DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

MÓDULO IV DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Sponsored by

ÍNDICE 1 Introducción 2 Tipos de instalaciones fotovoltaicas 2.1 Instalación para consumos en corriente continua 2.2 Instalación para consumos en corriente alterna 2.3 Instalación mixta 3 Diseño de una instalación 3.1 Datos de partida 3.2 Inversor (Solo si es necesario) 3.3 Baterías 3.3.1 Energía global del conjunto de baterías 3.3.2 Número y configuración del conjunto de baterías 3.4 Selección de los paneles fotovoltaicos 3.4.1 Potencia del conjunto de paneles 3.4.2 Configuración de los paneles 3.5 Regulador 3.6 Secciones de cables y protecciones 3.6.1 Criterio de la máxima caída de tensión 3.6.2 Criterio de la máxima corriente 2 FUNDACION ICAI SUNEDISON

1. Introducción En el módulo anterior se han estudiado los componentes fundamentales de una instalación fotovoltaica. Ha llegado el momento de aprender a elegirlos y combinarlos para formar una instalación. En este módulo se explica cuáles son las topologías más habituales en instalaciones fotovoltaicas y cómo se hace el diseño paso a paso de cada uno de los componentes de la misma. 2. Tipos de instalaciones fotovoltaicas La topología de una instalación fotovoltaica dependerá de la instalación que se busca que alimentar. Más concretamente, dicha instalación puede tener consumos en corriente continua (CC.), en corriente alterna (CA) o ambos al mismo tiempo. También habrá que valorar si se necesitan baterías que garanticen el abastecimiento. A continuación se presenta el esquema para cada una de las posibilidades. 2.1 Instalación para consumos en corriente continua Figura 1: Diagrama unifilar instalación FV con almacenamiento y alimentación en CC Es el esquema más sencillo. Los paneles generan en corriente continua que es estabilizada por el regulador. En general, se suelen configurar los paneles de tal modo que la tensión de la instalación es la misma que la de la instalación que se busca alimentar. Para reducir coste de los conductores y del regulador, se puede incluir un convertidor de continua (DC-DC en gris) y elevar la tensión de diseño del conjunto de los paneles. Con esto se consigue que los conductores necesiten menos sección y el regulador tenga que soportar menos intensidad (a más tensión menos intensidad). Habrá que valorar si la reducción en el coste del regulador y de los conductores compensa el coste del DC-DC. FUNDACION ICAI SUNEDISON 3

2.2 Instalación para consumos en corriente alterna Figura 2: Diagrama unifilar instalación FV con almacenamiento y alimentación en CA En este caso, se incluye un inversor entre los consumos y el regulador. El papel del inversor sería similar al del DC-DC en la configuración previa, adapta la tensión del regulador a los consumos. No obstante, en este caso es imprescindible. Dado que el propio inversor es capaz de adaptarse a la tensión de entrada, como se puede ver en el esquema, es necesario que el regulador gestione la tensión de las baterías. 2.3 Instalación mixta Figura 3: Diagrama unifilar instalación FV con almacenamiento y alimentación en CA y CC. 4 FUNDACION ICAI SUNEDISON

Esta configuración es una mezcla de las dos anteriores. Lo más habitual, sobretodo en entornos aislados es utilizar una de las dos configuraciones anteriores debido a su mayor simplicidad. 3. Diseño de una instalación 3.1 Datos de partida En primer lugar necesitamos caracterizar el recurso energético. Para esto se utilizan las horas solares pico o la irradiación [W/m2]. Las horas solares pico se calculan como la irradiación del emplazamiento dividida por la irradiación estándar (1000 W/m2).Por ejemplo, si tenemos 1800 W/m2, las horas pico son 1,8h. Para más detalle consultar lo visto en el módulo 2. Además necesitamos caracterizar eléctricamente la instalación que hay que alimentar. Más concretamente, hay que modelar la demanda, tal y como se hizo en el módulo 1, para conocer la potencia y la energía. Esto es necesario realizarlo para cada tipo de alimentación por separado, es decir, para los consumos en corriente continua y en corriente alterna. Otros dato de la demanda que también necesitamos, para cada tipo, es la tensión. En corriente continua con conocer la tensión nominal, cuyo valor más habitual son 24V, es suficiente. En corriente alterna, se necesita la tensión y la frecuencia. En principio depende directamente de los aparatos, aunque habitualmente es un estándar dentro de cada país. Por ejemplo en Perú son 230V-60Hz, en Argentina son 220V-50Hz y en México son 127V-60Hz También hay que valorar si se necesitarán baterías. Las baterías suponen una parte muy importante del coste de la instalación y con la tecnología actual no duran demasiado tiempo (3-5 años). No obstante, casi siempre serán necesarias dado que la mayoría de aplicaciones requieren un suministro de energía que no coincidirá con las horas de sol. En aplicaciones en las que el suministro sea crítico, como por ejemplo un hospital, las baterías deberán asegurar el abastecimiento y por consiguiente habrá que sobredimensionarlas. De hecho, otro dato muy importante antes de empezar a diseñar es decidir cuántos días de autonomía (N) serán necesarios. Lo más habitual son 2-3 días de autonomía, para tener en cuenta que algunos días en que el cielo estará cubierto y no obtendremos del sol toda la energía necesaria. En aplicaciones más críticas habrá que valorar si se necesitan más días de autonomía. Resumiendo, necesitamos las horas solares pico (HSP), los consumos modelados como energía diaria y potencia, para corriente continua (Ecc, Pcc) y/o corriente alterna (Eca, Pca), las tensiones nominales, para corriente continua (Vcc) y/o corriente alterna (Vca), y la frecuencia nominal en corriente alterna, determinar si se necesitan baterías y en caso afirmativo los días de autonomía necesarios. Dado que unos componentes determinan el dimensionamiento de otros, el proceso de diseño se va a realizar partiendo de los consumos y yendo hacia atrás, salvo por el regulador, que dado que también depende de los paneles fotovoltaicos se deja para el final. Una vez esté diseñada la instalación completa, se seleccionarán los conductores y las protecciones. FUNDACION ICAI SUNEDISON 5

3.2 Inversor (Solo si es necesario) Este apartado solo ha de considerarse si la instalación tiene una parte en corriente alterna. En este caso, los parámetros para seleccionar un inversor son los siguientes: Vna: Tensión nominal de entrada. Corresponde a la tensión de paneles y baterías. Como ya hemos comentado, habitualmente serán 24 V aunque en ocasiones puede usarse 48V para reducir las secciones de los conductores. Vca: Tensión nominal de salida, la cual hemos definido como dato de partida. Como ya hemos comentado, dependerá del país. Frecuencia: Frecuencia de salida, que también hemos definido como dato de partida. Pn: Potencia del inversor. Esta es necesario calcularla, La potencia mínima del inversor (Pinv) deberá ser: Pinv= Pca / η inv Pca: Potencia requerida por los consumos alimentados por el inversor. (Dato de partida) ηinv: Rendimiento del inversor. Dato del fabricante. Valores típicos 0,8-0,9. 3.3 Baterías Para seleccionar las baterías en primer lugar necesitamos la energía total que se requiere almacenar. Una vez tenemos este dato habrá que elegir uno o varios módulos y ver cómo han de configurarse en serie y paralelo para adaptarse a las características del sistema. 3.3.1 Energía global del conjunto de baterías Partimos de la energía diaria total (Et) que nos piden los consumos. Si solamente hay consumos en CC: Si solamente hay consumos en CA: Si hay consumos mixtos Et= Ecc Et= Eca/η inv Et= Ecc +Eca/ηinv Ecc: Energía necesaria en CC. (Dato de partida) [Wh] Eca: Energía necesaria en CA. (Dato de partida) [Wh] ηinv: Rendimiento del inversor ( seleccionado previamente!) Esta todavía no es la energía que han de ser capaces de almacenar las baterías. Necesitamos almacenar más energía para tener en cuenta diferentes fenómenos que nos hacen perder energía o nos reducen la capacidad de las baterías. Por tanto vamos a calcular un rendimiento global que la incluya. Vamos a utilizar los siguientes coeficientes: 6 FUNDACION ICAI SUNEDISON

ka: Coeficiente de autodescarga diaria del acumulador. Representa la fracción de energía de la batería que se pierde diariamente por auto descarga. A falta de más información se tomará ka = 0,01 (auto descarga del 1 % diario), para ubicaciones con temperaturas altas (lo más normal dado que se supone que estamos en sitios soleados) y ka = 0,005 (Auto descarga del 0,5 % diario), para ubicaciones de temperaturas moderadas. kb: Coeficiente de pérdidas por rendimiento en las baterías. Este coeficiente indica la fracción de energía que las baterías no devuelven con respecto a la que entra. Esto se debe a las pérdidas por calor y reacciones químicas. A falta de datos tomaremos un rendimiento del 95 %, (correspondiente a un kb = 0,05), para acumuladores viejos o expuestos a bajas temperaturas se tomará un KB = 0,1. KV: Coeficiente de pérdidas varias de la instalación. Este coeficiente agrupa otras pérdidas, no consideradas anteriormente, como perdidas en los conductores, suciedad en los paneles, etc. Siendo 0,15 un valor medio razonable. Otros datos que se necesitan son: PD: Profundidad máxima de descarga del acumulador. Este coeficiente indica la fracción de capacidad que el acumulador puede utilizar con respecto a la total del mismo, sin que sufra un grave deterioro. Como referencia para un acumulador FV, la descarga diaria varía entre el 10 y 25 % de su capacidad, y un 80% de descarga, una o dos veces al año. En el presente ejercicio tomaremos un 70 %, PD = 0,7. N: nº de días de autonomía que soportará el acumulador. (dato de partida) Con todos estos coeficientes, el rendimiento global de la instalación se calcula como: R = (1 kb kv) (1 ka N/PD) Por último, la energía que es necesario acumular (E) es la energía que requiere la instalación (Et) dividida por el rendimiento genérico de la instalación (R): E = Et / R No obstante, todavía nos falta tener en cuenta que necesitamos acumular energía para varios días. Además, la capacidad de las baterías no se mide en watios hora (Wh) sino en amperios hora (Ah). Para la conversión entre estas dos unidades simplemente hay que dividir la primera por la tensión de la batería. La capacidad útil (Cu) de almacenamiento de la batería es la energía que el sistema va utilizar de toda la capacidad que tiene la batería y se calcula como: Cu = (E N) / Vna FUNDACION ICAI SUNEDISON 7

Cu: Capacidad útil [Ah] E: Energía que deben recibir las baterías diariamente [Wh] (paso previo) N: nº de días de autonomía. (dato de partida) Vna: Voltaje nominal de la instalación [V] Por último nos falta tener en cuenta que para mejorar la vida útil de las baterías es recomendable no descargarlas por completo. Para ello se define la profundidad de descarga, que es la fracción de la capacidad total de las baterías que vamos a utilizar como máximo. Por tanto, la capacidad total de las baterías será la capacidad útil incrementada para mantener la profundidad de descarga. Además se incluirá un coeficiente de corrección por temperatura C = Cu / (PD KT) C: Capacidad total [Ah] Cu: Capacidad útil disponible [Ah] PD: Profundidad de descarga [tanto por uno] KT: Factor de corrección por temperatura. = 1 (ΔT / 160).Siendo ΔT la diferencia de temperatura entre 20º (temperatura nominal) y la mínima temperatura de trabajo. 3.3.2 Número y configuración del conjunto de baterías Es bastante probable que en lugar de usar una sola batería grande se usen varias pequeñas hasta alcanzar la energía requerida por el sistema. Aunque ya se ha comentado en el módulo anterior, en el apartado de baterías, lo vamos a resumir brevemente aquí. En primer lugar, se necesita poner tantas baterías en serie como para que la suma de las tensiones de cada batería (habitualmente o 2 o 12V) alcance la tensión nominal del sistema (habitualmente 24 o 48V). Por tanto, el número de baterías en serie (As) se calcula como: As = V na / V nb Vna: Tensión nominal de trabajo [V] VnB: Tensión nominal de la batería escogida [V] Ahora hay que agregar tantas ramas en paralelo (Ap) de baterías como para alcanzar la capacidad total calculada previamente. AP = C / (C nb As) Ap: Número de grupos en paralelo. C: Capacidad total [Ah] (Calculada en el apartado anterior) CnB: Capacidad del acumulador escogido [Ah] As: Número de baterías en serie en cada rama (calculado en el paso anterior) 8 FUNDACION ICAI SUNEDISON

Es muy probable que el número de ramas en paralelo, AP, no sea un número entero. Dado que no se pueden poner dos baterías y media, habrá que coger el número entero inmediatamente superior. Como es lógico, el número total de baterías AT será el producto del número de baterías en serie (AS) por el número de ramas en paralelo (AP). AT = As AP Vamos a poner un ejemplo: Supongamos que la capacidad total de almacenamiento que requiere nuestro sistema fotovoltaico es de 787 Ah. Que la tensión nominal del sistema es de 24 v, que la tensión nominal de las baterías de las que se dispone es de 12 v y que la capacidad de las mismas es de 65 Ah. y queremos determinar el nº y distribución de las mismas. Lo determinaremos de la siguiente forma: Capacidad total de almacenamiento baterías [Ah] ( C ) 787 Nº y configuración del sistema de Baterías Tensión nominal de trabajo considerada (Vna) 24,00 v Tensión nominal de la batería escogida (VnB) 12,00 v elegido Número de baterías en serie (As) As = Vna / VnB 2,00 Capacidad del acumulador escogido [Ah] (CnB) 65,00 Número de ramas (Ap) Ah capacidad de la batería elegida) Ap = C / (CnB As) 7,00 Nº total de baterías At = As Ap 14,00 3.4 Selección de los paneles fotovoltaicos Los parámetros que caracterizan un panel son la tensión de funcionamiento, la potencia pico. La corriente de cortocircuito de los paneles, será una de las características que nos determinen el regulador, por lo que aunque ahora no se necesita, será interesante que no sea demasiado alta. Vamos a repetir un poco la misma idea que con las baterías. Vamos a calcular cuanta es la potencia que necesitamos que nos proporcione el conjunto de paneles y después vamos a analizar cómo los vamos a combinar para que se adapten a la instalación 3.4.1 Potencia del conjunto de paneles. El conjunto de paneles es lo que constituye el generador fotovoltaico, y la energía que debe producir es: E G = E/ ηr FUNDACION ICAI SUNEDISON 9

EG: Energía diaria que debe producir el generador FV [Wh] E: Energía diaria que deben recibir las baterías [Wh] ηr: Rendimiento del regulador. Un valor típico sería 0,9. (*) (*) Un momento! Necesitamos datos de un componente que todavía no hemos elegido! No se puede elegir todavía el regulador porque para elegir el mismo se necesita la corriente de cortocircuito del conjunto de paneles. Por tanto, vamos a ser un poco conservadores, haremos el cálculo con un valor conservador de 0,8 por ejemplo, y después comprobaremos que el regulador supera dicho valor. Con esto estamos sobredimensionando ligeramente la instalación. Cálculo de la potencia del conjunto de paneles: Pgen = E G /(HSP ηg) Pgen: Potencia nominal del generador (conjunto de paneles del sistema). E: Energía diaria que deben recibir las baterías [Wh] ηr: Rendimiento del regulador. Un valor típico sería 0,9. ηg: Rendimiento del generador FV. Dato del fabricante. HSP: Horas Sol Pico. (Dato de partida) 3.4.2 Configuración de los paneles La intensidad y la tensión de un panel (módulo fotovoltaico) no siempre satisface los requisitos de tensión e intensidad de un sistema. Es necesario agrupar varios módulos para conseguir valores adecuados. El número de módulos en serie viene dado por: Ms = Vna / Vnm Ms: Número de módulos en serie. Vna: Tensión nominal de trabajo de la instalación [V] (dato que ya hemos usado antes) Vnm: Tensión nominal del módulo elegido [V] El número de ramas en paralelo del generador fotovoltaico será Mp = Pgen /(Ms Pp) Mp: Número de ramas en paralelo. 10 FUNDACION ICAI SUNEDISON

Ms: Número de módulos en serie por rama. Pgen: Potencia nominal del generador FV [W] (dato del paso previo) Pp: Potencia pico del módulo utilizado [W] (dato del fabricante) Del mismo modo que con las baterías, el número total de módulos fotovoltaicos será el producto del número de paneles en serie por rama (Ms) por el número de ramas en paralelo (Mp): Mt = Ms Mp 3.5 Regulador Para determinar las características eléctricas del regulador deberemos conocer la mayor intensidad que puede darse en el generador FV y la intensidad de consumo de las cargas conectadas a la salida del regulador. Las intensidades máximas de entrada y salida del regulador adecuado para cada aplicación dependerán de la corriente de máxima que pueda producir el sistema de generación fotovoltaico para la entrada y la corriente máxima de las cargas para la salida. Para tener en cuenta los posibles picos de irradiancia o los cambios de temperatura, cuando se espera que estos sean de duración considerable, es recomendable que, a la hora de escoger el regulador, sea aquel con un 15-25% superior a la corriente de cortocircuito que le puede llegar del sistema de generación fotovoltaico (Ientrada) o bien, de la que puede consumir la carga del sistema (Isalida). La elección del regulador será aquel que soporte la mayor de las dos corrientes calculadas La intensidad mínima que ha de soportar el regulador es un porcentaje superior a la máxima intensidad que puede darse en el generador fotovoltaico, por tanto, la intensidad a considerar es: Ie reg = Mp Iccto_panel Ks Ie_reg: Intensidad mínima de entrada que tiene que soportar el regulador[a] Mp: Número de ramas en paralelo. Iccto_panel: Intensidad de cortocircuito del panel [A] Ks: Coeficiente de seguridad. Valor típico 1.25 Para determinar la Intensidad a la salida que ha de soportar el regulador: Is_reg= (Pca/η inv +Pcc)/ Vna=(Pinv+Pcc)/ Vna Pca: Potencia de los consumos en alterna (dato de partida) η inv : Rendimiento del inversor seleccionado (dato del fabricante) Pinv: Potencia del inversor (Cálculo previo) Pcc: Potencia de los consumos en contínua (dato de partida) Is_reg: Intensidad mínima de salida que es capaz de soportar el regulador [A] Ptotal: Potencia demandada total [W] FUNDACION ICAI SUNEDISON 11

Vna: Tensión nominal de la instalación [V] (dato que hemos utilizado previamente) Mediante la corriente de entrada, la corriente de salida y la tensión de trabajo del regulador, se podrá elegir un regulador comercial. Ahora que ya hemos elegido un regulador, sería interesante comprobar que su rendimiento está por encima del valor aproximado que hemos utilizado para elegir los paneles fotovoltaicos. 3.6 Secciones de cables y protecciones. Hay dos consideraciones que hay que hacer a la hora de dimensionar un conductor. Se debe comprobar la caída de tensión máxima y la corriente máxima. 3.6.1 Criterio de la máxima caída de tensión Smin=K I L / δ ΔV I: Intensidad en el tramo a considerar [A] L: Longitud del cable. [m] δ: Conductividad del cable. Habitualmente será de cobre, δ=56 [m/(ω mm 2) ]. Si fuera de aluminio δ=26 [m/(ω mm 2 )]. K: Coeficiente que depende del tipo de alimentación. K=2 Instalaciones en corriente continua (CC) o alterna monofásica (CA I ). K= 3 para instalaciones en corriente alterna trifásica (CA III ). ΔV. Caída de tensión máxima admitida. Habitualmente un 3%. El motivo del factor de 2 se debe a que el cable va hasta el aparato entrando por el polo positivo y vuelve saliendo por el polo negativo, y por tanto tenemos caída de tensión a la ida y a la vuelta. En el caso de instalaciones trifásicas son tres cables de ida y ninguno de vuelta por lo que no habría que multiplicar por nada. No obstante, la tensión, y por tanto la caída de tensión ΔV, en instalaciones trifásicas se define en función de la tensión entre dos fases y no de la tensión por fase, que es lo que estamos calculando. Por tanto, necesitamos la caída de tensión de ΔVfase-neutro= ΔVfase-fase/ 3. Como ΔV está dividiendo, 3 pasa al numerador. Con la fórmula anterior se obtiene la sección mínima de conductor necesario. Habrá que seleccionar la sección comercial inmediatamente superior. 12 FUNDACION ICAI SUNEDISON

3.6.2 Criterio de la máxima corriente Mediante el criterio anterior se seleccionan los cables necesarios. No obstante, en función del tipo de conductor utilizado y de cómo es la instalación se debe comprobar que la intensidad máxima correspondiente al conductor seleccionado en la tabla inferior no es superada. Las intensidades se han tenido que calcular en el apartado anterior por lo que en este apartado tan solo es necesario realizar una comprobación. Tabla 1: Intensidad máxima admisible en los conductores según el tipo de aislamiento del cable y de la topología de la instalación. REBT FUNDACION ICAI SUNEDISON 13

Tramos a evaluar: A continuación se describen los tramos que hay que evaluar dependiendo de la topología de la instalación. Tramos comunes para todas las instalaciones: Generador Regulador. Elemento de protección: seccionador fusible rápido, de valor normalizado inmediatamente superior al valor de corriente de pico del campo FV. Regulador Baterías (Si las hubiera) Elemento de protección: seccionador fusible rápido, de valor normalizado inmediatamente superior al valor de corriente de pico del campo FV. Tramos instalación en corriente continua: Regulador-Cuadro CC (alumbrado) Elemento protección: interruptor magneto térmico PIA para corriente normalizada inmediatamente superior a la intensidad de consumo del circuito de alumbrado. Tramos instalación en corriente alterna: Regulador-Inversor Elemento protección: interruptor magneto térmico PIA para corriente normalizada inmediatamente superior a la intensidad de consumo del inversor. Inversor monofásico-cuadro de CA Este tramo, por ser CA está sometido a la reglamentación del Reglamento electrotécnico de Baja Tensión (REBT). Elemento de protección: Interruptor magneto térmico general IGA e interruptor diferencial para corriente normalizada inmediatamente superior a la intensidad de consumo de los equipos de CA. Corriente de fuga del interruptor diferencial de 30mA. 14 FUNDACION ICAI SUNEDISON

Algunos comentarios: Procuraremos realizar todos los consumos en CA, ya que por una parte los elementos de consumos de CA son más fáciles de encontrar y más baratos, y por otra la sección de los conductores necesarios será mucho menor. En caso de utilizar CC procuraremos usar la tensión de trabajo lo mayor posible para reducir la corriente y la sección de los conductores. Puede ocurrir que la sección obtenida en algunos tramos de C.C. sea demasiado grande. En estos casos se debe aumentar la tensión nominal de trabajo o colocar dos conductores de la mitad de sección en paralelo. ANEXO Ejercicios Ejercicios propuestos Ejercicio 1. Determinar la capacidad de almacenamiento que ha de tener el sistema de baterías en una instalación en la que la energía eléctrica requerida por las cargas es de 2840 wh., requiriendo las cargas solo c.a. Por las características del servicio a prestar se considera necesario contar con 3 días de autonomía. Considerar una tensión nominal del generador fotovoltaico de 24 v, y los siguientes valores para los rendimientos y coeficientes: ηinv= 0,85; ka = 0,005; kb= 0,05; kv= 0,15. Considerar una profundidad de descarga para la batería de 0,7 y que la temperatura mínima a la que va a trabajar son 25 ºC Ejercicio 2. Para el supuesto anterior, determinar la potencia nominal del generador (conjunto de paneles) y la configuración del mismo. Considerar el rendimiento del regulador y del generador =0,90. Determinar también los datos necesarios del regulador. Considerar que se dispone de unas HSP= 4,9 h, y unos paneles con las siguientes características: potencia de pico = 85 w, intensidad pico = 4,72, intensidad de cortocircuito = 5,27 A y de tensión nominal = 12 v Ejercicio 3. Cálcular la sección del tramo de cable entre el generador y el regulador del ejercicio anterior. Suponer que el cable será de cobre y tendrá una longitud de 10m. La caída de tensión admisible es del 3%. FUNDACION ICAI SUNEDISON 15

Ejercicios resueltos Ejercicio 1. Determinar la capacidad de almacenamiento que ha de tener el sistema de baterías en una instalación en la que la energía eléctrica requerida por las cargas es de 2840 wh., requiriendo las cargas solo c.a. Por las características del servicio a prestar se considera necesario contar con 3 días de autonomía. Considerar una tensión nominal del generador fotovoltaico de 24 v, y los siguientes valores para los rendimientos y coeficientes: ηinv= 0,85; ka = 0,005; kb= 0,05; kv= 0,15. Considerar una profundidad de descarga para la batería de 0,7 y que la temperatura mínima a la que va a trabajar son 25 ºC Baterias (sistema de acumulación) Energía requerida considerando las pérdidas del inversor (Et) Et= Eca/ηinv 3341,18 wh Rendimiento genérico de la instalación (R) (condicionado por los coeficientes de perdidas a considerar en baterias): Consideramos los siguientes valores de los coeficientes: ka 0,01 temperaturas altas) kb 0,05 kv 0,15 PD 0,70 N 3,00 R = (1 kb kv) (1 ka N/PD) = 0,78 Energia diaria que es necesario acumular considerando el rendimiento de la instalación (E) E= Et/R 4267,93 wh Tensión nominal la instalación (del generador fotovoltaico) (Vna) 24,00 v elegido Días de Autonomía 3,00 elegido según necesidades de aplicación y climáticas. Capacidad útil de almacenamiento de la batería (Cu) Cu = (E * N) / Vna 533,49 Ah Profundidad de descarga PD 0,70 elegido Temperatura mínima de trabajo [ºC] 25,00 depende de características de lugar de emplazamiento Factor de corrección por tempetatura KT = 1 (ΔT / 160) 0,97 Capacidad total de almacenamiento baterías ( C ) C = Cu / (PD KT) 786,71 Ah 16 FUNDACION ICAI SUNEDISON

Ejercicio 2 Para el supuesto anterior, determinar la potencia nominal del generador (conjunto de paneles) y la configuración del mismo. Considerar el rendimiento del regulador y del generador =0,90. Determinar también los datos necesarios del regulador. Considerar que se dispone de unas HSP= 4,9 h, y unos paneles con las siguientes características: potencia de pico = 85 w, intensidad pico = 4,72, intensidad de cortocircuito = 5,27 A y de tensión nominal = 12 v Generador Fotovoltaico (conjunto de Paneles Fotovoltaicos) ηr: Rendimiento del regulador. 0,90 elegido Energía que debe producir EG = E/ ηr 4742,14 wh Rendimiento del generagor (ηg) 0,90 dato del fabricante del panel Potencia nominal del generagod Pn Pn = EG/(HSP ηg) 1075,53 w Nº y configuración de los paneles Tensión nominal del módulo elegido [V] Vnm: 12,00 del módulo elegido, dato del fabricante Nº de módulos en serie Ms = Vna / Vnm 2,00 Potencia pico del módulo utilizado [W] Pp: 85,00 dato del fabricante Intensidad de cortocircuito del panel [A] Icc_panel 5,27 dato del fabricante Nº de ramas en paralelo del generador fotovoltaico Mp = Pn /(Ms Pp) 7,00 Nº total de módulos fotovoltaicos Mt = Ms Mp 14,00 Intensidad de cortocircuito del generador [A] Icc_total Icc_total=Mp Icc_panel 11,74 Regulador Intensidad de cortocircuito del panel [A] Iccto_panel 5,27 dato del fabricante Intensidad a considerar a la entrada del regulador [A] Ie_reg Ie_reg = Mp Iccto_panel 1,25 46,11 (en este caso consideramos Ks =1,25) Potencia demandada [W]: Pca/ηinv +Pcc 1294,12 Intensidad a considerar a la salida del regulador Is_reg Is_reg= (Pca/ηinv +Pcc)/ Vna 53,92 Tensión nominal (Vna) 24 Ejercicio 3 Cálcular la sección del tramo de cable entre el generador y el regulador del ejercicio anterior. Suponer que el cable será de cobre y tendrá una longitud de 10m. La caída de tensión admisible es del 3%. Tramo generador -regulador Intensidad en el tramo a considerar [A] I I e_reg 46,11 Longitud del cable. [m] L 10,00 Conductividad del cable δ 56,00 Cobre δ=56 [m/(ω mm2)],aluminio δ=26 [m/(ω mm2)]. Coeficiente que depende del tipo de alimentación K 2 K=2 si (CC) o (CAI), K= 3 en (C.A.).trifásica (CAIII). Tensión (Vna) 24 Caída de tensión máxima admitida. Habitualmente un 3%. ΔV. ΔV =0,03 Vna 0,72 Sección minima del conductor en el tramo considerado [mm2 ] S S = K I L / δ ΔV 22,87 Se tomará por tanto la sección normalizada inmediatamente superior que son 25 mm2. FUNDACION ICAI SUNEDISON 17

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