sábado, 5 de marzo de 2011

MINI-REDES CON GENERACIÓN SOLAR HÍBRIDA; DISEÑO Y OPTIMIZACIÓN (I)

INTRODUCCIÓN
En la actualidad está ampliamente aceptado que para muchas de las localizaciones rurales remotas de los países en vías de desarrollo, es necesaria una alternativa a la extensión de la red eléctrica de media tensión para el suministro eléctrico de estos puntos. En este sentido, además, se suele dar el caso de que la prolongación de la red no es económicamente viable y por tanto la utilización de sistemas de energías renovables suele ser una alternativa competitiva. El coste medio para la construcción de una derivación de una red eléctrica aérea en media tensión, suele estar entre los 7.000€ a 9.000€ por km, llegando incluso a alcanzar la cifra de los 20.000€ en terrenos de topografía irregular.
Los agentes involucrados en la toma de decisiones en el ámbito de la electrificación rural, a menudo, dan prioridad a la minimización del coste inicial y a la maximización de los beneficiarios, con lo que la alternativa de electrificación mediante energías renovables tiene escasas oportunidades de ser seleccionadas. Sin embargo, aunque el coste inicial de los proyectos con estas tecnologías es alto, sobretodo, en comparación con la electrificación mediante los generadores diesel, el reducido coste en operación y mantenimiento, unido a un esquema de gestión económica en el que los beneficiarios aporten un precio de adquisición por la energía consumida, ayuda a compensar el coste inicial.
Concepto de mini-red
Las mini-redes híbridas basadas en tecnologías de energías renovables son sistemas descentralizados que combinan el uso de generadores fotovoltaicos, turbinas eólicas, turbinas hidráulicas de pequeña potencia, etc y sistemas de almacenamiento por medio de baterías para generar la energía eléctrica necesaria que posteriormente se distribuye a las viviendas por medio de una red eléctrica, que dependiendo de la escala, suele ser en baja tensión.
Un buen diseño, junto con un correcto y preciso proceso de operación y mantenimiento, permite a zonas remotas, disfrutar de un servicio eléctrico de calidad similar al de cualquier red de distribución de los países desarrollados.
En esta ocasión, vamos a tratar de establecer unas directrices generales para el diseño y optimización de mini-redes híbridas para la electrificación rural en lugares remotos.
La topología esencial de la que constan las mini-redes basadas en la generación a través de un sistema híbrido es la de la figura 1. Un sistema de generación híbrido aprovecha varios recursos renovables con el objetivo de mejorar la capacidad de producción de energía, compensando los desequilibrios que existen debido a la intermitencia del recurso. Cuando aquí se hable de híbrido se entenderá fundamentalmente eólico-solar, aún cuando existen varias combinaciones posibles. Nos hemos centrado en este sistema en concreto porque consideramos que es el que mejor se ajusta en cuanto a fiabilidad en la disponibilidad de energía generada.

Fig. 1 Ejemplo de Topología de una mini-red con generación solar híbrida

Como vemos, existe una zona en el que se genera la energía eléctrica, que denominaremos Centro de Potencia. En él, estarán ubicadas las fuentes de generación eléctrica de carácter renovable híbrido, normalmente eólica y solar, pero evidentemente puede ser cualquier forma de generación eléctrica con energía renovable como el caso de una pequeña central hidroeléctrica, si bien, en estos casos suele ser ésta la única fuente de generación y no suele estar dotado de bancos de baterías.
Este centro de potencia deberá de estar ubicado lo más “centrado” posible, de ser viable, con relación a la distribución ramificada que forma el cableado de la mini-red, con objeto de que las distancias entre éste y las zonas más alejadas del suministro eléctrico sean lo más cortas posibles y de esta forma optimizar las secciones del cableado de distribución a utilizar. La imagen siguiente muestra una fotografía de un centro de potencia híbrido eólico-solar, edificio con el tejado de color verde, junto con las viviendas a las que suministra en una zona remota.

Fig. 2 Fotografía de un centro de Potencia Híbrido eólico-solar

Mini-red aérea de Baja Tensión
El sistema de distribución representa una proporción notable en el coste total de la instalación, por lo que es importante optimizar el diseño de la distribución de la red eléctrica de baja tensión, ya que ello condiciona la sección del cableado utilizado como se ha mencionado en el párrafo anterior. Dicha sección será seleccionada de tal forma que no influya en la calidad del servicio recibido por el consumidor. El parámetro, por tanto, que debe de ser minimizado es el coste de la distribución de la mini-red, cuya restricción clave es la caída de tensión desde el centro de generación hasta el consumidor más alejado de éste. Para potencias de generación de hasta 5 kW se suelen utilizar distribuciones de 230 V monofásicas, a partir de esta potencia se debe de diseñar la mini-red con tensión trifásica de 400 V. En el supuesto de que por cuestiones de ubicación del centro de potencia, éste estuviese muy alejado de los centros de suministro, se debe de plantear la utilización de transformadores de media tensión para la ejecución de la “línea de transporte” hasta los lugares de consumo.
Cabe destacar que una instalación de 5 kWn de potencia en una zona remota de un país en vías de desarrollo, para cubrir la demanda de iluminación y fuerza básicas de una vivienda, que suele ser de alrededor de 200 W, significa electrificar en torno a 25 hogares.
El diseño de la mini-red se inicia mediante la recopilación de los datos de posición de todos los consumidores teniendo como referencia de origen la posición del centro de potencia. Normalmente este trabajo se realiza utilizando un GPS de mano en el que se almacena la posición relativa de las viviendas en relación al centro de generación. Estas posiciones se descargan posteriormente a una hoja de cálculo, por ejemplo Excel, como coordenadas x-y. A continuación se representan los puntos obtenidos y se puede elaborar un diseño inicial de la distribución del cableado principal. La figura 3 muestra un esquema de un ejemplo real de la forma de actuar según lo comentado en el párrafo anterior.

Fig. 3 Distribución de viviendas a partir del centro de potencia –círculo rojo-

Existe un programa de diseño de optimización denominado ViPOR (Village Power Optimization Model for Renewables) desarrollado por NREL, cuya dirección os dejo por si deseáis descargarlo[1]http://analysis.nrel.gov/vipor/
Una vez están distribuidos los hogares, tendremos consecuentemente las distancias de cableado entre los diferentes puntos o “nodos” de la instalación. El siguiente paso será la selección de la sección óptima para cada uno de los ramales de la mini-red. El límite máximo para la caída de tensión admitida desde un punto de vista técnico-económico suele ser de un 10% en relación a la tensión nominal de trabajo del inversor. Es decir, si la tensión nominal de trabajo establecida por el inversor es de 230 Vac, la máxima caída de tensión permitida entre el centro de potencia y el punto de suministro más alejado será de 23V. Llegados a este punto es conveniente destacar que en la práctica, lo que se hace es programar el inversor para que la salida AC (que es ajustable) sea de un 5% superior a la nominal, con lo que conseguimos que todos los consumidores estén en un rango de tensión de +/- 5% de la nominal establecida, para el caso, estaríamos hablando de tensiones de trabajo en la red de 241,5V-218,5V. En el supuesto de que trabajásemos con 400 Vac trifásicos los umbrales de trabajo de la mini-red serían 420V-380V.
Para el cálculo de las secciones óptimas se puede recurrir a varios métodos, en este caso vamos a recurrir al procedimiento para redes ramificadas de distribución. Para calcular las caídas de tensión desde el origen —normalmente el centro de potencia que alimenta cada circuito— se suele proceder tramo a tramo, considerando cada porción entre dos acometidas o derivaciones como una línea completa, y asignando como su carga la suma aritmética de todas las cargas que cuelgan aguas abajo del tramo. Las caídas de tensión de cada tramo se van acumulando aguas abajo y así se conoce el valor que alcanzan a final de cada uno, localizando y evaluando después las más desfavorables.
Ocurre que la derivación de acometida a cada vivienda puede ser trifásica (en el caso de que la mini-red proyectada sea para el transporte de potencias superiores a 5 kW) o monofásica. Si se necesita recurrir a un suministro trifásico, la carga asignada a ese nudo equivale a tres intensidades idénticas que se suman a las debidas al resto de la red en todos los tramos aguas arriba. Pero si el suministro es monofásico no ocurre así.
El suministro monofásico se proporciona habitualmente conectando la acometida entre una fase y el neutro de la mini-red de distribución trifásica proyectada. Si tuviésemos, por ejemplo, un suministro monofásico de 5.750W suponiendo el caso más habitual de tensión compuesta Un=400V y una tensión simple entre fase y neutro de Vn=230V, para un factor de potencia típico de 0'85 inductivo de la instalación de la vivienda, la intensidad que sobrecarga la fase a la que se conecta es de 29'4A, mientras que las otras dos no sufren incremento alguno.
Habitualmente este hecho no se tiene en cuenta en el diseño de la mini-red: para calcular las caídas de tensión en el tramo se supone que todas las cargas son trifásicas y equilibradas –incluso las monofásicas–, que con su potencia nominal dan lugar a tres intensidades idénticas y desfasadas 120º y que, por ello, la intensidad por el neutro siempre es cero. Así se aplica la fórmula para líneas B.T. trifásicas y equilibradas, tramo a tramo, y se llega a un resultado aproximado de la caída de tensión en cada tramo que se da por suficiente.
El desequilibrio, sin embargo, suele ser permanente y de un valor nada desdeñable, lo que implica que ni la intensidad por el neutro es cero en cada tramo, ni la fórmula para líneas trifásicas equilibradas puede ser usada sin más. El procedimiento más riguroso que aquí describimos se basa en obtener las cuatro intensidades del tramo —fases y neutro— y evaluar con ellas la caída de tensión en él. Las sumas de intensidades serán fasoriales,−tomando VR como origen de fases− lo que acerca el modelo aún más a la realidad, y también será fasorial la expresión de la caída de tensión que se obtenga. Solo al final de las operaciones se calcula el valor eficaz del resultado, para compararlo con el porcentaje máximo que hemos impuesto o que permite el Reglamento. A continuación se resume el procedimiento concreto:
En primer lugar se trata de obtener el valor fasorial de las intensidades en cada tramo, fase por fase. Adoptamos el criterio de sumar aritméticamente los valores eficaces, con independencia del ángulo de desfase de cada intensidad, y así obtenemos un valor superior o a lo sumo igual al real, quedando del lado de la seguridad. Ello equivale a suponer que el ángulo de fase es el mismo en todos los casos.
En segundo lugar es preciso obtener el fasor de la intensidad del conductor neutro en cada tramo, que es la suma de los fasores de las intensidades de las fases.
Por último, conocidas así las cuatro intensidades, es posible calcular la caída de tensión fase por fase producida en cada tramo: es la debida a la corriente que circula por la fase más la debida a la corriente que circula por el neutro, así

Todos estos datos están automatizados en la hoja de cálculo desarrollada por la universidad de Salamanca, con el ejemplo de la figura 3 para uno de los ramales que parten, obviamente, del centro de potencia, va hacia el nudo A (circulo verde claro), y sigue hacia el norte. El mismo cálculo se debe de realizar para cada uno de los ramales que parten del centro de potencia e ir dimensionando así tramo a tramo cada ramal. Esta hoja muestra cómo implementar, de forma sencilla, un riguroso cálculo fasorial de las caídas de tensión en una red eléctrica ramificada de suministro en baja tensión. La hoja de cálculo utilizada permite obtener la solución óptima en función de los criterios de diseño adoptados, y justifica a la vez los datos y resultados.
En el ejemplo de la hoja Excel, con objeto de ver el funcionamiento para una instalación aérea trifásica, se ha realizado con la hipótesis de que cada nudo (circulo verde oscuro), denominado V1,V2,etc tiene una potencia 10 veces superior a la real y asignando cargas monofásicas a cada una de las tres fases (RST). Si necesitásemos dimensionar para una red monofásica, deberíamos de desactivar dos de las fases y colocar en la columna “FASE”, siempre la misma fase, que deberá de coincidir con la fase que no hemos desactivado (casillas G14, H14 ó I14).
En nuestro caso, hemos optado por una mini-red aérea, pero se puede también escoger una red subterránea. Si se inclina por la elección de un tendido aéreo, es muy importante que el recubrimiento del cableado cumpla con las exigencias para intemperie, con objeto de retrasar al máximo su deterioro, si bien, es importante tener una gestión eficiente del mantenimiento de toda la instalación, lo que incluye una revisión del aislante del tendido eléctrico para evitar cortocircuitos. Para redes de baja tensión no se recomienda el uso de cable desnudo tendido sobre poste, ya que normalmente al ser zonas de viento, pueden producirse cortocircuitos por el contacto entre fases, a no ser que las fijaciones sobre los aislantes en los apoyos estén bien ejecutadas y se mantenga la separación física entre conductores a lo largo de todo el recorrido del tendido eléctrico.
La mini-red estará conectada a la salida del inversor a través de una caja de embarrado como por ejemplo el de la Figura a y una caja de contadores de kWh Figura b donde se separan las diferentes líneas.

Se elige una distribución monofásica para nuestro caso (pequeña potencia de 5 kWn) porque los inversores trifásicos tienen limitada la potencia en cada fase a un tercio de su potencia nominal, lo que exige que las cargas estén medianamente equilibradas, es decir, como hemos dicho en párrafos anteriores, exige que la intensidad que circula por el neutro sea próxima a cero. Por este motivo hemos dejado la hoja de cálculo que nos permite dimensionar la red trifásica de una forma óptima para el uso con inversores trifásicos.
Sistema de Puesta a Tierra
El centro de potencia dispondrá de una toma de tierra formada por 4 picas de acero con recubrimiento de cobre de 300 micras de espesor, debiendo de ser su diámetro de 18 mm y su longitud de 2 metros, hincadas a 0,8 m. de profundidad, dispuestas en hilera, separadas entre sí 4 metros y unidas con conductor desnudo de cobre de 50 mm2,  a la que se conectará el armazón de hierro del edificio, la estructura de soporte de los paneles, la torre del aerogenerador y todas las masas metálicas de los equipos. El neutro del inversor también estará puesto a tierra a través de una conexión fija realizada en la caja de embarrado.
En la figura 4, se observa la configuración del electrodo de tierra propuesto para el centro de potencia.


Fig. 4 Electrodo de Tierra para el centro de potencia
La resistencia del electrodo de tierra propuesto se calcula de la siguiente forma:
-          Resistencia del anillo de 13 m. (conductor enterrado horizontalmente)
Rt_anillo=2ρ/L, siendo ρ la resistividad del terreno, que en nuestro caso es arena arcillosa, lo que significa una resistividad de 500 Ω.m, y por tanto Rt_anillo=76,9 Ω
-          Resistencia de las picas ( 4 picas enterradas de 2 metros)
Rt_picas= ρ/NxL = 500/4x2=62,5 Ω
El conjunto de picas y anillo están en paralelo con respecto a tierra por lo que:
1/Rt=1/Rt_anillo+1/Rt_picas operando nos da una Rt=34,48 Ω
En cada vivienda se dispondrá de una caja de acometida, donde se realiza la conexión a la mini-red. En esta caja es dónde colocaremos los fusibles, que serán los que limiten la potencia de conexión de los equipos de las viviendas. Por ejemplo, en el caso que nos ocupa, limitamos la potencia a unos 350W con la colocación de fusibles de 1,5 A (1,5Ax230V). Colocaremos además un contador de A·h para medir el consumo de electricidad (Figura 5). Las cajas estarán situadas a unos 1,5 metros del suelo para facilitar la lectura de los contadores a través de una mirilla.

Fig. 5 Caja de acometida Tipo para cada vivienda
Las instalaciones interiores de las viviendas deberán de ser responsabilidad de los usuarios. Sin embargo y debido a la configuración de puesta a tierra, se recomienda que dispongan de un interruptor diferencial y de una toma de tierra en cada vivienda como la de la Figura 7. Esta disposición que se propone conforma, junto a la puesta a tierra del neutro del centro de potencia, un sistema de puesta a tierra TT (tiene un punto de alimentación, en este caso el neutro, conectado directamente a tierra, y las masas de las instalaciones receptoras -léase viviendas-  conectadas a una toma de tierra separa de la toma de tierra de la alimentación), que es distinto al sistema TN-S recomendado para sistemas FV individuales en el lado de alterna. En el caso de centros de potencia con distribución en mini-redes, este sistema de puesta a tierra tiene ahora varias ventajas, por ejemplo, ante un fallo de aislamiento sólo provoca la interrupción del suministro eléctrico en la vivienda correspondiente y el centro de potencia sigue funcionando, por lo que puede seguir suministrando energía al resto de los consumidores conectados a la red de distribución. Ni que decir tiene, que la protección con sistemas flotantes para mini-redes que superen los 400 m., lo cual es lo más habitual, ya no puede aplicarse en este caso, ya que la red de distribución, si tiene longitudes superiores, no se puede considerar que esté aislada de tierra.

Fig. 6 Interruptor diferencial colocado en la caja general de protección
La sensibilidad del diferencial que se instale debe de ser lo más baja posible y acorde con la resistencia de puesta a tierra máxima de la vivieda (centro de suministro). En el caso de colocar un interruptor diferencial de sensibilidad 30 mA, aplicando la fórmula siguiente Ra≤50V/Id, tendremos que la resistencia máxima admisible de la puesta a tierra de las viviendas será de 1666 Ω, en el supuesto de un interruptor automático de sensibilidad 500mA, la máxima resistencia permitida para que no aparezcan intensidades de defecto peligrosas sería de 100 Ω.
Una forma práctica de verificar esta protección, sin necesidad de medir la toma de tierra de cada vivienda, consiste en provocar un contacto entre la fase, después del diferencial, y la toma de tierra y comprobar que éste se activa.
Fig. 7 Pica de Tierra de 2 m de longitud para las viviendas
Un esquema de la topología propuesta para el sistema de puesta a tierra es el de la siguiente figura.


Fig. 8 Esquema de puesta a tierra TT
Puesta a tierra secundaria de neutro
Esta Puesta a Tierra secundaria de neutro deberá realizarse aproximadamente una vez cada 300 metros de longitud de la línea aérea de baja tensión, eligiendo con preferencia para ello aquellos apoyos de donde partan las derivaciones. Así mismo deberá realizarse en todos los apoyos de final de línea. En el supuesto de que la mini-red no supere la distancia de 300 m. será suficiente con una única puesta a tierra en el centro de potencia y la de final de línea mencionada.
En este caso el Electrodo de Tierra estará formado por una pica hincada a 0,8 metros de profundidad, a 1 metro de la base del apoyo (Figura 9). La Línea de Tierra se subirá por una de las dos caras estrechas del apoyo de hormigón ó tubular de la línea de baja tensión hasta conexionarse con el conductor neutro de la misma mediante una conexión bimetálica. En dicha subida la Línea de Tierra se protegerá mediante un tubo de PVC cuyo grado de resistencia al impacto tipo MEDIO será como mínimo de 3, según norma UNE EN 50086-1, hasta una altura de 3 metros, con respecto al suelo. Para la sujeción en los postes, tanto del tubo como del cable, se emplearán abrazaderas, con sus accesorios, poste/tubo-conductores plásticas o de acero plastificado.


Fig. 9 Puesta a tierra de neutro secundaria y/o de final de línea
Configuración de la instalación del centro de potencia
Como ya hemos mencionado, la generación eléctrica se conseguirá a través de una central de potencia híbrida de 5 kWn, compuesta por un generador fotovoltaico de 3,6 kWp y un aerogenerador de 1,5 kW.
Se establece una tensión de trabajo en el bus DC de 48 V, marcada por el inversor seleccionado. La tensión de trabajo de salida será de 230 V monofásica, estableciendo por tanto ésta como tensión del circuito AC para el suministro eléctrico en la mini-red.
Generador Fotovoltaico
Los paneles fotovoltaicos seleccionados para la configuración son los I-100/12V con una potencia de 100 Wp y con las siguientes características:


La conexión de los módulos fotovoltaicos, un total de treinta y seis, se realizará del siguiente modo, nueve ramas de cuatro paneles en serie cada uno, es decir, una configuración 4sx9p, lo que hace un total de 3.600Wp de potencia. En la figura 10, se puede observar el esquema de conexión propuesto.

Fig. 10 Conexionado de los paneles fotovoltaicos del generador
Las 9 ramas (+ y -) llegarán a una caja de paralelos DC que permitirá agrupar las 9 ramas procedentes de los módulos en dos únicas ramas de salida, las cuales serán la entrada para el regulador fotovoltaico.
En esta caja de conexión se  colocarán también unas bases fusibles DC para fusibles cilíndricos por cada uno de los polos de cada rama, lo que permitirá conectar o desconectar independientemente cada rama del resto sin más que abrir los cartuchos fusibles. En esta caja, se colocará la protección contra sobretensiones Tipo II entre el positivo y el negativo del generador y entre cada uno de ellos y tierra, como se ve en la figura 11.
Fig. 11 Caja de conexionado DC paneles
Regulador de carga fotovoltaico
Para seleccionar el regulador de carga necesario en el subsistema de potencia fotovoltaico habrá que tener como referencia tanto la tensión de trabajo del bus de corriente continua como la máxima intensidad posible de la configuración del generador fotovoltaico. Cabe reseñar que podríamos plantearnos la opción de un regulador MPPT, pero dado que las placas fotovoltaicas seleccionadas en el apartado anterior son específicas para sistemas aislados, no de conexión a red, no optamos por esta posibilidad y elegimos un regulador PWM.
La tensión de trabajo en el lado de continua es de 48 V y la máxima intensidad que debe de soportar el regulador de carga será de 9 x 6,54A=58,86A, que teniendo en cuenta un coeficiente de seguridad del 25%, necesitaremos seleccionar un regulador de al menos 73,5 A.
Dada esta intensidad debemos optar por reguladores especiales que sean capaces de gestionar este rango de intensidades. En nuestro caso optamos por un regulador ISOTEL de cuatro etapas, en versión estándar, ya que cada etapa es capaz de soportar 20A a una tensión de 48V.
Aerogenerador
El aerogenerador seleccionado será un Bornay 1500 con las siguientes características:


Para sostener el aerogenerador a la altura seleccionada se opta por una torre basculante tubular porque ofrece una serie de ventajas: bajo coste, gran efectividad y facilidad de montaje. Sus características permiten bajar el aerogenerador a nivel del suelo, minimizando riesgos de caídas con relativa facilidad y rapidez para realizar revisiones y mantenimiento. Este tipo de torres permite incrementar su altura en un momento dado añadiendo más tramos de tubo y cambiando la distribución de los tensores.
Debido a su relación altura-esfuerzos del viento en su extremo superior, la torre necesita ser sujetada por tirantes. Todos los detalles para su montaje vienen en su manual de instalación.
El aerogenerador incorpora su regulador de carga específico para el control de todas las funciones relacionadas con el estado de las baterías, así como las resistencias internas de disipación de energía en el supuesto de que éstas estuviesen totalmente cargadas y hubiese exceso de viento. (Figura 12)

Fig. 12
El regulador emplea la energía que obtiene del aerogenerador para cargar baterías y emplear esa energía en el consumo eléctrico del usuario. Mientras las baterías estén descargadas y las condiciones climatológicas lo permitan, el regulador estará aportando energía a los acumuladores.
En el momento en el que las baterías estén cargadas al valor pre programado, el regulador hará que el aerogenerador se frene, evitando sobrecargas de las baterías. La forma de realizar ese frenado es mediante impulsos eléctricos, es decir, introduciendo cargas controladas al aerogenerador.
Acondicionamiento de Potencia
Se opta por un inversor de la marca Victron monofásico con las siguientes características:


La tensión de trabajo será de 48V en el lado de continua para adaptarse a la establecida según el banco de baterías, los paneles fotovoltaicos y el aerogenerador.
Se ha optado por instalar un solo inversor por varios motivos, entre los que destaco los siguientes:
-          La no necesidad de configuración master/slave
-          sencillez de la instalación
-          rendimiento óptimo en función de la potencia esperada de trabajo durante la mayor parte del tiempo como podéis ver en la curva de rendimiento esperada

Fig. 13
Como se puede observar de las características técnicas del inversor, éste es capaz de entregar una potencia activa de 4500W de forma continuada a 25ºC, disminuyendo a 4000W en el caso de que la temperatura ambiente, entendida como la que habría en el centro de potencia, fuese de 40ºC; temperaturas bastante habituales alcanzadas en espacios de refrigeración mediante convección natural en verano.
En el transcurso de un día habitual, la potencia que entrega el inversor no es la máxima en todo momento, sino que sigue un patrón “tipo” dependiente de la hora del día y que se puede representar en un gráfico como el de la siguiente imagen.

Fig.14
Este gráfico deberá de estimarse previamente mediante una evaluación en la comunidad objetivo del perfil de cargas que se prevé alimentar.
En la ingeniería es costumbre habitual, porque somos bastante pesimistas, el concepto de “redundancia” para equipos o sistemas “críticos”. En este caso, aparentemente me he saltado uno de las reglas no escritas en este sentido, por lo que para “dormir más tranquilo”, si el presupuesto lo permitiese, será conveniente disponer de un inversor en paralelo totalmente instalado y adecuarlo para que se pueda conmutar en el caso de que falle el principal.
Caja de centralización DC
En el caso de sistemas híbridos como el propuesto para este ejemplo, necesitamos centralizar el bus DC compuesto por los paneles fotovoltaicos, el aerogenerador y el banco de baterías. La imagen siguiente (Figura 14) sintetiza la caja de conexión en la que se pueden ver los siguientes componentes:
-          En la parte izquierda tenemos el regulador fotovoltaico con la entrada (+ y -) procedente de los paneles.
-          En la parte derecha del cuadro está dispuesto el regulador eólico con la entrada trifásica proveniente del aerogenerador.
-          En la parte central distinguimos los fusibles de protección del circuito común al que se conectan las salidas positiva y negativa de ambos reguladores y que a su vez está conectado el banco de baterías.
-          En su parte superior se encuentran dos pletinas de cobre para el polo positivo y negativo, que servirán para la entrada de la línea de baterías y la salida de conexión del inversor.

Fig. 14 Caja de centralización DC
Banco de Baterías
El banco de baterías estará formado por 24 vasos de 2 V conectados en serie, de plomo ácido tipo estacionario. La capacidad del banco de baterías se ha establecido en C20=1200 Ah con una tensión de 48 V nominales, es decir 57,6 kWh de almacenamiento de energía, equivalente a la energía consumida por todo el poblado si estuviesen simultáneamente todas las viviendas conectada su potencia máxima (350W) durante 7,5 horas.
Es importante mantener el centro de potencia bien ventilado, por lo que se recomienda realizar varias chimeneas de pequeño diámetro en el techo, rematadas siempre con algún “sombrero” tipo cono para evitar la entrada de agua de lluvia, polvo, arena etc, y disponer de ventanas o similar, en una de las paredes de la cara que de hacia el norte en el Hemisferio Norte y en la cara que de hacia el sur en el Hemisferio Sur.
Gestión eléctrica del sistema
Los inversores, además de asegurar una correcta operación de las cargas, no deben afectar negativamente a otros componentes del sistema, en especial a las baterías. Este sistema que hemos planteado incorpora dos reguladores de carga, uno fotovoltaico y otro eólico para proteger a las baterías contra sobrecarga y sobredescarga. En principio, para preservar esta última protección, los inversores deberían de considerarse como una carga DC más del sistema y conectarse en la salida de consumo del regulador de carga. Esto requiere que el regulador de carga sea capaz de soportar toda la corriente demandada por el inversor, lo cual no es posible en la práctica para este tipo de instalaciones. La práctica habitual es conectarlo directamente a las baterías, como es nuestro caso, por lo que es muy importante asegurar que el inversor protege a las baterías frente a sobredescarga. Sin embargo, aunque los inversores suelen desconectarse cuando la tensión continua de entrada desciende por debajo de un determinado umbral, lo hacen para protegerse a sí mismo y no como un medio de proteger a las baterías frente a sobredescarga. Esta circunstancia, impone la selección de inversores en los que sea posible ajustar los umbrales de desconexión por baja tensión de baterías así como los umbrales de reconexión. Establecer los correctos umbrales de regulación conlleva tener presentes varios factores y no es posible establecer parámetros generales. Como ya se ha tratado en este blog, las baterías son todo un “mundo” en sí mismas y no vamos a entrar en cómo se establecen estos umbrales ya que escapa al alcance de este artículo. Si que diremos que es muy importante tener presente que los voltajes de corte que dan los fabricantes de baterías, a una determinada intensidad de descarga, son para una profundidad de descarga del 100% de la batería, por lo que no se deben de utilizar. En nuestro caso para intentar compensar dos vectores opuestos, como son disponibilidad de energía y protección de baterías, ajustaremos el umbral de desconexión del inversor en 44,4V para proteger a la batería frente a descargas excesivas.
Una vez establecido la tensión de corte por baja tensión de la batería, que va a ser gestionada por el inversor, debemos asimismo establecer las tensiones de corte por alta tensión de baterías. Esta gestión debe de ser realizada por el regulador de carga para evitar, precisamente sobrecargar las baterías. Nuestro sistema dispone de dos reguladores de carga por lo que será sumamente importante que en ambos reguladores tengamos establecidos idénticos umbrales o al menos que éstos, tengan una diferencia mínima entre ellos. Nuestra propuesta, para el caso, es que se establezca esta tensión en 57,6 V, con objeto de proteger el banco de baterías de la sobrecarga.


Referencias:
-          “A new scheme for the promotion of renewable energies in Developing Countries” Año 2008, Autor: Magda Moner-Girona.
-          “Cálculo de instalaciones ramificadas en Baja Tensión” Año 2004, Autores: Norberto Redondo Melchor, Roberto Carlos Redondo Melchor, Mª Margarita Redondo Melchor.
-          “Mejora de la calidad del suministro eléctrico mediante monitorización de las centrales híbridas fotovoltaicas para electrificación rural” Año 2006, Autor: Mª Luisa de Laiglesia Pérez de Rada.
-          “Recomendaciones sobre el uso de corriente alterna en la electrificación rural fotovoltaica” Año 2004. Autor: Javier Muñoz Cano.
-          REBT y sus ITC asociadas