contra la caída de rayos sea efectiva, todas las masas metálicas de los diferentes equipos deben de estar interconectadas y éstas a su vez conectadas a un electrodo de tierra común, incluso si los equipos están en ubicaciones diferentes, por lo que el esquema básico de lo que sería conveniente realizar, en el caso de que no se ponga a tierra ningún polo de CC sería el de la Imagen 6.

Imagen 6.

La interconexión entre las partes metálicas que componen la instalación y el electrodo común, debe de realizarse o con un conductor de protección (verde/amarillo) con una sección mínima de 16 mm2 o bien, con cable de cobre desnudo de al menos 25 mm2 de sección que una todos los posibles electrodos locales que existan, creando una malla equipotencial. Si la distancia de este cable fuese superior a 50 m, es recomendable enterrar el conductor de cobre desnudo.

En el caso de las partes metálicas de los componentes electrónicos (regulador de carga, inversor, cargador, etc.) que estén separados menos de dos metros uno de otro, deberían de protegerse de la siguiente forma:

-          Si la distancia entre los equipos y la barra metálica de unión equipotencial de los diferentes conductores de puesta a tierra están a menos de 3 metros de ésta, cada conductor de tierra del equipo debería de conectarse directamente a esta barra con una sección mínima del conductor de tierra de 10 mm2.

-          Si la distancia entre el equipo y la barra está a más de 3 metros, cada conductor de puesta a tierra del equipo debería de conectarse a un conductor de cobre desnudo y éste a su vez, conectado con la barra metálica de unión.

En la imagen 9.  se esquematiza lo mencionado.

Imagen 9.

Estas conexiones deberían de realizarse incluso si existe el cable verde/amarillo que conecta los equipos a través del cable de potencia.

Disposición del cableado de tal forma que se evite la creación de “bucles” que fomenten la creación de sobretensiones debido a efectos inductivos

Así mismo, de ser posible, también se debe llevar el conductor de tierra lo más cercano posible con los conductores activos para evitar incrementar la superficie del anillo o “bucle” que formaría el conductor de tierra y los cables activos como se muestra en la imagen 7, para reducir la tensión inducida (SOBRETENSIÓN EN MODO COMÚN) creada en los cables tras la caída del rayo.

Imagen 7.

El mismo efecto se produce entre el polo negativo y el polo positivo cuando cae el rayo (SOBRETENSIÓN EN MODO DIFERENCIAL), con lo que en el caso más desfavorable, la tensión inducida se trasmite directamente a la salida CC del modulo, añadiéndose a la tensión de salida de la serie y por tanto posibilitando el daño de los módulos. Para evitar en la medida de lo posible este incremento de tensión inducida, es importante mantener al mínimo la superficie del anillo o “bucle” que se crea por la unión de los módulos en serie, como se ve en la Imagen 8.

Imagen 8.

En ocasiones, puede darse el caso de que coloquemos el campo fotovoltaico con un dispositivo de protección principal, por ejemplo,  cerca de un pararrayos, jaula de Faraday, o encima de un tejado en el que existe uno, en este caso se recomienda la unión directa de las partes metálicas de los módulos y estructura metálica con el conductor de bajada del pararrayos como puede verse en la Imagen 9. PF sería el dispositivo de protección secundaria que veremos más adelante.

Imagen 9.

Instalación de dispositivos de protección de sobretensión adecuadamente conectados con la tierra de protección de los equipos

Los dispositivos de protección contra sobretensiones deben de instalarse como complemento para las descargas de los picos de tensión originados por la caída del rayo en las cercanías de la instalación fotovoltaica y/o, para las sobretensiones originadas por el impacto directo sobre un dispositivo de protección principal que haya instalado; en este último caso se conocen como descargadores de corriente de rayo. Es muy importante tener en cuenta que la selección de los descargadores de sobretensión y/o descargadores de corriente de rayo es diferente, así como su instalación.

Estos dispositivos son capaces de garantizar la protección contra sobretensiones de origen atmosférico, y otras que se produzcan en la instalación. Pueden ser: descargadores a gas, varistores de óxido de zinc, diodos supresores, descargadores de arco, combinaciones de las anteriores, etc.

Según la norma EN 61643-11 existen tres tipos de protectores de sobretensión denominados: Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3.

Los parámetros más significativos para cada uno de estos tipos son:

	Tipo 1	Tipo 2	Tipo 3
Capacidad de absorción de energía	Muy Alta-Alta	Media-Alta	Baja
Rapidez de respuesta	Baja-Media	Media-Alta	Muy Alta
Origen de la sobretensión	Impacto directo de rayo	Sobretensiones de origen atmosférico y conmutaciones, conducidas o inducidas

Según la norma IEC 61643-1 el Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3, correspondería con Clase I, Clase II y Clase III

Es muy importante  además, conocer para la selección correcta de estos dispositivos, una serie de términos utilizados por los fabricantes:

-   In: Corriente nominal de descarga; valor de cresta de una corriente de forma de onda 8/20 μs que circula por el interior del limitador. Se utiliza para la clasificación de los limitadores para ensayo de clase II, y para el precondicinamiento de limitadores en el ensayo de clases I y II.

-   Imáx: Corriente máxima de descarga para el ensayo de clase II; valor de cresta de

la corriente de forma de onda 8/20 μs que circula por el interior del limitador, y de

amplitud conforme a la secuencia de ensayo de funcionamiento para la clase II. Imáx es superior a In.

-   Ic: Corriente de funcionamiento permanente o corriente de fuga; circula por el

limitador que está alimentado a una tensión máxima de servicio permanente Uc

para cada modo.

-   Iimp: Corriente de choque para el ensayo de clase I; valor de cresta de la corriente

de forma de onda 10/350; se define por sus parámetros de corriente de cresta Ipeak y de carga Q.

Imagen 10.

         - Un: Tensión de red nominal; es el valor de tensión de referencia que   designa la red, por ejemplo: 230/400 V para una red trifásica.Es común utilizar la tensión fase/neutro denominada Uo; este valor Uo es necesario para elegir la Uc.

        - Uc: Tensión máxima de servicio permanente; valor máximo de la tensión eficaz o continua que se puede aplicar de manera continua para el modo de protección de un limitador. Es igual a la tensión asignada.

        - Up: Nivel de protección en tensión: parámetro que caracteriza el funcionamiento del limitador para la limitación de la tensión entre sus bornes y que se escoge de entre la lista de valores predefinidos. Este valor es superior al más elevado obtenido por la medida de la tensión de limitación. Los valores más comunes para una red de 230/400 V son: 1 kV - 1,2 kV - 1,5 kV - 1,8 kV - 2 kV - 2,5 kV.

        - Ur: Tensión residual; se trata del valor máximo de cresta de la tensión que aparece en los bornes de un limitador debido al paso de una corriente de descarga.

De todos los términos anteriores, para nuestros intereses será necesario prestar atención a los siguientes:

- Intensidad máxima, (Imax): máxima intensidad que puede descargar sin dañarse en una ocasión.

- Intensidad nominal, (In): intensidad que el protector puede descargar 20 veces sin dañarse.

- Tensión nominal asignada o tensión máxima en régimen permanente, (Uc): Es la máxima tensión para la cual el protector no derivará corriente a tierra.

- Tensión residual asignada o nivel de protección, (Up): es la tensión que aparece en los extremos del protector, cuando es atravesado por la intensidad nominal.

Una vez explicadas las características básicas necesarias para caracterizar los descargadores de sobretensión, observamos que: tenemos que tener presente que para la protección en el caso de impactos directos necesitamos al menos un dispositivo de protección de Tipo I en el lado de continua a la salida del generador fotovoltaico, mientras que en el lado de alterna podrán ser de Tipo II ó Tipo I+II, mientras que en el caso de que necesitemos proteger contra la caída de rayo de forma indirecta seleccionaremos descargadores del Tipo II. Ni decir tiene, que no son los mismos dispositivos los que se utilizan para el lado de continua que para el de alterna, por lo que llegados a este punto, es necesario siempre consultar con el fabricante de la marca que vamos a instalar o el catálogo que tengamos disponible para su selección específica DC o AC.

Como normas generales, las características para la selección del dispositivo de protección se determinarían según los siguientes criterios:

- Uc: la tensión del varistor deberá de seleccionarse de tal forma que no permita el paso de la corriente cuando la tensión es igual a la tensión de circuito abierto del módulo (Un>1,4 x Uoc)

- Up: nivel de protección, inferior a 1,5 kV en el lado de continua y, dependiendo de los equipos a proteger en el lado de alterna, serán <1,5 kV en el caso de haya equipos electrónicos sensibles (ej. TV, ordenadores, equipos digitales, etc) o <2,5kV si no hay equipos electrónicos (ej. electrodomésticos). En estas recomendaciones no se entra a valorar la protección fina en cascada (dispositivos Tipo III) en el lado de alterna.

- In>= a 5 kA hasta 15 kA en onda normalizada 8/20 µs o Imax>= a 10 kA hasta 40 kA, en función del nivel de protección deseado, en el caso de dispositivos Tipo II; en el caso de que exista un pararrayos, como hemos dicho, habrá que seleccionar dispositivos Tipo I con Iimp>= a 15 kA hasta 40 kA en onda normalizada 10/350 en función del nivel de protección deseado.

Es importante tener en cuenta que los diodos de bloqueo y by-pass que se puedan colocar en la instalación deberán de ser compatibles en polarización inversa con el dispositivo de protección, con el objetivo de que no se destruyan en caso de sobretensión (especial atención con los diodos “Schottky”).

Los dispositivos de protección en el lado de continua se colocarán tanto a la salida del generador fotovoltaico, en la caja de conexión DC por ejemplo, y antes del regulador de carga y/o inversor, siempre y cuando la longitud entre el generador fotovoltaico y los equipos (regulador, inversor, etc) sea superior a 10 m., en el caso de que esta distancia sea inferior, se pueden omitir los dispositivos de protección de sobretensiones a la salida del generador fotovoltaico.

En las siguientes imágenes se representan, a partir de catálogos de una marca comercial, algunas características que debemos de observar para la selección del tipo adecuado de SPD así como su instalación, si bien, siempre es necesario consultar con el fabricante para cerciorarnos de que el dispositivo cumple con las necesidades de nuestra instalación.

En la imagen 11. se representa los datos técnicos de un dispositivo de protección contra sobretensiones (Surge Protection Device) Tipo I, necesario si existe un sistema protección principal tipo pararrayos.

Imagen 11.

En la imagen 12. vemos cómo se debe de instalar el dispositivo de la imagen 11. según el fabricante, en el lado de continua. Observad que debe de instalarse en un armario con protección clase II.

Imagen 12.

En la siguiente imagen, se nos muestra las características técnicas de un descargador de sobretensiones Tipo II, a instalar en el caso de que se desee proteger la instalación de descargas atmosféricas tipo rayo de forma indirecta.

Imagen 13.

En la imagen 14. se ve cómo se debe de instalar el equipo de la imagen 13. Como se ha mencionado anteriormente, en el caso de que la distancia entre el generador y el regulador/inversor, podemos omitir el dispositivo a la salida del generador fotovoltaico.

Imagen 14.

En la imagen 15 y 16 se representa un SPD Tipo II a colocar en el lado de AC, aguas abajo del inversor en una red TN-S.

Imagen 15.

Imagen 16.

Referencias:
1) Common practices for protection against the effects of lightning on stand-alone photovoltaic systems. Report IEA PVPS T3-14: 2003
2) Guía de diseño de instalaciones eléctricas. Capítulo J Protección contra Sobretensiones. Schneider Electric
3) Protección contra rayos y sobretensiones Sistemas fotovoltaicos.ABB
4) ITC-BT-08
5) ITC-BT-23
6) Catálogos DEHN (SPD) Protección Instalaciones Fotovoltaicas
7) Catálogo Inversores Varios

LAS GRANDES “OLVIDADAS” DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AISLADOS, LAS BATERÍAS

Lo primero que se debe de decir cuándo se pretende publicar algo sobre las baterías en los sistemas fotovoltaicos aislados es que probablemente hayáis leído multitud de artículos, escritos, papers y demás documentación diversa. Cada uno de ellos con mayor o menor detalle sobre su comportamiento, diseño, características técnicas, tipos, cálculos etc. Pues bien, me gustaría deciros que lamentablemente las mejores palabras que he escuchado en relación al comportamiento de las baterías en los sistemas fotovoltaicos autónomos, las escuche de uno de los profesores de los cuales tuve la fortuna de ser su alumno, Miguel Alonso Abella que dijo: “ … las baterías fotovoltaicas no cumplen ni las matemáticas”, como colofón a una clase llena de ecuaciones, gráficos y coeficientes que trataban de modelizar el comportamiento de las baterías. Con esta cita, lo que nos trataba de transmitir Miguel era la complejidad de homogeneizar el funcionamiento de una batería en un sistema fotovoltaico autónomo. He utilizado la palabra “lamentablemente”, no desde una perspectiva negativa hacia su comentario, sino para matizar que cuando se proyecta un banco de baterías, corremos el riesgo de que todos nuestros modelos se vean alterados por una o varias variables que influyen en la actividad de ese banco de baterías. Llegados a este punto es de suma importancia, y no está de más recordar que lamentablemente, y ahora sí utilizo el término con toda la carga de infortunio que conlleva, para enfatizar que dos de las variables fundamentales en el diseño de los sistemas autónomos son totalmente estocásticas, la radiación solar y la conducta humana. Estos dos conceptos pueden crear un coctel perfecto para llevar al proyectista por su vía crucis particular.

Este artículo, que ha sido largo de “parir” , no solo en cuanto a tiempo se refiere, sino más bien por las dudas que me asaltaban en relación al enfoque que debía de dar a la hora de publicarlo, tratará de poner de manifiesto la importancia de las baterías, ya que son, en cuanto a probabilidad, el elemento  crítico en cuanto a fiabilidad del sistema se refiere y disponibilidad de energía. Creí que era una buena forma de abordar el tema mediante la explicación de algunas de las pruebas que se realizan a las baterías fotovoltaicas, al estilo de lo que sucede con los paneles fotovoltaicos (STC), para así, una vez entendido cuáles son los procedimientos para homologar las baterías, pasar al siguiente escalón en la selección óptima según el tipo de instalación. En la medida de lo posible trataré de mostrar que no es nada sencillo, ya no solo el cálculo de la capacidad de las baterías, sino además la selección del tipo de baterías a utilizar en los sistemas fotovoltaicos/híbridos aislados.

Vamos a comenzar con un par de términos, necesarios para posicionarnos.

Profundidad de Descarga Máxima: es el nivel máximo de descarga que se le permite a la batería antes de la desconexión del regulador, para proteger la duración de la misma. Se pueden definir dos profundidades de descarga atendiendo a dos ciclos que pueden tener las baterías (Ver gráfico inferior). De una parte está el denominado ciclo diario. Durante el ciclo diario la batería tendrá una determinada descarga, que posteriormente, si el sistema recibe suficiente radiación solar, permitirá cargarse. Las profundidades de descarga máximas que se suelen considerar en el ciclo diario, lo que se denominará profundidad de descarga máxima diaria (PDmax,d) están en torno al 15 %. Por otro lado, existe otro ciclo que es el denominado ciclo estacional. Este ciclo está relacionado con el proceso de descarga progresiva que sufren las baterías  debido a la imposibilidad de recibir una carga completa durante el transcurso de los períodos de máxima irradiación a los de mínima.En baterías estacionarias de plomo-ácido un valor adecuado de este parámetro es del 70 %, parámetro que se denominará profundidad de descarga máxima estacional (PDmax,e) (Estos parámetros se emplean en tanto por cien).

Días de Autonomía: es el número de días consecutivos que en ausencia de sol, el sistema de acumulación es capaz de atender el consumo, sin sobrepasar la profundidad de descarga máxima estacional de la batería. Los días de autonomía posibles, dependen entre otros factores del tipo de instalación y, sobre todo, de las condiciones climáticas del lugar. La capacidad de las baterías es la cantidad de energía que debe ser capaz de almacenar la batería, para asegurar un correcto funcionamiento del sistema. Se pueden definir dos tipos de capacidades, según las profundidades de descarga máximas anteriormente definidas. Habrá una capacidad de la batería diaria (relacionada con el ciclo diario y la profundidad de descarga máxima diaria) y una capacidad de la batería estacional (relacionada con el ciclo estacional y la profundidad de descarga máxima estacional).

Como sabemos, existen cuatro tipos diferentes de degradación típica cuando se someten las baterías fotovoltaicas mayoritariamente utilizadas a los procesos de ciclado, que son:

·         Reblandecimiento del material que compone el polo positivo,

·         Corrosión,

·         Estratificación del electrolito,

·         Sulfatación de las placas.

El proceso de reblandecimiento es debido a que cuando se somete a la batería a sucesivos ciclos de carga/descarga se producen variaciones repetidas en el volumen de la masa activa, provocando cambios en su morfología tales como la modificación de la cohesión interna, la distribución del óxido de plomo en la placa así como cambios en el tamaño de los cristales. Estos cambios provocan un debilitamiento en la unión entre los agregados de óxido de plomo y por tanto un reblandecimiento en el material activo de la placa. La primera consecuencia es una pérdida de la capacidad debido a una disminución en la cantidad de material activo que puede reaccionar en el proceso electroquímico. La situación extrema de este proceso llega cuando no existe una unión entre los agregados y por tanto, éstos se precipitan al fondo de la carcasa de la batería (“desprendimiento o derrame de la masa activa”).

Cuando una batería de plomo-ácido se encuentra en estados de tensión alta (al final de los procesos de carga o sobrecarga), el oxígeno que se produce en las placas positivas lleva a la formación de una capa de óxido en la unión entre la rejilla y la masa activa que la envuelve (figura A2). Una capa similar es la que se produce cuando se deja a las baterías en circuito abierto durante períodos largos de tiempo. Esta capa provoca un aumento de la resistencia interna lo que afecta a la disminución de la cantidad de aceptación de carga que la batería es capaz de admitir y consecuentemente a su capacidad.

La estratificación del electrolito es la presencia de un gradiente vertical en la concentración de ácido sulfúrico. El ácido sulfúrico puro que se forma durante el proceso de carga tiene una densidad mayor que el resto del electrolito presente en la batería y por tanto, tiende a depositarse en el fondo de la carcasa. Este fenómeno se favorece cuando la batería es sometida a procesos de descarga y carga profundos. Para evitar este fenómeno se somete a las baterías a procesos de sobrecarga controlados, para que en el proceso de formación de las burbujas de hidrógeno y oxígeno, éstas mezclen el electrolito. La estratificación del electrolito provoca la pérdida de la capacidad de la batería debido a dos procesos, el primero relacionado con el hecho de que la parte inferior de las placas de la batería está menos cargada y el segundo con la formación de cristales de sulfato de plomo inservibles, como se puede ver en la figura A5 (zona de color rojizo).

El proceso de sulfatación se debe a la presencia de cristales de sulfato de plomo en las masas activas de las placas positiva y negativa. El sulfato de plomo se forma en el proceso de descarga de la batería. Cuando la batería permanece en estados bajos de carga, se produce un proceso de recristalización de los cristales de sulfato de plomo con lo que afecta a su estructura interna; los cristales de PbSO4 en las placas positiva y negativa se hacen más grandes, (ver figuras A3 y A4) y están menos unidas a la masa activa, por lo que pierden la capacidad de reacción y en consecuencia provocan la disminución de la capacidad de la batería.

Para evaluar el comportamiento de las baterías ante los procesos de degradación anteriormente comentados se realizan pruebas de ciclado. El objetivo de estos test es valorar el tiempo de vida, expresado en términos de reducción de la capacidad nominal, debido a la aparición de alguno de los principios de degradación comentados.

Una prueba de ciclado se diseña de tal forma que se pueda observar, tras una cantidad suficiente de ciclos, una reducción de al menos un 30% en la capacidad nominal inicial y a partir de ahí, se expresa el tiempo de vida de las baterías, definido como el número de veces que la batería es capaz de entregar su capacidad nominal antes de que ésta decaiga un 30% en relación a su capacidad inicial.

ALGUNAS PRUEBAS DE CICLADO UTILIZADAS PARA ACELERAR LOS PROCESOS DE DEGRADACIÓN SON:

IEC 61427 Test

Este procedimiento realiza ciclados a dos estados de carga diferentes ( State of Charge ), el primero se realiza con un estado de carga de la batería (SOC) de un 20% y el otro con un 80%. El objetivo es simular las condiciones a las que estaría sometida una batería en un sistema fotovoltaico en el que el generador estuviese escasamente dimensionado o las condiciones climáticas fuesen malas y/o buenas.

Descripción del test

·         Cincuenta ciclos de un 30% de profundidad de descarga (Depth Of Discharge) realizados entre un estado de carga del 35% y el 5%, posteriormente se llevan a cabo cien ciclos entre un estado de carga del 100% y el 75%. Tras estos 150 ciclos se lleva a cabo la medida de la capacidad de las baterías y se repite la secuencia.

·         Una fase completa (etapa A + etapa B) de prueba suele durar alrededor de 50 días y se realizan entre 3 y 10 fases de pruebas.

·         Las pruebas se realizan a una temperatura de 40ºC para acelerar el procedimiento de degradación.

En la figura 1 se muestra el procedimiento descrito correspondiente a una fase.

Resultados

En la figura 3 se muestran los datos del nº de veces en los que se estima que la capacidad nominal de la batería va a ser entregada al sistema (vida útil) para los dos tipos de configuración de  placas probadas: con placas planas y tubulares. La cantidad de veces que está disponible la capacidad nominal de las baterías se calcula hasta el momento en el que la C10 medida es el 70% de la C10 nominal inicial. Los valores máximos y mínimos se obtienen por extrapolación cuando no se llega al final de la vida útil mediante las pruebas de ciclado.

Conclusiones

Esta prueba no es muy rigurosa en términos de dureza de las condiciones de degradación, ya que incide ligeramente en el proceso de corrosión debido a los 100 ciclos realizados durante la etapa B del procedimiento correspondiente al realizado entre el 100% y el 75% del SOC. Debido a ello, las baterías con placa tubular, como se puede ver, muestran un tiempo de vida superior a las baterías de placa plana en condiciones de operación como las expuestas.

NF C 58-510 Test

El objetivo principal de este test es simular las condiciones a los que estaría sometida la batería teniendo en cuenta un sistema fotovoltaico que conlleve ciclos diarios constantes acompañados de ciclos estacionales con grandes profundidades de descarga.

Descripción del Test

El procedimiento que se sigue es el de llevar a cabo secuencias de tres etapas (etapa A, etapa B y etapa A, de nuevo).

·         En la etapa A, la batería se somete a ciclos poco profundos de 3 horas de descarga a razón de 6,6xI100 y recargas de 4 horas a razón de 4,85xI100 hasta alcanzar una tensión por vaso de 1,85V para baterías inundadas y de 1,90V para baterías con electrolito inmovilizado. Como se ve el régimen de carga no es suficiente para volver a recuperar el 100% del estado de carga de la batería.

·         En la etapa B, la batería se somete a ciclos poco profundos con el mismo régimen de descarga que en el estado A pero a 4 horas de carga a un régimen de 5,45xI100, así que el estado de carga de la batería se incrementa progresivamente hasta alcanzar nuevamente el 100%.

·         Se realizan de tres a diez secuencias y cada secuencia dura entre 50 y 90 días.

·         Las pruebas se realizan a una temperatura de 40ºC para acelerar el procedimiento de degradación.

En la figura 4 se muestra el procedimiento descrito correspondiente a un período.

Resultados

En la figura 6 se muestran los datos del nº de veces en los que se estima que la capacidad nominal de la batería va a ser entregada al sistema (vida útil) para los tres tipos de configuración de placas probadas: baterías fotovoltaicas con placas planas y tubulares y baterías de automóvil de placa plana. La cantidad de veces que está disponible la capacidad nominal de las baterías se calcula hasta el momento en el que la C10 medida es el 70% de la C10 nominal inicial. Los valores máximos y mínimos se obtienen por extrapolación cuando no se llega al final de la vida útil mediante las pruebas de ciclado.

Conclusiones

Esta prueba de ciclado está pensada para forzar la degradación de las baterías debido a procesos de sulfatación y estratificación ya que se lleva a cabo con estados de carga medios. Como se puede observar del gráfico, la baterías con placa tubular vuelven a comportarse mejor que las de placa plana, sin embargo, el tiempo de vida medio esperado en estas condiciones de operación es la mitad que en el caso mostrado según el test anterior. También se puede extraer como conclusión que las baterías de automoción se pueden llegar a comportar de una forma similar, en términos de duración, a las baterías fotovoltaicas de placa plana.

QUALIBAT Test

El objetivo de esta prueba, desarrollada en el marco del proyecto Europeo del mismo nombre, tiene como finalidad una rápida evaluación de la capacidad de ciclado de los diferentes tipos de baterías utilizados en los sistemas fotovoltaicos aislados. Esta prueba se realiza para los dos tipos de baterías mayoritariamente utilizadas, plomo-ácido inundadas y las de plomo-ácido con electrolito inmovilizado.

Descripción del Test

·         La prueba de ciclado de las baterías inundadas requiere de tres ciclos al día a una profundidad de descarga del 66% y a altas corrientes de descarga. Para las baterías con electrolito inmovilizado se realizan 1,5 ciclos por día, a la misma profundidad de descarga y a una corriente de descarga algo inferior a la anterior.

·         La duración del test, repitiendo tandas de 50 o 100 ciclos va desde uno a siete meses.

·         La temperatura a la que se lleva a cabo el test es de 40ºC.

En la figura 10 se describe el período descrito anteriormente y en la tabla 1 los regímenes de descarga utilizados.

Resultados

En la figura 12 se muestran los datos del nº de veces en los que se estima que la capacidad nominal de la batería va a ser entregada al sistema (vida útil) para cada tecnología. La cantidad de veces que está disponible la capacidad nominal de las baterías se calcula hasta el momento en el que la C10 medida es el 70% de la C10 nominal inicial. Los valores máximos y mínimos se obtienen por extrapolación cuando no se llega al final de la vida útil mediante las pruebas de ciclado.

Conclusiones

Un análisis químico de las placas que formaban las baterías probadas, mostraron que algunas de ellas habían fallado por el fenómeno de desprendimiento de la materia activa de la placa positiva, debido al aumento del tamaño de poro, y otras por fenómenos de sulfatación. Por el contrario, apenas existían baterías en las que hubiese procesos de estratificación del electrolito, corrosión o principios de reblandecimiento.

Test de Ciclado entorno al 40% del SOC (State of Charge)

Esta prueba está diseñada para evaluar el comportamiento de las baterías durante estados de carga medios, similares a los que se suelen producir en los períodos estacionales prolongados de baja radiación (invierno).

Descripción del Test

·         Previo al comienzo del ciclado, se realiza una descarga de la batería a I10 hasta un 30% de SOC.

·         Trescientos ciclos de carga-descarga a un estado de carga medio (entre el 30% y el 50%).

·         Se repiten varias secuencias hasta llegar al final de la vida útil. Una secuencia puede durar entorno a los tres meses.

·         La temperatura a la que se realiza el proceso es de 40ºC.

En la figura 16, se muestra el proceso descrito anteriormente.

Resultados

En la figura 18 se muestran los datos del nº de veces en los que se estima que la capacidad nominal de la batería va a ser entregada al sistema (vida útil) para cada tecnología una vez realizado este test. La cantidad de veces que está disponible la capacidad nominal de las baterías se calcula hasta el momento en el que la C10 medida es el 70% de la C10 nominal inicial. Los valores máximos y mínimos se obtienen por extrapolación cuando no se llega al final de la vida útil mediante las pruebas de ciclado.

Conclusiones

Esta prueba está específicamente diseñada para enfatizar los mecanismos que llevan a la estratificación y a la sulfatación ya que las baterías están mantenidas en estados de carga bajos (entre 30% y 50%). Como se puede ver, las baterías de placa plana tienen un buen comportamiento, mejor incluso que las baterías tubulares, ante una situación de trabajo como la descrita.

CONCLUSIONES FINALES

Una vez leído este documento cada persona sacará sus propias conclusiones, de hecho, el motivo fundamental de todo lo expuesto en el blog es ese, que cada cual extraiga las suyas propias.

Por lo que se refiere a las mías, la principal es la siguiente: NO existe la “batería perfecta”, por lo que es tarea del diseñador del sistema decidir qué tipo de batería es la más apropiada para cada aplicación.

En esto de decidir qué tipo de componente es el más apropiado para cada aplicación, tiene mucha similitud con los artesanos de antaño, sirva de ejemplo mi abuela, que era panadera, y que hacía muy buen pan y muy buenas empanadas, como buena gallega que era, y no lo digo solo yo, lo decía la gran mayoría de la gente del pueblo. El secreto estaba en la selección de los ingredientes y, aquí radica la diferencia, el “toque final” de cada artesano que discriminaba “los buenos” de “los excelentes”.

Otra conclusión a destacar es que, por lo general, la duración de las baterías cuyas placas sean de tecnología tubular, será superior a las baterías de placa plana y por tanto se recomienda su uso en ese tipo de instalaciones.

Siempre que sea posible, se recomienda que la profundidad de descarga diaria no sobrepase el 15% medido en C10 y/o 70% medido en C100, para prolongar la vida útil de las baterías.

En cualquier instalación real, el comportamiento de las baterías será, en el mejor de los casos, una combinación de las pruebas de ciclado expuestas o de cualquier otra de las varias que existen, por lo que, como hemos recalcado, es sumamente complejo pronosticar con precisión cuánto va a durar la batería seleccionada para nuestra aplicación concreta.

A la hora de tomar la decisión de qué tipo de batería debemos de instalar en una aplicación concreta deben de tenerse en cuenta, al menos, los siguientes criterios de selección:

·         Tipo de aplicación y perfil de las cargas	·         Máxima capacidad según el régimen de descarga previsto
·         Resistencia interna según el régimen de carga	·         Densidad energética
·         Días de autonomía	·         Tamaño y peso
·         Variabilidad en el perfil de descarga	·         Posibilidad o no de Gaseo
·         Máxima capacidad de descarga permitida	·         Posibilidad de congelación del electrolito
·         Profundidad de descarga diaria	·         Tolerancia a la sulfatación
·         Accesibilidad del emplazamiento	·         Concentración necesaria del electrolito
·         Condiciones medioambientales y temperatura	·         Disponibilidad de sistema de apoyo (back up)
·         Requerimientos de mantenimiento	·         Calidad de la marca seleccionada
·         Electrolito inmovilizado o no	·         Coste y garantías
·         Régimen de autodescarga

A modo de resumen de las ventajas y desventajas según el tipo de batería y la instalación tipo para las que serían apropiadas dejo la siguiente tabla:

Tipo de Batería	Ventajas	Inconvenientes	Tipo de instalaciones adecuadas para su utilización
Plomo-Ácido inundadas
Aleación Plomo-Antimonio en el material constituyente de las placas y rejilla.	De bajo coste, ampliamente disponibles, buena aceptación de ciclados profundos, buen comportamiento a altas temperaturas, posibilidad de reposición del electrolito	Necesitan un gran mantenimiento debido a la pérdida de agua del electrolito	Instalaciones en zonas “templadas” en las que el perfil de las cargas varíe ligeramente en función de la estación del año, en las que el acceso sea relativamente sencillo y en las que el componente económico sea un limitante.
Aleación Plomo-Calcio en el material constituyente de las placas y rejilla de tipo “abiertas”.	De bajo coste, ampliamente disponibles, escasa pérdida de agua del electrolito, posibilidad de reposición del electrolito.	Escasa aceptación a ciclados profundos, mal comportamiento a altas temperaturas y a las sobrecargas.	Instalaciones en zonas “templadas” en las que el perfil de las cargas no varíe prácticamente en función de la estación del año, en las que el acceso sea complicado y en las que el componente económico sea un limitante.
Aleación Plomo-Calcio en el material constituyente de las placas y rejilla de tipo “selladas”.	De bajo coste, ampliamente disponibles, escasa pérdida de agua del electrolito.	Escasa aceptación a ciclados profundos, mal comportamiento a altas temperaturas y a las sobrecargas, no se puede reponer el electrolito.	Instalaciones en zonas “templadas” en las que el perfil de las cargas no varíe prácticamente en función de la estación del año, en las que no se prevea mantenimiento hasta su reposición y en las que el componente económico sea un limitante.
Aleación híbrida Plomo-Antimonio/calcio	De coste algo mayor a las anteriores, escasa pérdida de agua del electrolito.	Disponibilidad limitada, grandes posibilidades de estratificación del electrolito.	Instalaciones en zonas de largos inviernos, en las que el perfil de las cargas varíe ligeramente en función de la estación del año, en las que el acceso se prevea complicado y en las que económicamente se pueda utilizar algo más de recurso.
Plomo-Ácido de electrolito inmovilizado
Gelificadas	De coste medio, escaso o nulo mantenimiento, menor probabilidad de congelación del electrolito, se pueden colocar en posición horizontal.	Buena tolerancia a ciclados profundos, no tolera sobrecargas ni las altas temperaturas, disponibilidad limitada.	Instalaciones en zonas “frías” en las que el perfil de las cargas varíe moderadamente en función de la estación del año, en las que el acceso sea relativamente sencillo y en las que económicamente se pueda utilizar algo más de recurso.
Electrolito absorbido	De coste medio, escaso o nulo mantenimiento, menor probabilidad de congelación del electrolito, se pueden colocar en posición horizontal.	Buena tolerancia a ciclados profundos, no tolera sobrecargas ni las altas temperaturas, disponibilidad limitada.	Instalaciones en zonas “frías” en las que el perfil de las cargas varíe moderadamente en función de la estación del año, en las que el acceso sea relativamente sencillo y en las que económicamente se pueda utilizar algo más de recurso.
Niquel-Cadmio
Sintered-Plate Selladas	Amplia disponibilidad, excelente comportamiento a bajas y altas temperaturas, libre de mantenimiento.	Normalmente disponible para bajas capacidades, caras, sufren el denominado “efecto memoria”.	Instalaciones en cualquier zona geográfica en las que el perfil de las cargas sea prácticamente constante a lo largo del año, para zonas remotas en las que no se prevea ningún tipo de mantenimiento hasta su sustitución, en las que económicamente se pueda utilizar algo más de recurso.
Pocket-Plate inundadas	Excelente comportamiento a ciclados profundos así como a bajas y altas temperaturas, toleran la sobrecarga.	Disponibilidad limitada, caras, necesidades de mantenimiento mediante adiciones de agua.	Instalaciones en cualquier zona geográfica en las que el perfil de las cargas varíe notablemente a lo largo del año, para zonas remotas en las que se prevea realizar mantenimientos de no mucha frecuencia, en las que económicamente se pueda utilizar algo más de recurso.