miércoles, 12 de diciembre de 2012

PEQUEÑA INSTALACIÓN PILOTO DE PRODUCCIÓN Y ALMACENAMIENTO DE H2 PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN UN PARQUE EÓLICO


1.-INTRODUCIÓN

Alguno de los grandes desafíos que afrontaremos en los tiempos que se avecinan es el almacenamiento de grandes cantidades de energía eléctrica de una forma fiable y barata.
Como sabemos, uno de los problemas en los que estamos atrapados los generadores de energía eléctrica en grandes centrales es la necesidad de casar generación con consumo. A medida que la penetración de grandes instalaciones que utilizan energías renovables se ha incrementado en el mix energético, ha sido necesario dedicar grandes esfuerzos, tanto materiales como humanos, para garantizar la estabilidad de la red eléctrica nacional. En este sentido es notable destacar la encomiable labor realizada por Red Eléctrica de España y el Centro de Control de Energías Renovables, al gestionar en determinados momentos puntuales, coberturas de demanda del orden del 60 % mediante energía eólica, permaneciendo el sistema español estable.
La generación de electricidad a través del uso de fuentes renovables de carácter eminentemente estocástico como son el sol y el viento, provoca un desajuste entre la demanda y la oferta. La imposibilidad de adaptarse a la curva de demanda ha provocado “grandes” rechazos de estas instalaciones como alternativa a la generación tradicional.
A lo largo de estos últimos años se han iniciado, y están en marcha, proyectos encaminados a proporcionar equipos que permitan independizarse de la losa aleatoria que supone la generación de electricidad con recursos como el sol y el viento. Una de las líneas de investigación es la utilización como vector de almacenamiento energético el uso de hidrógeno.  
El hidrógeno es el elemento químico de número atómico 1 y símbolo “H”. A temperatura ambiente es un gas diatómico inflamable, incoloro e inodoro, y es el elemento químico más ligero y más abundante del Universo. Aparece en multitud de sustancias como, por ejemplo, el agua y los compuestos orgánicos, y es capaz de reaccionar con la mayoría de los elementos. La producción limpia de hidrógeno a partir de fuentes de energía renovables es, sin duda, un aspecto importante a tener en cuenta dentro del lanzamiento real de este gas como “vector energético” del futuro, dentro de una sociedad que demanda, cada vez más, un “desarrollo sostenible”.
En este documento se trata de plantear una producción de hidrógeno limpia, a partir de una fuente de energía como es la eólica, para solventar el problema de almacenamiento de excedentes energéticos, tan frecuente en las fuentes de energía renovables.

2.-DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS

2.1.- ELECTROLIZADOR.

El electrolizador está montado en un contenedor de 40 ft que comprende la planta de proceso, la sala de control y de potencia eléctrica (transformadores y rectificadores) y los elementos auxiliares como el tratamiento de agua y la ósmosis inversa, el compresor de aire para instrumentación y el sistema de refrigeración.
Sus conexiones se limitan a aportaciones de agua y potencia eléctrica y salida de hidrógeno. Adicionalmente se conecta el cableado para telecontrol y supervisión:
- Conexión eléctrica: 2 cables para 315 A cada uno más uno para 63 A, todos ellos trifásicos para 400 V, 50Hz.
- Conexión de hidrógeno: Para suministrar hasta 60 Nm3/h de gas de pureza comercial (99,8%) a una presión hasta 10 barg.
- Conexión de agua: para recibir un caudal de 60 litros/hora a presión de 1 barg. Esta línea de suministro de agua estará provista una electroválvula de cierre.

2.2 COMPRESOR.

Las características técnicas de la planta de compresión de Hidrógeno a instalar las siguientes:
Modelo HFS 15.4-13-DUO II
Presión de aspiración de 2,0 – 4,0 bar
Caudal de 2 x 18,0 a 30,9 m³/h
Caseta de hormigón de insonorización para la instalación en la intemperie de -20ºC a +40ºC
Características de construcción:
• Tramo de aspiración:
- tubería conexión gas: DN50, DIN2950, G11/2”
- válvula cierre
- electroválvula de cierre Ex
- válvula anti-retorno
- manómetro presión de aspiración
- depósito de aspiración (volumen geométrico: 100 dm3) para la recogida del caudal de gas alojado durante la ventilación del latiguillo de llenado y la ventilación de la caja del cigüeñal
- filtro de aspiración "MICRONIC", 10μ
- válvula de descarga
- presostatos (Ex) para el control de la presión de entrada mínima 1,5 bar /máxima 4,5 bar.
- válvula de seguridad con tubería de venteo hacia la atmósfera
• Datos técnicos del compresor C 15.4:
- Medio: Hidrógeno
- Presión de aspiración: 2,0 a 4,0 bar
- Temp. de aspiración: 0 hasta +40 ºC
- Temp. ambiente: -20 hasta +40º C (ventilación y calefacción están integrados en la caseta)
- Presión nominal: 220 bar ajustados en la válvula de seguridad
- Presión de trabajo: 200 bar
- Caudal:              18,0 Nm³/h con 2,0 bar presión aspiración
30,9 Nm³/h con 4,0 bar presión aspiración (con +20ºC y 1013 mbar ef.)
Caudal según la norma VDMA 4362
Tolerancia +/-5% medido con un medidor de caudal.
- Revoluciones: 1320 r / min
- Etapas de compresión: 3
- Cilindros: 4
- Dimensiones de los cilindros: diám. 32/60/32/15 mm
- Recorrido del pistón: 50 mm
- Velocidad media del pistón: 2,4 m/s
- Potencia absorbida con presión nominal:         7,4 kW con 2,0 bar de presión de aspiración
12,4 kW con 4,0 bar de presión de aspiración.
- Accionamiento: por correas
- Caudal de aire de refrigeración: min. 3.800 m³/h
• Bloque compresor:
- bomba de aceite para la lubricación por presión
- descarga de la caja del cigüeñal con retorno del gas la aspiración
- refrigerador intermedio refrigerado por aire después de cada etapa
- refrigerador posterior, refrigerado por aire, temp. salida del aire ca. 15ºC a 25ºC sobre la temp. del aire de refrigeración
- válvulas de seguridad después de cada etapa, con ventilación
- válvula de seguridad para la presión final homologado por el TÜV
- válvula para el mantenimiento de la presión y anti-retorno
- descarga de la caja del cigüeñal con retorno de los gases a la aspiración
- válvula de seguridad para el depósito acumulador con ventilación
- unidad de aspiración y compresión de los gases del cigüeñal y gases de expansión.
• Sistema de purga automático:
- descarga de los condensados del separador final durante el funcionamiento de
la planta en ciclos fijados. La descarga se realiza a través de una válvula neumática. El pilotaje de este sistema se realiza mediante una electroválvula (Ex).
- descarga de arranque incluido en el sistema de la descarga de los condensados
- conexión para un sistema de almacenamiento de los condensados
- sistema de almacenamiento de los condensados depósito de 200 litros para la separación de aceite y agua del gas, retorno del gas a la aspiración a través de una electroválvula (Ex)
• Dispositivos de control:
- sensor de presión de aceite (ex)
- manómetro para la presión final
- sensor de temperatura para la última etapa
• Motor eléctrico:
Tipo: motor eléctrico trifásico
Potencia nominal: 15 kW
Revoluciones: 2933 r/min
Tensión nominal: 400 V (+/-5%)
Frecuencia: 50 Hz
Funcionamiento: continuo, arranque estrella triángulo
Forma de contrucción: B3
Protección: IP 55
Protección contra explosiones: EExde II C T1
Clase de aislamiento: F
• Pilotaje eléctrico:
SPS (PLC) para el pilotaje y el control de todos los elementos y parámetros del compresor. Si se produce una desviación en el funcionamiento el compresor se desconecta automáticamente y indica la causa en el DISPLAY.
Temp. ambiente: -20 ºC hasta +40 ºC
Tensión de trabajo: 3 x 400 V (+/-5%), 50 Hz
Tensión de pilotaje: 24 V, 50 Hz y 24 V cc
Protección: IP55
Fuente de alimentación:
- interruptor principal
- estrella triángulo con relé térmico de sobrecarga
- transformador con fusibles en el primario y el secundario
- interruptor de emergencia
- fuente de alimentación, estabilizada para 24 Vcc
Unidad electrónica de pilotaje con circuito impreso principal con Eprom e Interface
Panel con LCD-Display, contador de las horas de funcionamiento
Unidad electrónica de control de los siguientes estados del compresor:
- presión de aspiración mín./máx.
- presión del aceite
- temperatura de la última etapa
- temperatura del aire de refrigeración
- presión final
- temperatura ambiental
- sobrecorriente del motor
Calefacción para el rack con regulación de temperatura
Contador de ciclos para el separador final
Relee temporizado para el sistema de condensados
Módulo SPS para el pilotaje de la máquina
Todos los bornes y relees necesarios
Barreras de seguridad para todos los sensores (separación galvánica)
El módulo de potencia, el módulo de pilotaje así como el teclado de manejo están ubicados en un rack separado del compresor fuera del área Ex.
Los sensores de temperatura, termostatos y sensores de presión están ubicados en los lugares adecuados en el compresor o en la carcasa.
• Sistema de tratamiento de gas a alta presión:
- el sistema de tratamiento de gas está instalado después del compresor y trabaja con una presión entre 150 bar hasta 350 bar
- los cartuchos para el secado del gas están cargados con tamiz molecular y pueden ser recargados completamente (duración del cambio: 30 minutos )
- Calidad del gas de salida del filtro:
Temperatura del gas: 0 a +50 ºC
Caudal: 28 a 48 m³/h
Humedad a la entrada: 40 mg/m³
Punto de rocío a presión: -20 ºC
Contenido de aceite: máx. 8 a 10 ppm
Duración de los cartuchos
-con las condiciones normales: 2000 horas
Consiste en:
- separador de aceite y agua con válvula automática de condensados
- válvula anti-retorno
- válvula de ventilación con manómetro
- 4 x carcasa (PN350) con 4 cartuchos de larga duración (MS)
- medidor de punto de rocío
- sensor para la medición del punto de rocío
El medidor de punto de rocío está montado en el panel de pilotaje y controla el punto de rocío del gas. Si el punto de rocío a presión sube de –25 ºC se conecta una señal de aviso. Con –20 ºC se apaga el compresor. Este sistema evita la aportación de la humedad al sistema de almacenamiento y hace posible el máximo aprovechamiento de los cartuchos secantes.
• Caseta de hormigón insonorizada:
- todos los componentes de la planta incluido el sistema de almacenamiento B2400 están ubicados dentro de una caseta de hormigón insonorizada para la instalación a la intemperie
- nivel de ruido: aprox: 65 dB (A) +/- 2 dB (A), medidos en 1m de distancia con radiación libre según norma DIN 45635
- caseta de hormigón armado
- apertura para el aire de refrigeración con silenciador
- apertura para el aire de ventilación con silenciador
- puertas en todos los lados para los trabajos de mantenimiento con cerradura
- calefacción eléctrica, aprox. 1200 VA
- protección contra rayos eléctricos
- pintado
- canalización del agua de lluvia
- dimensiones: longitud 5000mm x ancho 2600mm x alto 2900mm
- peso: aproximadamente 30000 Kg
- dispositivo para el control de la concentración del gas 15% = paro

2.3 MOTOGENERADOR.

El grupo motogenerador con motor de hidrógeno, está montado en un contenedor de 20 ft que, además del motor y el generador acoplados incluye los armarios eléctricos y de control. El contenedor soporta el intercambiador agua-aire para refrigeración del motor. La ventilación del contenedor se efectúa a través de silenciadores acústicos.
Sus conexiones se limitan a la alimentación con hidrógeno a presión estabilizada, el cableado eléctrico de potencia y el cableado para telecontrol y supervisión.
- Conexión eléctrica: para suministrar 60 kW a 400V, 50 Hz, trifásico.
- Conexión de hidrógeno: para una alimentación de 70 Nm3/h a una presión estabilizada en un valor en el rango entre 25 y 60 mbar.

2.4 ALMACENAJE DE HIDRÓGENO.

Se realizará en 7 bloques de 28 botellas de 50 litros de capacidad a 200 bar, lo que totaliza 246,4 Nm3 de H2 por bloque y 1.724,8 Nm3 el conjunto del almacenamiento.
Estos bloques se interconectarán de forma que formen dos conjuntos de almacenamiento de H2, con la posibilidad de aislamiento de cada grupo.
Se incluirán además los elementos necesarios en la etapa de descompresión, según los esquemas adjuntos, de modo que en una primera etapa se reducirá la presión del conjunto a 14 bar, y en una segunda etapa la presión se reducirá al rango de 25 a 60 mbar, para suministro al motogenerador.

3.- CANALIZACIÓN ELÉCTRICA

Las distintas líneas eléctricas a realizar son las siguientes:
• Alimentación al electrolizador: se realizará mediante 2 cables para 315 A cada uno más uno para 63 A. Todos trifásicos para 400 V, 50 Hz.
• Alimentación al compresor: para una potencia nominal de 15 kW a 400 V 50 Hz trifásica.
• Motogenerador a centro de transformación: para el transporte de la energía eléctrica generada en el motogenerador 60 kW a 400 V, 50 Hz, trifásica.
• Lineas de control y supervisión: trazadas hasta cada uno de los elementos referenciados y a los contadores de energía.

4.- RED DE ABASTECIMIENTO DE AGUA

La red de abastecimiento de agua para los equipos, consiste en una tubería de polietileno, de 40 mm de diámetro alojada en la correspondiente zanja y provista de las correspondientes válvulas de compuerta y arquetas. Dicha red se prevé desde el depósito ubicado en la caseta situada frente al ala de control del edificio, hasta el electrolizador, ubicado en la losa de la explanada.
Dada la diferencia de cotas entre el depósito (cota 645) y la explanada (cota 640), y teniendo en cuenta la presión necesaria de 1 bar para el funcionamiento del electrolizador, la red se complementa con un equipo de bombeo con variador y presostato electrónico para garantizar la presión en los equipos.

4.- OBRAS VARIAS

Se realizarán varias obras necesarias para el acondicionamiento del terreno para los equipos, cerramientos perimetrales, canalizaciones desagüe, puestas a tierra, etc, con objeto de dejar la instalación operativa y funcionando.


5.- PRESUPUESTO
El presupuesto total de las obras en ejecución por contrata se eleva a la cantidad de
302.111 €

5.- DIAGRAMA DE BLOQUES

6.- IMAGEN DE LA INSTALACIÓN


viernes, 23 de noviembre de 2012

NUEVO PROGRAMA DIMENSIONADO SISTEMAS DE BALANCE NETO


YA ESTÁ DISPONIBLE EL NUEVO PROGRAMA PARA DIMENSIONAR SISTEMAS FOTOVOLTAICOS SEGÚN EL CRITERIO DE BALANCE NETO




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Además podrás saber la rentabilidad de la instalación



jueves, 11 de octubre de 2012

ELECTRIC CARS

Como se puede ver, el coche eléctrico poco a poco esta haciéndose un hueco en la industria automovilística y todos los fabricantes disponen de una oferta bien híbrida o totalmente eléctrica. ¿Será que las altas esferas conocen "algo" sobre el "peak oil" y están tomando ya posiciones?
En este caso el fabricante estadounidense TESLA, ha apostado fuerte por el coche del futuro y que se recargará a través de fuentes renovables.
En la primera imagen podemos ver la ubicación de los supercargadores a lo largo de EEUU, que permitirán recargar el vehículo según su autonomía (240 km); y lo más importante, SERÁ TOTALMENTE GRATIS PARA LOS PROPIETARIOS DEL TESLA, Modelo S.


Imagen 1

El tiempo de recarga será de 30 minutos.


Presentación del evento.



jueves, 24 de mayo de 2012

EL FACTOR DE POTENCIA Y SUS IMPLICACIONES EN LOS SISTEMAS DE GENERACIÓN FV EN LAS MICRORREDES ELÉCTRICAS

1.- ¿Qué es el factor de potencia?

Para entender qué es el factor de potencia, primeramente vamos a definir una serie de conceptos básicos.
kW.- potencia de trabajo, también llamada potencia activa, potencia real, etc. Es la potencia que realmente hace funcionar el equipo y transforma en trabajo útil.
kVAr.- potencia reactiva. Es la potencia que los equipos (transformadores, motores, relés) necesitan para generar el flujo magnético y permitir crear un campo eléctrico.
kVA.- potencia aparente. Es la suma vectorial de los kVAr más los kW.
Vamos a utilizar una simple analogía para entender los conceptos mencionados anteriormente. Pensemos en un día de mucho calor, en el que te sientas en una terraza y pides una buena jarra de cerveza fría; pues bien, la parte que realmente sacia tú sed, está representa por los kW ( figura 1 ).
Desgraciadamente, la vida no es perfecta, por lo que en esa maravillosa y fresca jarra de cerveza viene una porción de espuma (espuma que verdaderamente no calma tu sed). Esta espuma es la representación de la potencia reactiva kVAr.
El contenido total de la jarra, kVA , es la suma de kW (la “cerveza”) más los kVAr (la “espuma”).
Ahora que tenemos claro algunos conceptos básicos, estamos preparados para entrar en el concepto de factor de potencia.

2.- Factor de Potencia

El factor de potencia se define como el ratio entre la potencia activa y la potencia aparente.
FP=kW/kVA
Recurriendo a nuestra analogía “cervezil”, el factor de potencia sería la relación entre cerveza (kW) y la cerveza más la espuma (kVA), es decir:
FP=kW/kW+kVAr=cerveza/cerveza+espuma
Las implicaciones que supone el factor de potencia son las siguientes:
·                       - cuanta más espuma tengamos ( cuanto mayor sea el porcentaje de kVAr), menor será la relación entre kW a kVA, por lo que el factor de potencia será más bajo, vamos, que calmaremos peor nuestra sed,
·                       - cuanto menos espuma tengamos (cuanto menor sea el porcentaje de kVAr), mayor será la relación entre kW (cerveza) a kVA (cerveza+espuma), es decir, el factor de potencia será más alto, consecuencia; con el mismo euro que nos cuesta la jarra de cerveza, en este caso saciaremos mejor nuestra sed.
El símil de la jarra de cerveza es un poco simple, solamente pretende entender el “concepto” de los tres términos utilizados en la definición del factor de potencia. En realidad, para calcular la potencia aparente kVA, necesitamos determinar la “suma vectorial” de los kVAr y los KW, lo que implica ir un paso más y entender el ángulo que forman estos dos vectores.
Volvamos a utilizar una nueva analogía con objeto de entender el concepto. Supongamos que Pedro está arrastrando una pesada carga (figura 2). La potencia de trabajo de Pedro (potencia activa) que se realiza en el sentido del avance, y que es adónde Pedro quiere trasladarla, representa los kW.
Desafortunadamente, Pedro no puede arrastrar la carga de una forma perfectamente horizontal al sentido del avance, lo tiene que realizar soportando la cuerda de tiro sobre uno de sus hombros, lo que provoca un ángulo con la horizontal y por tanto, un poco de potencia reactiva, es decir kVAr.
La potencia aparente que Pedro está realizando kVA, para arrastrar la carga, es entonces la suma vectorial de la potencia activa y la potencia reactiva.
El triángulo de potencia representado en la figura 3, ilustra la relación existente entre los tres conceptos kW, kVA, kVAr, el factor de potencia y sus características eléctricas.
En un mundo ideal tendríamos que los kVAr serían muy pequeños (la espuma sería prácticamente inexistente) y por tanto, la relación potencia activa potencia aparente sería prácticamente igual (mas cerveza, menos espuma)
De forma similar, en un mundo ideal, en la carga que arrastra Pedro, los kVAr serían muy pequeños, los kW y los kVA serían muy similares, por lo que Pedro, no tendría que desaprovechar esfuerzo debido a la altura de su cuerpo, el ángulo formado entre kW y kVA se aproximaría a cero y será más eficiente el trabajo realizado para el desplazamiento de la carga.
La moraleja que podemos extraer de todo esto es que para disponer de un sistema “eficiente”, debemos de reducir la cantidad de potencia “no directamente aprovechable”, es decir, necesitamos factores de potencia, en lo posible, lo más cercanos a la unidad.

3.- Cargas Eléctricas

En los circuitos eléctricos nos encontramos con tres tipos  de elementos pasivos (necesidad de energía): resistencias, inductancias y capacitancias. Estos elementos (cargas) se caracterizan por la demanda de una tensión de alimentación y de una intensidad que circula por el mismo.

·         Resistencias.- Las resistencias se comportan como elementos no inerciales bajo el punto de vista de la relación tensión/intensidad, es decir, no se establece ninguna descoordinación temporal entre una y otra.
·         Inductancias.- Las inductancias, por el contrario, se comportan como elementos con una inercia no despreciable desde el punto de vista de la relación tensión/intensidad, provocando una descoordinación temporal, un retraso en este caso, de la intensidad en relación a la tensión de alimentación.
·         Capacitancias.- Finalmente las capacitancias, que se comportan también como elementos inerciales de naturaleza contraria a las inductancias, produciendo en este caso un adelanto de la intensidad en relación a la tensión de alimentación.

La representación sencilla fasorial de los tres tipos de carga mencionados se puede observar en la figura 4.

Figura 4.

Estas cargas, por su distinta naturaleza, se comportan de forma diferente en lo que se refiere a la energía absorbida.
Los elementos de un circuito eminentemente resistivos, toman en todo momento potencia de la fuente. En cualquier instante considerado, lo potencia demandada es positiva. Se comportan pues, con respecto a la energía como un sumidero. Ejemplos de estos elementos son estufas eléctricas, calentadores de agua, planchas, etc.
Los elementos fundamentalmente inductivos, por el contrario, acumulan energía en forma de campos magnéticos, dependientes de la intensidad que circula por ellos en cada instante. Ejemplos de estos elementos son los motores de inducción, los balastros de las lámparas de descarga en gas, máquinas de soldadura en arco, etc.
En los elementos fundamentalmente capacitivos, la energía se acumula en forma de campos electrostáticos dependientes de la tensión aplicada en cada instante. El ejemplo más típico de estos elementos son los condensadores.
Los elementos resistivos consumen potencia activa (kW), mientras que los elementos inductivos y capacitivos, necesitan consumir potencia reactiva (kVAr).

4.- Potencia Compleja

El concepto de potencia en corriente alterna es ligeramente más difícil de comprender que en corriente continua, debido fundamentalmente a la aparición de un nuevo parámetro – el tiempo – en función del cual varían la tensión aplicada y la intensidad demandada por el circuito. Si la tensión aplicada al circuito (u) evoluciona en el tiempo según una función senoidal, [ u(t)=Uo x sen ωt ], y el circuito contiene solamente consumidores lineales, la intensidad (i) lo hará igualmente según esta misma función, [ i(t)=Io x sen ωt ] siempre y cuando solamente existan cargas resistivas, como hemos visto en la figura 4.
En el caso de que existan elementos inductivos y capacitivos, la intensidad y la tensión no estarán en fase, es decir, existirá un adelanto o retraso del vector intensidad con respecto a la tensión, provocando por tanto un ángulo entre ellos. Este ángulo, que denominaremos θ, lo debemos de introducir en la ecuación anterior de la intensidad, con objeto de generalizarla, de tal modo que nos sirvan para los tres tipos de cargas mencionadas en el punto 3. De este modo, la intensidad en un circuito quedará definida de la siguiente forma:

[ i(t)=Io x sen (ωt + θ) ]

La potencia instantánea (p), en los circuitos de corriente alterna senoidal, es:

p=Uo x sen ωt x Io x sen (ωt + θ)

Desarrollando la fórmula anterior y recordando que el valor eficaz de una función senoidal, es la media cuadrática de la función a lo largo de un período, podemos escribir la fórmula de la potencia activa de la siguiente forma:
p= U x I x cos θ + U x I x cos (2 ωt + θ)

Vemos claramente que la potencia total demandada por un circuito de cualquier tipo, en corriente alterna senoidal, se compone de dos partes:
·              La primera se corresponde con un término constante, [U x I x cos θ] y al que denominamos potencia activa (kW), es decir, la cerveza,
·                   Un término variable de forma periódica, cuyo período positivo representa que la carga toma energía de la red y el período negativo que la devuelve. A esta potencia la denominamos potencia reactiva (kVAr), la espuma.
Estas dos potencias sumadas geométricamente determinan un triángulo rectángulo denominado Triángulo de Potencias y cuya representación “gráfica” corresponde con la figura 2 de Pedro arrastrando la carga.
El significado físico de este triángulo es que en corriente alterna, el valor eficaz de la intensidad que tomamos de la red para realizar un trabajo, tendrá que ser tanto mayor cuantos más elementos inductivos estén presentes en el circuito, debido, como hemos visto, a la descoordinación existente entre la tensión y la intensidad, o dicho de otra forma cuanto peor sea la relación entre la potencia tomada de la red y la realmente empleada en realizar el trabajo, a la que se ha convenido en llamar Factor de Potencia.

5.- Inversores para instalaciones aisladas y su capacidad para entregar reactiva.

En los sistemas aislados, “la red”, está generada por los inversores, por lo que, en el caso de tener cargas inductivas, éste, debe tener la capacidad de entregar potencia reactiva al sistema, en tanto en cuanto no coloquemos equipos de mejora del factor de potencia (bancos de condensadores).
En principio, los inversores FV para instalaciones aisladas, disponen de la capacidad para suministrar potencia reactiva, cuyo límite viene impuesto por la máxima intensidad que puede soportar la electrónica de potencia del equipo. Siempre y cuando el valor absoluto de la intensidad máxima admitida por la electrónica de potencia no se supere, el ángulo de fase del vector intensidad puede ser modificado según las condiciones del sistema.
La figura 5 representa la zona teórica en la que puede operar el vector intensidad en un inversor FV bidireccional de conexión a red, así como la restricción impuesta por la electrónica de potencia debida a la incapacidad de la fuente DC (módulos fotovoltaicos) de permitir sobrecargas.
Figura 5.
En la figura 5 el circulo azul representa la zona teórica de operación de la intensidad nominal máxima (Imax,R) y el verde la máxima intensidad de sobrecarga admisible teórica (Imax,OL).
Como hemos mencionado, el factor de potencia es el coseno del ángulo de desfase existente entre la potencia activa y la potencia reactiva. En los inversores fotovoltaicos utilizados, en el caso de que necesitemos alimentar por ejemplo, una mini-red eléctrica, debemos de cerciorarnos que éstos tienen la capacidad de entregar reactiva y en qué proporción.
Cuándo se esté diseñando el sistema de potencia para alimentar la mini-red eléctrica, es de suma importancia conocer el factor de potencia de la red de distribución, con objeto de calcular la potencia aparente de los inversores, medida ésta en kVA.
Por lo general, en las características técnicas de los inversores, la potencia de salida en CA, se da en potencia activa (kW), no en kVA (aparente), sin embargo, sí que suelen indicar el factor de potencia en el que puede trabajar el equipo. En la Figura 6 se muestra un extracto de las características técnicas de un inversor fotovoltaico para instalaciones aisladas.

Figura 6.

Es decir, este inversor tiene la capacidad de trabajar entre coseno de phi =+1, es decir ángulo igual a 0, o lo que es lo mismo, toda la potencia de salida será activa; coseno de phi= 0, ángulo igual a 90 º, por lo que toda la potencia de salida será reactiva. Entre 0 y 1, la reactiva generada será inductiva y en el 2º cuadrante la reactiva sería capacitiva.
En realidad, a medida que un inversor va trabajando con cosenos de phi inferiores a 1, su rendimiento decrece considerablemente, como se puede observar en la figura 7 de un inversor cuya potencia aparente es de 1200VA.
Figura 7.

Paralelamente con la disminución del factor de potencia, también se incrementa la distorsión armónica total, lo que empeora la calidad de la onda senoidal generada. Como muestra, la figura 8 representa las formas de onda de la tensión y la intensidad para un factor de potencia de 0,55 y una potencia del 50% (600W) del inversor anterior.
Figura 8.

Una de las conclusiones importantes que podemos extraer hasta ahora de las anteriores gráficas es que, si bien, ciertos inversores fotovoltaicos son capaces de generar potencia reactiva, no es conveniente que el factor de potencia en el que trabaje baje de 0,9, no solo por la reducción de la eficiencia, sino porque se acorta también la vida útil de la electrónica de potencia, sobretodo si el equipo está trabajando prácticamente la mayor parte de su funcionamiento por debajo de este umbral. En el caso de que sea necesario alimentar una red con factores de potencia inferiores al mencionado, ya veremos cómo lo podemos solucionar a través del cálculo de un banco de condensadores.

6.- Ejemplo de cálculo de un inversor para alimentar a una mini-red con factor de potencia inferior a 1.

Supongamos que tenemos que alimentar una mini-red cuya carga máxima es de 20 kW con coeficiente de simultaneidad 1, pero que de forma puntual el factor de potencia es 0,92. En principio, si solamente atendemos a los 20 kW, tenderíamos a  plantear 2 inversores de 10 kW, sin embargo, debemos tener en cuenta la potencia “extra”; potencia reactiva que supone el factor de potencia de 0,92.
Tenemos que S=P/0,92, es decir, S=20 kW/0,92=21,74 kVA
Sabemos que S2 = P2 + Q2, con lo que Q= (S2 – P2)1/2 =(21,742 – 202)1/2=8,52 kVAr
Dos inversores de 10 kW cada uno (20 kW) nunca podrán aportar la potencia aparente de 21,74 kVA ya que la máxima potencia aparente, si tomamos factor de potencia 0,92 sería:
P (kW)= 10 x 0,92 = 9,2 kW
α=arc(0,92)=23º
Q (kVAr)= 10 x  sen 23º=3,9 KVAr x2= 7,8 kVAr < 8,52 kVAr necesarios
S=(P2 + Q2)1/2=(18,42 + 7,82)1/2=19,98 kVA < 21,74 kVA necesarios
En estos casos siempre debemos de sobredimensionar los inversores, con lo que para este ejemplo sería necesario al menos dos inversores cuya suma de potencia aparente sea de unos 22 kVA.

domingo, 13 de mayo de 2012

ENERGÍA ALMACENADA EN UN MÓDULO FOTOVOLTAICO

Este post inaugura una nueva etapa de escritos con un carácter menos “técnico”, pero no por ello menos importante, y cuyo objetivo es desmontar algunas de las grandes falacias que se vierten sobre las tecnologías de generación eléctrica mediante energías renovables.
Estamos inmersos en la tercera revolución industrial, el que lo quiera ver, que lo vea, el que no, que no se eche las manos a la cabeza afirmando que nadie le avisó. Al igual que sucedió con la primera revolución industrial, en la que el carbón fue la fuente primaria que alimentó a las máquinas de vapor, en la segunda fue el petróleo barato, en ésta, las energías renovables juegan y van a jugar un papel protagonista y esencial en la transición al nuevo modelo energético que se está fraguando.
Los detractores de las energías renovables argumentan, de forma totalmente banal, que los costes de generación con este tipo de tecnologías son muy elevados. No voy a entrar en este artículo en contrarrestar una afirmación tan sumamente mezquina y que además responde a grandes intereses de carácter geopolítico, utilizando para ello una retahíla de manifestaciones justificativas de las bondades de las energías renovables. No, simplemente vamos a analizar, con una visión energética, la cantidad de “combustible” que hay almacenado en una placa fotovoltaica y que además, nos sale a precio de ganga.
Resulta que un módulo fotovoltaico de 100 Wp, ubicado en una zona en la que digamos que tenemos 1600 horas equivalentes, produciría a lo largo de su vida útil ( 25 años ), la cantidad de energía siguiente:

0,1 kWp x 1.600 kWh/kWp x 25 años= 4.000 kWh

Una persona pedaleando en una bicicleta y que alimentase un generador eléctrico mantiene una media de 100 Watios-hora, por lo que este sujeto para generar la misma cantidad de energía, debería de estar pedaleando 40.000 horas, o lo que es lo mismo, si da pedales durante 40 horas por semana, necesitaría 1.000 semanas, es decir, más de 19 años.
Pero lo más importante para entender el desarrollo alcanzado por nuestra generación es que toda la energía almacenada en un módulo fotovoltaico nos sale, en realidad, a precio de ganga. Esta afirmación que no es obvia y menos para los dirigentes cortoplacistas de nuestros (des)gobiernos, el experimento de la bicicleta nos ayudará a comprender mejor. Tan solo necesitamos asignar a cada hora de pedaleo el coste del salario mínimo interprofesional, que en España es de 21,38 euros por día ó 2,67 euros por hora (asumiendo una jornada laboral de cuarenta horas semanales). De este modo, el coste de pedalear 40.000 horas (periodo en el que obtendríamos la energía equivalente a la que puede proporcionar la placa fotovoltaica) sería de 106.800 euros. Hoy en día, el coste de una placa fotovoltaica de 100 Wp en España promedia los 280 euros y además utiliza un combustible gratis y eterno a escala humana. Si este coste es caro, mas caro sería tener que generarlo yo mismo pedaleando, pero ya decía mi abuela que “ No hay imperios sin esclavos”.

viernes, 4 de mayo de 2012

ELECCIÓN DEL CABLEADO EN INSTALACIONES FV (I)

Los cables utilizados en una planta FV deben ser capa­ces de soportar, durante todo el ciclo de vida de la instalación (de 20 a 25 años), condiciones medioambientales duras en cuanto a temperatura, precipitaciones atmos­féricas y radiaciones ultravioleta.
Para empezar, los cables deben tener una tensión nomi­nal adecuada para la planta. En condiciones de corrien­te continua, la tensión de la planta no debe superar el 50% de la tensión nominal de los cables (tabla 1) es­pecificada para aplicaciones de CA (en corriente alterna la tensión de la planta no debe superar la tensión nomi­nal de los cables).
Tabla 1.
1.- TIPOS DE CABLES
Los conductores del lado CC de la planta deben tener aislamiento doble o reforzado (clase II) para minimizar el riesgo de defecto a tierra y de cortocircuito (IEC 60364- 712), de suma importancia en el caso de la selección de un sistema de puesta a tierra tipo IT.
Los cables del lado CC se dividen en:
cables solares (o cables de cadena), que conectan los módulos y la cadena del cuadro de distribución del primer subcampo o directamente el inversor;
cables no solares, que se utilizan en el lado de carga del primer cuadro de distribución.
Los cables que conectan los módulos se fijan por la parte posterior de los propios módulos, donde la tem­peratura puede alcanzar de 70 a 80 °C. Por esa razón, estos cables deben ser capaces de soportar tempera­turas elevadas y rayos ultravioleta cuando se instalan a la vista. Por lo tanto se de de utilizar cables especiales, por lo general cables unipolares con envoltura de goma y con aislamiento, tensión nominal de 0,6/1 kV, una tempera­tura máxima de funcionamiento no inferior a 90 °C y alta resistencia a la radiación UV.
Los cables no solares del lado de carga del primer cua­dro de distribución se encuentran a una temperatura ambiente entorno a los 30° a 40 °C, ya que están alejados de los módulos. Estos cables no pueden so­portar la radiación UV, por lo que para uso exterior deben protegerse de la radiación solar, además de por su en­voltura, mediante conductos o canalizaciones. Por el contrario, si se distribuyen dentro de los edificios, tendrán validez las normas comúnmente aplicables a centrales eléctricas.
Para los cables instalados en el lado CA aguas abajo del inversor es aplicable lo mencionado para cables no solares dispuestos en el lado CC.
1.1.- Sección transversal y capacidad de transporte de corriente
La sección de un cable debe ser tal que:
• su capacidad de transporte de corriente Iz no sea menor que la corriente de diseño Ib;
• la caída de tensión en sus extremos entre dentro de los límites fijados.         
En condiciones de servicio normales, cada módulo su­ministra una intensidad cercana a la de cortocircuito, de manera que la intensidad de servicio para el circuito de la cadena se supone igual a:
Ib = 1,25 x ISC
donde Isc es la intensidad de cortocircuito en condiciones de prueba estándar (CEM o STC) y el 25% de aumento toma en con­sideración valores de radiación por encima de 1 kW/m2.
Cuando la planta FV es de gran tamaño y se divide en subcampos, los cables que conectan los cuadros de distribución de los subcampos al inversor deben trans­portar una corriente de diseño igual a:
Ib = n x 1.25 x ISC
donde n es el número de cadenas del subcampo relativo al mismo cuadro de distribución.
La capacidad de transporte de corriente Io de los cables normalmente viene dada por el fabricante a 30 °C al aire libre. Sin embargo, deben de tenerse en cuenta también los métodos de instalación y las condiciones de temperatura, por lo que debe re­ducirse la capacidad de transporte de corriente Io me­diante un factor de corrección (cuando el fabricante no lo indique explícitamente). Además, la capacidad de transporte resultante debe multiplicarse por otro coeficiente de reducción, que tiene en cuenta la instalación típica de un haz de cables en el mismo conducto o sistema de canalización. Aplicando estos criterios tenemos que dichos coeficientes son iguales a:
• k1 = 0,58 x 0,9 = 0,52 para cables solares,
• k2 = 0,58 x 0,91 = 0,53 para cables no solares
El factor de corrección 0,58 tiene en cuenta la instalación en la parte posterior de los paneles (donde la tempera­tura ambiente alcanza 70 °C); el factor 0,9 la instalación de los cables solares en conductos o un sistema de canalización; y el factor 0,91 tiene en cuenta la instalación de cables no solares en conductos expuestos al Sol.
A una temperatura ambiente de 70 °C y tomando una temperatura de servicio máxima para el material aislante igual a 90 °C el resultado es:

En las plantas FV, la caída de tensión aceptada es de 1 a 2% (en lugar del 4% habitual de las plantas de consu­midor), de manera que se minimice la pérdida de energía producida debida al efecto Joule en los cables.
En el lado CC, la caída de tensión en los cables es puramente resistiva y en porcentaje se corresponde con la pérdida de potencia:
Ejemplo:
Los paneles se interconectan en serie mediante cables L1 y la cadena así obtenida se conecta al cuadro del campo inmediatamente aguas arriba del inversor me­diante cables solares unipolares L2 con las siguientes características:
• sección transversal 2,5 mm2
• tensión asignada Uo/U 600/1000 V CA – 1500 V CC
• temperatura de servicio -40 +90 °C
• capacidad de transporte de corriente al aire libre a 60 °C (dos cables adyacentes) 35A
• factor de corrección de la capacidad de transporte de corriente a 70 °C 0,91
• temperatura máxima del cable en condiciones de sobrecarga 120 °C
La capacidad de transporte de corriente Iz de los cables solares instalados en conducto a una temperatura de servicio de 70 °C resulta igual a:
Iz = 0,9 x 0,91 x I0 = 0,9 x 0,91 x 35A ≈ 29 A
donde 0,9 corresponde al factor de corrección para la instalación de cables solares en conducto o en canal.
Comprobamos que la capacidad de transporte de corriente es mayor que la intensidad de cortocircuito máxima de la cadena:
Iz > 1,25 x Isc = 1,25 x 10 A
donde Isc es la intensidad de cortocircuito del panel, en este caso igual a 8,02A.

lunes, 13 de febrero de 2012

SELECCIÓN DEL INVERSOR EN INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS ( I )

A lo largo de los diferentes post que hemos ido colgando en el blog, se ha comentado que el “director de orquesta” de toda instalación fotovoltaica siempre es el inversor, tanto para las conectadas a red como las aisladas. Pues bien, en esta ocasión, trataremos de profundizar algo más en cuáles son los parámetros que es necesario tener en cuenta para su correcta selección; en este caso nos centraremos en los inversores para instalaciones denominadas de conexión a red.
INVERSOR
El inversor transforma la corriente con­tinua en alterna y controla la calidad de la energía desti­nada a la red mediante un filtro L-C montado en el interior del propio inversor. La figura 1 muestra el esquema de conexión de un inversor. Los transistores, utilizados como conmutadores estáticos, se controlan mediante una señal de apertura-cierre que en su forma más simple propor­cionaría una onda de salida cuadrada.
Fig. 1 Esquema del principio de funcionamiento de un inversor monofásico.

Para que la onda sea lo más sinusoidal posible se utiliza una técnica más sofisticada: modulación del ancho del pulso (PWM, Pulse Width Modulation). Esta técnica permite regular la frecuencia y el valor rms de la forma de onda de salida, figura 2.


Fig. 2 Principio de funcionamiento de la tecnología PWM
La potencia suministrada por un generador FV depende del punto de la instalación en el que está operando. Para optimizar el suministro de energía de la planta, el gene­rador debe adaptarse a la carga, de modo que el punto de funcionamiento corresponda siempre al punto de potencia máxima.
Con este objetivo, dentro del inversor se utiliza un cho­pper controlado llamado seguidor del punto de potencia máxima (MPPT, Maximum Power Point Tracking). El MPPT calcula el valor instantáneo de la curva I-V ("ten­sión-intensidad") del generador al cual se produce la máxima potencia disponible. Tomando la curva I-V del generador FV:
Fig. 3 Punto de potencia máxima (MPP) de un generador fotovoltaico
El punto máximo de la transferencia de potencia corres­ponde al punto tangente entre la curva I-V para un valor dado de la radiación solar y la hipérbola descrita por la ecuación V . I = const.
El sistema MPPT de uso comercial identifica el punto de potencia máxima de la curva característica del generador induciendo, a intervalos regulares, pequeñas variaciones de la carga que determinan las desviaciones de los valo­res tensión-intensidad y evaluando si el producto resul­tante I-V es mayor o menor que el anterior. En caso de aumento de carga, se mantiene la variación de las condi­ciones de carga en la dirección elegida. De lo contrario, se modifican las condiciones en el sentido opuesto.
TENSIONES E INTENSIDADES EN UNA PLANTA FOTOVOLTAICA
Los módulos FV generan una intensidad de 4 a 10 A a una tensión de 30 a 40 V.
Para obtener la potencia pico deseada, los paneles se conectan eléctricamente en serie para formar las cade­nas, que se conectan en paralelo. La tendencia actual es desarrollar cadenas formadas por el máximo número de paneles posible, dada la complejidad y el coste del cableado, en particular de los cuadros de distribución para realizar la conexión en paralelo entre las cadenas.
El número máximo de paneles que pueden conectarse en serie (proporcionando la máxima tensión alcanzable) para formar una cadena se determina a partir del inter­valo de operación del inversor y de la disponibilidad de los dispositivos de desconexión y protección adecuados para la tensión alcanzada.
En concreto, la tensión del inversor está ligada por mo­tivos de eficiencia a su potencia: al usar un inversor con una potencia inferior a 10 kW, el rango de tensión más habitual es de 250 a 750 V; en cambio, si la potencia del inversor es superior a 10 kW, el rango de tensión suele ser de 500 a 900 V.
La conexión de las cadenas que componen el campo solar de la planta FV es posible si se cumple principal­mente lo siguiente:
·         un solo inversor para todas las plantas (inversor único o con inversor central) (figura 4);
·         un inversor por cadena (figura 5);
·         un inversor para varias cadenas (planta con varios inversores) (figura 6).


Fig 4.
Fig. 5
Fig. 6
SELECCIÓN Y CONEXIÓN DEL INVERSOR
La selección del inversor y de su tamaño se hace con arreglo a la potencia nominal FV que deba gestionar. El tamaño del inversor puede determinarse partiendo de un valor de 0,8 a 0,9 para la relación entre la potencia activa inyectada a la red y la potencia nominal del gene­rador FV. Esta relación considera la pérdida de potencia de los módulos FV en condiciones de funcionamiento reales (temperatura de trabajo, caídas de tensión en las conexiones eléctricas, etc.) y la eficiencia del inversor. Esta relación también depende de los métodos de ins­talación de los módulos (latitud, inclinación, temperatu­ra ambiente...) que pueden hacer variar la potencia ge­nerada. Por ello, el inversor está equipado con una limitación automática de la potencia suministrada para resolver situaciones en las que la potencia generada es mayor de lo normal.
Entre las características para el dimensionado correcto del inversor, deben considerarse las siguientes:
• Lado CC:
- potencia nominal y potencia máxima;
- tensión nominal y tensión máxima admisible;
 - campo de variación de la tensión MPPT en condi­ciones de funcionamiento estándar;
• Lado CA:
- potencia nominal y potencia máxima que el grupo de conversión puede suministrar de manera con­tinua, así como el campo de temperatura ambien­te al que puede suministrarse esa potencia;
- intensidad nominal entregada;
- intensidad suministrada máxima que permite el cálculo de la contribución de la planta FV a la in­tensidad de cortocircuito;
 - tensión máxima y distorsión del factor de potencia;
- eficiencia de conversión máxima;
- eficiencia con una carga parcial y al 100% de la potencia nominal (mediante la "Eficiencia europea" o el diagrama de eficiencia).
Además es necesario evaluar los valores asignados de tensión y frecuencia en la salida y de la tensión a la en­trada del inversor.  Los valores de tensión y frecuencia a la salida para plantas conectadas a la red de distribución pública los impone la red con tolerancias definidas según la compañía.
En lo referente a la tensión a la entrada, deben evaluar­se las condiciones extremas de funcionamiento del generador FV para garantizar un empleo seguro y pro­ductivo del inversor.
Primero, es necesario verificar que la tensión sin carga Uoc en la salida de las cadenas a la temperatura mínima prevista (-10 °C) es menor que la tensión máxima que el inversor puede soportar, es decir:

UOC max ≤ UMAX        (1)

En algunos modelos de inversor existe un banco de condensadores a la entrada, de modo que la inserción en el campo FV genera una corriente de arranque de valor igual a la suma de las corrientes de cortocircuito de todas las cadenas conectadas. Esta corriente no debe provocar el disparo de ninguna protección interna (en caso de que exista).
Cada inversor se caracteriza por un intervalo de funcio­namiento normal de tensiones a la entrada. Dado que la tensión a la salida de los paneles FV es función de la temperatura, es necesario verificar que bajo las condi­ciones de servicio previstas (de -10 °C a +70 °C) el in­versor funciona dentro del rango de tensión declarado por el fabricante. En consecuencia, deben verificarse simultáneamente las inecuaciones [1] y [2]:

Umin ≥ UMPPT        (2)

es decir, la tensión mínima (a +70 °C) a la potencia máxi­ma correspondiente a la salida de la cadena en condi­ciones de radiación solar estándar será mayor que la tensión de funcionamiento mínima para el MPPT del inversor; la tensión mínima del MPPT es la tensión que mantiene la lógica de control activa y permite un sumi­nistro de potencia adecuado a la red de distribución. Además, debe ser:

Umax ≤ UMPPT max         (3)

es decir, la tensión mínima (a -10 °C), a la potencia máxi­ma correspondiente a la salida de la cadena en condi­ciones de radiación solar estándar será menor o igual que la tensión de funcionamiento máxima del MPPT del inversor.
La figura 7 muestra un diagrama de acoplamiento entre el campo FV y el inversor considerando las tres inecuaciones mencionadas.
Adicionalmente al cumplimiento de las tres condiciones mencionadas referentes a la tensión, es necesario veri­ficar que la intensidad máxima del generador FV funcio­nando en el punto de potencia máxima (MPP) es menor que la intensidad máxima admitida por el inversor a la entrada.


Ref:
"CT10 ABB Plantas FV"