ENERGÍA GENERADA POR UNA CENTRAL FV 9 MW EN CHILE

INTRODUCIÓN

La estimación de la energía producida por una instalación fotovoltaica es una de las cifras más importantes y necesarias que permiten decidir acometer la inversión necesaria para llevar a cabo la ejecución de la planta.

La producción, medida en Horas Equivalentes (kWh/kWp), que una central fotovoltaica espera generar a lo largo de un año, es la que permite obtener los ingresos obtenidos y que se introducirán en el flujo de caja, soporte para la posterior realización de los modelos “base” o modelos “financieros” que permitirán, a su vez, conocer las variables económicas de TIR, VAN, etc. Estos ingresos son calculados a través de la multiplicación de los kWh generados, por el precio establecido para cada kWh.

La figura 1 describe el flujo de potencia a través de un sistema fotovoltaico. G,Pdc,Pac representan, respectivamente, la irradiancia incidente, la potencia DC producida por el generador fotovoltaico y la potencia AC entregada por el inversor a la red.

La radiación solar es esencialmente aleatoria. Sírvase de ejemplo los parámetros característicos del clima solar de Madrid en diferentes fuentes de información, asumiendo que los correspondientes “años típicos”, descritos cada uno por 12 valores del promedio mensual de la irradiación diaria horizontal, representan diferentes posibilidades de ocurrencia futura. La tabla I presenta los años típicos de Madrid, tal y como aparecen en las diferentes fuentes de información que aparecen a pie de tabla.

Como podemos ver, para el mes de enero, las diferencias llegan hasta el 32% [(2,29-1,73)/(1,73)x100]. Sin embargo, y esto es una consecuencia ineludible del carácter aleatorio de la radiación solar, NO es posible decir que uno de los años típicos sea MAS REPRESENTATIVO que otro. El FUTURO puede ajustarse a cualquiera de ellos con la misma probabilidad.[1]

Siendo conscientes del apartado anterior, y aplicando el sentido común, vamos a tratar de estimar la energía producida por una instalación fotovoltaica multimegavatio en una zona del denominado “SunBelt” perteneciente al país de Chile.

MARCO REGULATORIO CHILENO

Según el marco regulatorio Chileno, la clasificación de medios de generación renovables no convencionales, agrupa un conjunto de sub-clasificaciones a las que la Ley 19.940, Ley 20.257 y el reglamento del D.S. 244 han conferido derechos y obligaciones particulares. La Figura 24 muestra en forma esquemática los distintos medios de generación y sus interrelaciones.

Clasificación:

1) PMGD: Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a conectarse a las redes de distribución.

2) PMG: Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional.

3) MGNC: Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kW. La categoría de MGNC, no es excluyente con las categorías indicadas en los dos puntos precedentes. Esta categoría junto a los proyectos ERNC menores a 20 MW también incluye los proyectos de cogeneración eficiente a base de combustibles fósiles menores a 20 MW.

La integración a los sistemas eléctricos parte por la identificación del tipo de subsistema en el cual se pretende lograr la conexión del proyecto ERNC. De acuerdo a la reglamentación vigente esto corresponde a seleccionar si la conexión se hará a nivel de distribución o en los sistemas de transmisión.

Es importante notar que la normativa técnica aplicable a la conexión y operación del generador ERNC difiere según sea el sistema de conexión seleccionado. La Figura 30 muestra la normativa aplicable al proyecto ERNC en función de si su conexión es en un sistema de distribución o en transmisión. En este contexto, y dado el alcance de este capítulo, se muestran las normas y/o reglamentos21 de aplicación para tres etapas que son: estudio de impacto ambiental, conexión al sistema eléctrico y operación en el sistema.

Por lo tanto, si el proyecto ERNC pretende la conexión a un sistema de distribución, la normativa aplicable es la Norma Técnica de Conexión y Operación en media tensión (NTCO). Si por el contrario, la conexión es a sistemas de transmisión, la normativa técnica aplicable es la que se encuentra en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSCS). Una clara distinción entre los sistemas de distribución y los otros se logra identificando el voltaje de operación de la red, ya que las redes de distribución son todas aquellas que operan a voltajes menores o iguales a 23 kV. En la figura 30, se muestra esquemáticamente lo anteriormente mencionado.

CARACTERÍSTICAS DE LA PLANTA

Ateniéndonos, por tanto, a la clasificación de la legislación de Chile, debemos de establecer primero la potencia para nuestra huerta fotovoltaica. Como el marco regulatorio establece una frontera para un PMGD en los 9 MW, vamos a fijar como potencia nominal de la instalación fotovoltaica los 9.000 kW. La conexión la realizaremos en infraestructuras de Distribución, ya que debido a la menor tensión, significa menor coste en cuanto a las infraestructuras necesarias para la interconexión.

Determinada ya la potencia nominal de la instalación y los términos de interconexión, pasamos a definir los criterios de diseño de ingeniería básica de la huerta fotovoltaica.

Conexionado de módulos

A la hora de definir la topología de una central fotovoltaica multimegavatio, existen diferentes criterios, pero basados todos ellos, como siempre he dicho y nuevamente, en el director de orquesta de las instalaciones fotovoltaicas; el inversor. El inversor establece, en relación a su potencia y a su ubicación dentro de la instalación, la configuración eléctrica de los módulos y por tanto, directamente relacionado con lo anterior también el bus dc.

La legislación española, al amparo del RD661/2007 y sobretodo, debido al régimen económico establecido según la tarifa regulada para las instalaciones con potencia menor o igual a 100 kW, de nada menos que 44,0381c€/kWh, provocó una “fotovoltaicofilia”, que unido a la “picaresca española”, provocó la proliferación de huertas fotovoltaicas multimegavatio compuestas de tantas unidades de 100 kWn como fuesen necesarias hasta completar los MW objetivo, subunidades que compartían infraestructuras de evacuación comunes con “objeto” de disminuir los costes.

Hoy en día, y después de pasar de la “fotovoltaicofilia” a la “fotovoltaicofobia”, los escasos, por no decir ninguno, parques fotovoltaicos que se construyen, en el año 2008 se conectaron 2.500 MW, todavía se plantean con este esquema.

Una vez establecido los 100 kWn como potencia base de formación vamos a buscar la configuración serie-paralelo de los subcampos que componen cada instalación de 100 kWn. Para ello, es necesario previamente seleccionar un panel fotovoltaico, en este caso nos decantamos por uno cuyas características eléctricas se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1.

Una vez elegido el panel, el conexionado de éstos viene condicionado por las características técnicas del inversor seleccionado, ya que la ventana de entrada de continua marcará tanto la tensión de entrada (paneles en serie) como la intensidad necesaria (paneles en paralelo). En nuestro caso, las características eléctricas y físicas del inversor elegido son las siguientes:

Tabla 2.

Tras la evaluación de las características técnicas anteriores, establecemos una configuración de paneles de 20s x 24p (24 ramales de 20 paneles en serie cada uno), es decir, cada subinstalción de 100 kWn (correspondientes a la potencia del inversor) llevará asociada 480 paneles con una potencia pico total cada una de 110,4 kWp. Esta configuración está dentro de la horquilla que nos permite el inversor; 20x30,2V=604Vdc, inferior a los 750Vdc permitidos, 24x7,62 A=182,88Adc, inferior a los 255 A admitidos. Comprobamos también que la tensión de circuito abierto 20x37,2V=744V es inferior a la máxima tensión de entrada admitida, en este caso 900V.

Como la potencia total de la huerta fotovoltaica la hemos fijado en 9 MW, hace que la central fotovoltaica conste de 90 subinstalaciones de 110,4 kWp cada una, lo que hace que la potencia pico de la planta sea de 9.936 kWp, formada por 43.200 módulos fotovoltaicos como los de la tabla 1.

Configuración eléctrica de la planta

Cada subinstalación de 100 kWn estará dividida, a su vez, en 6 subcampos fotovoltaicos, formados cada uno de ellos por 4 ramales en paralelo de 20 paneles en serie, formando un bus de corriente continua que recoje los positivos y negativos de cada ramal y que finalizarán en una caja general de protección de subcampo PV, como se ve en la imagen 2.

Imagen 2.

Existirán 6 cajas tipo como la de la imagen 2. por cada subinstalación de 100 kWn. De cada caja general de protección de subcampo PV, partirá el cableado (positivo y negativo) hacia una caja general de conexiones cuya función será la de centralizar el cableado proveniente de los 6 subcampos, previo a la entrada a cada inversor de 100 kWn, como se muestra en la imagen 3.

Imagen 3.

Los conductores tendrán una sección adecuada para que, en cualquier condición de trabajo, éstos, garantizen que la caída de tensión no sea superior al 1,5%. Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados.

De cada caja de conexiones por subinstalación se llevará a su inversor asociado, transformando la corriente cc en ca. De la salida del inversor en ca, previo paso por una caja general de protección y medida (esto último si es necesaria la medida en BT 400V), llegará a la entrada de BT de un transformador de 100 kVA´s. La tensión de salida de MT del transformador corresponderá con la tensión de la línea de distribución donde se realice la interconexión con el sistema nacional; en este ejemplo será de 20 kV.

El cableado de MT, a la salida de los respectivos transformadores, se llevarán a la aparamenta de MT corespondiente, formada por una celda de protección de transformador y una celda de línea de MT.

Todos los equipos mencionados anteriormente (caja general de conexión, inversor asociado, protecciónes, transformador y celdas asocialdas) estarán ubicados, en grupos de dos, en edificios prefabricados denominados CT´s, cuyo esquema unifilar se muestra en la imagen 4.

Imagen 4.

Para evacuar la energía de cada CT se proyecta la realización de dos anillos de media tensión que unan, a través de dos celdas de entrada salida en cada centro, las infraestructuras de media tensión asociadas a cada anillo. Al ser una planta fotovoltaica de 90 CT´s, proyectamos dos anillos; uno formado por 23 CT´s de 200 kWn cada uno, con lo que evacuaremos la potencia generada de 4.600 kWn y otro anillo formado por 22 CT´s, que a su vez evacuará la potencia restante de 4.400 kWn.

En la imagen 5. se muestra el unifilar de los dos anillos comentados.

Imagen 5.

Ambos anillos se cerrarán en un edificio prefabricado de hormigón, denominado centro de reparto, con todos los equipos de protección necesarios previamente negociados con la compañía eléctrica. Además, en este edificio se instalará un transformador para los servicios auxiliares de la planta, así como los propios necesarios para el propio centro (iluminación, fuerza, telemando, etc). En la imagen 6. se puede ver el unifilar del centro de reparto y en la imagen 7. una sección de éste.

Imagen 6.

Imagen 7.

Desde este centro de reparto, saldrá una línea aérea de alta tensión de simple circuito que unirá la planta fotovoltaica con el entronque asignado en la línea de distribución, mediante un apoyo a la salida del centro subterráneo-aéreo.

Una vez hemos definido las características técnicas, equipos, topología etc. de la planta, vamos a seleccionar la ubicación de la central fotovoltaica.

UBICACIÓN

El primer paso es localizar una zona en la que la irradiación anual sea lo más alta posible. Para ello, vamos a seleccionar una base de datos oficial, en mi caso, opto por la de la NASA. Previamente, para detectar de forma genérica las zonas de mayor radiación, cargamos la imagen de radiación global horizontal sobre Chile, imagen 8, que se muestra a continuación.

Imagen 8.

Es evidente que la zona de mayor radiación corresponde con ubicaciones cuya altitud sobrepasa los 3.000 m. sobre el nivel del mar, cordillera de Los Andes, en su parte noreste. Si bien, con el objetivo de maximizar la energía solar captada, estas ubicaciones serían las idóneas, es conveniente, desde el punto de vista técnico-económico, evitarlas, ya que los equipos (inversores, contadores, celdas de MT, transformadores, etc) no están, en sus versiones “standard”, preparados para funcionar por encima de los 1.000 m.s.n.m. En la escuela de ingeniería teníamos un profesor que nos decía: “…técnicamente “todo” es posible, pero debe de ser económicamente viable…”. Con esto, lo que pretendo decir, es que se pueden realizar huertas solares, por encima de los 1.000 m., pero con un incremento de coste notable.

Una vez nos hemos decantado por no sobrepasar esa limitación en altura, también nos ponemos como criterio de selección de la mejor ubicación, que los terrenos se encuentren próximos a alguna infraestructura eléctrica que nos permita evacuar la energía generada por la planta. Vamos a suponer, como hemos comentado, que la línea eléctrica que debemos de ejecutar para la interconexión tiene una longitud de 1 km.

Seleccionamos como localización para la planta una zona cuyas coordenadas son 21º 12’S 69º 22’O, como se puede ver en la siguiente imagen.

Imagen 9.

RADIACIÓN

En la zona que hemos seleccionado, la base de datos de la NASA para una inclinación de 21º del plano del generador nos dice que existe una media anual de 6,38 kWh/m², distribuida a lo largo de los meses como se puede ver en la imagen 10.

Imagen 10.

PÉRDIDAS ENERGÉTICAS

De la radiación recibida en el plano del generador fotovoltaico, no toda se inyecta en la red, sino que será sensiblemente inferior. Esta disminución de la energía generada a la red respecto de la energía solar incidente puede ser explicada mediante una serie de pérdidas energéticas, cuyas principales fuentes se presentan a continuación:

·         Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal. Los módulos FV obtenidos de un proceso de fabricación industrial no son todos idénticos, sino que su potencia nominal referida a las condiciones estándar de medida, STC, presenta una determinada dispersión.

·         Pérdidas de mismatch o de conexionado. Son pérdidas energéticas originadas por la conexión de módulos fotovoltaicos de potencias ligeramente diferentes para formar un generador fotovoltaico26. Esto tiene su origen en que si conectamos dos módulos en serie con diferentes corrientes, el módulo de menor corriente limitará la corriente de la serie. De modo semejante ocurre para la tensión de la conexión de módulos en paralelo.

·         Pérdidas por polvo y suciedad. Tienen su origen en la disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos FV.

·         Pérdidas angulares y espectrales. La potencia nominal de un módulo FV suele estar referida a unas condiciones estándar de medida, STC, que, además de 1000 W/m² de irradiancia y 25ºC de temperatura de célula, implican una incidencia normal y un espectro estándar AM1.5G.

·         Pérdidas por caídas ohmicas en el cableado. Tanto en la parte DC como en la parte AC (desde la salida de los inversores hasta los contadores de energía) de la instalación se producen unas pérdidas energéticas originadas por las caídas de tensión cuando una determinada corriente circula por un conductor de un material y sección determinados.

·         Pérdidas por temperatura. Los módulos FV presentan unas pérdidas de potencia del orden de un 4% por cada 10 ºC de aumento de su temperatura de operación (este porcentaje varía ligeramente en función de cada tecnología).

·         Pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor. El inversor fotovoltaico se puede caracterizar por la curva de rendimiento en función de la potencia de operación. Es importante seleccionar un inversor de alto rendimiento en condiciones nominales de operación y también es importante una selección adecuada de la potencia del inversor en función de la potencia del generador FV.

·         Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV. El inversor fotovoltaico de conexión a red opera directamente conectado al generador FV y tiene un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV (éste punto de máxima potencia cambia con la irradiancia y la temperatura) cuyos algoritmos de control pueden variar entre diferentes modelos y fabricantes.

·         Pérdidas por sombreado del generador FV. Son pérdidas provocadas por la proyección de los paneles de las filas precedentes en determinadas horas del día.

Además de las pérdidas consideradas anteriormente puede haber otras específicas para cada instalación, como pueden ser: los tiempos de paradas del inversor por mantenimiento, averías o mal funcionamiento, los efectos de la disminución del rendimiento de los módulos FV a bajas irradiancias, etc...

Una vez enumeradas las principales pérdidas energéticas a las que está sometida una central fotovoltaica, calcularemos el Performance Ratio como el producto de todas las pérdidas consideradas en la instalación. Para el ejemplo considerado, vamos a realizar tres hipótesis, denominadas pesimista, optimista y realista en las que estableceremos para cada caso un valor de pérdidas. Estas tres hipótesis están resumidas en la Tabla 3.

Tabla 3.

Una vez hemos calculado las horas equivalentes para los tres escenarios, en el caso optimista además se ha supuesto una radiación un 10% superior a la de la base de datos, simplemente, para calcular la energía producida por la planta, bastará con multiplicar dichas cantidades por la potencia pico de la planta,que como hemos dicho es de 9.936 kWp, obteniendo los datos de la Tabla 4.

Tabla 4.

Para una segunda publicación quedará evaluar las características económicas una vez conocido la producción eléctrica de la central fotovoltaica propuesta.

Ref.:

Estimación de la energía generada por un sistema fotovoltaico conectado a red. Miguel Alonso Abella y Faustino Chenlo

Las energías renovables no convencionales (ERNC) en el mercado eléctrico Chileno. Comisión Nacional de la Energía

Retratos de la conexión fotovoltaica a la red (V). “De la AIE a los inversores” E.Lorenzo

Retratos de la conexión fotovoltaica a la red (IV) E.Lorenzo

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[1] E. Lorenzo and L. Narvarte, On the Usefulness of Stand-Alone PV sizing Methods, Prog. Photovolt: Res. Appl. 2000; 8:231-409.

LAS GRANDES "OLVIDADAS" DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AISLADOS, LAS BATERÍAS. II

Continuando con el tema de las baterías y su comportamiento en los sistemas aislados, vamos a describir uno de los modelos para estimar su vida útil.

Existen varios modelos para predecir la vida útil de las baterías [Wentzl et al. (2005)], la cual depende fundamentalmente de las condiciones de operación, del régimen de carga/descarga y de la temperatura. Como hemos reflejado en el documento predecesor a éste con el mismo título, el régimen de carga/descarga, es la condición que más va a influir en la vida útil de las baterías, ya que las profundidades de descarga a las que está sometida la batería condiciona, y mucho, el tiempo de vida.

El tiempo de vida de las baterías es uno de los datos que más van a influir en un sistema autónomo, ya que va a condicionar por un lado, la fiabilidad del sistema, y por otro, en el coste total del sistema. Por este motivo vamos a tratar de explicar uno de los métodos de cálculo del tiempo de vida útil de las baterías.

Existen dos tipos de modelos para la predicción de la vida de las baterías:

·         Modelos basados en la simulación del comportamiento de las baterías bajo la influencia de los diferentes tipos de procesos de envejecimiento. Hay cuatro grupos de modelos basados en la simulación del comportamiento:

1.      Modelos electroquímicos de primer principio [Liaw et al. (2002), Gu et al. (1997)]

2.      Modelos de circuito equivalente [Sauer (1997)]

3.      Modelos analíticos junto con datos empíricos [Shepher (1965)]

4.      Modelos basados en redes neuronales [Chan et al. (2000)]

·         Modelos que relacionan el final de la vida útil con parámetros fácilmente medibles como, por ejemplo, la energía ciclada por las baterías o el número de ciclos. De estos se pueden citar los siguientes:

1.      Modelo basado en la energía ciclada (ciclos completos equivalentes). Este modelo es utilizado por el programa HOMER.

2.      Modelo del conteo de ciclos, basado en el conteo de los ciclos de fatiga de los materiales en mecánica, según el algoritmo Rainflow, expuesto en [Downing and Socie (1982)] y utilizado por el programa HYBRID2 [Manwell et al. (1998)]. Este método es mucho más exacto para estimar la vida útil de las baterías que el de los circuitos completos equivalentes.

Los modelos basados en la simulación del comportamiento tienen mayor precisión, aunque son mucho más complejos de implementar en programas de simulación y optimización de sistemas híbridos, necesitando además tiempos de cálculo muy elevados.

Hoy nos vamos a centrar en el utilizado por el programa HOMER, modelo de los ciclos completos equivalentes, primero, porque es bastante sencillo y proporciona resultados bastante precisos en relación a la sencillez de cálculo y segundo, por la disponibilidad de los datos de partida proporcionados por los fabricantes de las baterías.

Como hemos comentado en el párrafo anterior, los fabricantes suministran curvas para cada tipo de batería donde aparecen los ciclos de vida (Cycles to Failure), CF, en función de la profundidad de descarga (Depth of Discharge), DOD (%).

La energía que puede ciclar una batería depende de la profundidad de los ciclos, como ya hemos recalcado en varias ocasiones. La energía que puede ciclar una batería a lo largo de su vida (E_{ciclada_i} (Wh)), si siempre hace ciclos de una profundidad de descarga DODi, se calcula según la siguiente ecuación:

En la que CF_i, son los ciclos de vida de la batería cuando la profundidad de descarga es DOD_i, C_N es la

capacidad nominal de la batería (Ah) y V_{N_bat} es la tensión nominal de la batería (V).

Los ciclos completos equivalentes se definen como los ciclos necesarios para ciclar la misma energía que en el caso de que los ciclos fuesen del 100% de la profundidad de descarga. Se calculan según la siguiente ecuación:

Vamos a suponer que disponemos de una batería con la siguiente curva de capacidad en función de la profundidad de descarga.

Vamos a suponer que disponemos de una batería con la siguiente curva de capacidad en función de la profundidad de descarga.

Figura 1.

Suponiendo que la batería de la Figura 1, es de 100 Ah de capacidad nominal y tensión nominal 12 V, los cálculos de los ciclos equivalentes se realizarían tal y como se indica a continuación.

Si todos los ciclos de carga/descarga que realiza la batería son del 10 % de la profundidad, la energía que la batería habrá ciclado a lo largo de su vida será:

8000x(10/100)x100Ahx12V=960.000Wh. Esto sería equivalente a hacer 8000x10/100=800 ciclos con el 100% de DOD.

Si todos sus ciclos fuesen del 20% la energía que ciclaría sería: 4000x(20/100)x100x12=960.000Wh. Esto sería equivalente a realizar 4000x20/100=800 ciclos con el 100% de la DOD.

Si todos sus ciclos fuesen del 30%, la energía que ciclaría sería 3200x(30/100)x100x12=1.152.000Wh. Esto sería equivalente a hacer 3200x30/100=960 ciclos con el 100% de DOD.

Así, se pueden ir obteniendo los ciclos completos equivalentes  para cada profundidad de descarga hasta el valor de DOD_max=100-SOC_min , ya que no habrá ciclos de mayor profundidad de descarga porque se impide bajar del estado de carga mínimo de las baterías. El valor medio de los ciclos equivalentes (N_{ciclos_eq}) es el valor que se utilizará para calcular la vida de las baterías. En el caso del ejemplo son 905 ciclos completos equivalentes medios.

Al finalizar la simulación del sistema se conocerá la energía ciclada por el banco de baterías anualmente (energía almacenada y posteriormente cedida). E_{ciclada_banco_bat_año} (Wh/año). La energía ciclada por cada batería será (Wh/año):

La vida de las baterías (años) se calculará según la siguiente equación:

Donde Life_flo es la vida flotante de las baterías (años).

La aproximación de considerar los ciclos completos equivalentes solo es válida en algunos casos. Así, para el caso del ejemplo, si los ciclos son siempre del orden del 10% de profundidad de descarga realmente se podrían hacer 8000 ciclos (800 ciclos equivalentes reales), mientras que utilizando las ecuaciones anteriores se consideraría la media de 905 ciclos equivalentes, siendo el cálculo más optimista que la realidad.

Sin embargo, en el mismo caso, si los ciclos estuviesen siempre entorno al 30% ó 40% de la profundidad de descarga, los ciclos equivalentes reales serían 960, mientras que en los cálculos se consideraría la media de 905, obteniendo resultados más pesimistas que los reales.

Referencias:

“Dimensionado y Control óptimos de Sistemas Híbridos Aplicando Algoritmos Evolutivos” Capítulo IV. Tesis Doctoral. Autor: Rodolfo Dufo López

“Float Life Verification of a VRLA Battery Utilizing a High Purity Electrochemical System”. Auhors: Frank A. Fleming, Lei Gao and Philip R. Shumard, Rhodri Evans and Raju Kurian

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