ESCUELA POLITECNICA DE INGENIER´ ´IA DE GIJ ON´

ESCUELA POLITECNICA DE INGENIERIA DE GIJON

GRADO EN INGENIERIA ELECTRONICA INDUSTRIAL YAUTOMATICA

AREA DE INGENIERIA ELECTRICA

DISENO Y SIMULACION DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICASAISLADAS PARA APLICACIONES DE AUTOCONSUMO EN ZONAS

RURALES CON DIFICIL ACCESO A LA RED ELECTRICA.

D.FERNANDEZ FERNANDEZ, LucıaTUTOR: D.Angel Navarro Rodrıguez

COTUTOR: D.Cristian Blanco Charro

FECHA: Febrero 2021

UNIVERSIDAD DE OVIEDOEscuela Politecnica de Ingenierıa de Gijon Hoja 3 de 144

A mis abuelos . . .

por estar siempre presentes.

Lucıa Fernandez Fernandez

Resumen

Este proyecto refleja el diseno y modelado de una instalacion fotovoltaica aislada de

la red electrica con el objetivo de que cualquier vivienda pueda disponer de electricidad para

satisfacer sus necesidades energeticas, independientemente de la orografıa y la ubicacion en la

que se encuentre. En el presente documento se incluye una revision de la base teorica en la

que se apoyan este tipo de instalaciones, ası como los pasos necesarios para la realizacion del

dimensionamiento de toda la instalacion fotovoltaica. Los resultados se verificaran mediante

simulaciones en Simulink y mediante el uso de la herramienta PVSyst.


Indice de la memoria

1 Hipotesis de partida y alcance. 15

1.1 Introduccion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

1.2 Normativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

1.3 Instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.3.1 Descripcion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.3.2 Tipos de sistemas fotovoltaicos autonomos. . . . . . . . . . . . . . . . 19

1.4 Paneles fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

1.4.1 Funcionamiento de un panel fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . 24

1.4.2 Caracterısticas de los paneles fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . . . 25

1.4.3 Efectos de la radiacion en un modulo solar. . . . . . . . . . . . . . . . 27

1.4.4 Ventajas y desventajas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

1.5 Algoritmos MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

1.5.1 Perturbacion y observacion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

1.5.2 Conductancia incremental. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

1.6 Sistemas de almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas. . . . . . . . . . . 34



1.6.1 Funcionamiento general. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

1.6.2 Parametros de una baterıa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

1.6.3 Clasificacion de las baterıas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

1.6.4 Baterıas de ion-Litio para instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red. 37

1.7 Topologıa de los convertidores de potencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

1.7.1 Convertidores DC/DC para el sistema de generacion. . . . . . . . . . . 39

1.7.2 Convertidores DC/DC para el sistema de almacenamiento. . . . . . . . 39

1.7.3 Inversores DC/AC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

2 Objetivos concretos y relacion con el estado actual. 43

2.1 Objetivos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

2.2 Relacion con el estado actual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

3 Metodologıa de trabajo. 47

4 Trabajo realizado y resultados obtenidos. 49

4.1 Dimensionamiento de una instalacion fotovoltaica aislada. . . . . . . . . . . . 49

4.1.1 Estimacion del consumo energetico que debe cubrir la instalacion foto-

voltaica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.1.2 Especificaciones y seleccion del tipo de instalacion. . . . . . . . . . . . 54



4.1.3 Dimensionamiento y seleccion del conjunto fotovoltaico. . . . . . . . . 56

4.1.4 Dimensionamiento y seleccion del sistema de almacenamiento. . . . . 63

4.1.5 Seleccion del inversor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

4.1.6 Comprobacion de resultados con el software PVSyst. . . . . . . . . . . 67

4.2 Modelado y control dinamico de la instalacion. . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

4.2.1 Control MPPT del conjunto PV y convertidor DC/DC paneles. . . . . . 79

4.2.2 Sistema de almacenamiento de energıa. . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

4.2.3 Conjunto de baterıas y convertidor de potencia DC/DC para ellas. . . . 84

4.2.4 Perfil de carga e inversor DC/AC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

4.3 Simulacion y resultados obtenidos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

4.3.1 Funcionamiento del algoritmo MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

4.3.2 Control de tension del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

4.3.3 Simulacion de todo el conjunto de la instalacion. . . . . . . . . . . . . 93

4.4 Analisis de costes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99

5 Conclusiones y trabajos futuros. 103

Bibliografıa 108

Apendice I: Script dimensionamiento de una instalacion aislada. 111



Apendice II: Ficha tecnica panel fotovoltaico. 117

Apendice III: Ficha tecnica baterıa. 121

Apendice IV: Ficha tecnica inversor. 125

Apendice V: Informe de simulacion PVSyst. 129

Apendice VI: Esquemas de las simulaciones en Simulink. 141



Indice de figuras

1.1 Esquema normativa para instalaciones fotovoltaicas [1]. . . . . . . . . . . . . 16

1.2 Esquema de una instalacion fotovoltaica aislada de la red [2]. . . . . . . . . . . 19

1.3 Esquema de una instalacion en configuracion SHS [3]. . . . . . . . . . . . . . 20

1.4 Esquema de una instalacion en configuracion AC [3]. . . . . . . . . . . . . . . 20

1.5 Esquema de una instalacion en configuracion DC+AC [3]. . . . . . . . . . . . 21

1.6 Esquema de una instalacion AC-Coupling. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

1.7 Esquema instalacion en modo sistema hıbrido [3]. . . . . . . . . . . . . . . . . 23

1.8 Efecto fotoelectrico de una celula solar [4]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

1.9 Esquema del funcionamiento de un panel solar [5]. . . . . . . . . . . . . . . . 25

1.10 Curva I-V de un panel solar [6]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

1.11 Curva I-V de un panel para diferentes valores de irradiancia [7]. . . . . . . . . 28

1.12 Pantalla principal de PVGis [8]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

1.13 Algoritmo P&O mostrado en curva P-V [9]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

1.14 Diagrama de flujo del algoritmo de perturbacion y observacion. . . . . . . . . . 31

1.15 Algoritmo Conductancia Incremental sobre curva P-V [10]. . . . . . . . . . . . 32

1.16 Diagrama de flujo del algoritmo de conductancia incremental. . . . . . . . . . 33



1.17 Topologıa convertidor Boost. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

1.18 Topologıa convertidor DC/DC bidireccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

1.19 Topologıa inversor DC/AC en puente completo. . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

1.20 Tension a la salida con control unipolar [11]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

4.1 Porcentajes de consumo segun usos energeticos de una vivienda residencial

espanola [12]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

4.2 Topologıa tipo de instalacion seleccionada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

4.3 Irradiacion mensual con la ubicacion seleccionada y el angulo de inclinacion

optimo [8]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

4.4 Irradiacion diaria en el mes mas desfavorable [8]. . . . . . . . . . . . . . . . . 60

4.5 Curvas I-V y P-V de la agrupacion de paneles elegida. . . . . . . . . . . . . . 63

4.6 Encapsulado baterıa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

4.7 Conexion elementos de la instalacion aislada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

4.8 Pantalla principal PVSyst. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

4.9 Seleccion de la orientacion. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

4.10 Consumos energeticos vivienda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4.11 Perfil de carga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4.12 Caracterısticas principales de la baterıa seleccionada. . . . . . . . . . . . . . . 71



4.13 Resumen del dimensionamiento sugerido por el programa PVSyst. . . . . . . . 72

4.14 Pantalla configuracion de las perdidas del sistema del software PVSyst. . . . . 73

4.15 Comportamiento del conjunto fotovoltaico teniendo en cuenta las perdidas. . . 74

4.16 Simulacion escenario 3D con PVSyst. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

4.17 Esquema de la instalacion del caso practico modelado. . . . . . . . . . . . . . 78

4.18 Esquema implementacion del algoritmo MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

4.19 Esquema simplificacion del modelado del convertidor para los paneles. . . . . . 81

4.20 Modelo control de la planta en cadena cerrada. . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

4.21 Lugar de las raıces en cadena abierta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

4.22 Modelo control de la tension del bus de continua. . . . . . . . . . . . . . . . . 83

4.23 Bloque que representa el conjunto de baterıas [6]. . . . . . . . . . . . . . . . . 84

4.24 Esquema del modelado del convertidor DC/DC para baterıa. . . . . . . . . . . 85

4.25 Esquema simplificacion del modelado del inversor con fuentes de corriente ideales. 86

4.26 Potencia generada por el conjunto PV ante irradiancia variable. . . . . . . . . . 88

4.27 Tension y corriente del conjunto PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

4.28 Potencia del conjunto PV para temperatura variable. . . . . . . . . . . . . . . . 90

4.29 Control de tension mediante un regulador PI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

4.30 Resultados control de tension del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92



4.31 Sobreoscilacion al introducir un cambio brusco. . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

4.32 Comportamiento corriente del condensador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

4.33 Comportamiento sistema ante perturbaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

4.34 Perfil de carga diario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

4.35 Tension y corriente conjunto PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

4.36 Potencia conjunto PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

4.37 Tension del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

4.38 Tension y corriente baterıas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

4.39 SOC baterıas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

4.40 Ahorro anual de la vivienda desconectada de la red electrica. . . . . . . . . . . 101



Indice de tablas

4.1 Rango de valores que consumo comunmente cada carga conectada a la vivienda

[13]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

4.2 Valores de potencia seleccionados para cada carga. . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.3 Calculo de la energıa consumida por cada carga instalada. . . . . . . . . . . . . 54

4.4 Especificaciones de la vivienda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

4.5 Factores calculo paneles solares. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

4.6 Resultados obtenidos de el consumo medio de energıa de la vivienda. . . . . . 57

4.7 Valores de inclinacion optima proporcionados por el IDAE [14]. . . . . . . . . 58

4.8 Caracterısticas panel solar seleccionado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

4.9 Caracterısticas del conjunto de paneles elegido. . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

4.10 Parametros para el calculo de la capacidad de las baterıas. . . . . . . . . . . . . 64

4.11 Caracterısticas inversor comercial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

4.12 Parametros simulacion del algoritmo MPPT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

4.13 Parametros simulacion control del bus DC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

4.14 Presupuesto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99


MEMORIA

13


1. Hipotesis de partida y alcance.

1.1.- INTRODUCCION.

La electricidad esta presente en casi todas las actividades que una persona desarrolla

en su vivienda aportando servicios que, hoy en dıa, son esenciales para practicamente toda la

poblacion. En la actualidad existe un alto numero de personas que, debido a la ubicacion de

su vivienda en zonas rurales o en zonas con difıcil orografıa, carecen de acceso al suministro

electrico. En la mayorıa de estos casos el desarrollo de un proyecto para el transporte de la

electricidad hasta estas zonas rurales no es economicamente viable ya que la instalacion de

nuevos postes y cableado tiene un coste elevado.

Considerando esto, una de las soluciones mas eficientes es la electrificacion con energıas

renovables ya que el coste de expandir la red de distribucion electrica o de crear nuevas plantas

dedicadas a ese fin es mucho mas elevado que el de la instalacion y el mantenimiento de los

sistemas autonomos y renovables de energıa. Ademas, se trata de energıa a traves de una fuente

limpia, inagotable y abundante en la mayorıa de los casos.

En este contexto surge la idea de este proyecto, con el fin de desarrollar una metodologıa

de diseno y dimensionamiento de instalaciones fotovoltaicas con almacenamiento de energıa

para aplicaciones domesticas o comunitarias de autoconsumo en zonas de no electrificacion

como los casos definidos anteriormente.

Para poder comprender el desarrollo del proyecto mostrado a lo largo de este documento,

es necesario definir una serie de terminos e ideas conceptuales que seran la base teorica sobre la

que se apoyen la mayorıa de decisiones tomadas en el diseno y dimensionamiento. El resto de

este capıtulo se dedicara a la descripcion de estos conceptos teoricos con la finalidad de facilitar

al lector la compresion del alcance del trabajo.



1.2.- NORMATIVA

El presente proyecto se centra en el diseno de una instalacion fotovoltaica, en este caso

aislada de la red, con baterıas como medio de almacenamiento. Este tipo de instalaciones se

consideran como una instalacion generadora aislada de baja tension ya que no existen disposi-

tivos fotovoltaicos que trabajen a tensiones mayores a 1kV. En el Reglamento de Baja tension en

CC se impone como lımite de tension 1,5 kV; por tanto, nunca estaremos por encima de dicho

lımite.

En conclusion, se debe cumplir con el RD 842/2002, en el cual se aprueba el Reglamento

Electrotecnico de Baja Tension (REBT) [15]; donde puntualmente la instruccion tecnica que

trata estos sistemas es la ITC-BT-40. Puede verse graficamente en la siguiente figura 1.1.

Figura 1.1.- Esquema normativa para instalaciones fotovoltaicas [1].

Consecuentemente, en todo caso, es aplicable toda la normativa que afecte a instalaciones

solares fotovoltaicas:

• El RD 244/2019 [16]: Regula las condiciones administrativas, tecnicas y econominas de



autoconsumo de energıa electrica. Define la clasificacion de instalaciones y modalidades

de autoconsumo.

• El citado RD 842/2002.

• Codigo Tecnico de la Edificacion (CTE) cuando sea aplicable [17].

• Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnetica.

Otro documento para destacar es el Pliego de Condiciones Tecnicas de Instalaciones

Aisladas de Red, redactado por el Departamento de Energıa Solar del IDAE [14], donde se

establecen las condiciones tecnicas que deben considerarse para la convocatoria de ayudas. Se

usara a modo de referencia para los pasos a seguir en el dimensionamiento de la instalacion

fotovoltaica.

1.3.- INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS AISLADAS DE LA RED.

1.3.1.- Descripcion.

En palabras generales, una instalacion fotovoltaica aislada de la red es un sistema de

generacion de corriente capaz de proporcionar energıa procedente de la luz del sol sin necesidad

de conexion a la red electrica.

Este tipo de instalaciones puede confundirse con el metodo de funcionamiento de una

instalacion de autoconsumo, por ello es importante destacar que una instalacion de autocon-

sumo esta conectada a la red electrica. Es decir, se consume energıa de la red electrica y de la

instalacion fotovoltaica con el fin de ahorrar consumo. La principal caracterıstica de una insta-

lacion fotovoltaica aislada es estar completamente desconectada de la red, siendose dependiente

unica y exclusivamente de los paneles solares. Esto conlleva a la necesidad de almacenar la

energıa generada en acumuladores o baterıas para poder hacer uso de ella todas las horas del dıa

sin limitaciones.



Las instalaciones fotovoltaicas autonomas o aisladas de la red tienen varias aplicaciones,

destacando la electrificacion de viviendas, el alumbrado publico, bombeo y tratamiento de agua,

aplicaciones agropecuarias y cualquier otra donde no sea posible la conexion a red o se pueda

obtener un ahorro economico. Tienen la ventaja de no depender de elementos externos para

abastecerse de energıa y el coste energetico.

Por otro lado, como inconvenientes se destaca la necesidad de planificar y disenar la

instalacion debidamente ya que son directamente dependientes de factores como el consumo de

cargas conectadas y su tipo, el tiempo de uso, la ubicacion del sistema y el clima.

En rasgos generales, los elementos comunes en una instalacion solar aislada de la red,

aunque algunos explicados con mas detalle en posteriores apartados, son los siguientes [18]:

• Paneles fotovoltaicos: Producen corriente continua aprovechando la luz solar.

• Baterıas: Almacenan la energıa para tenerla disponible cuando sea necesaria, tanto en las

horas del dıa como de la noche. Principalmente existen dos tipos, las monobloque y las

estacionarias.

• Regulador de carga: Se encargan de que los acumuladores esten siempre en condiciones

correctas de funcionamiento tanto en el proceso de carga como en el de descarga. Tambien

gestiona el consumo de la instalacion, regulando la cantidad de energıa que necesita el

sistema.

• Inversor: Convierte la corriente continua producida por el campo fotovoltaico en corriente

alterna.

• Receptores o cargas: Se clasifican segun su tension de alimentacion, continua o alterna, y

son las cargas que consumen energıa en una vivienda, edificio, etc.



Figura 1.2.- Esquema de una instalacion fotovoltaica aislada de la red [2].

1.3.2.- Tipos de sistemas fotovoltaicos autonomos.

Existen dos tipos de instalaciones fotovoltaicas aisladas con acumulacion. Con las si-

guientes indicaciones es necesaria la seleccion del sistema que mas se pueda ajustar a la vivienda

en estudio [19].

1. Instalaciones DC-coupling o sistema clasico.

Las instalaciones aisladas clasicas, como la de la figura 1.2, consisten en un grupo de

paneles solares que generan electricidad para posteriormente almacenarla en baterıas o

acumuladores. La energıa almacenada es posteriormente utilizada cuando hay demanda

de consumo, usando de por medio un inversor. Es el sistema tradicional y el mas extendido

hasta la actualidad.

Los paneles fotovoltaicos son los encargados de generar electricidad en forma de corriente

continua que, posteriormente pasa por el regulador de carga donde se regula el proceso de

carga de la baterıa. La energıa generada por los paneles es almacenada en el sistema de

baterıas. Existen tres configuraciones posibles en este tipo de instalaciones:



• Configuracion SHS (Solar Home System).

GENERADOR

REGULADOR

BATERIA

CARGA

Figura 1.3.- Esquema de una instalacion en configuracion SHS [3].

Unicamente se tienen cargas en corriente continua. La energıa es consumida directa-

mente por las cargas receptoras desde la salida DC del regulador, prescindiendo del

inversor. El esquema general de este tipo de instalaciones puede verse en la figura

1.3.

• Configuracion AC.

GENERADOR

REGULADOR

BATERIA

CARGA

INVERSOR

Figura 1.4.- Esquema de una instalacion en configuracion AC [3].

Cuando se dispone de cargas que consumen corriente alterna, siguiendo el esquema



de la figura 1.4. Cuando el inversor detecte consumo, obtendra la energıa necesaria

de las baterıas transformandola en corriente alterna y abastecera las necesidades de

demanda.

• Configuracion DC+AC.

GENERADOR

REGULADOR

BATERIA

CARGA

INVERSOR

CARGA

Figura 1.5.- Esquema de una instalacion en configuracion DC+AC [3].

En este tipo de configuraciones existe la posibilidad de abastecer cargas conectadas a

corriente continua directamente de las baterıas y a su vez cargas en corriente alterna

mediante un inversor DC-AC. La figura 1.5 hace referencia a la conexion de los

elementos que intervienen en este tipo de instalaciones.

2. Instalaciones AC-coupling o sistema hıbrido.

Es un sistema apropiado para instalaciones solares de mayor envergadura, alimentando

siempre consumos en corriente alterna. Como se puede ver en la figura 1.6, convierte la

energıa producida por los paneles inmediata y directamente en corriente alterna a traves

de un inversor de conexion a red. Por tanto, una buena parte del consumo es alimentado

sin necesidad de pasar por el sistema de acumulacion.

Con los sistemas AC se consigue un mayor rendimiento de la instalacion gracias a la

conversion inmediata de la corriente. Ademas, el desgaste de las baterıas es menor y esto

alarga su vida util. Existen tres modos de funcionamiento:



Paneles

Inversor

de redInversor

cargador

Consumos

Baterías

Figura 1.6.- Esquema de una instalacion AC-Coupling.

• Caso 1: Cuando hay consumo en la vivienda y generacion de electricidad en los

paneles.

Si la generacion de los paneles es mayor al consumo demandado, se consume direc-

tamente desde el inversor de red sin pasar por las baterıas. El exceso de energıa solar

producida se usa para cargar las baterıas.

Si por el contrario hay una demanda de consumo mayor a la que es capaz de generar

el panel en ese momento, la energıa faltante es aportada desde las baterıas.

• Caso 2: Si hay generacion de electricidad procedente de paneles y no hay consumo.

En este caso, a traves del inversor cargador, la energıa producida se deriva al sis-

tema de baterıas, acumulandose mientras no esten cargadas por completo. Se podra

disponer de esta energıa cuando el sistema de generacion no este produciendo sufi-

ciente.

• Caso 3: Baterıas descargadas y ausencia de produccion de energıa en los paneles.

El inversor cargador trabajarıa como cargador de baterıas, a traves de un grupo



electrogeno. Si hay consumo mientras se carga el sistema de acumulacion, el mismo

es abastecido por el grupo electrogeno.

Actualmente hay inversores conocidos como “inversores hıbridos”, los cuales unifi-

can las funciones del inversor de red y el inversor cargador en un unico componente

[19]. El esquema basico de estas instalaciones se muestra en la figura 1.7.

GENERADOR

REGULADOR

BATERIA

CARGA

INVERSOR

RECTIFICADOR

GRUPO

ELECTROGENO

Figura 1.7.- Esquema instalacion en modo sistema hıbrido [3].

1.4.- PANELES FOTOVOLTAICOS.

Un panel solar o fotovoltaico es un conjunto de celdas que se basan en el principio de

funcionamiento del efecto fotoelectrico, convirtiendo la luz del sol en energıa electrica. Efecto

el cual, depende del material, que debe tener la capacidad de producir corriente electrica cuando

es expuesto a una fuente de luz.

El efecto fotoelectrico consiste en el movimiento de partıculas que viajan a traves de la

luz del sol conocidas como fotones. Estas partıculas “chocan” contra las celdas solares pro-

duciendose como consecuencia de dicho choque los electrones. De esta forma se produce un

flujo de electrones conocido como corriente electrica.



Figura 1.8.- Efecto fotoelectrico de una celula solar [4].

Deben distinguirse dos conceptos previos. Por una parte, el concepto de “celda solar”,

definido como pequenos dispositivos electronicos hechos de materiales semiconductores (gene-

ralmente Silicio cristalino) que pueden comportarse como conductores de electricidad o como

aislantes; por la otra, “celula o celda fotovoltaica” cuyo cometido es transformar luz solar en

electricidad. Combinando varias celulas se forma un panel solar [4].

1.4.1.- Funcionamiento de un panel fotovoltaico.

Los paneles solares fotovoltaicos funcionan por el efecto que tiene la luz del sol en ellos

explicado anteriormente como efecto fotoelectrico. Los atomos de cualquier materia estan for-

mados de electrones, protones y neutrones. Los electrones por su naturaleza llevan asociada una

carga de energıa electrica negativa, los protones llevan asociada una carga de energıa electrica

positiva, y los neutrones no llevan asociada carga electrica. De esta forma, los electrones son las

partes de los atomos que se encuentran mas al exterior de estos, y son los que forman la corriente

electrica, es decir, una corriente electrica esta formada por electrones en movimiento que saltan

de un atomo a otro del material conductor por el que viajan, y que se desplazan desde el polo

negativo al polo positivo, ya que al tener los electrones carga negativa se ven atraıdos por el polo

positivo [5].

Como ya se ha comentado, los paneles fotovoltaicos estan formados por varias celulas

fotovoltaicas y cada una de ellas esta compuesta al menos por dos laminas delgadas de silicio



habiendo entre ellas una capa de un elemento semiconductor a modo de separacion. Una de

estas laminas esta formada por elementos con menor carga de electrones que el silicio, es decir

con menor carga negativa. Esta lamina es la positiva (P). La otra lamina, formada por elementos

con mayor carga de electrones que el silicio, es decir con mayor carga negativa, es la lamina

negativa (N) [5].

Por otra parte, los fotones que proceden del sol conteniendo la energıa adecuada, inciden

sobre la superficie de la lamina positiva P que al interactuar con el material de dicha capa liberan

electrones de los atomos de silicio, atravesando la capa de semiconductor para llegar a la lamina

negativa N. Una vez en la lamina N no pueden volver por si solos a la lamina P. Al acumularse los

electrones en esta lamina se crea una diferencia de potencial o tension respecto a la positiva [5].

Figura 1.9.- Esquema del funcionamiento de un panel solar [5].

Uniendo las dos laminas mediante dos cables conductores a una carga receptora que

consume electricidad se crea una corriente electrica continua que fluye desde el polo negativo

hasta el positivo [5].

1.4.2.- Caracterısticas de los paneles fotovoltaicos.

A la hora de elegir un panel solar es importante tener en cuenta el rendimiento de las

celulas, el punto de trabajo en la curva I-V, la irradiacion solar donde se va a producir el efecto

fotovoltaico y la temperatura de las celulas fotovoltaicas.

Ahora bien, hay que destacar la curva de corriente en funcion de la tension, la cual es



normalmente facilitada por el fabricante y mostrada a continuacion en la figura 1.10.

Figura 1.10.- Curva I-V de un panel solar [6].

La curva I-V representa puntos con una determinada corriente y tension en los que puede

trabajar una celula fotovoltaica y depende de la irradiancia variable y la temperatura. Propor-

ciona los datos y especificaciones mas importantes que se deben conocer para un correcto calculo

de cualquier instalacion.

• Corriente de cortocircuito (Isc): valor de la corriente que circula cuando la tension en los

terminales de la placa es nula. Es la maxima corriente que se podrıa llegar a obtener de la

placa solar cuando trabaja como generador.

• Tension de circuito abierto (Voc): la mayor tension que se puede obtener de la placa

cuando trabaja como generador y la corriente es nula.

• Intensidad en el punto de maxima potencia (Imp).



• Tension en el punto de maxima potencia (Vmp).

• Punto de maxima potencia (Pm): Resulta de realizar el producto Imp por Vmp. El re-

sultado obtenido es la potencia maxima que el panel es capaz de suministrarnos cuando

trabaja en el punto de maxima potencia (MPPT).

1.4.3.- Efectos de la radiacion en un modulo solar.

La curva corriente-tension de un panel fotovoltaico no es unica, sino que depende de la

radiacion incidente en cada momento.

La produccion de un panel fotovoltaico es practicamente proporcional a la radiacion

incidente. Cuanto menor sea la radiacion, menor sera la potencia de salida del modulo. Por

tanto, en este punto es importante definir una serie de conceptos que se deben tener en cuenta al

seleccionar un panel o conjunto de paneles:

• Irradiancia: Es la magnitud que describe la radiacion o intensidad de iluminacion solar

que llega hasta nosotros medida como una potencia instantanea por unidad de superficie

(W/m2). El valor de irradiancia en condiciones estandar de medida es de 1000 W/m2 [20].

• Irradiacion: Es la cantidad de irradiancia recibida en un determinado intervalo de tiempo,

es decir, la potencia recibida por unidad de tiempo y por unidad de superficie. Se suele

medir en Wh/m2 [20].

• Horas de sol pico (HSP): Se puede definir como el numero de horas que se dispone de una

hipotetica irradiancia solar constante de 1000 W/m2 sobre cada panel solar que compone

la instalacion fotovoltaica. Se calcula dividiendo el valor de la irradiacion incidente entre

el valor de la potencia de irradiancia en condiciones estandar de medida, siguiendo la

ecuacion 1.1 [20].

HSP =Irradianciaincidente(W/m2)

1000(W/m2)(1.1)



La potencia entregada por el panel disminuye cuando aumenta la temperatura de las

celulas que lo componen y aumenta a medida que aumenta la irradiancia incidente, como puede

verse a modo ilustrativo en la figura 1.11.

Figura 1.11.- Curva I-V de un panel para diferentes valores de irradiancia [7].

1.4.3.1.- Herramientas.

En este apartado se hara una breve descripcion de las herramientas actualmente disponibles

para la obtencion de datos reales de irradiancia solar. Aunque existen diversos softwares para

ello, en este documento se hara uso del programa PVSyst, al cual se le dedicara una seccion mas

adelante, y del software gratuito PVGis [8].

Como se ha introducido, PVGis es una herramienta online totalmente gratuita que ha

sido desarrollada por la Union Europea con el principal objetivo de realizar un calculo de la

produccion de una instalacion fotovoltaica en cualquier ubicacion de Europa, Asia y America.

Usando el mapa interactivo de la figura 1.12, PVGis ofrece las siguientes prestaciones [8]:



• Potencial fotovoltaico para diferentes tecnologıas y configuraciones de sistemas conecta-

dos a la red y autonomos.

• Radiacion solar y temperatura, como promedios mensuales o perfiles diarios.

• Series de tiempo completo de valores por hora tanto de radiacion solar como de rendimiento

fotovoltaico.

• Mapas, por paıs o region, de recursos solares y potencial fotovoltaico.

Figura 1.12.- Pantalla principal de PVGis [8].

1.4.4.- Ventajas y desventajas.

Se destacaran algunas ventajas. La principal es que, al tratarse de energıa solar renovable,

este sistema ofrece una produccion limpia sin contaminacion. Ademas su instalacion es rapida,

con necesidades de mantenimiento mınimas y una vida util larga. Las instalaciones fotovoltaicas

ayudan a ahorrar energıa en muchos casos y pese que inicialmente puedan requerir de una alta

inversion economica, esta es amortizable al cabo de un cierto tiempo, recibiendo energıa solar

en la vivienda de forma “gratuita”.



Como desventajas, destacar la alta inversion inicial. El coste de una instalacion foto-

voltaica en una vivienda puede oscilar desde los 13000 euros hasta los 30000 o superior, sin

embargo, es una inversion recuperable a lo largo de su utilizacion. Otras desventajas pueden

ser la dependencia del clima, la necesidad de disponibilidad de espacio suficiente para su insta-

lacion, y la de utilizar energıas no limpias para la fabricacion de los paneles [21].

1.5.- ALGORITMOS MPPT.

Los algoritmos de seguimiento del punto de maxima potencia (MPPT) tienen como ob-

jetivo maximizar la energıa generada por el sistema fotovoltaico. Se implementa controlando

la tension para garantizar en todo momento el funcionamiento en el punto de tension pico de

la curva de potencia ante condiciones variantes, tales como la irradiancia, la temperatura y la

carga.

En este proyecto se expondran el algoritmo de control de perturbacion y observacion y

el algoritmo de conductancia incremental puesto que son los dos metodos mas basicos y ex-

tendidos. Existen otros algoritmos basados en el metodo fraccional (control de corriente de

cortocircuito o de tension de circuito abierto) o basados en la logica difusa (Fuzzy Logic Con-

trol).

1.5.1.- Perturbacion y observacion.

Su principio de funcionamiento se basa en la “perturbacion” de la tension de salida del

panel. Para ello, como se muestra en la figura 1.13, se compara la potencia proporcionada en un

instante actual con la potencia en un instante de tiempo anterior (∆P). En funcion de lo anterior

se modifica una variable, que sera la variable para controlar, denominada ciclo de trabajo o

“duty”, la cual tomara valores comprendidos entre cero y uno. Estas variaciones se realizan a

paso constante [6].

El algoritmo de perturbacion y observacion presenta algunos inconvenientes. En primer

lugar, las oscilaciones presentes en regimen permanente que no se pueden eliminar, y por otro



Figura 1.13.- Algoritmo P&O mostrado en curva P-V [9].

lado, su baja eficiencia ante variaciones ambientales bruscas. Es el algoritmo mas basico. Se

muestra su flujograma a en la figura1.14.

INICIO

Medición V(k),I(k)

P(k)-P(k-1)=0Si

No

P(k)-P(k-1)>0SiNo

V(k)-V(k-1)>0 V(k)-V(k-1)>0Si No

Decremento

de Vref

Incremento

de Vref

No Si

Incremento

de Vref

Decremento

de Vref

RETURN

Figura 1.14.- Diagrama de flujo del algoritmo de perturbacion y observacion.



1.5.2.- Conductancia incremental.

Presenta mejoras frente al de perturbacion y observacion puesto que su respuesta frente

a variaciones bruscas en las condiciones ambientales es buena y teoricamente elimina las oscila-

ciones presentes anteriormente en regimen permanente. La unica desventaja frente al algoritmo

anterior es el aumento de la dificultad de su implementacion [22].

El metodo de este algoritmo se basa en el hecho de que la pendiente de la curva de

potencia del panel solar es nula en el punto de maxima potencia, positiva a la izquierda y negativa

a la derecha de dicho punto de trabajo como puede verse en la figura 1.15. Se alcanza el punto

de maxima potencia comparando la conductancia instantanea con la conductancia incremental.

En funcion del resultado de la comparacion se incrementa o se disminuye el ciclo de trabajo o

“duty” del convertidor [22]. Un ejemplo del diagrama de flujo del algoritmo de conductancia

incremental puede observarse en la figura 1.16.

Figura 1.15.- Algoritmo Conductancia Incremental sobre curva P-V [10].

Como se ha dicho anteriormente, este metodo elimina las oscilaciones en regimen per-

manente una vez la derivada toma un valor igual a cero. En cambio, a la hora de implementarlo

digitalmente, no es algo comun alcanzar un valor de pendiente nulo en la curva de potencia, prin-

cipalmente a causa del error de cuantificacion. Este error es consecuencia de la resolucion de los

convertidores A/D, que truncan los valores tomados por los sensores de tension y de corriente.



Por tanto, tratando de enmendar este inconveniente, se suele incluir una mınima tolerancia en la

condicion de derivada nula de tal manera que se asegure la ausencia de oscilaciones en regimen

permanente. Esta tolerancia suele ser ajustada comunmente mediante metodos heurısticos [22].

Decremento

de Vref

Incremento

de Vref

Decremento

de Vref

Incremento

de Vref

INICIO

Medición V(k),I(k)

∆V=V(k)-V(k-1)

∆I=I(k)-I(k-1)

∆V=0Si

No

I+(∆I/∆V)V=0 ∆I=0

∆I>0I+(∆I/∆V)V>0

Si

Si

No

No

Si

Si

No

No

RETURN

Figura 1.16.- Diagrama de flujo del algoritmo de conductancia incremental.

Mencionar que existen mejoras de este algoritmo como el de conductancia incremental

con doble cota que, para eliminar las oscilaciones en regimen permanente modifica el algoritmo

de conductancia incremental anadiendo una pequena cota en la deteccion de pendiente nula.

Esta cota esta relacionada con las mınimas variaciones de potencia que se pueden detectar y

para asegurar un buen funcionamiento tanto si la irradiacion aumenta como si disminuye, este

algoritmo utiliza dos cotas independiente para la zona de la izquierda del punto MPPT y para

la zona de la derecha. Con esta modificacion anadiendo dos cotas de error en la deteccion de

pendiente nula en la curva de potencia se eliminan las oscilaciones en regimen permanente sin



alejarse del MPPT [22].

1.6.- SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO EN INSTALACIONES FOTO-VOLTAICAS.

La necesidad de un sistema de almacenamiento en una instalacion fotovoltaica surge

debido a que los paneles solares generan electricidad en las horas de sol, por ello es necesaria

la acumulacion de energıa en las horas del dıa con poco o nulo sol incidente como por ejemplo

por la noche. El principal objetivo de las baterıas o acumuladores es almacenar la energıa para

poder ser utilizada en los momentos de baja insolacion.

Las baterıas pueden llegar a ser el elemento mas caro y delicado de dimensionar en

una instalacion fotovoltaica ocupandose de varias funciones. En primer lugar, como ya se ha

comentado anteriormente, suministran energıa de apoyo en las horas de poco o escaso sol al-

macenando la energıa en horas de bajo consumo y cediendola en momentos de mucha demanda

energetica. Por otra parte, atienden suministros de consumo elevado y de corta duracion o de

falta de tension, y junto con el regulador de carga garantizan la estabilidad de funcionamiento

de toda la instalacion fotovoltaica [23].

Para que las baterıas tengan un mayor tiempo de vida y evitar su sobrecarga se utiliza un

regulador de carga. El regulador de carga se encarga de controlar el proceso de carga y descarga

del sistema de almacenamiento, siendo su principal mision garantizar la carga suficiente de la

baterıa evitando sobrecargas y asegurando el suministro electrico diario suficiente [23].

1.6.1.- Funcionamiento general.

Una baterıa esta formada por una celda electroquımica que puede definirse como una

caja cuyo interior contiene un lıquido compuesto por una sustancia quımica llamada electrolito.

Sumergidas en el lıquido hay dos placas metalicas llamadas electrodos, siendo un electrodo

negativo y el otro positivo, compuestos cada uno por un metal diferente. Se denomina catodo al

electrodo positivo y anodo al electrodo negativo. Si se unen ambos electrodos a una fuente de



energıa, como en este caso serıan los paneles solares, se almacena energıa electrica mediante un

proceso quımico en el electrolito. La energıa quımica de su interior hace que entre los electrodos

se produzca una diferencia de potencial o tension que va aumentando lentamente hasta llegar a

una cierta tension donde la baterıa se habra cargado completamente [23].

Si por el contrario se conectan los electrodos a un circuito externo, la diferencia de po-

tencial hace que circule una corriente electrica por el circuito y con el paso del tiempo la celda

se va descargando a medida que la diferencia de tension va disminuyendo. Cuando la diferencia

de potencial es nula, la baterıa se habra descargado completamente [23].

1.6.2.- Parametros de una baterıa.

• Tension de la baterıa: Tension en bornes de la baterıa.

• Vida util: La vida util de una baterıa se mide por la cantidad de ciclos de carga y descarga

que es capaz de realizar. Para conseguir una vida util adecuada las baterıas no deben

descargase totalmente, sino solo un cierto porcentaje. Cuanto menos profundos sean los

procesos de descarga, mayor sera la vida util del acumulador [23].

• Profundidad de descarga (DOD): Es el maximo porcentaje del total de la carga de una

baterıa que se puede llegar a descargar en un ciclo completo de carga y descarga. En insta-

laciones fotovoltaicas se usan baterıas de ciclo profundo, es decir, aguantan una descarga

de hasta el 80 por ciento de su carga total [23].

• Capacidad de la baterıa: Se define como la cantidad total de corriente que es capaz de

suministrar la baterıa en un determinado tiempo y con una tension determinada cuando

esta cargada al 100%. Es decir, define la cantidad electricidad que puede almacenar la

baterıa durante la carga y durante la descarga. Se mide en Amperios hora (Ah) [23].

• Temperatura: Si aumentase la temperatura se incrementarıa la capacidad, pero durarıa

menos. Es comun que los fabricantes especifiquen los parametros caracterısticos para una

temperatura de 25ºC [23].



Existen otros factores que afectan al rendimiento de toda la instalacion fotovoltaica,

como, por ejemplo, la eficiencia de carga. La eficiencia de carga es la relacion entre la energıa

utilizada para almacenar en la baterıa y la realmente almacenada. Tambien cobra importancia la

autodescarga, que se define como la perdida de capacidad de una baterıa cuando esta almacenada

en circuito abierto o sin usar por la reaccion entre los materiales que la componen. Puede con-

siderarse la autodescarga como un consumo adicional que demanda un determinado porcentaje

de energıa almacenada [23].

1.6.3.- Clasificacion de las baterıas.

La clasificacion mas general es segun el acceso al electrolito, dividiendose en baterıas

abiertas o baterıas cerradas. Ahora bien, a la hora de seleccionar un acumulador para almacenar

energıa en una instalacion fotovoltaica se dispone de los siguientes tipos de baterıas:

• Baterıas Monoblock: Destinadas a instalaciones fotovoltaicas pequenas donde debe man-

tenerse una relacion calidad-precio equilibrada. Sus placas estan reforzadas con rejilla y

un aislamiento especial que provoca una reducida perdida de agua. Se recomienda su uso

para sistemas aislados, telecomunicaciones, senalizacion o repetidores [24].

• Baterıas AGM: Incorporan valvulas de regulacion de gases para evitar perdidas y obtener

un mayor rendimiento. Adecuadas para instalaciones en las que se requieren corrientes

muy elevadas en plazos de tiempo cortos ya que la resistencia interna de este tipo de

baterıa es muy baja [24].

• Baterıas estacionarias: Poseen una larga vida util, superior a los 20 anos, y permiten pro-

fundos ciclos de descarga diarios con buenos resultados ante cualquier tipo de consumo.

Por ello, son idoneas para situaciones en las que se tiene un consumo diario durante largos

perıodos de tiempo [24].

• Baterıas de electrolito gelificado o Gel: Presentan un funcionamiento cıclico de alta cali-

dad por lo que son adecuadas para instalaciones fotovoltaicas de tamano medio y grande



que esten previstas para funcionar largos perıodos de tiempo o donde el mantenimiento

sea muy complicado de realizar [24].

• Baterıas de Litio: Su aleacion de Li-Fe permite una descarga del 100 por cien de su

potencia a diferencia del resto de baterıas. Esto permite que el proceso de carga sea mucho

mas rapido que en todas las demas y permite multiples procesos de descarga. Son una

buena eleccion como sistema de almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas aisladas ya

que otra de sus ventajas es el sistema de gestion de la baterıa y el servicio interrumpido con

fuente de alimentacion autonoma, incluso si se diese el caso de fallo de alimentacion [24].

Poseen mejor densidad energetica, lo que se traduce en que comparando dos baterıas de

tamano similar de Litio y Plomo acido la de Litio triplicarıa su capacidad, no es necesario

su mantenimiento ya que estan encapsuladas, tienen una vida util mas prolongada y el

perfil energetico que mide el estado de carga en relacion al tiempo de carga y la utilizacion

es mayor en este tipo de baterıas; el Litio aprovecha mejor la energıa [25].

1.6.4.- Baterıas de ion-Litio para instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red.

Como se ha visto en el anterior apartado, existen varios tipos de baterıas que a lo largo

de la historia han ido mejorando su vida util y su seguridad gracias a la diferencia de materiales

de las componen. El objetivo es conseguir un mayor porcentaje de eficiencia y por ello en los

ultimos anos las baterıas mas utilizadas para aplicaciones de fotovoltaica son las baterıas de

Litio.

El principal problema de las baterıas existentes antes que las de Litio es su contenido en

metales toxicos, como por ejemplo, el plomo. Por ello surgio la primera baterıa de ion Litio

compuesta por un catodo de sulfuro de Litio y Titanio que era capaz de acomodar en su interior

los iones de litio que procedıan del anodo. El anodo era de Litio metalico y cuando la baterıa

se sobrecalentaba, podıa llegar a explotar debido a que tras cada ciclo de carga y descarga se

forman dendritas de Litio que traspasaban la barrera del electrolito hasta llegar al catodo y

produciendo ası un cortocircuito. Para resolver el problema, implementando un anodo de un

material diferente, como por ejemplo el coque del petroleo, se conseguıa acomodar el Litio de

forma muy eficiente [26].



En la actualidad, se producen baterıas con anodos de oxido de Co-Li y catodo de coque,

donde el hecho de que los iones entren y salgan de forma ordenada garantiza que las baterıas

apenas tengan efecto memoria, es decir, pueden ser cargadas sin necesidad de espera a que se

hayan descargado completamente. Es comun sustituir el exito de Co-Li por fosfato de Fe-Li, ya

que es un elemento quımico caro [26].

Las baterıas Li-Ion son destacables frente el resto por su gran capacidad energetica, su

reducido peso y su tamano. Las mas habituales se forman de un catodo de oxido de cobalto y un

anodo de un material similar al grafito, donde ambos poseen una disposicion laminar en la que

puede albergar el Litio. Por tanto, segun se trate del proceso de descarga o de carga, el Litio se

desplazara de anodo a catodo o viceversa. Por el contrario, los electrones circularan a traves de

un circuito externo [26].

Cuando la baterıa esta completamente cargada, todo el Litio se encuentra en el anodo

de coque y durante la descarga los iones fluyen a traves del electrolito desde el anodo hasta el

catodo de oxido de Co-Li. A su vez, los electrones fluyen de la misma manera, pero siguiendo un

circuito exterior, alimentando las cargas receptoras conectadas. La razon de que la baterıa ceda

energıa a citadas cargas se explica por la diferencia de potencial electroquımico entre los iones

de Litio y el oxido de Co-Li. El voltaje suministrado por la baterıa dependera de la diferencia

de potencia entre el catodo y el anodo. Cuando todos los iones de Litio lleguen al catodo, se

produce la descarga completa de la baterıa. Similar principio de funcionamiento sigue el proceso

de carga [26].

1.7.- TOPOLOGIA DE LOS CONVERTIDORES DE POTENCIA.

Un convertidor de potencia es un dispositivo electronico capaz de realizar la conversion

de energıa electrica de un formato a otro diferente. Como se ha visto en el apartado de tipos de

sistemas fotovoltaicos aislados, en este tipo de instalaciones sera necesaria la implementacion

de un convertidor DC/DC para el conjunto fotovoltaico, otro para el conjunto de baterıas, y un

convertidor DC/AC o inversor para la conexion de las cargas receptoras alimentadas en corriente



alterna.

1.7.1.- Convertidores DC/DC para el sistema de generacion.

Para el sistema de generacion sera necesario la implementacion de un convertidor ele-

vador o boost converter en ingles, cuyo objetivo es obtener a su salida una tension continua

superior a la tension de su entrada.

La topologıa del convertidor elevador se muestra en la figura 1.17 y su principio de

funcionamiento es el siguiente: cuando el interruptor Switch se cierra durante un tiempo t1, la

bobina L se carga almacenando en ella energıa procedente de la fuente Vi. Simultaneamente la

carga de salida R es alimentada por el condensador C. Cuando el interruptor se abre durante un

tiempo t2 la corriente comienza a circular a traves del diodo D1, despues por el condensador y

finalmente por la carga de salida [27].

L

Vi Switch

D1

C RVc Vo

Figura 1.17.- Topologıa convertidor Boost.

1.7.2.- Convertidores DC/DC para el sistema de almacenamiento.

Dado que la funcion del convertidor para el sistema de almacenamiento es cargar el

conjunto de baterıas por una parte y descargar la energıa almacenada en ellas hacia las cargas

receptoras por otra, la topologıa de convertidor utilizada es un convertidor bidireccional (fusion

de un convertidor reductor con un elevador) con la topologıa de la figura 1.18.

El modelo del convertidor esta compuesto por una bobina que almacena y libera energıa,

con dos condensadores a cada lado del convertidor los cuales filtran la corriente y mantienen



Vlow

Vhigh

Clow

L

S1

S2

D1

D2

Chigh

Figura 1.18.- Topologıa convertidor DC/DC bidireccional.

constante la tension a cada lado del convertidor. Los diodos D1 y D2 son los encargados de

permitir el flujo de corriente entre el lado de mayor y el de menor tension [28]. Existen dos

formas de funcionamiento:

• Como elevador: Con S1 abierto y S2 cerrado. La corriente parte de la baterıa (V low) a

traves de la bobina L, del interruptor S2 y cerrando ası el circuito. De esta forma la bobina

almacena energıa en el campo magnetico que se crea en ella. Cuando se abre S2 y se

interrumpe el paso de la corriente por la bobina, esta libera la energıa almacenada en ella

aumentando su tension de manera que corriente circula a traves del diodo D1. Al cerrar

de nuevo S2 se repite el proceso [28].

• Como reductor: Con S2 abierto y S1 cerrado. La corriente circula de la fuente de tension

de alto voltaje V high a traves de S1 pasando por la bobina, la cual se carga de energıa.

Cuando se abre S2, la fuente V high deja de enviar corriente a la baterıa V low y la bobina

libera la energıa acumulada enviando la corriente hacia V low a traves del diodo D2. Al

cerrar de nuevo S1, la bobina vuelve a cargarse repitiendose todo el proceso [28].



1.7.3.- Inversores DC/AC.

La implementacion de un inversor DC/AC es necesaria para poder obtener una senal

monofasica senoidal en corriente alterna a partir de una senal en corriente continua. Existen dos

formas de clasificar los inversores, en primer lugar segun su topologıa. Si se trata de un inversor

monofasico como en este proyecto, puede usarse una topologıa en medio puente, en puente

completo (la que se explicara a continuacion) o Push-Pull. En segundo lugar, se clasifican segun

su tipo de modulacion: modulados por variacion del ancho de pulso o modulacion del ancho de

pulso PWM que puede ser con conmutacion bipolar o unipolar [29].

Existen varias tecnicas para realizar una variacion en la ganancia del inversor y con ello

el voltaje de salida, pero en este documento se expondra la incorporacion de un control por

modulacion por ancho de pulsos (PWM) con conmutacion unipolar ya que es la forma mas

eficiente, y una topologıa como la de la figura 1.19 en puente completo.

Un puente completo esta formado por dos medios puentes y es utilizado para rangos de

potencia superiores. En este tipo de modulacion existen dos senales sinusoidales de control, V ca

y V cb donde una es opuesta a la otra. Estas tensiones de control danlugar a dos tensiones dife-

rentes a la salida de cada semipuente Vao y V bo. Se compara una senal continua de referencia

con una senal triangular y mediante un parametro denominado ındice de modulacion se controla

el voltaje de salida [29]. Siguiendo esta secuencia se obtiene una tension de salida Vab con la

forma que se visualiza en la figura 1.20.



Vdc

R

S1 S2

S3 S4

Vo

Figura 1.19.- Topologıa inversor DC/AC en puente completo.

Figura 1.20.- Tension a la salida con control unipolar [11].



2. Objetivos concretos y relacion con

el estado actual.2.1.- OBJETIVOS.

El contenido de este proyecto abarcara todo el dimensionamiento de una instalacion

fotovoltaica aislada de la red electrica, explicandose detalladamente el procedimiento que debe

seguirse analizando un caso concreto a modo de ejemplo. El objetivo final es poder seguir

este procedimiento para llevar a cabo el dimensionamiento de cualquier otro caso practico sin

conexion a la red. Para alcanzar este objetivo, se plantean los siguientes objetivos concretos:

• Estudio del estado del arte: a partir de las fuentes bibliograficas citadas al final de este

documento se pretende adquirir un previo conocimiento para la realizacion de todo el

diseno.

• Metodologıa de dimensionamiento de la instalacion: se describiran todos los pasos y

calculos que se deben seguir para el dimensionamiento de una instalacion fotovoltaica

aislada de la red en funcion de la irradiancia y meteorologıa de la zona a electrificar, ası

como del consumo y uso de la vivienda. Para ello se analizara un caso ejemplo utilizando

el software Matlab como herramienta y PVGIS como base de datos.

• Comprobacion de resultados con PVSyst: procedimiento que habrıa que seguir para el

dimensionamiento de toda la instalacion mediante el software PVSyst. Ademas se podra

comprobar que todos los resultados obtenidos en el apartado anterior son correctos y la

instalacion es viable.

• Estudio de viabilidad del diseno mediante simulaciones en MATLAB/Simulink: en

este apartado se implementaran los sistemas de control y los modelos promediados de los

convertidores de potencia involucrados en la instalacion. Se considerara tambien el mode-



lo de consumo, el modelo de baterıas y el modelo de los paneles fotovoltaicos incluyendo

su algoritmo MPPT para obtener la maxima potencia en funcion de la irradiancia.

2.2.- RELACION CON EL ESTADO ACTUAL.

El interes por el desarrollo de un procedimiento ordenado para llevar a cabo el dimen-

sionamiento de una instalacion fotovoltaica, concretamente aislada de la red electrica, surge de-

bido a la existencia de diversos metodos para el diseno y dimensionamiento de instalaciones so-

lares. Por ello, se pretende hacer una recopilacion de esta metodologıa existe con el fin de hacer

uso de ella y llevar a cabo un diseno completo de una instalacion solar partiendo unicamente de

la ubicacion en la que se encuentre:

• Metodos para el dimensionamiento. Existe un Pliego de Condiciones Tecnicas Aisladas

de Red redactado por el IDAE el cual fija las condiciones mınimas que deben cumplir este

tipo de instalaciones, pretendiendo servir como una guıa de diseno y dimensionamiento

asegurando ası una buena calidad para beneficio del usuario y del propio desarrollo de esta

tecnologıa. Ademas esta asociado a las lıneas de ayuda para la promocion de instalaciones

de energıa solar fotovoltaica en el ambito del Plan de Energıas Renovables [14].

Por otra parte se dispone de softwares o herramientas que realizan un dimensionado y un

estudio de viabilidad de la instalacion a partir de una serie de datos introducidos. En este

proyecto se hablara concretamente, en apartados posteriores, de la herramienta PVSyst;

una aplicacion de pago capaz de realizar un diseno completo de una instalacion foto-

voltaica y una evaluacion final de la misma.

• Metodos para la obtencion de datos de meteorologıa e irradiancia. En este documento

se destacara la base de datos de la herramienta online PVGis [8] que pone a disposicion

del usuario los datos de irradiancia de dıas de cualquier mes en diversos anos em funcion

de la ubicacion, la orientacion y la inclinacion del conjunto fotovoltaico. Ademas tambien

permite hacer sencillos calculos de la instalacion. Tambien PVSyst, nombrado anterior-

mente, proporciona cualquier perfil de irradiancia a partir de su propia base de datos.



• Metodos para la obtencion de datos reales de perfiles de carga. En este proyecto se

hara mencion a la base de datos de Pecan Street. Pecan Street es una organizacion que

mide el uso electrico y la generacion de energıa de casi mil hogares voluntarios en toda su

red de investigacion. Se trata de mediciones unicas y de alta resolucion (proporciona datos

cada segundo, cada minuto, o cada quince minutos) recopiladas de hogares repartidos en-

tre Texas, California, Austin y New York. La base de datos, en su gran variedad, propor-

ciona datos residenciales de energıa y agua incluyendo uso de energıa del hogar completo,

uso de electrodomesticos, comportamiento del ciclo de carga del vehıculo electrico, gene-

racion solar, etc [30].

Aunque hay muchos otros metodos, normativas, recomendaciones y guıas para el dimen-

sionamiento de instalaciones fotovoltaicas que, por no ser el objetivo en este proyecto ya que se

basa en el estudio de instalaciones aisladas de la red, no se han expuesto anteriormente. Como

conclusion, todas las herramientas definidas anteriormente deben contribuir a una mejorıa en el

dimensionamiento y a la obtencion de una estimacion mas precisa del funcionamiento de la ins-

talacion fotovoltaica, siendo ası posible la realizacion de simulaciones en el dominio del tiempo

de alta resolucion. Con ella se podra evaluar la viabilidad del dimensionamiento realizado, el

comportamiento dinamico y la calidad de suministro de la instalacion.



3. Metodologıa de trabajo.

Para la realizacion de este proyecto se ha dividido el tiempo en el que se ha llevado a

cabo su desarrollo en varias fases con el fin de obtener resultados satisfactorios mediante una

buena organizacion temporal.

• FASE I: Del 19/03/2020 al 11/04/2020. Contextualizacion y toma de contacto con el

trabajo a realizar. Planificacion, busqueda de la normativa aplicable en la actualidad y de

los conceptos teoricos en los que se apoya el proyecto.

• FASE II: Del 11/04/2020 al 22/06/2020. Dimensionamiento de la instalacion para una

vivienda ejemplo. Seleccionando una determinada ubicacion se lleva a cabo todo el diseno

y dimensionamiento de la instalacion fotovoltaica incluyendo una estimacion de las cargas

receptoras que puede haber en una vivienda unifamiliar.

• FASE III: Del 22/06/2020 al 31/07/2020. Realizacion del curso online de 4,5 horas de

PVSyst (Diseno y calculo de sistemas fotovoltaicos en PVSyst) y comprobacion mediante

este software de los resultados obtenidos en otros apartados.

• FASE IV: Del 07/09/2020 al 06/10/2020. Comienzo del modelado de la instalacion me-

diante MATLAB/Simulink y comienzo de la escritura de esta memoria.

• FASE V: Del 06/10/2020 al 30/11/2020. Desarrollo del modelado de toda la instalacion

en Simulink y analisis de los resultados.

• FASE VI: Del 30/11/2020 hasta la fecha de presentacion de este proyecto. Modificacion

de algunos puntos para optimizar la instalacion, redaccion de la memoria recopilando toda

la informacion anteriormente obtenida.



4. Trabajo realizado y resultados

obtenidos.4.1.- DIMENSIONAMIENTO DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA

AISLADA.

El diseno y dimensionamiento de toda la instalacion dependera vigorosamente de las

caracterısticas y de la ubicacion de la vivienda en cuestion. Por ello, uno de los objetivos en

el dimensionamiento sera partir de datos modificables con el fin de automatizar y facilitar los

calculos en caso de necesitar dimensionar la instalacion fotovoltaica de cualquier otra vivienda.

Todos los calculos de este apartado se incluiran en un script de Matlab adjunto a este documento

en el Apendice I (pagina 111).

Para el dimensionamiento de toda la instalacion en primer lugar se estimara la necesidad

energetica de la vivienda. En segundo lugar se seleccionara el tipo de instalacion a implementar,

los componentes comerciales que la constituyen, y finalmente se realizaran los calculos y las

agrupaciones necesarias.

4.1.1.- Estimacion del consumo energetico que debe cubrir la instalacion fotovoltaica.

El principal objetivo es disenar un sistema final capaz de proporcionar la energıa sufi-

ciente como para satisfacer las necesidades de una vivienda del sector residencial. Para ello,

sera necesario obtener la demanda de la instalacion electrica de la vivienda, conociendo la po-

tencia que consumen todos los receptores conectados ya sea en corriente continua o en corriente

alterna.

En este caso se trata de una residencia unifamiliar de la cual no se dispone aun de

registros fiables de potencias maximas y consumos energeticos por parte de una distribuidora

electrica para la obtencion de un perfil de carga real. Por tanto, se procedera a realizar una

estimacion de posibles cargas receptoras conectadas a una vivienda de estas caracterısticas, ası



como la potencia que consumen durante su funcionamiento.

4.1.1.1.- Consumo electrico del sector residencial.

Para calculos coherentes, la estimacion se basara en datos anteriormente registrados y

proporcionados por el Instituto para la Diversificacion y Ahorro de la Energıa (IDAE). Con-

cretamente, hay que destacar la existencia de un proyecto denominado PROYECTO SECH-

SPAHHOUSEC (Ano 2011) [12], donde se lleva a cabo un estudio detallado de las necesidades

energeticas del sector residencial en Espana, a traves de encuestas telefonicas y encuestas con

mediciones presenciales.

A partir de los datos proporcionados por dicho proyecto, se puede concluir que la fuente

mas utilizada es la electricidad donde los hogares espanoles consumen un 25% de la total pro-

ducida. A su vez, esto supone un consumo en Espana de un 17%de toda la energıa disponible.

Figura 4.1.- Porcentajes de consumo segun usos energeticos de una vivienda residencial

espanola [12].

Fijandose en la zona atlantica norte del paıs, que en este caso es la zona de Espana donde

se encuentra ubicada la vivienda a analizar en este proyecto, se puede visualizar que como cabrıa

esperar, los servicios de mayor consumo son la calefaccion y los electrodomesticos. En la figura

4.1 se aprecian segun porcentaje los electrodomesticos mas usuales.



Como conclusion, con el fin de agilizar los calculos, para la obtencion del consumo de

energıa total se hara una simplificacion en la que se tendran en cuenta aquellos servicios que

producen un consumo de electricidad notable, citados a continuacion:

• Calefaccion electrica

• Cocina, vitroceramica

• Frigorıfico

• Microondas

• Lavadora

• Horno

• Televisor

En este apartado se ha estimado que cargas receptoras cobran mas importancia en una

vivienda rural en la zona norte de Espana. Ahora bien, sera necesario tener una aproximacion

de la potencia maxima que consume cada una cuando se encuentran en pleno funcionamiento,

ası como las horas de funcionamiento diarias para la obtencion de un perfil de carga.

4.1.1.2.- Calculo del consumo energetico de la vivienda.

Una posible opcion para este apartado, y la mas exacta, serıa revisar uno a uno los elec-

trodomesticos analizando sus caracterısticas y sus perfiles de carga. Para esto se deberıa de

disponer de las hojas de caracterısticas de cada uno de ellos. Como en este caso la opcion co-

mentada anteriormente no es posible, se seguira una muestra del consumo de potencia promedio

de cada receptor a modo de referencia. Los datos reales se moveran entorno a cifras de potencia

similares a los de la tabla 4.1, dependiendo de factores tales como el tipo de electrodomesticos,

el uso que verdaderamente se le da, etc.



Carga Potencia

Frigorıfico 250-350 W

Microondas 900-1500 W

Lavadora 1500-2200 W

Lavavajillas 1500-2200 W

Horno 1200-2200 W

Vitroceramica 900-2000 W

Televisor 150-400 W

Aire acondicionado 900-2000 W

Calefaccion electrica 1000-2500 W

Calefaccion electrica de bajo consumo 400-800 W

Tabla 4.1.- Rango de valores que consumo comunmente cada carga conectada a la vivienda [13].

Usando estos datos tabulados y contrastandolos con valores reales expuestos en dife-

rentes hojas de caracterısticas proporcionadas por los fabricantes de diversas marcas, se llevara

a cabo el calculo de la potencia siguiendo los siguientes criterios:

• Primero: Se obtendra la potencia total como suma de la potencia individual que consume

por hora cada una de las cargas que se ha decidido instalar en la vivienda. Ademas, se

anadira 1kW que hara referencia al consumo debido a la iluminacion y otras cargas de

bajo consumo.

La tabla 4.2 muestra los valores de potencia finalmente seleccionados, en Watios.

El valor calculado corresponde a la potencia maxima o potencia pico que consumirıan las

cargas consideradas si estuvieran funcionando a la vez. Es decir, en el caso de conectar

todos los electrodomesticos simultaneamente, se precisarıan 6780 W para abastecer la

vivienda.

La corriente que circula por las lıneas electricas y de la que se dispone en nuestras casas

a traves de los enchufes es corriente alterna (AC), debido a sus diversas ventajas frente a



Carga Tipo Potencia

Vitroceramica AC 1000 W

Frigorıfico AC 200 W

Microondas AC 800 W

Lavadora AC 1500 W

Horno AC 1200 W

Televisor AC 80 W

Calefaccion electrica AC 1000 W

Iluminacion y otros AC 1000 W

TOTAL 6780 W

Tabla 4.2.- Valores de potencia seleccionados para cada carga.

la corriente continua (DC), destacando su facilidad de transporte. Por este motivo, se ha

considerado para el calculo generico que todos los electrodomesticos, ası como la cale-

faccion electrica, estaran trabajando en corriente alterna y no se contemplaran cargas en

corriente continua. Aunque no es el caso, a veces es necesario el uso de corriente continua

que generalmente se usa para aplicaciones de bajo voltaje.

• Segundo: Como cabe esperar, es bastante improbable que en una vivienda unifamiliar se

conecten todas las cargas a la vez. Sera necesario aplicar a la potencia maxima un factor

de simultaneidad.

El RD 842/2002 [15], en concreto la instruccion tecnica ITC-BT-10 que define los pasos

a seguir para este calculo, no establece ningun valor para factor de simultaneidad en ho-

gares del sector residencial. No obstante, para tomas de iluminacion por ejemplo, suele

emplearse un factor de valor 0,75. Aplicandolo se obtiene como resultado una potencia de

5085 W. Concluyendo, esta potencia sera la potencia realmente requerida para abastecer

la vivienda definida en este proyecto con energıa solar. A modo de ejemplo, si por el

contrario se tuviera la intencion de contratar el suministro de electricidad mediante una

distribuidora electrica, la potencia que se deberıa seleccionar serıa la inmediatamente su-



perior a 5085 W comprobando que dicho valor es superior al valor de la carga que mas

potencia consume.

• Tercero: Definiendo horas de funcionamiento para cada carga receptora, y teniendo en

cuenta una vivienda de uso anual, se llega a los valores de consumo energetico expresados

en Wh de la tabla 4.3.

Carga Tipo Potencia Horas Energıa

Vitroceramica AC 1000 W 1 1000 Wh/dıa

Frigorıfico AC 200 W 4 800 Wh/dıa

Microondas AC 800 W 0,10 80 Wh/dıa

Lavadora AC 1500 W 0,5 750 Wh/dıa

Horno AC 1200 W 0,5 600 Wh/dıa

Televisor AC 80 W 4 320 Wh/dıa

Calefaccion electrica AC 1000 W 4 4000 Wh/dıa

Iluminacion y otros AC 1000 W 3 3000 Wh/dıa

TOTAL 10550 Wh/dıa

Tabla 4.3.- Calculo de la energıa consumida por cada carga instalada.

La eleccion del tiempo de funcionamiento de cada carga, expresado en horas, es una esti-

macion que podrıa variar dependiendo de las diferentes costumbres dentro de una vivienda

habitada.

Se obtiene como resultados:

– Un consumo medio de energıa diario de cargas en alterna: Lmd,AC=10550 Wh/dıa

– Un consumo medio de energıa diario de cargas en continua: Lmd,DC=0 Wh/dıa

4.1.2.- Especificaciones y seleccion del tipo de instalacion.

En este documento se estudiara la viabilidad del proyecto apoyandose en un caso practico

de una vivienda. Para ello, se supone una vivienda unifamiliar situada en una zona rural de



Asturias donde se conoce la ubicacion y se pretende una autonomıa anual. Los datos conocidos

se muestran en la tabla 4.4, donde la justificacion de la eleccion de algunos de ellos, como por

ejemplo la tension del inversor que correspondera a la tension del bus de continua, sera explicada

en apartados posteriores de modelado de la instalacion.

Dato Valor

Ubicacion Gozon, Asturias, Espana

Longitud -5,858º

Latitud 43,597º

Altitud 21 msnm

Huso horario +1

Numero ocupantes 3 personas

Autonomıa vivienda Anual

Voltaje entrada inversor Vdc 400 V

Voltaje nominal baterıas Vbat 48 V

Tabla 4.4.- Especificaciones de la vivienda.

Como se ha explicado en previos apartados, existen dos tipos de topologıas para instala-

ciones fotovoltaicas aisladas con acumulacion. Por ello es necesario elegir el sistema que mas

se ajuste al caso practico que se esta estudiando. En este caso, se trata de una vivienda con car-

gas de consumo unicamente en corriente alterna y aislada de la red electrica, por tanto, toda la

energıa generada por los paneles sera almacenada en el sistema de baterıas para posteriormente

cederla al inversor cuando detecte consumo. Teniendo esto en cuenta, se elegira un sistema de

instalacion DC-Coupling en configuracion AC , tambien conocido como sistema clasico. La

topologıa de potencia sigue la figura 4.2 que muestra los componentes necesarios. Hay que

diferenciar con la topologıa comercial, por ejemplo, en muchas ocasiones el encapsulado del

inversor incluye ambos convertidores DC/DC.



Generador

PV

Sistema de

almacenamiento

Convertidor

DC/DC

Convertidor

DC/DCCARGAS AC

Inversor

transformador

de red

Figura 4.2.- Topologıa tipo de instalacion seleccionada.

4.1.3.- Dimensionamiento y seleccion del conjunto fotovoltaico.

El objetivo de este apartado sera obtener el numero de paneles fotovoltaicos necesarios

para satisfacer al completo las necesidades energeticas de la vivienda, ası como la manera mas

eficiente de agruparlos para cumplir con las especificaciones. Para seleccionar un panel foto-

voltaico comercial y calcular el numero, sera necesario conocer la cantidad de energıa diaria

que se debe producir, las condiciones de radiacion de cada mes del ano, las condiciones de la

instalacion y el criterio que se usara para el dimensionamiento.

4.1.3.1.- Calculo del consumo medio de energıa diario real.

Anteriormente se ha calculado el consumo medio diario de la instalacion en terminos

nominales, pero se ha de tener en cuenta que se trata de un valor ideal y que cabrıa la posibili-

dad de sobredimensionar la instalacion aplicando un margen de seguridad de un 20 % como

maximo [14]. Tambien se debe considerar que habra perdidas debidas al rendimiento de los

elementos de la instalacion, en concreto en la baterıa y en el inversor. Tambien en otros ele-

mentos como por ejemplo todos los conductores, el cableado, etc.. En la tabla 4.5 se muestran

los valores tomados. La eficiencia del inversor y de la baterıa son obtenidos de las respectivas

hojas de caracterısticas de los elementos comerciales que se han seleccionado en los posteriores

apartados, y el rendimiento de los conductores no se ha tenido en cuenta al no ser objetivo de



este proyecto.

Factores Valor [pu]

η inversor 0,93

ηbateria 0.96

ηconductores 1

Margen Seguridad 1

Tabla 4.5.- Factores calculo paneles solares.

Lmd =Lmd,DC+ Lmd,AC

η inversor

ηbateria×ηconductoresWh/dıa (4.1)

Consecuentemente, teniendo en cuenta los valores anteriores y utilizando la ecuacion

4.1, se obtienen los valores mostrados en la tabla 4.6 donde Lmd corresponde al consumo medio

diario real.

Consumos medio de energıa Valor nominal Valor sobredimensionado un 20 %

Lmd 11817 Wh/dıa 14180,4 Wh/dıa

Tabla 4.6.- Resultados obtenidos de el consumo medio de energıa de la vivienda.

4.1.3.2.- Orientacion e inclinacion optimas.

Tanto la orientacion de los paneles (α), como la inclinacion optima (β ), son dos factores

fundamentales que se deben tener en cuenta para la optimizacion de la instalacion solar. Otros

factores son la existencia de elementos, como por ejemplo arboles, que puedan generar sombras

sobre los paneles y efectos atmosfericos. Estos dos ultimos se despreciaran para este proyecto

ya que la presencia de elementos y el efecto que puede tener sobre los paneles es complicado de

calcular de forma teorica y en este caso concreto no es el factor mas influyente.

El objetivo a la hora de posicionar un panel solar es conseguir una incidencia de los rayos



solares lo mas perpendicular posible para maximizar la generacion de energıa. Como la trayec-

toria del sol no es la misma durante todos los meses del ano, no existe un criterio homogeneo

para calcular el angulo de inclinacion optimo, el cual alcanza valores entre 0 y 90 grados. Lo

ideal serıa disponer de un sistema de seguimiento solar de tal manera que automaticamente se

haga un reajuste de la inclinacion del panel. En este caso, se seguira un criterio de seleccion uti-

lizando los datos que sugiere el IDAE para las condiciones de irradiacion en Espana, mostrados

en la tabla 4.7. En cualquier otro caso y para cualquier otra ubicacion, el software PVGis [8]

ofrece valores de inclinaciones optimas a partir de las coordenadas geograficas del lugar donde

se ubique la vivienda.

Perıodo de diseno βopt K

Diciembre Φ+10º 1,7

Julio Φ-20º 1

Anual Φ-10º 1.15

Tabla 4.7.- Valores de inclinacion optima proporcionados por el IDAE [14].

Para este proyecto, al tratarse de una vivienda de uso anual, se debe tener en cuenta la

ultima fila, donde Φ corresponde a la latitud de la ubicacion en grados y K es un factor de

correccion para la inclinacion del panel. Recordando que la localizacion de la vivienda del

caso a estudiar tiene una latitud de 43, 597°, se obtiene un angulo de inclinacion optimo con

valor βopt=33,597°. Ademas, como caso tıpico en este paıs, los paneles seran orientados al sur,

obteniendo ası un angulo azimut α=0°.

4.1.3.3.- Radiacion solar.

Se puede definir la radiacion como una transferencia de energıa por ondas electromagneticas

que se produce directamente desde la fuente hacia todas las direcciones, atravesando el espacio

interplanetario desde el Sol hasta la Tierra. En concreto para este proyecto, interesa el estudio

de la radiacion global, que es la suma de la radiacion recibida directamente del disco solar o

radiacion directa y la radiacion difusa dispersada al atravesar la atmosfera.



Como suele ser habitual, el criterio para dimensionar la instalacion sera considerar la

radiacion global del mes mas desfavorable, es decir, el mes mas escaso de radiacion. Tras el

calculo del consumo, se usara la aplicacion online PVGIS [8] con el fin de obtener datos fiables

de la radiacion solar global para la localizacion de la vivienda estudiada en este proyecto.

En la pantalla principal del programa se introducen los datos exactos de la ubicacion

seleccionando la opcion de datos mensuales de irradiacion global, calculada para el angulo de

inclinacion optimo obtenido anteriormente. Se observan los siguientes resultados.

Figura 4.3.- Irradiacion mensual con la ubicacion seleccionada y el angulo de inclinacion

optimo [8].

En la figura 4.3 se observa que el mes de menos irradiacion global, es decir, el mes mas

desfavorable, es enero con un valor de 59880 Wh por metro cuadrado. Por tanto, sera necesario

obtener los datos de irradiacion diaria en este mes. De nuevo a traves de la herramienta online

PVGIS, con la inclinacion optima fija y orientacion al sur, se obtienen los datos de irradiacion

global en un dıa cualquiera del mes de enero.

De la figura 4.4 se obtiene la irradiacion por cada hora en un dıa cualquiera del mes de



Figura 4.4.- Irradiacion diaria en el mes mas desfavorable [8].

enero. La suma de la irradiacion recibida por los paneles fotovoltaicos en cada hora del dıa dara

el resultado de la irradiacion global diaria. Realizando los calculos se obtiene un valor de 2447

Wh/m2 diarios.

Por ultimo, el siguiente paso es calcular las horas de sol pico dividiendo la irradiancia

diaria incidente entre valor de la potencia de irradiancia en condiciones estandar de medida, es

decir, 1000 W/m2. El resultado de la division da 2,477 horas.

4.1.3.4.- Seleccion de un panel fotovoltaico comercial.

La eleccion de un panel solar adecuado no es unica puesto que existen diversos fabri-

cantes y diferentes paneles solares, pero es importante elegir un modulo fotovoltaico con una

tension nominal inferior a la tension admitida por el inversor. En este caso se elige un modulo

PV del fabricante LG Electronics, modelo LG 400 N2W −A5, cuya hoja de caracterısticas se

adjunta en el Apendice II de este documento (pagina 117) y sus parametros mas importantes en

condiciones estandar (25ºC, 1000 W/m2) se reflejan en la tabla 4.8.



Caracterısticas Valores

Potencia maxima Pmpp 400,3 W

Voltaje de circuito abierto Voc 49,3 V

Voltaje del punto de maxima potencia V mpp 40,6 V

Corriente de cortocircuito Isc 10,47 A

Corriente del punto de maxima potencia Impp 9,86 A

Tabla 4.8.- Caracterısticas panel solar seleccionado.

4.1.3.5.- Calculo y agrupacion del conjunto fotovoltaico.

A partir de los datos del modulo fotovoltaico seleccionado y haciendo uso de la ecuacion

4.2, se obtiene el numero total de modulos solares necesarios para la instalacion.

Nt =Lmdcrit

Pmpp×HPScrit ×PRpaneles (4.2)

Lmdcrit corresponde al consumo medio diario mensual para el mes crıtico, que en este

caso dado que el consumo diario es constante todo el ano, es igual al consumo medio de energıa

diario Lmd. Por otro lado, el termino PR hace referencia al factor global de funcionamiento que

alcanza valores variantes entre 0,65 y 0,90. El modulo seleccionado tiene un valor de 0.77.

Con todos los datos anteriormente calculados y haciendo uso de la ecuacion anterior

el resultado es la necesidad de 15,66 modulos fotovoltaicos. Eligiendo un numero entero in-

mediatamente superior, se precisara de 16 paneles solares en total para cubrir las necesidades

energeticas de la vivienda.

Por ultimo, existen dos formas de agrupar el conjunto fotovoltaico seleccionado. Por

un lado, se puede realizar una asociacion en serie o string, lo que equivale a un sumador de

tensiones, es decir, el objetivo de esta asociacion es mantener la intensidad del string mientras

se aumenta la tension. Por el otro, la asociacion en paralelo, cuya finalidad es aumentar la



intensidad del campo fotovoltaico manteniendo la tension. La asociacion en serie se realiza

conectando el polo positivo de un panel solar con el polo negativo del siguiente, mientras que en

la asociacion en paralelo se conectan todos los polos positivos y todo los negativos. Para obtener

el numero de modulos en serie que admite la instalacion de este proyecto basta con dividir la

tension del bus de continua Vdc entre el voltaje que alcanza el panel seleccionado en el punto

de maxima potencia como se muestra en la ecuacion 4.3, puesto que el lımite es la tension de

salida del sistema de almacenamiento de energıa. La ecuacion 4.4 muestra el numero de paneles

en paralelo que admitirıa el sistema.

Nserie =Vdc

V mpppaneles (4.3)

Nparalelo =Nt

Nseriepaneles (4.4)

Realizando estos calculos, la instalacion admitirıa un maximo de 9 modulos fotovoltaicos

conectados en serie. Aunque existe la posibilidad de realizar diversas agrupaciones, se llevara

a cabo una posible agrupacion para este caso asociando dos strings o cadenas conectadas en

paralelo y compuestas cada una de ellas por ocho modulos conectados en serie. El conjunto de

paneles fotovoltaicos final tendrıa las siguientes caracterısticas de la tabla 4.9:


Potencia maxima Pmpp 6404,8 W

Voltaje de circuito abierto Voc 394,4 V

Voltaje del punto de maxima potencia V mpp 324,8 V

Corriente de cortocircuito Isc 20,94 A

Corriente del punto de maxima potencia Impp 19,72 A

Tabla 4.9.- Caracterısticas del conjunto de paneles elegido.

En la figura 4.5 pueden observarse la curva potencia-voltaje y corriente-voltaje para la



instalacion solar disenada en este apartado.

Figura 4.5.- Curvas I-V y P-V de la agrupacion de paneles elegida.

4.1.4.- Dimensionamiento y seleccion del sistema de almacenamiento.

Como sistema de almacenamiento de la energıa procedente del conjunto fotovoltaico se

utilizaran baterıas de Litio, seleccionando una baterıa comercial de 48 V de tension de trabajo.

4.1.4.1.- Seleccion baterıa.

Se elije una baterıa del fabricante Pylontech, modelo US3000B Plus con una capacidad

de 2400 Wh y el encapsulado de la figura 4.6, que admite la conexion de 40 baterıas en paralelo

como maximo.

Trabaja a una tension nominal de 48 V y el resto de datos se muestran en la hoja de

caracterısticas adjunta en el Apendice III, pagina 121.

4.1.4.2.- Calculo de la capacidad y agrupacion de las baterıas.

El siguiente paso sera calcular la capacidad que debe tener la baterıa anterior o el con-

junto de baterıas para realizar un correcto dimensionamiento. La ecuacion 4.5 da como resultado

el valor de la capacidad en Ah y dependera de la profundidad de descarga DOD y de los dıas



Figura 4.6.- Encapsulado baterıa.

de autonomıa de la vivienda N (para uso anual se usan valores comprendidos entre cuatro y seis

dıas).

Cn =Lmd ×N ×Factorperdidas

DOD×V batAh (4.5)


Profundidad de descarga DOD 80 %

Dıas de autonomıa N 6 dıas

Voltaje baterıa V bat 48 V

Factor de perdidas de la baterıa 1

Tabla 4.10.- Parametros para el calculo de la capacidad de las baterıas.

Haciendo uso de los valores seleccionados en la tabla 4.10 el resultado es la necesidad de

un conjunto de baterıas de 1846,4 Ah. No obstante, y como puede verse en la baterıa comercial

seleccionada, normalmente el fabricante proporciona datos de capacidad en Wh. La ecuacion

4.6 proporciona la capacidad necesaria en Wh y en este caso da un valor de 88626 Wh.

Cn =Lmd ×N

DOD×FactorperdidasWh (4.6)

Dividiendo el valor de la capacidad que nuestro sistema necesita (88626 Wh) entre la



capacidad que proporciona una baterıa como la seleccionada (3552 Wh) se obtiene que es nece-

saria la agrupacion de 25 baterıas. De esta manera, con el fin de mantener la tension nominal

de funcionamiento del sistema de almacenamiento en 48 V, se realiza una agrupacion de las

25 baterıas en paralelo. Es importante puntualizar en este punto que agregar celdas de baterıas

en serie aumenta el voltaje pero mantiene la capacidad en Ah, mientas que en paralelo solo

incrementa la capacidad.

4.1.5.- Seleccion del inversor.

Como se ha adelantado en capıtulos anteriores, al tratarse de una instalacion desconec-

tada de la red es necesario seleccionar un inversor que se comporte como un transformador de

red para generar una senal alterna monofasica de 230 V eficaces a 50 Hz, capaz de alimentar las

cargas conectadas en AC. Para su dimensionamiento se debe obtener la potencia que consumen

las cargas en alterna, y en este caso, aplicar un margen de seguridad del 20% ya que la poten-

cia consumida corresponde a potencia nominal de cada electrodomestico pero en el arranque

pueden producirse picos, lo cual demandarıa mas potencia.

Pinv = PAC ×1,2 W (4.7)

En la ecuacion 4.7, PAC harıa referencia a la potencia que consumen las cargas en AC,

calculada anteriormente y de valor 5085 W. El resultado obtenido es que se necesita un inversor

de al menos 6102 W de potencia (Pinv).

Comercialmente existe la opcion de implementar un solo inversor capaz de suministrar

la potencia calculada o implementar varios conectados entre sı. Tambien esta la posibilidad de

que en el encapsulado del inversor se incluya el regulador MPPT para paneles fotovoltaicos y

el convertidor DC/DC para las baterıas. Para este caso se va a implementar un inversor solar

del fabricante Voltronic, modelo Voltronic Axpert MAX 7200− 48− 230, cuya hoja de carac-

terısticas se adjunta en el Apendice IV (pagina 125) y los parametros mas relevantes se muestran

en la tabla 4.11.




Potencia Pinv 7200 W

Voltaje Vinv 230 V en AC

Eficiencia E finv 90-93 %

Voltaje conexion baterıa 48 V

Maxima potencia PV 8000 W (4000 W x 2)

Rango voltaje MPPT 90-450 V en DC

Maxima corriente PV 80 A

Tabla 4.11.- Caracterısticas inversor comercial.

El inversor seleccionado es un inversor hıbrido de alta potencia para instalaciones ais-

ladas de red que incluye dos reguladores de carga solar MPPT (uno para cada string) preparado

para trabajar a alto voltaje con o sin baterıas de 48 V. Tiene la capacidad de trabajar en paralelo y

admite conexion a red electrica en el caso de que fuera necesaria. Ademas otro punto a destacar

es que actualmente cualquier inversor hıbrido de 48 V Axpert permite el uso de baterıas de litio

Pylontech.

STRING 1

8 módulos LG 400 N2W-A5

en serie

STRING 1

8 módulos LG 400 N2W-A5

en serie

Voltronic AxpertMAX Off-Grid

Inverter

25 baterías Pylontech US3000B

en paralelo

CARGAS AC

Figura 4.7.- Conexion elementos de la instalacion aislada.



Por tanto implementando un inversor como el seleccionado se tendrıa la conexion de

todos los elementos de la figura 4.7. Se conectarıa un string (cada string tiene una tension en

el MPPT de 324 V) a cada entrada de los dos reguladores MPPT donde admiten entre 90 y 450

V. Por otro lado se realizarıa la conexion de las baterıas a 48 V y el inversor suministrarıa hasta

7200 W a las cargas conectadas, que es un valor superior a los 6120 W necesarios.

4.1.6.- Comprobacion de resultados con el software PVSyst.

El software PVSyst es una herramienta de pago util para el desarrollo de instalaciones

fotovoltaicas que incluye el estudio de la instalacion, su simulacion y el analisis completo de

los datos de la instalacion. Permite dimensionar el tamano de la instalacion en funcion de la

ubicacion y la radiacion solar apoyandose en su base de datos meteorologica. Tambien puede

realizarse un diseno en 3D y realizar una simulacion del movimiento del sol durante el dıa

teniendo en cuenta la proyeccion de sombras. Otra opcion, es el analisis economico usando

componentes reales, costes adicionales y las condiciones de inversion requeridas.

4.1.6.1.- Procedimiento.

En este proyecto se mostrara el procedimiento general a seguir para el dimensionamiento

completo de una instalacion fotovoltaica aislada de la red con PVSyst version 7.1. El caso sobre

el que se realizara el dimensionamiento sera el de una vivienda con las especificaciones consi-

deradas hasta ahora en el resto del documento y cuyo previo dimensionamiento se ha llevado a

cabo en el apartado 4.1 siguiendo otros criterios. El objetivo es poder comparar los resultados

obtenidos en los apartados de dimensionamiento anteriores con los que proporciona el programa

PVSyst tomando componentes y datos reales.

1. Pantalla principal y seleccion de la base de datos.

En cuanto se ejecuta el programa, aparecera una ventana mostrando las diferentes op-

ciones de proyectos. En el apartado Diseno y simulacion de proyecto se selecciona, en

este caso, la opcion de Independiente puesto que se trata de una instalacion fotovoltaica

autonoma.



La siguiente pantalla, con el aspecto de la figura 4.8 , se divide en dos partes. En el

apartado de Proyecto se da un nombre al proyecto y en Archivo del sitio, en el icono

Nuevositio se abrira una nueva pantalla para seleccionar la base de datos meteorologica.

En la pestana Coordenadas geogra f icas se introducen las coordenadas de la ubicacion de

la vivienda y pulsando el icono de Importar pueden observarse los datos de la irradiacion

global y difusa. Si se prefiere puede seleccionarse la ubicacion haciendo uso del mapa

interactivo.

Figura 4.8.- Pantalla principal PVSyst.

2. Edicion de la inclinacion y la orientacion.

En la pantalla de la figura 4.8 se selecciona la pestana de Orientacion dentro del apartado

Variante. El programa permite generar y guardar varias variantes con diferentes datos

dentro de un mismo proyecto para hacer comparaciones. Dentro de orientacion se abrira

una pantalla como la de la figura 4.9 donde se ingresaran los datos de inclinacion y orien-

tacion optimas calculadas en apartados anteriores.

En la pestana Tipo de campo se elige la opcion de un plano inclinado fijo puesto que



Figura 4.9.- Seleccion de la orientacion.

el conjunto de paneles estaran siempre con la misma inclinacion y orientado a la misma

direccion; y un rendimiento de irradiacion anual.

3. Necesidades de usuario.

En esta opcion se introducen las necesidades energeticas de la vivienda y se seleccionan

las horas se funcionamiento de cada electrodomestico o carga conectada. Cabe la posibi-

lidad de definir el consumo por epocas o anualmente y se puede crear un perfil de consumo

con los datos que interesen en cada caso o cargar un perfil ya creado en la opcion Carga.

La figura 4.10 muestra la pantalla de introduccion de los datos con las necesidades y la

distribucion por horas de la vivienda estudiada en este proyecto puede verse en la figura

4.11 junto con el perfil de carga.

Los datos introducidos en la figura 4.10 se asemejan lo mas posible a la estimacion de

cargas que se ha hecho en el dimensionamiento de apartados anteriores. Para la creacion

del perfil de carga se han introducido franjas horarias para el funcionamiento de cada carga

conectada a la vivienda a propio criterio. Lo ideal en este apartado serıa disponer de datos

reales de funcionamiento y obtener un perfil de carga en funcion del tiempo con mayor

resolucion.



Figura 4.10.- Consumos energeticos vivienda.

Figura 4.11.- Perfil de carga.

4. Analisis del sistema y seleccion de los componentes.

En el apartado Sistema, se eligen los componentes comerciales de la instalacion foto-

voltaica, introduciendo los datos que se han calculado anteriormente en el dimensiona-

miento del apartado 4.1.



Para el sistema de almacenamiento, se habıa seleccionado un voltaje de trabajo de las

baterıas de 48 V y 6 dıas de autonomıa. Dentro del Sistema, en la pestana Almacenamiento,

se selecciona una baterıa de ion-Litio del fabricante Parasonic con las caracterısticas

mostradas en la figura 4.12 ya que en la base de datos de PVSyst no esta disponible la

baterıa comercial seleccionada en el apartado 4.1.4. y se establece una temperatura am-

biente de trabajo. El software hara recomendaciones acerca de cuantas baterıas como las

seleccionadas deben colocarse y que agrupacion deben seguir.

Figura 4.12.- Caracterısticas principales de la baterıa seleccionada.

En el siguiente apartado Con junto f otovoltaico, se selecciona el modulo solar. Se trata de

un panel del fabricante LG Electronics, con una potencia nominal de 400 W en el punto

de maxima potencia. Para trabajar entorno a dicho punto, se escoge como opcion de

modo de control un convertidor MPPT que el programa asignara automaticamente. Antes

de verificar la seleccion de todos los componentes, el programa mostrara un mensaje de

advertencia en el caso de que la eleccion no fuera viable.



Figura 4.13.- Resumen del dimensionamiento sugerido por el programa PVSyst.

Un posible dimensionamiento que muestra PVSyst de la instalacion fotovoltaica autonoma

se ve resumido en la figura 4.13.

5. Perdidas detalladas.

Es necesario tener en cuenta las perdidas del sistema que influiran en el funcionamiento

de todo el conjunto de la instalacion. Para este apartado sera necesario conocer los valores

proporcionados por el propio fabricante de cada componente o, en caso de ausencia de

estos, quedarse con los valores que el software propone por defecto ya que usa referencias

de dichos fabricantes. La pantalla de configuracion tiene el aspecto de la figura 4.14.

• Parametro termico: Hace referencia a las perdidas por temperatura de las celulas, la

cual influye en el rendimiento del conjunto fotovoltaico. Para analizar estas perdidas

el programa usa como referencia el modelo de un diodo que calcula su efecto varian-

do el valor de los componentes del circuito equivalente y hace un balance entre la

temperatura del ambiente, la de la celula y la irradiancia. Otro factor que tiene en

cuenta es la velocidad del viento, que actua como un refrigerante de los modulos y

por tanto afecta a la temperatura. Se usaran los valores que se proponen por defecto.

• Perdidas ohmicas: En las conexiones entre los modulos y en los terminales de en-

trada del inversor pueden producirse perdidas que dependen de la longitud y el



Figura 4.14.- Pantalla configuracion de las perdidas del sistema del software PVSyst.

diametro de los cables conductores. PVSyst propone un 1,5% por las conexiones

con respecto a las condiciones normales STC.

• Calidad del modulo: Mide la diferencia entre el rendimiento que el fabricante especi-

fica para el modulo fotovoltaico y el que realmente tiene. PVSyst pone por defecto

la mitad de la tolerancia pero en la actualidad este factor no es muy importante ya

que los fabricantes hacen pruebas finales mas fiables del panel.

• Perdida de suciedad: Con el paso del tiempo se produce una acumulacion de su-

ciedad sobre los modulos. Esto depende de factores como la inclinacion del modulo

(cuanto mas inclinado menos perdidas). Como en el caso de este proyecto estan

situados en un clima lluvioso se tomara un valor mınimo de un 1%. El programa

tambien da la opcion de definir valores mensuales de suciedad para un estudio mas

exacto.

• Perdidas IAM: En algunas instalaciones existe un decremento entre la irradicancia

que llegue a las ceculas del modulo y la irradiancia real deberıa llegar. En este caso

se seleccionara la opcion de definicion del modulo fotovoltaico seleccionado.

Por ultimo, PVSyst proporciona un grafico del comportamiento del conjunto fotovoltaico

por cada efecto de perdida para el modulo, la agrupacion que se ha seleccionado y en



Figura 4.15.- Comportamiento del conjunto fotovoltaico teniendo en cuenta las perdidas.

funcion de unas determinadas condiciones externas como se ve en la figura 4.15.

6. Horizonte y sombreados cercanos.

Este apartado es opcional. En la opcion de sombreados cercanos se puede construir un

escenario en tres dimensiones de la vivienda y el sistema generador. Ademas da la opcion

de construir elementos cercanos que podrıan producir sombras como, por ejemplo, arboles

u otros elementos y realizar una simulacion del efecto de sombras desde que sale el sol

hasta que se pone.

En la ventana que se abre, inicialmente se muestra la superficie mınima que serıa nece-

saria para instalar el sistema fotovoltaico. En la opcion de Construccion/Perspectiva, se

mostrara una pantalla de dibujo donde se podran construir todos los elementos requeridos.

A la hora de anadir un objeto, el programa muestra por defecto un paralelepıpedo que

puede ser modificado o sustituido por otra figura ya existente en la memoria.

En el caso de este proyecto, se creara una vivienda con tejado con dimensiones cuales-

quiera y los 14 paneles fotovoltaicos con sus medidas reales, previamente buscadas en su



Figura 4.16.- Simulacion escenario 3D con PVSyst.

hoja de caracterısticas. No se tendran en cuenta otros elementos exteriores que puedan

generar sombras.

Una vez realizado todo el diseno, es importante seleccionar la opcion Guardar esta vista

para el in f orme dentro de la pestana Vista si se quiere visualizar en el informe final. Por

ultimo, de nuevo en la pantalla de Sombreados cercanos, se pulsa en la opcion Tabla para

realizar la simulacion.

4.1.6.2.- Resultados y conclusiones.

A modo de resumen, el programa realiza un informe anual completo de la simulacion de

todo el sistema definido, incluyendo balances energeticos y balances de perdidas. El documento

que ofrece esta informacion se adjunta en el Apendice V de este proyecto, en la pagina 129.

Previamente se recuerdan las caracterısticas principales del dimensionamiento que son

la ubicacion y un conjunto fotovoltaico compuesto de 14 modulos y 29 baterıas. Los resul-

tados principales muestran que en la instalacion analizada hay 6574 kWh/ano de produccion

energetica anual disponible de la cual se usan 3832 kWh, y hay un exceso de produccion de

energıa de 2540 kWh al ano. El mes con mas energıa sobrante debido a un exceso de carga de la



baterıa es julio que, como cabe esperar, es el mes con mayor irradiacion global solar y por tanto

el mes que mas energıa produce el conjunto fotovoltaico.

Por otra parte, hay dos meses al ano (noviembre y diciembre), en los que no se genera

suficiente energıa para satisfacer las necesidades del usuario. De esta manera surge el concepto

de fraccion solar, que se define como el cociente entre la energıa utilizada por el usuario y

la necesidad energetica. Esta fraccion tiene un valor unidad durante todos los meses excepto

noviembre (0,911) y diciembre (0,926).

Por ultimo, existe la opcion de realizar una evaluacion economica del proyecto aunque

para ello es necesario disponer de una base de datos de costes de cada uno de los componentes

usados. Para esta opcion serıa necesario tener en cuenta todos los costes de instalacion, costes de

estudios y analisis de ingenierıa, permisos, estudios ambientales, cableado, soportes, transporte,

seguros e impuestos; ademas de los costes de operacion por mantenimiento.

Comparando los resultados obtenidos utilizando PVSyst con los resultados obtenidos en

capıtulos anteriores usando la metodologıa expuesta, se observa lo siguiente:

Calculando el angulo de inclinacion optimo, en la figura 4.9, mediante PVSyst se ob-

tiene otro valor diferente de angulo optimo al que se ha obtenido en el dimensionamiento, pro-

duciendose una perdida con respecto al angulo optimo del 0.2 % en el dimensionamiento inicial.

La orientacion optima en ambos caso coincide y es al sur (0º).

En cuanto al numero de paneles, en el calculo con la ecuacion 4.2 se obtenıa un total de

16 paneles para abastecer energeticamente la vivienda, mientras que PVSyst propone abastecer

la vivienda con 14 modulos. Esta diferencia se debe a que para el calculo se ha tomado en

cuenta el rendimiento del inversor y de la baterıa previamente seleccionada que es diferente a la

seleccionada en PVSyst.

Por ultimo, en el calculo de la capacidad de la baterıa existe una diferencia en los resul-

tados con el primer metodo de dimensionamiento y lo que propone PVSyst, el cual propone un



conjunto de baterıas con una capacidad de 1566 Ah mientras que haciendo uso de la ecuacion

4.5 se obtenıa una capacidad de 1847 Ah para la misma profundidad de descarga (80%).

Las diferencias entre ambos metodos de dimensionamiento se deben a los factores co-

mentados en parrafos anteriores y principalmente a las necesidades de usuario introducidas. Es

decir, en los apartados 4.1.3 y 4.1.4 se ha tenido en cuenta para todos los calculos una potencia

nominal promedio mientras que PVSyst realiza el dimensionamiento sobre un perfil de potencia

introducido donde las necesidades energeticas varıan segun la hora del dıa. Concluyendo con

este apartado, se llevarıa a cabo el dimensionamiento de la instalacion mas restrictivo; siendo

este el propuesto en la figura 4.7 al ser necesarios 16 paneles para la generacion de potencia.

4.2.- MODELADO Y CONTROL DINAMICO DE LA INSTALACION.

En el presente punto se realizara todo el diseno y modelado de la instalacion fotovoltaica

teniendo en cuenta la topologıa de potencia, es decir, la topologıa interna de los convertidores

con el fin de realizar un control dinamico de la instalacion e implementarla en Simulink.

En el dimensionamiento de los apartados anteriores se ha propuesto una conexion de los

elementos comerciales. Para este apartado es importante diferenciar entre la topologıa interna

de los convertidores y el encapsulado comercial. La primera de ellas se muestra en la figura 4.17

mediante el esquema de conexion de todos los elementos; la segunda se explicaba anteriormente

en la figura 4.7.

Para el modelado en Simulink todos los subsistemas estaran conectados entre sı mediante

el condensador de la figura 4.17, que representa el bus de continua cuya tension Vdc debe ser

suficientemente alta para cubrir una senal senoidal de 230 V eficaces a 50 Hz de frecuencia, y

mayor que la tension del conjunto fotovoltaico. Por ello, un valor apropiado para la tension Vdc

es 400V. Cada subsistema tendra una funcion en la instalacion:

• Conjunto PV: Se encargara de operar en el punto de maxima potencia y de inyectar



+

-

Conjunto

PV

DC

DC

DC

DC

DC

AC

Cargas

AC

Conjunto

baterías

Convert. DC/DC

Convert. DC/DC

Inversor. DC/AC

Ibat

Icpv Iout

Icdc

Cdc

Figura 4.17.- Esquema de la instalacion del caso practico modelado.

potencia al bus de continua. Es necesaria la implementacion de un convertidor de potencia

DC/DC ya que la tension del conjunto fotovoltaico es diferente a la del bus de continua.

• Inversor DC/AC: Su funcion es alimentar las cargas en AC receptoras. La mision del

inversor en las instalaciones autonomas es proporcionar una corriente alterna como la

de la red electrica, con el fin de que se puedan conectar a la misma electrodomesticos

utilizados habitualmente en las viviendas [2].

• Sistema de almacenamiento de energıa: Sera el encargado de regular la tension en el

bus de continua suministrando o absorbiendo potencia segun sea necesario para mantener

el equilibrio generacion-cargas.

• Conjunto de baterıas: Las baterıas se cargaran y descargaran automaticamente depen-

diendo del consumo y de la generacion de potencia en cada instante.

A continuacion se realiza el diseno y modelado de cada parte de la instalacion autonoma:



4.2.1.- Control MPPT del conjunto PV y convertidor DC/DC paneles.

En este apartado se modelara todo el bloque que contiene la agrupacion de los pane-

les solares seleccionada en el dimensionamiento introduciendo como parametros de entrada

una temperatura ambiente constante de 25ºC y un perfil de irradiancia. Ademas se incluye la

implementacion del algoritmo de control para trabajar en el punto de maxima potencia y del

convertidor de potencia simplificado mediante fuentes de corriente ideales (modelo promedia-

do).

4.2.1.1.- Implementacion del algoritmo MPPT.

Para trabajar siempre en el punto de la curva del panel donde se extraiga la maxima poten-

cia sera necesaria la implementacion de un algoritmo MPPT. Para este proyecto, en primer lugar

se implementara el algoritmo de perturbacion y observacion, siguiendo el flujograma mostrado

en la figura 1.14 y cuyo codigo se adjunta en el Apendice. La idea es modificar la tension de sa-

lida del conjunto de paneles mediante una variable auxiliar denominada duty que sera la variable

que controlara una fuente de tension controlada ideal. Conectando esta fuente a los terminales

de salida del conjunto fotovoltaico como en la figura 4.18 se consigue modificar la tension y

trabajar ası en el punto MPPT.

Es necesario tener en cuenta que la variable de control o duty oscila entre valores com-

prendidos entre 0 y 1 por lo que sera necesario multiplicarla por el valor de la tension de trabajo

del conjunto fotovoltaico.

En cuanto al perfil de irradiancia, dependiendo de la duracion de la simulacion que se

quiera realizar se anadira un perfil diario de un mes cualquiera a estudiar, un perfil mensual, etc.

4.2.1.2.- Convertidor de potencia DC/DC para los paneles.

El objetivo de un convertidor de potencia es transformar la tension de su entrada en otra

tension a su salida. En este caso, el objetivo es modificar la tension continua de trabajo del panel

obteniendo ası una tension, de nuevo en corriente continua, pero de mayor voltaje a la salida del



Conjunto

PV

Perfil

irradiancia

25ºC

+

-

Fuente de

corriente

controlada

+

-

Algoritmo MPPT

P&O

duty

Figura 4.18.- Esquema implementacion del algoritmo MPPT.

convertidor. Ası se aumentara la tension para poder trabajar a la tension del bus de continua.

Este convertidor DC/DC se implementara simplificadamente mediante una fuente de co-

rriente controlada ideal como se ve en la figura 4.19, obteniendo asi, un modelo de convertidor

promediado. Para ello, deben relacionarse de alguna forma las magnitudes de la entrada del

convertidor con las de la salida. La magnitud que se tendra en cuenta es la potencia, que debera

ser la misma a ambos lados.

La potencia a la entrada del convertidor promediado sera la potencia proporcionada por

los paneles (Ppv), y la potencia a la salida se denominara Pdc. La primera sera el producto de

la tension y la corriente del conjunto fotovoltaico, y la segunda el producto de la tension del

condensador o bus de continua (Vdc) y la corriente a la salida del convertidor conocida como

Icpv. Por tanto, es sencillo calcular el valor de la corriente Icpv, que sera la senal de control de

la fuente de corriente controlada ideal como se muestra en la ecuacion 4.8.

Icpv =Ppv

VdcA (4.8)



Conjunto PV+

Control MPPT

+

-

Fuente de

corriente

controlada

+

-

Icpv

Vdc

Figura 4.19.- Esquema simplificacion del modelado del convertidor para los paneles.

Por ultimo apuntar que se esta considerando que el convertidor es ideal, es decir, tiene

una eficiencia del 100%. En caso de tenerse en cuenta las perdidas, se tendrıa que la potencia

Pdc serıa igual a la potencia del panel Ppv por la eficiencia del convertidor.

4.2.2.- Sistema de almacenamiento de energıa.

Como ocurrıa con el conjunto fotovoltaico, la tension de las baterıas es diferente a la

tension del bus de continua por lo que no es posible la conexion directa entre ellas. El objetivo

es regular la tension del bus de continua suministrando o absorbiendo potencia, teniendo en

cuenta que la planta G(s) del sistema a controlar es el condensador Vdc que simboliza el bus de

continua y cuya ecuacion caracterıstica es la ecuacion 4.9.

icdc(t) =C ·dv(t)

dtA (4.9)

Teniendo en cuenta la ecuacion 4.9 en funcion del tiempo y aplicando la transformada

de Laplace obtenemos la ecuacion 4.10 y un modelo de control analogo para la tension del

condensador como el de la figura 4.20.

Icdc(s) =C · s ·V (s) (4.10)



Vdc*+

-

err

Vdc

R(s)Icdc 1

s1/Cdc

Figura 4.20.- Modelo control de la planta en cadena cerrada.

Por tanto para el control en cadena cerrada de la tension del condensador, en primer

lugar, se seleccionara el regulador en funcion de las especificaciones del sistema. En este caso

se pretende conseguir una anulacion del error de posicion en regimen permanente, eliminar

perturbaciones, una baja o nula sobreoscilacion y ademas un ancho de banda configurable. Con

estas especificaciones se aplicara la accion proporcional y la integral, es decir, un regulador PI

ideal con la ecuacion caracterıstica de la ecuacion 4.11.

R(s) = Kp ·s+Ki

s(4.11)

Para la sintonizacion del regulador PI se usa de base el metodo del lugar de las raıces

cuyo esquema se muestra en la figura 4.21 donde, en cadena abierta, hay dos polos en el origen,

un cero en −Ki y la finalidad es colocar los polos en cadena cerrada en la posicion −b para

hacer el sistema rapido y sobreamortiguado. Teniendo en cuenta esto y aplicando el criterio

del modulo (permite determinar el valor de la ganancia para un punto del lugar de las raıces)

al punto −b, se obtiene el valor de la accion proporcional de la ecuacion 4.12 y el valor de la

accion integral de la ecuacion 4.13, donde WBv es el ancho de banda del control de velocidad

en rad/s.

Kp = 4 ·Ki ·C (4.12)



Figura 4.21.- Lugar de las raıces en cadena abierta.

Ki =WBv

2(4.13)

Al utilizar fuentes de corriente ideales a modo de simplificacion, se despreciara el efecto

del convertidor y del lazo del control de corriente considerando entonces que Ibat∗, que es la

referencia, es igual a la corriente inyectada al bus de continua Ibat ; es decir, se asume que el lazo

de control de corriente es suficientemente rapido en comparacion con el lazo de tension. Sin

tener en cuenta esta simplificacion, la respuesta de corriente tendrıa un ancho de banda limitado.

Puede visualizarse esquematicamente en la figura 4.22 donde se muestra el modelo de control

de la tension del bus DC teniendo en cuenta el flujo de corrientes de la figura 4.17.

Por ultimo, en la figura 4.22 la tension Vdc∗ es la tension de referencia del bus de con-

tinua, la tension Vdc es la tension real del bus, R(S) el regulador PI sintonizado anteriormente e

Ibat la senal de control de la fuente ideal que inyectarıa corriente al bus de continua.

R(s)Vdc* err

Vdc

Icdc* Ibat* Ibat

Iout

Control de

corriente

++

+-

Figura 4.22.- Modelo control de la tension del bus de continua.



4.2.3.- Conjunto de baterıas y convertidor de potencia DC/DC para ellas.

Para este apartado se utilizara el bloque que hace referencia al conjunto de baterıas di-

mensionado en apartados anteriores con la capacidad y la tension en bornes de 48V. En Simulink

se usara el bloque Battery de la figura 4.23, el cual proporciona al usuario los valores de la

tension y la corriente de la baterıa, ademas del porcentaje o estado de carga de la baterıa cono-

cido como SOC.

Figura 4.23.- Bloque que representa el conjunto de baterıas [6].

De nuevo es necesaria la implementacion de un convertidor de potencia para la conexion

de las baterıas ya que su tension de trabajo (48 V) es inferior a la del bus de continua. De

igual forma que en el diseno del convertidor de los paneles solares, se simplificara el diseno del

convertidor implementando fuentes de corriente controladas ideales. De esta forma, se asociara

el control del bus de continua anterior al conjunto de baterıas. En la figura 4.24 se muestra un

esquema conceptual del modelado del convertidor.

En el esquema de la figura 4.24, el control del bus de continua englobarıa todo el diseno

descrito en el capıtulo 4.3. Por tanto, pueden distinguirse dos lados del convertidor de la baterıa,

el lado de entrada o de baja potencia (Pin) a 48 V y el lado de salida o alta potencia (Pout) a 400 V.

Para establecer una relacion entre ambos lados es necesario fijar la condicion de que la potencia

a la entrada del convertidor debe ser igual a la potencia de salida. Suponiendo un convertidor

ideal y teniendo en cuenta las ecuaciones 4.14 y 4.15, se obtiene el resultado de la corriente que

debe inyectarse en bornes de la baterıa, mediante una fuente de corriente controlada.



Fuente de

corriente

controlada

Fuente de

corriente

controlada

Conjunto de

baterías

++

+

--

-

Control de

tensión del bus

del continua

Ibatin

Ibat

Pin

Pout

Figura 4.24.- Esquema del modelado del convertidor DC/DC para baterıa.

Pin =Vbat · Ibatin W (4.14)

Pout =Vdc · Ibat W (4.15)

Por tanto, si se multiplica la tension real del bus de continua Vdc por la corriente que

va hacia el mismo Ibat y el resultado se divide entre la tension de la baterıa Vbat , siguiendo la

ecuacion 4.16, se obtiene la corriente controlada en bornes de la baterıa que en la figura 4.24 se

denomina como Ibatin . De esta manera el conjunto de ambas fuentes de corriente controladas se

comportarıa como un transformador ideal de corriente.

Ibatin =Vdc · Ibat

VbatW (4.16)

4.2.3.1.- Limitacion del estado de carga de la baterıa.

Debe tenerse en cuenta que si la baterıa o conjunto de baterıas de un sistema autonomo

esta totalmente cargada y el sistema de generacion sigue inyectando potencia hacia el bus de



continua, la tension del bus comenzara a incrementarse por lo que el sistema podrıa descom-

pensarse y volverse inestable. Aunque existen varios metodos para evitar esto, en este caso se

opta por la opcion mas sencilla, que se basara en dejar de aplicar tension al sistema generador

de paneles una vez se haya alcanzado un cierto porcentaje de carga de las baterıas. Siguiendo

este criterio, se elige un estado de carga SOC del 95% y se crea la condicion de que si la baterıa

esta cargada por encima de este valor, la tension que se inyecta a los paneles mediante la fuente

de tension controlada ideal en el control MPPT sera nula.

4.2.4.- Perfil de carga e inversor DC/AC.

Todas las cargas receptoras conectadas a la vivienda consumen corriente alterna, por

ello es necesaria la implementacion de un convertidor de potencia que transforme la tension

en continua del bus de continua en tension en alterna. Como se ha explicado en apartados

anteriores, este tipo de convertidores reciben el nombre de inversor y para su diseno se usara

una simplificacion similar al del resto de los convertidores modelados anteriormente. Por tanto,

la potencia en corriente continua a la entrada del inversor (Pinv) debe ser igual a la potencia en

corriente alterna al otro lado del inversor (la potencia consumida por el conjunto de cargas de

cargas conectadas a la vivienda).

Fuente de

corriente

controlada

+

-

Iinv

Pinv

Figura 4.25.- Esquema simplificacion del modelado del inversor con fuentes de corriente ideales.

De este modo, si la potencia a la entrada del inversor es el producto de la tension Vdc

del condensador por la corriente a controlar mediante la fuente que se muestra en la figura 4.25

como Iinv; la potencia en el lado de alterna del inversor es el propio perfil de carga en corriente



alterna; e igualando ambas potencias la forma de calcular el valor de la corriente a controlar Iinv

se muestra en la ecuacion 4.17.

Iinv =PcargasAC

VdcA (4.17)

En cuanto al perfil de carga, hace referencia al perfil de consumo de potencia activa de

las cargas conectadas en AC a la vivienda en funcion del tiempo.

4.3.- SIMULACION Y RESULTADOS OBTENIDOS.

El objetivo de este apartado es realizar una simulacion en Simulink de toda la instalacion

dimensionada en el apartado 4.1 y modelada en el apartado 4.2 de este documento. Para ello

se comprobara por separado el correcto funcionamiento del algoritmo MPPT implementado, el

control de la tension del bus de continua ası como su funcionamiento con el conjunto de baterıas

en paralelo, y finalmente, se realizara una simulacion final introduciendo un perfil de carga e

implementando los convertidores de potencia promediados. Todos los esquemas planteados en

Simulink para la simulacion se adjuntan en el Apendice VI, pagina 141.

4.3.1.- Funcionamiento del algoritmo MPPT.

A continuacion se comprueba el correcto funcionamiento del algoritmo MPPT de Per-

turbacion y Observacion implementado. Para ello se hara uso del bloque PV Array de la librerıa

de Simulink donde se introduciran los datos del conjunto de paneles dimensionado.

La implementacion del algoritmo de P&O se hara en un bloque MAT LAB Function

teniendo en cuenta los parametros de la tabla 4.12. Consiste en la medicion de la tension y

la corriente del panel cada Tpv segundos y la posterior perturbacion de la tension mediante el

incremento o la disminucion del ciclo de trabajo o duty. El ciclo de trabajo se incrementa o

decrementa un valor ∆duty y alcanza valores comprendidos entre 0 y 1, lo que implica que se

debe multiplicar esta variable por el valor de la tension nominal del conjunto de paneles (ası es



como se va ”perturbando”). Los parametros Panterior, Vanterior y dutyanterior hacen referencia a

los valores tomados para la inicializacion de estas variables. El codigo de implementacion del

algoritmo se incluye en el Apendice VI.

Parametros Valores

Tpv 5e-05 segundos

∆duty 0,001

Panterior 0

Vanterior 0

dutyanterior 0,7

Tabla 4.12.- Parametros simulacion del algoritmo MPPT.

En la figura 4.5 se veıa el comportamiento teorico del conjunto fotovoltaico mediante sus

curvas I-V y P-V. Para comprobar que se esta extrayendo en todo momento la maxima potencia

del conjunto PV y por tanto el algoritmo MPPT cumple su objetivo, en primer lugar, se realiza

una simulacion trabajando a una temperatura constante de 25ºC e introduciendo un escalon de

irradiancia.

Figura 4.26.- Potencia generada por el conjunto PV ante irradiancia variable.



Se simulan 20 segundos donde inicialmente inciden 1000 W/m2 sobre el conjunto PV y

en el decimo segundo la irradiancia desciende a 500 W/m2. Los resultados se observan en la

figura 4.26 donde se muestra la curva de potencia.

La lınea discontinua representarıa la potencia maxima teorica en el MPPT. Se verifica que

para una irradiancia de 1000 W/m2 el conjunto fotovoltaico genera la maxima potencia (6404,8

W) y si la irradiancia se reduce a la mitad, la potencia extraıda se reduce en igual proporcion.

En la figura 4.27 se visualiza el comportamiento de la tension y la corriente del conjunto PV

para las condiciones anteriores. De nuevo se observa como la tension alcanza el valor esperado

de 325 V (aproximadamente) en el punto MPPT para 1000 W/m2 de irradiancia.

Figura 4.27.- Tension y corriente del conjunto PV.

En segundo lugar, se realiza una simulacion de 12 segundos de duracion, pero en este

caso, a un valor de irradiancia de 1000 W/m2 constantes en el tiempo y un escalon de tempera-

tura. Inicialmente se somete el conjunto fotovoltaico a 25ºC y se eleva su temperatura a 45ºC

con el paso del tiempo. En la figura 4.28 se observa como la potencia extraıa de los paneles es

inferior a medida que aumenta su temperatura.



Figura 4.28.- Potencia del conjunto PV para temperatura variable.

4.3.2.- Control de tension del bus DC.

Se comprobara el comportamiento dinamico del bus de continua que se representaba en

la figura 4.17 mediante el condensador Cdc. Para ello, el primer paso es comprobar la correcta

sintonizacion del regulador PI disenado en el apartado 4.2.2 implementando en Simulink el

modelo de control en cadena cerrada de la planta del sistema.

En la figura 4.29 se simula la realizacion del control de tension ante un escalon de

referencia de 100 V en el segundo 0,2. La senal azul representarıa el escalon de entrada (Vdc∗) y

la senal naranja la variable controlada (Vdc). La tension controlada alcanza el valor de referencia

sin error en regimen permanente y en un tiempo relativamente rapido.

El siguiente paso es la implementacion del control anterior al bus de continua. Para esta

simulacion se toman los parametros mostrados en la tabla 4.13 donde Cdc es la capacidad del

condensador que debe tener un valor suficientemente alto para proporcionar una buena rigidez

dinamica al sistema; AWv es el ancho de banda del control de tension y las constantes Kiv y Kpv

del regulador toman los valores calculados en el apartado 4.2.2.



Figura 4.29.- Control de tension mediante un regulador PI.

Parametros Valores

Cdc 1 mF

AWv 2π50 rad/s

Kiv 157,08

Kpv 0,63

Tabla 4.13.- Parametros simulacion control del bus DC.

Realizando una simulacion de 16 segundos e introduciendo una referencia Vdc∗ que

comienza en 200 V y a los 8 segundos aumenta a 400 V, se obtiene la figura 4.30. Se observa

el correcto funcionamiento del control de tension y una ligera sobreoscilacion en el instante en

el que se realiza el cambio aumentando la tension debida a la inclusion de bloques Memory que

introducen un retardo. En la figura 4.31 se ve en detalle.

Ası mismo, podemos observar el comportamiento de la corriente Icdc que circula por el



Figura 4.30.- Resultados control de tension del bus DC.

condensador en la figura 4.32 donde se inyecta un pico de corriente en el mismo instante que se

produce el cambio en la referencia, comprobando ası la correcta respuesta del sistema ante una

entrada de tipo escalon.

Una vez mostrado el comportamiento del sistema frente a seguimiento de referencias, por

ultimo, es necesario mostrar el efecto ante perturbaciones. Suponiendo que se esta controlando

el bus DC a una tension de 200 V, se perturba el sistema en el quinto segundo mediante un

cambio brusco en el perfil de generacion de los paneles fotovoltaicos. En la figura 4.33 se

muestra el rechazo ante una perturbacion de tipo escalon.



Figura 4.31.- Sobreoscilacion al introducir un cambio brusco.

Figura 4.32.- Comportamiento corriente del condensador.

4.3.3.- Simulacion de todo el conjunto de la instalacion.

Para finalizar con el apartado de simulaciones se llevara a cabo una simulacion final en-

lazando todos los subsistemas descritos anteriormente por separado y mostrados en el Apendice



Figura 4.33.- Comportamiento sistema ante perturbaciones.

VI, siguiendo la topologıa de la figura 4.17 e implementando todo el dimensionamiento de la

seccion 4.1. Se incluiran los siguientes aspectos:

• Implementacion de los convertidores DC/DC promediados tanto para el conjunto foto-

voltaico como para el sistema de almacenamiento. Se han considerado ideales con una

eficiencia del 100%.

• Acople del bloque de baterıas Battery al subsistema que control el bus de continua descrito

anteriormente. Ademas se ha incluido una limitacion de carga de la baterıas siguiendo el

criterio de que cuando lleguen al 95% de su estado de carga, la tension del conjunto PV

sea nula y dejen de generar potencia.

• Implementacion del inversor promediado mediante una fuente de corriente ideal.

• Implementacion de perfil de irradiancia de un dıa cualquiera del mes de julio para el

conjunto fotovoltaico y del perfil de carga de consumo de la vivienda. Este ultimo se

muestra en la figura 4.34.



Figura 4.34.- Perfil de carga diario.

Para obtener una visualizacion mas amplia en el dominio del tiempo se ha supuesto la

conversion de los segundos de simulacion a horas puesto que, la resolucion de los perfiles de

carga introducidos es horaria. Para una simulacion de tres dıas se observarıan los resultados

comentados a continuacion.

En la figura 4.35 se muestran la tension y la corriente del conjunto fotovoltaico ante un

perfil de irradiancia de entrada y a temperatura constante de 25 ºC. La figura 4.36 mostrarıa la

potencia en W, que serıa el producto de la tension y la corriente.

Otro punto a comprobar es el control de la tension del bus de continua donde en previos

apartados se habıan seleccionado 400 V como tension de referencia. En la figura 4.37 se muestra

el comportamiento del sistema de control a una escala ampliada donde la tension alcanza valores

comprendidos entre 399,97 y 400,04 V. Como ya se veıa en la figura 4.31, existen sobreoscila-

ciones debidas a los retardos introducidos por bloques Memory y bloques para anular divisiones

por cero.

Por otra parte, se mostraran los parametros de importancia del conjunto de baterıas en la



Figura 4.35.- Tension y corriente conjunto PV.

figura 4.38 que son en este caso, su tension y su corriente. Se selecciona que la baterıa comience

cargada un 50% por lo que deberıa observarse como comienza a cargarse hasta un 95% como

maximo.

Ademas en la figura 4.39 el estado de carga de la baterıa comenzarıa a aumentar a medida

que pasan los dıas. Serıa necesaria una simulacion de mayor duracion en el tiempo para observar

ciclos de carga y de descarga completos en el conjunto de baterıas.



Figura 4.36.- Potencia conjunto PV.

Figura 4.37.- Tension del bus DC.



Figura 4.38.- Tension y corriente baterıas.

Figura 4.39.- SOC baterıas.



4.4.- ANALISIS DE COSTES.

Para la realizacion de un presupuesto detallado de toda la instalacion dimensionada en

este proyecto serıa necesario el estudio de todas las fases del proyecto. Es decir, en primer lugar

habrıa que calcular los costes de planificacion y desarrollo del proyecto incluyendo todos los

recursos empleados para ello. En segundo lugar, se llevarıa a cabo el analisis de los costes de

ejecucion de este proyecto, como el material empleado, el transporte, el personal necesario para

instalarlo, los componentes, la mano de obra y la verificacion del correcto funcionamiento de

toda la instalacion fotovoltaica.

En este proyecto se llevara a cabo unicamente un analisis de los costes de los compo-

nentes que intervienen en la fase de ejecucion y que requieren de una instalacion usando como

base de datos de precios unitarios AutoSolar [31], una empresa especializada en Energıa Solar.

Para los costes de mano de obra para el montaje y la instalacion de los componentes, se hara

una estimacion habitual en este tipo de proyectos y se supondra que el coste es un 15% del coste

total de los componentes.

Componente Cantidad Precio unitario (e) Descuento (%) TOTAL

Modulo fotovoltaico

LG 400 N2W-A5 16 279,09 0% 4.465,44 e

Baterıa Litio

Pylontech US3000B 25 1.447,23 4% 34.733,52 e

Inversor Voltronic

Axpert MAX 1 1.452,00 17% 1.205,16 e

TOTAL

COMPONENTES 40.404,12e

Mano de obra 1 6060,62e 0% 6060,62e

TOTAL 46.464,74e

Tabla 4.14.- Presupuesto.



La tabla 4.14 refleja los resultados obtenidos, donde se espera un coste total de los com-

ponentes de 40.404,12 euros que ascenderıa a 46.464,74 euros anadiendo el coste de la mano

de obra. Este coste total de los componentes es bastante elevado debido principalmente al alto

coste de las baterıas seleccionadas como sistema de almacenamiento, puesto que el precio de

estas es aproximadamente el 80% del coste total de todos los componentes que intervienen en

la instalacion.

De todas maneras, a pesar de la alta inversion que serıa necesaria, debe tenerse en cuenta

que un presupuesto para llevar red electrica a una zona que carece de acceso a ella podrıa rondar

cifras similares o superiores a esta inversion. Y en todo caso, suponiendo que fuera posible llevar

la red hacia la localizacion deseada, puesto que comunmente el acceso a la acometida electrica

no es viable en zonas con difıcil orografıa o en paıses en vıas de desarrollo. Por ejemplo,

si fuera necesaria la conexion a red en una vivienda donde el transformador mas cercado se

encuentra a 1,5 km y suponiendo que el precio de postes de hormigon oscila los 650 e, que

como maximo podrıa colocarse uno cada 45 m de distancia y que el cableado tiene un coste de

15 euros por cada metro tendido, los costes solo de este material ascenderıan a 47.200 euros

aproximadamente. Ademas habrıa que tener en cuenta los costes por transporte, excavaciones,

mano de obra, permisos y licencias.

Por otra parte es de importancia destacar el ahorro en el coste anual de la electricidad a

lo largo de la vida util de la instalacion disenada en este proyecto. Si el coste del kWh es de

0,127003 e/kWh [32], y asumiendo que cada cinco anos subira un 5% se llega a los resultados

mostrados en la figura 4.40. En ella se observa un ahorro progresivo anual para un consumo

energetico de la vivienda de 4.313,205 kWh/ano.

Por ultimo aclarar que el analisis de los costes de este proyecto serıa mucho mas com-

plejo ya que habrıa que tener en cuenta otros factores como el numero de especialistas para

la instalacion, el tiempo que tardarıan y otros factores que en principio tienen una difıcil esti-

macion.



Figura 4.40.- Ahorro anual de la vivienda desconectada de la red electrica.



5. Conclusiones y trabajos futuros.

Al inicio de este documento se exponıa el problema que enfrentaban muchos de los

miembros de viviendas que carecen de acceso a la red electrica, ya sea por una difıcil orografıa

o porque se ubique en una zona donde el suministro electrico no sea viable. En este contexto,

el objetivo del proyecto buscaba realizar el diseno de toda una instalacion fotovoltaica que fuera

totalmente independiente de la red electrica como solucion a viviendas que se encuentren en la

situacion descrita anteriormente. Para ello, haciendo uso de las fuentes bibliograficas citadas,

se han dimensionado todos los componentes que intervienen en la instalacion, se han propuesto

soluciones comerciales y se han hecho uso de diferentes herramientas.

Ademas se ha realizado todo el dimensionamiento partiendo solamente de la ubicacion

como dato de partida y se han justificado los resultados haciendo uso del software PVSyst, una

herramienta de gran ayuda en el diseno de todo tipo de sistemas fotovoltaicos, completando todo

lo anterior con una simulacion en Matlab/Simulink usando datos reales. El objetivo de separar el

proyecto en estas partes es hacer de este documento una guıa que sirva de referencia para posi-

bles proyectos con el mismo objetivo pero con diferentes datos de partida. Los resultados de las

simulaciones aportan una comprobacion de que la instalacion es viable, habiendose realizado un

correcto dimensionamiento y demuestran que es posible llegar a solucionar el problema inicial

siguiendo los pasos definidos a lo largo del presente documento. Ademas se ha comprobado

el funcionamiento de todos los subsistemas que intervienen en la simulacion por separado para

diferentes situaciones.

No obstante, algunos aspectos pueden mejorarse. Como trabajos futuros podrıa propo-

nerse la implementacion de otro algoritmo MPPT ya que en este proyecto se ha hecho uso del al-

goritmo de ”Perturbacion y Observacion”, siendo el algoritmo mas basico y mas extendido. Este

mismo puede presentar oscilaciones en regimen permanente y no es eficiente bajo variaciones

bruscas por lo que una posible solucion es la implementacion del algoritmo de ”Conductancia

incremental” para la eliminacion de estos errores.



Por otra parte, para el modelado de la instalacion y la posterior implementacion en

Simulink se han hecho una serie de simplificaciones, siendo la mas destacable la implementacion

de los convertidores de potencia promediados mediante fuentes de corriente ideales controladas.

Serıa de interes, desde el punto de vista de la electronica de potencia, seguir bajando niveles en

la topologıa de los convertidores, especialmente en el control del inversor.

Por ultimo, cabe la posibilidad de realizar una simulacion en el dominio del tiempo con

mayor resolucion implementando un perfil de carga y de irradiancia con datos tomados cada

minuto o cada segundo. Esto permitirıa ver el comportamiento de la instalacion mas detallado y

con mayor durabilidad en el tiempo.



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APENDICE I: SCRIPT

DIMENSIONAMIENTO DE UNA

INSTALACION AISLADA.

109

SCRIPT EN MATLAB PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE UNA INSTALACIÓN

FOTOVOTLAICA ASILADA EN GOZÓN, ASTURIAS.

%% DIMENSIONAMIENTO DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED %% %En este documento se llevaran a cabo los calculos necesarios para %dimensionar una instalacion fotovoltaica aislada de la red.

%% DATOS UBICACION.

Lon=-5.858; %Longitud de la ubicacion [º] Lat=43.597; %Latitud de la ubicacion [º] At=21; %Altitud sobre el nivel del mar [m]

%% ESTIMACION CONSUMO VIVIENDA.

% 1) Potencia expresada en Watios consumida por cada carga conectada en %alterna.

Frigo=200; Micr=800; Lavadora=1500; Lavavajillas=0; Horno=1200; Vitro=1000; Tele=80; Calefacc=1000; Ilum=1000;

FS=0.75; %Factor de simultaneidad

Pcargas_AC=(Frigo+Micr+Lavadora+Lavavajillas+Horno+Vitro+Tele+Calefacc+Il

um)*FS; % [W] Pcargas_DC=0; %En este caso no se han considerado cargas en DC

% 2) Energia diria consumida por las cargas receptoras conectadas en la %vivienda, expresada en W x hora.

Lmd_AC=Frigo*4+Micr*0.1+Lavadora*0.5+Lavavajillas*0.5+Horno*0.5+Vitro*1+T

ele*4+Calefacc*4+Ilum*3; %[Wh] Lmd_DC=0;

%Considerando los fatores de perdidas:

R_inv=0.93; %Rendimiento inversor [pu] R_bat=0.96; %Rendimiento baterias [pu] R_cond=1; %Rendimiento conductores [pu] MS=1; %Margen de seguridad como mucho puede ser hasta un

20%

Lmd=((Lmd_DC+(Lmd_AC/R_inv))/(R_bat*R_cond))*MS; %Consumo medio de

energia diario [Wh/dia]

%% DIMENSIONAMIENTO CONJUNTO DE PANELES FOTOVOLTAICOS.

% 1) Orientacion e inclinacion optimas (ESPAÑA).

Beta_opt_Dic=Lat+10; %Angulo de inclinacion optimo para mes de

diciembre [º]

Beta_opt_Jul=Lat-20; %Angulo de inclinacion optimo para mes de julio

[º] Beta_opt_Anual=Lat-10; %Angulo de inclinacion optimo para uso anual [º] Alfa=0; %Angulo azimut [º]

% 2) Irradiacion solar mensual. %Los datos para este apartado han sido onbtenidos del software PVGIS

Irr_inc=1000; %Irradiancia incidente normalizada [W/m2] Irr_mes=59880; %Irradiacion global del mes mas desfavorable

[Wh/m2] Irr_dia=2447; %Irradiacion global diaria del mes mas

desfavorable [Wh/m2]

% 3) Horas de sol pico.

HPS=Irr_dia/Irr_inc;

% 4) Datos panles fotovoltaico seleccionado. %Datos aportados por el fabricante del panel solar.

Nceldas=72; %Numero de celdas por cada panel Pmpp=400.3; %Potencia en el punto de maxima potencia [W] Voc=49.3; %Voltaje de circuito abierto [V] Vmpp=40.6; %Voltaje del punto de maxima potencia [V] Isc=10.47; %Corriente de cortocircuito [A] Impp=9.86; %Corriente de punto de potencia maxima [A] PR=0.77; %Factor global de funcionamiento [pu]

%Calculo del numero total de paneles necesarios para abastecer las cargas %conectadas al sistema.

V_bat=48; %Voltaje en bordes de las baterias en DC

[V] V_dc=400; %Voltaje bus de continua. ES LA

LIMITACION DE LOS PANELES. N_Total_Cal=Lmd/(Pmpp*HPS*PR); Nt=16; %Numero entero inmediatamente superior al

calculado N_Serie_Cal=V_dc/Vmpp; %Calculo de los paneles en serie, strings

o cadenas que admite el sistema. Nserie=8; N_paralelo_Cal=Nt/Nserie; %Calculo de los paneles en paralelo que

admite el sistema. Nparalelo=2;

% AGRUPACION: Dos strings o cadenas conectadas en paralelo, compuestas % por ocho módulos conectados en serie cada una.

%% DIMENSIONAMIENTO SISTEMA DE ALMACENAMIENTO. %Calculo de la capacidad de las baterias de la instalacion fotovoltaica. %Datos necesarios:

DOD=0.8; %Profundidad de descarga de la bateria [pu] N=6; %Dias de autonomia de la instalacion. Para un

uso anual suele ser de 4 a 6 dias [dias] FP_bat=1; %Factor perdidas de la bateria por

temperatura, rendimiento de equipos,etc [pu]

%Calculo de la capacidad nominal necesaria en funcion de la profundidad

de %descarga en Amperios por hora:

Cn=(Lmd*N*FP_bat)/(DOD*V_bat); %Capacidad bateria [Ah] Cn_Wh=(Lmd*N)/(DOD*FP_bat); %Capacidad batería [Wh]

%% PARÃ?METROS DE LA SIMULACION CON SIMULINK.

% 1) PERFIL DE IRRADIANCIA DIARIA. %Vamos a seleccionar el perfil de irradiancia de un dia cualquiera

del %mes de julio por ejemplo.

Time=[0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47

48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71];

%Horas del dia Irr=[0 0 0 0 0 1 52 160 291 422 509 622 705 707 634 545 404 250 110

32 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 52 160 291 422 509 622 705 707 634 545 404 250 110

32 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 52 160 291 422 509 622 705 707 634 545 404 250 110

32 0 0 0 0]; %Irradiancia global [W/m2]

% 2) PERFIL DE CARGA. Perfil=[0 0 0 0 0 0 500 1400 550 150 0 0 1300 550 550 0 120 120 500

1300 1650 1100 550 500 0 0 0 0 0 0 500 1400 550 150 0 0 1300 550 550 0

120 120 500 1300 1650 1100 550 500 0 0 0 0 0 0 500 1400 550 150 0 0 1300

550 550 0 120 120 500 1300 1650 1100 550 500];

% 3) COMPONENTES SIMULACION.

V_DC_REF=V_dc; %Tension del bus de corriente continua [V] C_DC=1e-3; %Condensador del bus de continua. Le damos un valor

adecuado para obtener una buena rigidez dinamica [F]

% 4) PARAMETROS PARA EL CONTROL DE TENSION.

AW_v=2*pi*50; %Ancho de banda de la tension [rad/s] KIv=AW_v/2; %Constante accion integral del regulador PI KPv=4*KIv*C_DC; %Constante accion proporcional del regulador PI

APENDICE II: FICHA TECNICA

PANEL FOTOVOLTAICO.

115

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA15/01/21

PVsyst V7.1.3

PVsyst Evaluation mode

Módulo FV - LG 400 N2W-A5FabricanteModelo

GenericLG 400 N2W-A5

Datos comercialesDisponibilidad : Prod. desde 2017Fuente de datos : Manufacturer 2017

Pnom Potencia STC (fabricante)Tamaño del módulo (ancho x largo)Número de células

4001.024 x 2.024

1 x 72

Wpm²

TecnologíaÁrea áspera del módulo (Amódulo)Área sensible (células) (Acélulas)

Si-mono2.071.86

m²m²

Especificaciones para el modelo (fabricante o datos de medición)Temperatura de referencia (TRef)Voltaje de circuito abierto (Voc)Voltaje del punto de potencia máx. (Vmpp)=> potencia máxima (Pmpp)

2549.340.6

400.3

°CVVW

Irradiancia de referencia (GRef)Corriente de cortocircuito (Isc)Corriente de punto de potencia máx. (Impp)Coef. de temp. Isc (muIsc)

100010.479.863.1

W/m²AAmA/°C

Parámetros de modelo de un diodoResistencia derivación (Rderivación)Resistencia serie (Rserie)Coef. temp. Pmax especificado (muPMaxR)

15000.33

-0.36

ΩΩ%/°C

Corriente saturación diodo (IoRef)Coef. de temp. Voc (MuVoc)Factor de calidad diodo (Gamma)Factor de diodo temper. coeff. (muGamma)

0.039-1381.01

0.000

nAmV/°C

1/°C

Parámetros de polarización inversa, para usar en el comportamiento del conjunto FV bajo sombreado parcial o desajusteCaracterísticas inversas (oscuro) (BRev)Número de diodos de deivación por módulo

3.203

mA/V² (factor cuadrático (por célula))Voltaje directo de diodos de derivación -0.7 V

Resultados del modelo para las condiciones estándar (STC: T=25 °C, G=1000 W/m², AM=1.5)Voltaje del punto de potencia máx. (Vmpp)Potencia máxima (Pmpp)Eficiencia(/ Área módulo) (Efic_mód.)Eficiencia(/ Área células) (Efic_cél.)

40.2400.519.321.5

VWp%%

Corriente de punto de potencia máx. (Impp)Coef. de temp. de potencia (muPmpp)Factor de forma (FF)

9.95-0.360.776

A%/°C

Página 1/1

APENDICE III: FICHA TECNICA

BATERIA.

119

Specification

22

0086 021 50317697 [email protected] www.pylontech.com.cn

Basic�Parameters US2000 Phantom-S

Nominal�Voltage V 4848

Usable Capacity (Wh)�

2400

Dimension mm 442*410*89 440*440*88.5

Weight Kg 2424

Discharge�Voltage V 45�~� 3.55 � �

Charge�Voltage V 52.5�~� 52.53.55 �~53.5

25 Recommended 25 Recommended

50 Max 50 Max

100 Peak@15s 100 Peak@15s

Communication�Port RS485 CAN RS485 CAN

Working�Temperature/ 0~50 0~50

Shelf Temperature/

Authentication Level UL/TÜV/CE /UN38.3

Design life 10+�Years 25 /77 10+�Years 25 /77Cycle�Life >6000, 25℃ >6000, 25℃

Charge�/ Discharge�CurrentA

2400Nominal Capacity (Wh)

2200 2200

48

3552

3200

442*420*13232

45~53.5

52.5~53.5

37 (Recommended)74 (Max)

100 (Peak@15s)

0~50

-20~60

10+�Years 25 /77>6000, 25℃

US3000

Humidity

Altitude (m)

5%~85% 5%~85% 5%~85%

<2000 <2000 <2000

RS485 CAN

Single string quantity(pcs) 8 8 8

-20~60 06~02- 06~02-

45�~� 3.55

TÜV/CE /UN38.3 TÜV/CE /UN38.3

APENDICE IV: FICHA TECNICA

INVERSOR.

123

O f f - G r i d I n v e r t e r

Of

f-G

rid

In

ve

rt

er

Advancing Power

Axpert MAX Off-Grid Inverter

RGB LIGHTS

Wi Fi

MODEL Axpert MAX 3600-24-230 Axpert MAX 3600-24-120 Axpert MAX 7200-48-230 Axpert MAX-7200-48-120Rated Power 3600VA/3600W 7200VA/7200W*PARALLEL CAPABILITY NO Yes, up to 6 unitsINPUTVoltage 230 VAC 120 VAC 230 VAC 120 VAC

Selectable Voltage Range

170-280 VAC (For Personal Computers)

90-280 VAC (For Home Appliances)







Frequency Range 50 Hz/60 Hz (Auto sensing)OUTPUTAC Voltage Regulation (Batt. Mode) 230VAC ± 5% 120VAC ± 5% 230VAC ± 5% 120VAC ± 5%Surge Power 7500VA 7500VA 15000VA 15000VAEfficiency (Peak) 90% ~ 93%Transfer Time 15 ms (For Personal Computers) ; 20 ms (For Home Appliances)Waveform Pure sine waveNo Load Power Consumption < 45W < 70WBATTERY Battery Voltage 24 VDC 48 VDCFloating Charge Voltage 27 VDC 54 VDCOvercharge Protection 33 VDC 66 VDCSOLAR CHARGER & AC CHARGERSolar Charger Type MPPTMaximum PV Array Power 4000 W 8000W (4000W x 2)MPPT Range @ Operating Voltage 120 ~ 450 VDC 90 ~ 230 VDC 90 ~ 450 VDC 90 ~ 230 VDCMaximum PV Array Open Circuit Voltage 500 VDC 250 VDC 500 VDC 250 VDCMaxmum Solar Charge Current 80 AMaximum AC Charge Current 80 AMaximum Charge Current 80 APHYSICALDimension, D x W x H (mm) 147.4 x 432.5 x 553.6Net Weight (kgs) 14.1 18.4Communication Interface USB/RS232/RS485/Wifi/Dry-contactOPERATING ENVIRONMENTHumidity 5% to 95% Relative Humidity(Non-condensing)Operating Temperature -10°C to 50°C Storage Temperature -15°C to 60°C STANDARDCompliance Safety CE UL CE UL

Axpert MAX Off-Grid Inverter Selection Guide

* 120 VAC model rated as 5000VA when unit operated under inverte modeProduct specifications are subject to change without further notice.

Communication for Remote panel

RGB light:Different color to present output source from PV,Grid or battery and battery charge/discharge status

Parallel connectors:Maximum 6 units in parallel (only for MAX-7200)

Diverse communications:USB On-the-Go function,Dry contact and BMS communication

DC output connectors:Connect to DC fan, LED bulb or router

Anti-dust filter:Increase product reliabilityin harsh environment

• Customizable status LED bar with RGB lights• Built-in wifi for mobile monitoring (Android/iOS Apps are available)• Supports USB On-the-Go function• Reserved communication port for BMS (RS485, CAN-BUS or RS232)• Replaceable fan design for ease of maintenance• Battery independent design • Configurable AC/PV output usage timer and prioritization• Selectable high power charging current• Selectable input voltage range for home appliances and personal computers• Compatible to Utility Mains or generator input• Built-in anti-dust kit• Optional DC output for DC fan, LED bulb, router and so on• Parallel operation up to 6 units only available for 7.2kVA

APENDICE V: INFORME DE

SIMULACION PVSYST.

127

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

Versión 7.1.4

PVsyst - Informe de simulaciónSistema independiente

Proyecto: Instalacion_aislada_AsturiasVariante: Nueva variante de simulación

Sistema independiente con bateríasPotencia del sistema: 5.60 kWp

Vioño - Spain

Autor(a)

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA


PVsyst V7.1.4VC0, Fecha de simulación:30/01/21 17:11con v7.1.4



Resumen del proyecto

Sitio geográficoVioñoEspaña

SituaciónLatitudLongitudAltitudZona horaria

43.60-5.86

21UTC+1

°N°Wm

Configuración del proyectoAlbedo 0.20

Datos meteoVioñoMeteonorm 7.3 (1991-2010), Sat=100% - Sintético

Resumen del sistema

Sistema independiente Sistema independiente con baterías

Orientación campo FVPlano fijoInclinación/Azimut 34 / 0 °

Sombreados cercanosSegún las cadenasEfecto eléctrico 100 %

Necesidades del usuarioConsumidores domésticos diariosConstante durante el añoPromedio 10.6 kWh/Día

Información del sistemaConjunto FVNúm. de módulosPnom total

145.60

unidadeskWp

Paquete de bateríasTecnologíaNúm. de unidadesVoltajeCapacidad

Lithium-ion, LCO2948

1566

unidadesVAh

Resumen de resultadosEnergía disponibleEnergía usada

65743832

kWh/añokWh/año

Producción específica 1174 kWh/kWp/año Proporción rend. PRFracción solar (SF)

46.7198.65

%%

Tabla de contenidoResumen de proyectos y resultadosParámetros generales, Características del conjunto FV, Pérdidas del sistema.Definición del sombreado cercano - Diagrama de iso-sombreadosNecesidades detalladas del usuarioResultados principalesDiagrama de pérdidaGráficos especiales

235789

10

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PVsyst PRUEBA

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Parámetros generales

Sistema independiente Sistema independiente con baterías

Orientación campo FVOrientaciónPlano fijoInclinación/Azimut 34 / 0 °

Modelos usadosTransposiciónDifusoCircunsolar

PerezPerez, Meteonorm

separado

Sombreados cercanosSegún las cadenasEfecto eléctrico 100 %

Necesidades del usuarioConsumidores domésticos diariosConstante durante el añoPromedio 10.6 kWh/Día

Características del conjunto FV

Módulo FVFabricanteModelo

GenericLG 400 N2W-A5

(Base de datos PVsyst original)Unidad Nom. Potencia 400 WpNúmero de módulos FVNominal (STC)Módulos

145.60

2 Cadenas x 7

unidadeskWpEn series

En cond. de funcionam. (50°C)PmppU mppI mpp

5.10256

20

kWpVA

BateríaFabricanteModelo

GenericDCB102Z

Tecnología Lithium-ion, LCONúm. de unidadesDescarga mín. SOCEnergía almacenada

2910.067.8

en paralelo%kWh

Características del paquete de bateríasVoltajeCapacidad nominalTemperatura

481566

Temperatura ambiente exterior

VAh (C10)

ControladorControlador universalTecnologíaCoef. temp.

Convertidor MPPT-5.0 mV/°C/Elem.

ConvertidorEficiencias máxi y EURO 97.0 / 95.0 %

Control de gestión de la bateríaComandos de umbral comoCargandoDescarga

Cálculo SOCSOC = 0.96 / 0.80SOC = 0.10 / 0.35

Potencia FV totalNominal (STC)TotalÁrea del móduloÁrea celular

614

29.026.0

kWpmódulosm²m²

Pérdidas del conjunto

Pérdidas de suciedad del conjuntoFracción de pérdida 1.0 %

Factor de pérdida térmicaTemperatura módulo según irradianciaUc (const)Uv (viento)

20.00.0

W/m²KW/m²K/m/s

Pérdidas de cableado CCRes. conjunto globalFracción de pérdida

2121.5

mΩ% en STC

Pérdida diodos serieCaída de voltajeFracción de pérdida

0.70.2

V% en STC

Pérdida de calidad móduloFracción de pérdida -0.8 %

Pérdidas de desajuste de móduloFracción de pérdida 2.0 % en MPP

Pérdidas de desajuste de cadenasFracción de pérdida 0.1 %

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Pérdidas del conjunto

Factor de pérdida IAMEfecto de incidencia (IAM): Recubrimiento Fresnel AR, n(vidrio)=1.526, n(AR)=1.290

0°

1.000

30°

0.999

50°

0.987

60°

0.962

70°

0.892

75°

0.816

80°

0.681

85°

0.440

90°

0.000

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PVsyst PRUEBA





Parámetro de sombreados cercanos

Perspectiva del campo FV y la escena de sombreado circundante

Diagrama de iso-sombreados

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Diagrama de iso-sombreados

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Necesidades detalladas del usuarioConsumidores domésticos diarios, Constante durante el año, promedio = 10.6 kWh/día

Valores anuales

Número Potencia Uso Energía

W Hora/día Wh/díaIluminación y otros 1 1000W/lámpara3.0 3000Televisión 1 80W/apar. 4.0 320Vitro/Calefaccion 1 1000W/apar. 5.0 5000Frigorifico 1 2 400Microondas 1 800W tot 0.5 400Lavadora/Horno 1 1500W tot 1.0 1500Consumidores en espera 24.0 24Energía diaria total 10644Wh/día

Distribución por hora

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PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA





Resultados principales

Producción del sistemaEnergía disponibleEnergía usadaExceso (sin usar)

657438322540

kWh/añokWh/añokWh/año

Producción específicaProporción de rendimiento (PR)Fracción solar (SF)

117446.7198.65

kWh/kWp/año%%

Pérdida de cargaFracción de tiempoEnergía faltante

1.453

%kWh/año

Envejecimiento de la batería (Estado de desgaste)Ciclos SOWSOW estáticoDuración de vida de batería

93.380.45.1

%%años

Producciones normalizadas (por kWp instalado) Proporción de rendimiento (PR)

Balances y resultados principales

GlobHor GlobEff E_Avail EUnused E_Miss E_User E_Load SolFrac

kWh/m² kWh/m² kWh kWh kWh kWh kWh proporción

Enero 45.3 65.3 325.7 0.0 0.00 330.0 330.0 1.000

Febrero 61.1 80.1 401.6 67.9 0.00 298.0 298.0 1.000Marzo 101.9 115.3 579.0 207.5 0.00 330.0 330.0 1.000Abril 135.3 135.5 679.6 342.0 0.00 319.3 319.3 1.000Mayo 156.0 139.9 704.2 355.2 0.00 330.0 330.0 1.000Junio 153.6 131.2 654.3 331.6 0.00 319.3 319.3 1.000Julio 169.4 149.8 737.9 380.5 0.00 330.0 330.0 1.000Agosto 145.6 139.3 682.1 330.5 0.00 330.0 330.0 1.000Septiembre 125.2 137.4 674.9 337.1 0.00 319.3 319.3 1.000Octubre 80.3 93.4 465.9 116.8 0.00 330.0 330.0 1.000Noviembre 49.7 72.7 358.1 58.6 28.26 291.1 319.3 0.911Diciembre 40.8 62.4 310.6 12.7 24.34 305.6 330.0 0.926

Año 1264.2 1322.2 6573.8 2540.5 52.61 3832.5 3885.1 0.986

LeyendasGlobHorGlobEffE_AvailEUnusedE_Miss

Irradiación horizontal globalGlobal efectivo, corr. para IAM y sombreadosEnergía solar disponibleEnergía no utilizada (batería llena)Energía faltante

E_UserE_LoadSolFrac

Energía suministrada al usuarioNecesidad energética del usuario (Carga)Fracción solar (EUtilizada / ECarga)

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PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA

PVsyst PRUEBA





Diagrama de pérdida

Irradiación horizontal global1264 kWh/m²

+15.9% Global incidente plano receptor

-7.13% Sombreados cercanos: perdida de irradiancia

-1.84% Factor IAM en global

-1.00% Factor de pérdida de suciedad

Irradiancia efectiva en colectores1322 kWh/m² * 29 m² colect.

eficiencia en STC = 19.33% Conversión FV

Conjunto de energía nominal (con efic. STC)7415 kWh

-0.22% Pérdida FV debido al nivel de irradiancia

-4.72% Pérdida FV debido a la temperatura.

-0.97% Sombreados: pérdida eléctrica según las cadenas

+0.75% Pérdida calidad de módulo

-2.10% Pérdidas de desajuste, módulos y cadenas

-1.14% Pérdida óhmica del cableado

-37.32% Energía no utilizada (batería llena)

Energía efectiva a la salida del conjunto4267 kWh

-5.41% Pérdida del convertidor durante la operación (eficiencia)

-0.01% Pérdida del convertidor sobre la potencia nominal del convertidor

-0.08% Pérdida del convertidor debido al umbral de potencia

0.00% Pérdida del convertidor sobre el voltaje nominal del convertidor

0.00% Pérdida del convertidor debido al umbral de voltaje

Pérdidas de convertidor (efic, sobrecarga)4033 kWh

Almacenamiento de bateríaUso directoAlmacenado19.4% 80.6% -0.02% Balance de energía almacenada en la batería

-3.42% Pérdida de eficiencia de la batería

-3.04% Carga/descarga Pérdida de eficiencia de corriente

-1.34% Corriente de autodescarga de la batería

Energía suministrada al usuario3832 kWh

1.35%52.6 kWh

Energía

faltante

3885 kWh Necesidad energética del usuario (Carga)

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APENDICE VI: ESQUEMAS DE LAS

SIMULACIONES EN SIMULINK.

139

ESQUEMA IMPLEMENTACIÓN ALGORITMO MPPT EN SIMULINK/MATLAB.

CÓDIGO ALGORITMO MPPT P&O.

function duty = fcn(V_PV,I_PV)

% Declaración variables y su inicialización:

persistent P_anterior V_anterior duty_anterior if isempty(duty_anterior) P_anterior=0; V_anterior=0; duty_anterior=0.7; end

Inc_duty=0.001;

%Cálculo de la potencia del panel:

P_PV=V_PV*I_PV;

% Algoritmo control MPPT: if(P_PV-P_anterior)~=0 if(P_PV-P_anterior)>0 if(V_PV-V_anterior)>0 duty=duty_anterior+Inc_duty; else duty=duty_anterior-Inc_duty; end else if(V_PV-V_anterior)>0 duty=duty_anterior-Inc_duty; else duty=duty_anterior+Inc_duty; end end else duty=duty_anterior; end

% Actualización de las variables:

duty_anterior=duty; V_anterior=V_PV; P_anterior=P_PV;

ESQUEMAS CONTROL DE LA TENSIÓN DEL BUS DE CONTINUA.

ESQUEMA SISTEMA DE ALMACENAMIENTO CON CONVERTIDOR DC/DC

PROMEDIADO.

ESQUEMA CONJUNTO FOTOVOLTAICO CON CONVERTIDOR DC/DC

PROMEDIADO.

ESQUEMA INVERSOR DC/AC CON PREFIL DE CARGA.

ESQUEMA UNIÓN DE TODOS LOS SUBSISTEMAS.

Documents

ESCUELA POLITECNICA DE INGENIER´ ´IA DE GIJ ON´