Los sistemas fotovoltaicos autónomos o aislados no necesitan de una conexión con una red eléctrica y su funcionamiento es independiente o autónomo de dicha red.

Las aplicaciones que más se están implementando actualmente son pequeñas instalaciones para iluminación de viviendas a las que no llega la red general, de bombeo, instalaciones agrícolas varias, de señalización, albergues, campings, refugios, chalets de verano y fin de semana.

El criterio que se sigue en el dimensionado de un sistema fotovoltaico aislado no es tanto el producir la máxima energía sino que aparece el concepto de fiabilidad (asegurar el buen funcionamiento del sistema procurando que los fallos sean mínimos).

Dimensionar un sistema fotovoltaico aislado requiere 7 pasos:

1. Estimación de la carga eléctrica (consumo eléctrico)

Debemos conocer la potencia de cada elemento de consumo y el tiempo de uso estimados. Normalmente el cálculo se hace utilizando W/h como unidad de energía.

Para estimar estos valores podemos consultar el siguiente enlace

2. Estimación de la energía solar disponible

Hm es la energía en kWh que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio del mes m. De la tabla correspondiente se obtiene el valor en MJ/m2 (mega julios / m2).

Hay que realizar la conversión y expresarlo en Wh/m2 ó kWh/m2. Siendo 1 MJ a 277,77 Wh ó 0,277 kWh.

Para estimar estos valores podemos consultar el siguiente enlace

3. Dimensionado de baterías

Para definir el tamaño del acumulador, se deberá establecer N (Días de autonomía). Es el número de días consecutivos que en ausencia de Sol, el sistema de acumulación es capaz de atender el consumo, sin sobrepasar la profundidad máxima de descarga de la batería.

Identificado N y conocida la energía total requerida Et (consumo final de electricidad) en un período de 24 horas vamos a calcular la energía real Er que los módulos deben aportar a la batería elegida (que tendrá una profundidad de descarga máxima admisible pd).

La energía Er diaria deberá tener en cuenta las diferentes pérdidas que existen:

Er = Et / R

Siendo R un factor global de rendimiento de la instalación, cuyo valor será:

R = 1 – [(1 – kb – kc – kv) ka . N / pd] – kb – kc – kv

kb: coeficiente de pérdidas por rendimiento en la batería. Varía entre 0,05 (si no hay descargas intensas) y 0,1 (para casos más desfavorables).
ka: coeficiente de autodescarga. Si el dato no aparece en la ficha técnica de la batería, puede estimarse en 0,005 (0,5% diario).
kc: coeficiente de pérdidas en el convertidor. Si el sistema no incorpora inversor, es cero. Oscila entre 0,2 para inversores de onda senoidal y 0,1 para inversores de onda cuadrada.
kv: coeficiente de otras pérdidas. Suele estimarse en 0,15 y en 0,05 si ya hemos considerado los rendimientos de cada aparato al calcular los consumos.

Calculado R y obtenida Er pasamos a determinar la capacidad útil Cu de la batería. La batería debe ser capaz de acumular la energía a suministrar a lo largo de ese período:

Cu = Er . N

Para pasar de Wh a Ah, dividiremos Cu entre la tensión nominal de la batería (generalmente 12 V o 24 V).

Ahora calculamos la capacidad nominal máxima C asignada por el fabricante de la batería. Estas capacidades serán asignadas para temperaturas entre 20º y 25º C.

C = Cu / pd

Con estos datos se seleccionará, entre las baterías que se ofrecen en el mercado, la que más se aproxime a la capacidad nominal C obtenida.

Para estimar estos valores podemos consultar el siguiente enlace

4. Dimensionado de la superficie de captación

La energía originada en los módulos que debe llegar al acumulador (Er) sufre pérdidas originadas por el regulador que se estiman en aproximadamente el 10%; por lo tanto la cantidad diaria de energía a producir por los módulos Ep es:

Ep = Er / 0,9

A partir de la siguiente fórmula calcularemos las HSP (horas de sol pico u horas de sol a una intensidad de 1000 W/m2), partiendo de H expresada en MJ (1 kWh= 3,6 MJ):

HSP = 1 / 3,6 k . H (MJ) = 0,2778 k . H

k es el factor de corrección por inclinación de los módulos de acuerdo con la latitud de la localización de la instalación.
H es la radiación media diaria de cada mes expresada en MJ/m2.

Para acceder a estos valores podemos consultar el siguiente enlace

Como ya hemos dicho, debemos basarnos en el mes más desfavorable y además corregir de acuerdo con los factores climatológicos de la zona (atmósfera limpia o zona de montaña = 1,05; zona con polución = 0,95; zona con nieblas = 0,92).

La orientación idónea es siempre hacia el ecuador y para determinar la inclinación podemos seguir las recomendaciones del post Estructura soporte.

Para calcular el número de módulos usaremos la siguiente fórmula:

NM = Ep / 0,9 . Pp . HSP

Pp es la potencia nominal (pico) de los módulos elegidos. Se seleccionará la combinación de módulos más adecuada para la instalación (precio, espacio disponible, carga a satisfacer, etc.).

Se multiplica por 0,9 para considerar las posibles pérdidas adicionales que pueden provocar la suciedad de los módulos, reflexión, etc..

Si el resultado no es un número entero, se redondeará a la unidad superior si el decimal es igual o mayor a 0,5 e inferior si es menor de 0,5.

Conociendo el número de total de paneles del generador fotovoltaico y la tensión nominal de la batería, que coincide con la tensión nominal de la instalación, se puede determinar si es necesario agrupar los módulos en serie y en paralelo. El número de módulos que habrá que conectar en serie, se calcula así:

Ns = VBat / Vm

Donde:
Ns número de módulos en serie por rama
VBat tensión nominal de la batería (V)
Vm tensión nominal de los módulos (V)

Y el número de ramas en paralelo a conectar para suministrar la potencia necesaria, viene dado por:

Np = NM / Ns

Siendo Np el número de módulos a conectar en ramas paralelo.

5. Especificar el controlador o regulador

Para el dimensionado podemos consultar el post Regulador de carga solar.

Se dimensionará la instalación, de tal forma que el factor de seguridad se corresponda con un 10% como mínimo entre la potencia máxima producida y la del regulador. Se utilizará el mínimo número posible de reguladores.

Para hallar el número de reguladores Nr utilizaremos la siguiente ecuación:

Nr = Npp . ip / ir

Siendo:
Npp el número de módulos en paralelo.
ip la intensidad pico del módulo seleccionado.
ir la intensidad máxima que es capaz de disipar el regulador.

6. Dimensionado del inversor

A la hora de dimensionar el inversor se tendrá en cuenta la potencia que demanda la carga compuesta por dispositivos de CA, de forma que se elegirá un inversor cuya potencia nominal sea apenas superior a la máxima demandada por la carga.

Si el sistema cuenta con dispositivos de CA podemos consultar el post Convertidor solar para dimensionarlo.

7. Elección de la sección de los cables

Para seleccionar la sección de cables se tendrán en cuenta las recomendaciones del post Cableado solar.

El dimensionado del cableado constituye una de las tareas en las que se deberá prestar especial atención, ya que siempre que exista consumo habrá pérdidas debido a las caídas de tensión en los cables.

Este es un extracto de los contenidos incluidos en el Manual Técnico-Comercial de Energía Solar Fotovoltaica y en la formación e-learning de Sopelia.

Todo lo que necesitas es Sol. Todo lo que necesitas es Sopelia.

Hay dos modalidades de conexión a red:

– El usuario sigue comprando la electricidad que consume a la distribuidora al precio establecido y además es propietario de una instalación generadora de electricidad que puede facturar los kWh producidos a un precio superior.

– En el Autoconsumo o “Net Metering” el sistema podrá inyectar energía en la red cuando su producción supere al autoconsumo, y extraer energía de ella en caso contrario.

Una instalación de 1,5 kWp ocupa unos de 22 m2 de cubierta (12 m2 de superficie neta de módulos) y volcará a la red tanta energía como la consumida por una pequeña vivienda a lo largo del año.

La estimación de la energía producida por un sistema fotovoltaico conectado a red que realizaremos es una predicción simple que consiste en la mera multiplicación de un valor de irradiación por otro de potencia pico que suele conducir a estimaciones alejadas del comportamiento real del sistema.

Una aproximación a cálculos más exactos debería contemplar distintos factores que influyen en el proceso de generación de energía útil (emplazamiento del generador fotovoltaico, variaciones de temperatura, sombras, potencia máxima disponible, fenómenos de segundo orden, características del inversor, etc.).

Cualquiera sea el procedimiento adoptado deberíamos intentar conjugar sencillez con precisión.

A la hora de calcular un sistema fotovoltaico conectado a red se deben tener en cuenta los siguientes condicionantes:

1- Potencia nominal de la instalación (kWp)

En la práctica se establecerá en función de la superficie disponible, de la inversión a realizar y de la cantidad de energía eléctrica solar que se pretende generar.

Determinada la potencia del módulo a utilizar Wm, la multiplicamos por la cantidad de módulos a instalar Nm para obtener la potencia nominal pico de la instalación Pmp:

Wm . Nm = Pmp

2- Energía eléctrica a generar

La energía que podría ser obtenida para cada mes se puede calcular mediante la siguiente expresión:

Em = km . Hm . Pmp . PR . nm / GCEM

Donde:

Em es la producción de energía solar del mes m en kWh.

km es el factor de corrección a aplicar por inclinación de los módulos para el mes m (se puede acceder a sus valores para hemisferio norte en tablas Censolar y en http://www.cleanergysolar.com/2011/09/15/tutorial-tablas-factor-de-correccion-de-k/) de acuerdo con la latitud de la localización de la instalación.

Hm es la energía en kWh que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio del mes m. De la tabla correspondiente se obtiene el valor en MJ/m2 (mega julios / m2). Hay que realizar la conversión y expresarlo en kWh/m2.

Para obtener la radiación media diaria de cada mes expresada en MJ/m2 en cualquier lugar del mundo podemos consultar Opensolar DB.

La irradiación diaria media mensual puede también obtenerse de bases de datos de reconocido prestigio como la NASA http://eosweb.larc.nasa.gov/sse o Joint Research Center [JRC], http://sunbird.jrc.it/pvgis/pv/imaps/imaps.htm Institute for Environment and Sustainable Renewable Energies, Ispra (Italy).

Para realizar la conversión de MJ a Wh ó kWh nos valemos de la siguiente equivalencia:

1 MJ = 106 J = 0,277 kWh = 277,77 Wh

Pmp es la potencia pico del campo generador expresada en Kwp.

PR es el factor de rendimiento energético de la instalación o performance ratio definido como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo. En la práctica se suele tomar PR = 0,8

nm es el número de días del mes considerado.

GCEM = 1kW/m2 CEM significa Condiciones Estándar de Medida utilizadas universalmente para caracterizar generadores solares, que como ya hemos visto equivalen a: Irradiancia solar: 1000 W/m2; Distribución espectral: AM 1,5 G; Temperatura de célula: 25 °C.

La estimación de la energía inyectada anualmente a la red se obtendrá sumando los valores de energía Em de cada uno de los doce meses del año.

El elemento clave en un sistema conectado a red es el inversor, que se encarga de que el acoplamiento circuito de módulos-red sea perfecto, seguro y eficiente.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Fotovoltaica y forma parte del e-learning Solar.

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El acoplamiento de dos o más módulos en serie produce un voltaje igual a la suma de los voltajes individuales de cada módulo, manteniéndose invariable la intensidad.

En la conexión en paralelo, es la intensidad la que aumenta permaneciendo igual el voltaje.

Lo más habitual es seleccionar módulos del voltaje deseado (los de 12 V son los más utilizados) y combinarlos en paralelo de manera que la intensidad total (y por ende la potencia resultante) sea la necesaria para satisfacer la demanda eléctrica.

Los módulos que se interconectan deben tener la misma curva i-V para evitar descompensaciones.

Si en un grupo de módulos conectados en serie falla uno de ellos (por avería o sombra), este módulo se convierte en una carga resistiva que dificultará o impedirá el paso de la corriente generada por los demás módulos de la serie. El módulo en cuestión podría averiarse totalmente.

Para prevenir esta situación, los módulos conectados en serie se dotan de un diodo by pass o de derivación, conectado en paralelo entre sus terminales. Este elemento brinda un camino alternativo a la corriente generada por los demás módulos de la serie.

Existen diferentes tipos de configuraciones que responden a las características de la instalación y sobre todo al tipo de carga. A continuación se detallan las más habituales:

• Módulos directamente conectados a una carga
Es el sistema más simple. El generador fotovoltaico se conecta directamente a la carga, normalmente un motor de corriente continua. Se utiliza por ejemplo en bombeo de agua. Al no existir baterías ni componentes electrónicos aumenta la confiabilidad pero resulta difícil mantener una performance eficiente a lo largo del día.

• Módulos y batería
Se puede utilizar esta configuración para reponer la autodescarga de una batería o en sistemas de electrificación rural de pequeña potencia. Suelen utilizarse uno o dos módulos conectados en paralelo para lograr la potencia deseada.

• Módulos, batería y regulador
En esta configuración se conecta el generador fotovoltaico a una batería a través de un regulador para que esta no se sobrecargue o alcance una profundidad de descarga no deseada. Las baterías alimentan cargas en corriente continua.

• Módulos, batería, regulador e inversor
Cuando se necesite energía en corriente alterna se incorporará al esquema de la configuración anterior un inversor. La potencia generada en el sistema fotovoltaico podrá ser transformada íntegramente en CA o podrán alimentarse simultáneamente cargas de CC y de CA.

• Sistemas conectados a red
Los sistemas fotovoltaicos conectados a red están compuestos por un generador fotovoltaico que se encuentra conectado a la red eléctrica convencional a través de un inversor.

Pueden darse dos casos:

– El sistema inyecta energía en la red cuando su producción supera al autoconsumo, y extrae energía de ella en caso contrario.
– El sistema solo inyecta energía en la red.

La diferencia fundamental entre un sistema fotovoltaico aislado y los conectados a red consiste en la ausencia, en estos últimos, de la batería y la regulación de carga.

El inversor, en los sistemas conectados a red, deberá estar en fase con la tensión de red.

A continuación se detallan algunos ejemplos de instalación fotovoltaica:

– Centrales conectadas a red con subvención a la producción.
– Estaciones repetidoras de microondas y de radio.
– Electrificación de pueblos en áreas remotas (electrificación rural).
– Instalaciones médicas en áreas rurales.
– Corriente eléctrica para casas de campo.
– Sistemas de comunicación de emergencia.
– Sistemas de vigilancia de datos ambientales y de calidad del agua.
– Faros, boyas y balizas de navegación marítima.
– Bombeo para sistemas de riego, agua potable en áreas rurales y abrevaderos para el ganado.
– Balizamiento para protección aeronáutica.
– Sistemas de protección catódica.
– Sistemas de desalinización.
– Vehículos de recreo.
– Señalización ferroviaria.
– Sistemas para cargar los acumuladores de barcos.
– Energía para naves espaciales.
– Postes SOS (teléfonos de emergencia de carretera).
– Parquímetros.
– Recarga de scooters y vehículos eléctricos.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Fotovoltaica y forma parte del e-learning Solar.

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