diplomado en sistemas fotovoltaicos conectados a la …€¦ · 5.2.2 respuesta a fallas en el...

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Contenido

Contenido....................................................................................................................................... ii

Lista de figuras .............................................................................................................................. x

Lista de tablas............................................................................................................................... xi

Capítulo 1....................................................................................................................................... 1

Introducción ............................................................................................................................... 1

1.1 Panorama general [1] .........................................................................................................................................1 1.1.1 Fundamentos de la energía FV ..................................................................................................................2

1.1.1.1 La radiación solar en la superficie de la tierra.....................................................................................2 1.1.1.2 Efecto FV ............................................................................................................................................8 1.1.1.3 Celdas, módulos y arreglos FV............................................................................................................8 1.1.1.4 El sistema fotovoltaico ......................................................................................................................10 1.1.1.5 Tecnologías de celdas FV [3]. ...........................................................................................................10

1.1.2 Segmentos del mercado FV .....................................................................................................................12 1.1.3 ¿Por qué usar energía FV? .......................................................................................................................12 1.1.4 Principales aplicaciones en el sector eléctrico .........................................................................................13

1.2 ¿Qué es un sistema FV conectado a la red eléctrica?.......................................................................................13 1.2.1 Medición de la energía.............................................................................................................................14 1.2.2 Sistemas de almacenamiento....................................................................................................................15

1.3 Tipos de sistemas FV conectados a la red.........................................................................................................15 1.3.1 Sistemas dispersos (residenciales, en edificios, etc.) ...............................................................................16 1.3.2 Estaciones centrales .................................................................................................................................16 1.3.3 Estaciones de apoyo a la red ....................................................................................................................17

1.4 ¿Por qué sistemas FV conectados a la red?......................................................................................................18 1.4.1 El concepto de generación distribuida .....................................................................................................18 1.4.2 El valor de los sistemas distribuidos ........................................................................................................19

1.5 Implicaciones de la tecnología ..........................................................................................................................20 1.5.1 Implicaciones en la planeación ................................................................................................................20 1.5.2 Implicaciones administrativas..................................................................................................................21 1.5.3 Implicaciones técnicas .............................................................................................................................21 1.5.4 Implicaciones de normatividad y reglamentación....................................................................................22

1.6 Ámbito internacional .........................................................................................................................................22

Capítulo 2..................................................................................................................................... 25

Configuraciones y nichos de aplicación................................................................................... 25

2.1 Sistemas FV residenciales .................................................................................................................................25 2.2 Sistemas FV con acondicionamiento de potencia centralizado.........................................................................26 2.3 Sistemas FV modulares .....................................................................................................................................29

Contenido

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2.4 Estaciones FV centrales [1] ..............................................................................................................................31 2.4.1 Estación central de Serre en Italia (3.3 MW) [21, 22, 23, 24].................................................................32 2.4.2 Estación central de Unión Fenosa en España (1 MW) [14, 25, 26].........................................................32 2.4.3 Estación central PHALK Mont-Soleil en Suiza (500 kW) [27] ..............................................................33 2.4.4 Análisis comparativo ...............................................................................................................................34

2.4.4.1 Estructura general..............................................................................................................................34 2.4.4.2 Sistemas de CD .................................................................................................................................35 2.4.4.3 Acondicionamiento de potencia ........................................................................................................36 2.4.4.4 Sistema de CA...................................................................................................................................36

2.5 Conclusiones .....................................................................................................................................................37

Capítulo 3 .....................................................................................................................................39

Inversores..................................................................................................................................39

3.1 Tipos de inversores para generadores FV conectados a la red [13, 14, 28, 29]..............................................39 3.1.1 Clasificación de acuerdo al método de conmutación...............................................................................39 3.1.2 Clasificación de acuerdo al parámetro modulado....................................................................................40 3.1.3 Clasificación de acuerdo a la frecuencia de conmutación .......................................................................41 3.1.4 Clasificación de acuerdo a la configuración del circuito de potencia......................................................42

3.2 Dispositivos semiconductores de potencia [13, 30]..........................................................................................44 3.3 Inversores conmutados por la red [13, 14, 29, 30]...........................................................................................45

3.3.1 Características..........................................................................................................................................45 3.3.2 Inversores de 12 pulsos ...........................................................................................................................46 3.3.3 Curva típica de la eficiencia ....................................................................................................................48

3.4 Inversores autoconmutados...............................................................................................................................49 3.4.1 Características..........................................................................................................................................49 3.4.2 Principio de operación .............................................................................................................................50

3.4.2.1 Observaciones generales ...................................................................................................................50 3.4.2.2 Características de la señal de salida...................................................................................................51 3.4.2.3 Notas generales sobre inversores con control de voltaje PWM ........................................................52

3.4.3 Inversores de corriente controlada [32] ...................................................................................................52 3.4.4 Inversores con una o dos etapas de potencia [14, 29]..............................................................................53

3.4.4.1 Inversores con una etapa de potencia ................................................................................................53 3.4.4.2 Inversores con dos etapas de potencia...............................................................................................54

3.4.5 Inversores multietapa...............................................................................................................................55 3.4.5.1 Etapas ................................................................................................................................................55

3.4.6 Curvas típicas de eficiencia .....................................................................................................................57 3.5 Transferencia de potencia .................................................................................................................................57

3.5.1 Inversores de corriente controlada (tipo fuente de corriente) ..................................................................58 3.5.2 Inversores de voltaje controlado (tipo fuente de voltaje) ........................................................................59 3.5.3 Consideraciones generales.......................................................................................................................59

3.6 Requerimientos de los inversores para sistemas conectados............................................................................60 3.6.1 Seguimiento del punto de máxima potencia (PMP) [7, 14, 16]...............................................................60 3.6.2 Bajo nivel de distorsión armónica ...........................................................................................................61 3.6.3 Protección contra “operación en modo isla” (islanding) .........................................................................61 3.6.4 Alta eficiencia con carga nominal y parcial [14, 16] ...............................................................................61 3.6.5 Factor de potencia mayor a 0.9................................................................................................................62 3.6.6 Aislamiento eléctrico entre el generador y la red ....................................................................................62 3.6.7 Interferencia electromagnética (IEM)......................................................................................................62 3.6.8 Protección contra corto circuito y circuito abierto...................................................................................63 3.6.9 Soportar picos de voltaje transitorios y señales de control de la red .......................................................63 3.6.10 Otras características deseables del inversor.............................................................................................63

Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red

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3.6.10.1 Operación automática ......................................................................................................................63 3.6.10.2 Suministro de energía para el control del arreglo............................................................................63 3.6.10.3 Manejo de sobrecarga......................................................................................................................64 3.6.10.4 Detección de fallas a tierra ..............................................................................................................64 3.6.10.5 Bajo Nivel de ruido audible.............................................................................................................64 3.6.10.6 Instrumentación adecuada, operación simple ..................................................................................64

3.7 Estatus actual de la tecnología..........................................................................................................................64

Capítulo 4..................................................................................................................................... 67

Implicaciones técnicas de la interconexión y estrategias de solución ..................................... 67

4.1 Distorsión armónica [30, 39, 40]......................................................................................................................67 4.1.1 Distorsión armónica total (THD) .............................................................................................................68 4.1.2 Efectos de la distorsión armónica ............................................................................................................69 4.1.3 Generación de distorsión armónica en el sistema de potencia .................................................................69 4.1.4 Relación de los armónicos con las características del convertidor ..........................................................70

4.1.4.1 Método de conmutación. ...................................................................................................................70 4.1.4.2 Frecuencia de conmutación. ..............................................................................................................71 4.1.4.3 Filtrado de salida. ..............................................................................................................................71 4.1.4.4 Potencia de Salida..............................................................................................................................71

4.1.5 Impacto de los generadores FV conectados a la red ................................................................................71 4.1.5.1 El programa de investigación y demostración en Nueva Inglaterra [41]...........................................72 4.1.5.2 Algunos resultados publicados por Los Laboratorios Nacionales Sandia [39] .................................72

4.1.6 Eliminación de armónicos producidos por inversores .............................................................................73 4.1.7 Filtros armónicos para inversores de 12 pulsos [30]................................................................................73

4.1.7.1 Filtros armónicos para inversores autoconmutados...........................................................................75 4.2 Factor de potencia [39].....................................................................................................................................75

4.2.1 Control del FP en inversores conmutados por línea ................................................................................76 4.2.2 Control del FP en inversores autoconmutados.........................................................................................76

4.3 Fluctuación de voltaje .......................................................................................................................................77 4.3.1 Efecto de los generadores distribuidos ....................................................................................................77

4.4 Respuesta a situaciones de falla ........................................................................................................................78 4.5 Condicion de operación en “modo isla” (islanding) ........................................................................................79

4.5.1 Descripción del fenómeno .......................................................................................................................80 4.5.2 Consideraciones sobre la operación en modo isla ...................................................................................82 4.5.3 Métodos de detección de la operación en modo isla ...............................................................................83

4.5.3.1 Protecciones pasivas..........................................................................................................................84 4.5.3.2 Protecciones activas...........................................................................................................................85

4.5.4 Resumen y conclusiones sobre la operación en modo isla ......................................................................86

Capítulo 5..................................................................................................................................... 89

Protección y seguridad ............................................................................................................. 89

5.1 Protecciones en el generador FV ......................................................................................................................90 5.1.1 Diodos de bloqueo ...................................................................................................................................91 5.1.2 Diodos de paso (Bypass)..........................................................................................................................92 5.1.3 Dispositivos de sobrecorriente.................................................................................................................92

5.1.3.1 Fusibles en los circuitos serie ............................................................................................................93 5.1.4 Puesta a tierra de los equipos ...................................................................................................................93 5.1.5 Puesta a tierra del sistema [12, 14, 50] ....................................................................................................94

5.1.5.1 Detección de fallas ............................................................................................................................94

Contenido

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5.1.5.2 Seguridad de las personas .................................................................................................................95 5.1.5.3 Seguridad contra incendio.................................................................................................................95 5.1.5.4 Conclusiones .....................................................................................................................................95

5.1.6 Protección contra contacto directo...........................................................................................................96 5.1.7 Aislamiento clase II .................................................................................................................................96 5.1.8 Bajo voltaje en el sistema de CD.............................................................................................................96 5.1.9 Protección contra sobrevoltaje [14] .........................................................................................................97

5.1.9.1 Acoplamiento inductivo ....................................................................................................................97 5.1.9.2 Acoplamiento capacitivo...................................................................................................................97 5.1.9.3 Acoplamiento conductivo .................................................................................................................98 5.1.9.4 Comentarios generales y conclusiones..............................................................................................98

5.1.10 Detector de falla de aislamiento...............................................................................................................99 5.1.11 Medios de desconexión ...........................................................................................................................99 5.1.12 Selección de componentes e instalación apropiada ...............................................................................100 5.1.13 Detector de arcos [52]............................................................................................................................101 5.1.14 Señalización...........................................................................................................................................101

5.2 Protecciones en el inversor .............................................................................................................................101 5.2.1 Protección contra operación en modo isla (Islanding) ..........................................................................101 5.2.2 Respuesta a fallas en el alimentador ......................................................................................................101 5.2.3 Control del FP........................................................................................................................................102 5.2.4 Control de emisión de armónicos ..........................................................................................................102 5.2.5 Protección contra inyección de CD en la red.........................................................................................102 5.2.6 Control de emisiones de radio frecuencia (IEM)...................................................................................102 5.2.7 Protecciones propias del inversor ..........................................................................................................103

5.2.7.1 Protección contra sobrevoltajes.......................................................................................................103 5.2.7.2 Protección contra sobrecarga ..........................................................................................................103 5.2.7.3 Protección contra corrientes de falla ...............................................................................................103

5.2.8 Protección contra fallas en el lado de CD..............................................................................................103 5.2.9 Verificación periódica ...........................................................................................................................103

5.3 Protecciones en el lado de CA ........................................................................................................................103 5.3.1 Interruptor de CA / protección contra cortocircuito ..............................................................................104 5.3.2 Medio de desconexión manual [44].......................................................................................................104 5.3.3 Punto de interconexión de sistemas residenciales .................................................................................104

5.4 Normas y regulaciones....................................................................................................................................105 5.4.1 Normas específicas sobre sistemas FV..................................................................................................106 5.4.2 Normas sobre sistemas eléctricos de potencia aplicables a sistemas FV...............................................106 5.4.3 Códigos eléctricos, especificaciones y normas no oficiales ..................................................................106 5.4.4 Referencias normativas para México.....................................................................................................106

Capítulo 6 ...................................................................................................................................109

Diseño y dimensionamiento....................................................................................................109

6.1 Consideraciones preliminares para el diseño del sistema ..............................................................................109 6.1.1 Capacidad de generación .......................................................................................................................110 6.1.2 Punto de interconexión ..........................................................................................................................110 6.1.3 Voltaje de interconexión........................................................................................................................110 6.1.4 Número de fases ....................................................................................................................................110 6.1.5 Medición de la energía ..........................................................................................................................111 6.1.6 Transformador de interconexión ...........................................................................................................111

6.2 Otros aspectos relacionados a la instalación .................................................................................................111 6.2.1 Calidad de la energía .............................................................................................................................111

6.2.1.1 Límites de operación de la red en México.......................................................................................112


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6.2.1.2 Límites para los disturbios en la red causados por sistemas FV interconectados............................113 6.3 Ubicación y selección del sitio para la implementación de un vecindario FV ...............................................114

6.3.1 Lineamientos para la selección del transformador de distribución y las viviendas ...............................114 6.3.1.1 Características del transformador de distribución ...........................................................................114 6.3.1.2 Características de las viviendas .......................................................................................................116

6.3.2 Consideraciones adicionales en la selección del sitio ............................................................................118 6.3.2.1 Consideraciones del tipo técnico .....................................................................................................118 6.3.2.2 Consideraciones sociales .................................................................................................................119

6.3.3 Selección final del sitio ..........................................................................................................................120 6.3.3.1 Selección del fraccionamiento.........................................................................................................120 6.3.3.2 Selección del transformador ............................................................................................................120 6.3.3.3 Selección de las viviendas ...............................................................................................................120

6.4 Dimensionamiento ...........................................................................................................................................121 6.4.1 Método 1: A partir del factor de planta..................................................................................................121 6.4.2 Método 2: A partir de la irradiación diaria promedio ............................................................................122

6.5 Diseño eléctrico...............................................................................................................................................123 6.5.1 Configuración eléctrica..........................................................................................................................124

6.5.1.1 Generador FV conectado a tierra.....................................................................................................124 6.5.1.2 Generador FV flotante.....................................................................................................................124

6.5.2 Protecciones para la sección de CA .......................................................................................................127 6.5.2.1 Protecciones contra operación en modo isla (islanding) .................................................................127 6.5.2.2 Implicaciones para la compañía eléctrica en la operación en modo isla .........................................127 6.5.2.3 Reconexión con la red .....................................................................................................................127 6.5.2.4 Desviación del voltaje de la red.......................................................................................................128 6.5.2.5 Desviación de la frecuencia de la red ..............................................................................................128 6.5.2.6 Protección contra inyección de CD en la red...................................................................................128 6.5.2.7 Medios de desconexión de la red.....................................................................................................128 6.5.2.8 Protección contra cortocircuito........................................................................................................129 6.5.2.9 Protección contra sobrecorriente .....................................................................................................129

6.5.3 Protecciones a los equipos del sistema FV ............................................................................................129 6.5.3.1 Medios para deshabilitar el arreglo FV ...........................................................................................130 6.5.3.2 Detección de fallas a tierra ..............................................................................................................130 6.5.3.3 Protecciones contra sobrecorriente..................................................................................................131 6.5.3.4 Protección contra sobrevoltajes .......................................................................................................132 6.5.3.5 Medios de desconexión ...................................................................................................................133 6.5.3.6 Otras protecciones al generador ......................................................................................................134

6.6 Diseño de estructuras ......................................................................................................................................134 6.6.1 Características generales de las estructuras............................................................................................134

Capítulo 7................................................................................................................................... 137

Ingeniería del sistema............................................................................................................. 137

7.1 Componentes del sistema.................................................................................................................................137 7.1.1 Módulos FV ...........................................................................................................................................137

7.1.1.1 Selección de equipo.........................................................................................................................138 7.1.1.2 Precauciones de seguridad para la instalación de módulos [63]......................................................138 7.1.1.3 Identificación del producto [63] ......................................................................................................138 7.1.1.4 Desembalaje y manejo del módulo [63] ..........................................................................................139

7.1.2 Inversores...............................................................................................................................................139 7.1.2.1 Selección del inversor......................................................................................................................139 7.1.2.2 Datos técnicos comunes...................................................................................................................140 7.1.2.3 Consideraciones para la puesta en operación ..................................................................................140

Contenido

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7.1.2.4 Criterios para el montaje del inversor .............................................................................................141 7.1.2.5 Condiciones para la conexión a la red.............................................................................................141 7.1.2.6 Puesta en operación.........................................................................................................................141

7.2 Instalación.......................................................................................................................................................141 7.2.1 Instalación eléctrica [57]........................................................................................................................141

7.2.1.1 Condiciones de puesta a tierra.........................................................................................................142 7.2.1.2 Cableado..........................................................................................................................................144 7.2.1.3 Capacidad de conductores...............................................................................................................146 7.2.1.4 Voltaje de salida del generador FV .................................................................................................147 7.2.1.5 Aspectos de instalación ...................................................................................................................147 7.2.1.6 Otros aspectos relacionados ............................................................................................................148

7.2.2 Integración arquitectónica .....................................................................................................................148 7.2.3 Estructuras y soportes............................................................................................................................148

7.2.3.1 Detalles de cimentación...................................................................................................................148 7.2.3.2 Detalles del armado de estructuras ..................................................................................................149 7.2.3.3 Montaje y cableado de módulos......................................................................................................149 7.2.3.4 Ubicación de equipos ......................................................................................................................149 7.2.3.5 Detalles de estructuras móviles .......................................................................................................149

7.3 Mantenimiento.................................................................................................................................................149 7.3.1 Módulos FV [63] ...................................................................................................................................150

7.3.3.1 Prueba y reemplazo de los diodos de derivación ............................................................................150 7.3.2 Inversor..................................................................................................................................................151

Mensualmente. ............................................................................................................................................151 Semestralmente. ..........................................................................................................................................151 7.3.3.1 Procedimiento para la desenergización del inversor ......................................................................151 7.3.3.2 Procedimiento para la reenergización del inversor ........................................................................151

7.3.3 Instalación eléctrica en general..............................................................................................................152 7.3.4 Estructuras soporte ................................................................................................................................152

7.4 Análisis económico [64]..................................................................................................................................152 7.4.1 Costo nivelado de producción ...............................................................................................................152

7.4.1.1 Producción de energía .....................................................................................................................153 7.4.1.2 Costos de inversión .........................................................................................................................154 7.4.1.3 Costos de operación y mantenimiento.............................................................................................154 7.4.1.4 Costos sociales ................................................................................................................................154 7.4.1.5 Costo de mantenimiento mayor.......................................................................................................155 7.4.1.6 Tasa de descuento ...........................................................................................................................155 7.4.1.7 Valor de rescate...............................................................................................................................155 7.4.1.8 Vida útil del sistema........................................................................................................................156

Anexo A ......................................................................................................................................157

Terminología FV y acrónimos................................................................................................157

Anexo B.......................................................................................................................................163

Antecedentes: Proyectos Internacionales ...............................................................................163

B.1 Sistemas residenciales ....................................................................................................................................163 B.1.1 Programas en América...........................................................................................................................163

B.1.1.1 Generadores FV conectados a la red en México ............................................................................163 B.1.1.2 El programa FV de EUA [66].........................................................................................................163

B.1.2 Programas en Europa [68] .....................................................................................................................165


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B.1.2.1 “Proyecto Megawatt” (Suiza) [69]..................................................................................................166 B.1.2.2 El programa residencial Alemán 1000 Roofs [70, 71, 72]..............................................................167 B.1.2.3 Sistemas conectados en Holanda [73].............................................................................................168

B.1.3 Programas en Asia .................................................................................................................................168 B.1.3.1 El programa FV Japonés [75] .........................................................................................................169 B.1.3.2 Estación de investigación y demostración en la isla Rokko (Japón) [76].......................................169

B.1.4 Programas en Oceanía............................................................................................................................170 B.2 Estaciones centrales........................................................................................................................................171

B.2.1 Estación central en Hesperia, 1 MW (EUA) [77, 78] ............................................................................171 B.2.2 Estación central de Carrisa Plains de 5.2 MW (EUA) [79, 80, 81] .......................................................172 B.2.3 Estación central de SMUD, 2 MW (EUA) [79, 80]...............................................................................173 B.2.4 Estación central de 1 MW (España) [14, 25, 26] ...................................................................................173 B.2.5 Estación central híbrida en la isla de Pellworm (Alemania) [82, 83] ....................................................174 B.2.6 Estación central de Serre de 3.3 MW (Italia) [22, 23] ...........................................................................176 B.2.7 Estación central Phalk Mont-Soleil de 500 kW (Suiza) [27].................................................................177 B.2.8 Estación central en Saijo de 1 MW (Japón) [84] ...................................................................................178

B.3 Estaciones de apoyo a la red ..........................................................................................................................179 B.3.1 Estación en Kerman, 500 kW (EUA) ....................................................................................................179

Anexo C...................................................................................................................................... 183

Normas y regulaciones ........................................................................................................... 183

C.1 Normas específicas sobre sistemas FV ...........................................................................................................183 C.1.1 Normas referentes a sistemas FV terrestres ...........................................................................................183 C.1.2 Normas sobre interconexión de sistemas FV con la red ........................................................................184 C.1.3 Normas referentes a protección y seguridad ..........................................................................................185 C.1.4 Normas sobre equipo de acondicionamiento de potencia ......................................................................186

C.2 Normas sobre sistemas eléctricos de potencia aplicables a sistemas FV.......................................................186 C.2.1 Normas sobre la calidad del suministro y disturbios en la red...............................................................186 C.2.2 Normas sobre cogeneración...................................................................................................................188 C.2.3 Normas referentes a convertidores electrónicos de potencia .................................................................189 C.2.4 Normas relacionadas con protección y seguridad..................................................................................190

C.3 Códigos eléctricos, especificaciones y normas no oficiales ...........................................................................190

Anexo D...................................................................................................................................... 195

Recurso solar en la República Mexicana ............................................................................... 195

Referencias................................................................................................................................. 197

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Lista de figuras Figura 1.1. Espectro luminoso de la luz solar................................................................................................................ 3 Figura 1.2. Masa óptica del aire a nivel del mar (z = 0m). ............................................................................................ 4 Figura 1.3. Componente difusa para cielos claros sobre superficies horizontales en función del factor de turbiedad de

Linke...................................................................................................................................................................... 4 Figura 1.4. Descripción geométrica de la radiación solar sobre una superficie arbitrariamente inclinada y orientada. 5 Figura 1.5. Posición relativa del sol. ............................................................................................................................. 6 Figura 1.6. Variación del valor de la irradiancia a lo largo de un día............................................................................ 6 Figura 1.7. Piranómetro. ................................................................................................................................................ 7 Figura 1.8. Estructura de una celda FV. ........................................................................................................................ 8 Figura 1.9. a) Celdas FV, b) Módulo FV, c) Arreglo FV. .......................................................................................... 9 Figura 1.10. Diagrama de bloques típico de un sistema de generación FV (las flechas indican el sentido del flujo de

energía entre subsistemas). .................................................................................................................................. 10 Figura 1.11. Diagrama de bloques de un sistema FV conectado a la red. ................................................................... 14 Figura 1.12. Configuraciones alternativas para medición de energía: a) Medidor de lectura neta, y b) Tres medidores.

............................................................................................................................................................................. 15 Figura 1.13. Esquemas de generación: a) Centralizada, b) Distribuida....................................................................... 19 Figura 1.14. Potencia acumulada FV instalada por aplicaciones ( MW). Años 1992-2003....................................... 23 Figura 1.15. Potencia acumulada FV instalada por aplicaciones (%). Años 1992-2003............................................. 24 Figura 1.16. Potencia FV instalada por aplicaciones (%). Año 2003. ........................................................................ 24 Figura 2.1. Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de potencia centralizado y

generador FV aterrizado. ..................................................................................................................................... 27 Figura 2.2. Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de potencia centralizado y

generador FV flotante. ......................................................................................................................................... 28 Figura 2.3. Configuración básica de sistemas residenciales a).- Con acondicionamiento de potencia centralizado y

b).- Sistemas modulares....................................................................................................................................... 30 Figura 2.4. Diagrama de la estación central de Serre. ................................................................................................. 32 Figura 2.5. Diagrama unifilar de la estación central de Unión Fenosa........................................................................ 33 Figura 2.6. Diagrama eléctrico de la estación PHALK Mont-Soleil. .......................................................................... 34 Figura 3.1. Configuraciones básicas del circuito de potencia: a).- Puente 1φ, y b).- Puente 3φ.................................. 43 Figura 3.2. Diagrama de un inversor 3ф conmutado por línea y formas de onda. ...................................................... 46 Figura 3.3. Inversor conmutado por línea de 12 pulsos............................................................................................... 47 Figura 3.4. Eficiencias del inversor de 6 pulsos en Delphos [31]. .............................................................................. 49 Figura 3.5. Inversor PWM monofásico, tipo fuente de voltaje, esquema unipolar [14].............................................. 50 Figura 3.6. Inversor 1ф con control de corriente: a) Diagrama de bloques. b) Corriente de salida. ........................... 53 Figura 3.7. Inversor con transformador de baja frecuencia, 3ф, 35 kW “Solar Maximizer” [33]............................... 54 Figura 3.8. Inversor 1ф con dos etapas de potencia y transformador de 60 Hz [14]................................................... 55 Figura 3.9. Diagrama de potencia de un inversor monofásico con transformador de alta frecuencia. ........................ 56 Figura 3.10. Curvas de eficiencia: a) Inversor Ecopower® [34], b) Inversores Solcon [14]. ..................................... 57 Figura 3.11. Diagrama equivalente por fase, de la interconexión: a) Inversor de corriente controlada, b) Inversor de

voltaje controlado. ............................................................................................................................................... 58 Figura 3.12. Diagrama de fasores de la interconexión. a) Diagrama general, b) Diagrama de inversión con FP

unitario................................................................................................................................................................. 58 Figura 4.1. Interfaz de un inversor con el sistema de potencia.................................................................................... 70 Figura 4.2. Filtro de salida para convertidores de 12 pulsos: a) Circuito equivalente por fase; b) Impedancia por fase

combinada como función de la frecuencia. ......................................................................................................... 74 Figura 4.3. Filtros armónicos de salida para inversores autoconmutados: (a) Inversor 3φ tipo puente; (b) Inversor 1φ

con transformador de alta frecuencia................................................................................................................... 75

Contenido

xi

Figura 4.4. FP vs. potencia de salida, inversor Solwex Modelo 1065 [14]..................................................................77 Figura 4.5. Diagrama unifilar de un sistema de potencia con generadores distribuidos. .............................................80 Figura 4.6. Área de operación en modo isla, de acuerdo con las características de la carga si los generadores

producen solo potencia real. .................................................................................................................................81 Figura 4.7. Relación entre carga y tiempo de detección de operación en modo isla del relevador de frecuencia y la

protección de desviación de frecuencia (Pgen = Pcarga, Qgen = 0) [35].............................................................84 Figura 5.1. Falla a tierra en un generador FV aterrizado, sin diodos de bloqueo: a) Diagrama del generador, b)

Potencia disipada en el módulo “X”.....................................................................................................................91 Figura 5.2. Cableado de un circuito fuente en un arreglo FV: a) Incorrecto; b) Correcto. ..........................................97 Figura 5.3. Punto de interconexión en un sistema residencial: a) Del lado de la línea; b) Del lado de la carga. .......105 Figura 6.1. Configuración eléctrica con generador FV aterrizado. ............................................................................125 Figura 6.2. Configuración eléctrica con generador FV flotante. ................................................................................126 Figura 6.3. Localización de los interruptores de desconexión con la red...................................................................129 Figura 6.4. Dispositivos de sobrecorriente en ramas y subarreglos de un generador FV. a) Generador aterrizado, b)

Generador flotante. .............................................................................................................................................131 Figura 6.5. Medios de desconexión para los equipos de un sistema FV. ...................................................................133 Figura 7.1. Puesta a tierra de un sistema FV residencial interconectado con la red (sistema y equipos). ..................144

Lista de tablas

Tabla 1.1. Eficiencias alcanzadas por módulos y celdas FV de diferentes tecnologías. ..............................................11 Tabla 3.1. Características de los inversores con control de voltaje y de corriente. ......................................................40 Tabla 3.2. Resumen de rangos de operación de inversores según su tipo....................................................................43 Tabla 3.3. Características de los semiconductores de potencia. ...................................................................................44 Tabla 4.1. Métodos de prevención de la condición de operación en modo isla...........................................................86 Tabla 5.1. Tipos de fallas en generadores FV. .............................................................................................................90 Tabla 6.1. Límites de THDV en el PCC establecidos para el servicio de CFE. ..........................................................112 Tabla 6.2. Limites de variación de voltaje para el servicio de CFE. ..........................................................................112 Tabla 6.3. THDI máxima permitida para tensiones hasta 69 kV [56]. .......................................................................113 Tabla 7.1. Índices del costo de inversión (USD/W) de sistemas FV conectados a la red ..........................................154

1

1

Introducción

Normalmente los costos indirectos de las tecnologías de generación convencional son omitidos en los análisis económicos, pero es un hecho que éstos son cuantiosos y finalmente se tienen que pagar en forma de programas para reducir el impacto ambiental y con el deterioro de la calidad de vida de la sociedad. La implementación e implantación de tecnologías de energías renovables además de tener un sentido ecológico tiene sentido en el plan económico.

Algunos países europeos, Japón y los Estados Unidos de América (EUA) entre otros, han establecido programas fotovoltaicos (FV) de gran escala que tienen como base de operaciones e implementación su territorio, pero que contemplan la diseminación de la tecnología en todo el mundo, particularmente en países en vías de desarrollo. La interconexión de sistemas FV con la red eléctrica convencional ha recibido creciente atención en la presente década; tanto en la forma de cogeneradores distribuidos como de estaciones centralizadas del orden de los Megawatts.

El interés de algunos países hacia esta tecnología obedece a varios factores. Por un lado sus costos han declinado significativamente en los últimos años y su eficiencia se ha incrementado de manera importante. Por otra parte las economías más sólidas reconocen la necesidad de disminuir su dependencia energética de los combustibles fósiles. Otra consideración importante y que ha sido activamente promovida por grupos sociales es el costo ecológico de producir energía eléctrica por medios convencionales; es bien sabido que la generación termoeléctrica contribuye de manera significativa a la emisión de gases tóxicos, además de los que producen el efecto invernadero. En otras palabras, el desarrollo sustentable ha sido tomado con mayor seriedad en años recientes.

1.1 Panorama general [1]

De las tecnologías de energías renovables hay dos que han alcanzado la madurez necesaria para incursionar en el mercado energético. La tecnología eoloeléctrica (aerogeneradores) constituye la más competitiva de ellas; sus costos, en sitios de buen potencial eólico, son actualmente similares a los de


2

plantas turbogeneradoras de gas, que generalmente son usadas para generación de la demanda pico. La segunda de ellas es la tecnología FV; existen una serie de aplicaciones terrestres para las cuales ésta representa la opción de generación eléctrica más económica (i.e. electrificación rural, estaciones repetidoras, bombeo rural, señalización, etc.). Los costos directos de esta tecnología aún no compiten con las tecnologías de generación convencionales, pero algunas evaluaciones económicas recientes muestran que si se toman en cuenta los costos indirectos de la generación y transmisión de la energía eléctrica, los sistemas FV en aplicaciones conectadas a la red (SFVI) se encuentran cerca de la viabilidad económica.

La comercialización de módulos FV para aplicaciones terrestres inició en la primera mitad de la década de los ochentas. El nivel de penetración de esta tecnología en el mercado energético actual es aún muy pequeño, sin embargo, se espera que el desarrollo acelerado en materia de dispositivos FV, materiales y métodos de fabricación, permitan llevar sus costos a niveles más competitivos en los próximos años. La reducción de los costos y el incremento en las eficiencias seguramente producirá un efecto positivo en el que los mercados se expandirán y ello establecerá las condiciones necesarias para lograr el beneficio de las economías de escala.

El éxito comercial de la tecnología FV es aún incipiente, pero el crecimiento del mercado es estable y obedece a varias condiciones. Ésta es una de las formas de generación eléctrica más compatibles con el entorno ecológico; la conversión solar-eléctrica se realiza de manera limpia, directa y elegante; no existen partes móviles. La vida útil de los módulos es de hasta 30 años (aunque existen de 10, 15 y 20 años) y la generación FV no depende de energéticos foráneos, lo que le confiere un alto grado de autonomía. Hoy por hoy la sociedad se torna cada vez más sensible a las cuestiones del medio ambiente y exige que los gobiernos implementen estrategias de desarrollo sustentable en todos los sectores, particularmente en el energético.

1.1.1 Fundamentos de la energía FV

1.1.1.1 La radiación solar en la superficie de la tierra

La intensidad o potencia de la radiación solar que llega hasta la Tierra depende del espesor de la capa atmosférica que tiene que atravesar antes de alcanzar la superficie terrestre, y de la densidad de componentes moleculares y partículas en suspensión que encuentra en su camino. La masa de aire y la turbiedad son dos factores que a nivel atmosférico influyen en la intensidad con que la radiación solar incide finalmente en la superficie terrestre. Antes de abordar con mayor detalle ambos factores, se hace una breve descripción del espectro luminoso para ubicar la banda de interés en los sistemas FV. Espectro luminoso: La luz, sea ésta de origen solar o generada por un foco incandescente o fluorescente, está formada por un conjunto de radiaciones electromagnéticas de muy alta frecuencia, agrupadas dentro de un cierto rango llamado espectro luminoso. Las ondas de baja frecuencia del espectro solar (infrarojo) proporcionan calor, las de alta frecuencia (ultravioleta) hacen posible el proceso de fotosíntesis o el bronceado de la piel. Entre estos dos extremos se encuentran las frecuencias que forman la parte visible de la luz solar. La intensidad de la radiación luminosa varía con la frecuencia. La figura 1.1 muestra, en forma no detallada, la composición del espectro luminoso.

Introducción 3

Figura 1.1. Espectro luminoso de la luz solar.

El “color” de la luz solar depende de la composición del espectro de frecuencias. Los fabricantes de focos luminosos, conscientes de este fenómeno, tratan de dar a éstos un espectro de radiación luminosa similar al de la luz solar que llega a la Tierra cuando el sol alcanza la posición del cenit (luz blanca). La intensidad y frecuencias del espectro luminoso generado por el sol sufren alteraciones cuando la luz atraviesa la atmósfera. Ello se debe a la absorción, reflexión y dispersión que toma lugar dentro de ésta. Los gases presentes en la capa atmosférica actúan como filtros para ciertas frecuencias, las que ven disminuidas su intensidad o son absorbidas totalmente. El proceso FV responde a un limitado rango de frecuencias dentro del espectro visible, de manera que es importante definir el espectro de radiación de la fuente luminosa que se utiliza para evaluar la celda FV.

Masa de aire: Un factor de primer orden en la atenuación de la radiación es el espesor de la capa atmosférica que la radiación solar atraviesa hasta llegar a la superficie terrestre. El concepto masa de aire o masa óptica relativa del aire pretende cuantificar la longitud del camino recorrido por la radiación solar. Este valor depende de la altura solar (α) y de la presión atmosférica (p), la cual depende a su vez de la altura sobre el nivel del mar. El valor de la masa de aire puede ser calculado mediante la siguiente ecuación:

( ) ( )[ ]6364.107995.650572.0 −++= ααsenppm o donde α está expresada en grados y p/po es la presión atmosférica corregida por la altitud del lugar:

( ) ( )Ro Hzpp exp/ = donde z es la elevación sobre el nivel del mar en metros y HR = 8400 m. La figura 1.2 muestra de manera gráfica este concepto.


4

SOL

Límite atmosférico

p = 0

m = 1m > 1

Superficie terrestre a nivel del mar, z =0 ; p = p o

Figura 1.2. Masa óptica del aire a nivel del mar (z = 0m).

Factor de turbiedad de Linke (TLK): Este factor atmosférico de atenuación es función de la densidad de los distintos constituyentes de la atmósfera. Su influencia se estima mediante la comparación de la profundidad óptica registrada con la teórica calculada para un día perfectamente claro y seco. Una tabulación empírica de este factor en función de la calidad atmosférica es la siguiente:

Atmósfera muy clara TLK = 2

Atmósfera clara (aire cálido) TLK = 3

Atmósfera con partículas en suspensión TLK = 4 - 6

Atmósfera con polución TLK > 6

Normalmente, este factor presenta variaciones cíclicas anuales con valores mínimos en invierno y máximos en verano. A partir de datos experimentales (figura 1.3) se puede observar que la componente difusa de la irradiancia solar global (Ig) se incrementa con el índice de turbiedad de Linke, mientras que la componente directa decrece. El empleo de este factor de turbiedad, habitualmente tabulado, resulta muy útil para estimar las componentes difusa y directa para cielos claros.

Turb. Linke 8

Turb. Linke 7

Turb. Linke 6

Turb. Linke 5

Turb. Linke 4

Turb. Linke 3

Turb. Linke 2

Irrad

ianc

ia d

ifusa

, W/m

^2

400

350

300250

200150

100

50

0

Altitud solar, grados

1008060400 20

Figura 1.3. Componente difusa para cielos claros sobre superficies horizontales en función del factor de turbiedad de

Linke.

Introducción 5

Irradiancia solar global: La irradiancia global se define como la radiación solar recibida de un ángulo sólido de 2π estereorradianes sobre una superficie horizontal. La irradiancia global incluye la radiación recibida directamente del disco solar y la radiación celeste difusa dispersada al atravesar la atmósfera.

En la irradiancia solar global (Ig) sobre una superficie arbitrariamente orientada un ángulo γ, e inclinada un ángulo β, existen tres tipos de componentes o contribuciones: La componente debida a la radiación solar directa, la componente debida a la radiación solar difusa procedente del cielo y la componente debida a la radiación, normalmente difusa, reflejada por el suelo circundante. A saber:

Irradiancia solar directa (Ib): Aquella que se recibe del Sol sin haber sufrido ningún cambio de dirección por reflexión o difusión a su paso por la atmósfera. Cuando se hace referencia a la irradiancia solar directa se entiende referida a una superficie plana normal al vector de posición del Sol.

Irradiancia solar difusa (Id): Es, por eliminación de la anterior componente, la que se recibe tras haber sufrido cambios de dirección por difusión a su paso por la atmósfera y reflexión por nubes y el entorno circundante (suelo, edificios, obstáculos naturales, etc.).

Normalmente estas dos componentes son registradas de manera conjunta, mediante un piranómetro, en lo que se denomina irradiancia solar global (Ig). Las componentes directa y difusa de la radiación solar se relacionan entre si mediante la siguiente expresión:

dbg III += θcos donde θ representa el ángulo formado por la normal a la superficie considerada y el vector de posición del sol (ver la figura 1.4).

SUPERFICIEHORIZONTAL

SOL

OESTE

Ñ

NORTE

ESTE

SUR

PROYECCIÓN DEL VECTORNORMAL AL PLANO INCLINADOSOBRE EL PLANO HORIZONTAL

NORMAL ALPLANO INCLINADO

Figura 1.4. Descripción geométrica de la radiación solar sobre una superficie arbitrariamente inclinada y orientada.

Con las estaciones, la altura del sol (α) respecto a la horizontal cambia al alcanzar el cenit, tal como se observa en la figura 1.5. Asimismo, la altura solar (α) respecto a la horizontal varía con la latitud del lugar. La posición del sol puede ser calculada de manera precisa a partir de las relaciones geométricas Sol–Tierra, la latitud local, y el día y hora del año.


6

Horizonte del observador

Solsticio de invierno

Solsticio de verano

Equinoccio

Observador de cara al sur

declinación de la tierra = 23° 27'

W

E N

S

Figura 1.5. Posición relativa del sol.

Con base en lo anterior, el valor de la irradiancia en un lugar dado depende tanto de las condiciones atmosféricas como de la posición del sol respecto del horizonte. La presencia de nubes incrementa la absorción, reflexión y dispersión de la radiación solar. Las zonas desérticas, dada la carencia de nubes, tienen los mayores valores de insolación en el planeta. Como se puede observar en la figura 1.5, la posición del sol respecto a la horizontal cambia durante el día y con las estaciones, y con ello el valor de la masa de aire. Esto origina que el valor de la insolación al amanecer y al atardecer, así como en el invierno, sea menor que el de mediodía o el verano. Con el propósito de ejemplificar lo anterior, la figura 1.6 muestra comparativamente, para un sitio hipotético, la distribución (típica) de la irradiancia solar global en un día despejado para las estaciones de verano y de invierno.

0

200

400

600

800

1000

1200

00:0

0

01:0

0

02:0

0

03:0

0

04:0

0

05:0

0

06:0

0

07:0

0

08:0

0

09:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

Hora del dìa

Irrad

ianc

ia (W

/m2 )

Verano Invierno

Figura 1.6. Variación del valor de la irradiancia a lo largo de un día.

Introducción 7

El término irradiación define la cantidad de energía proveniente del sol que se recibe en un punto determinado del planeta sobre una superficie de 1 m2 durante un periodo determinado. Las unidades más comúnmente utilizadas para especificar los valores de irradiación son kWh/m2–día. Si definimos el día solar promedio como el número de horas entre el amanecer y el anochecer durante el cual el sol irradia con una potencia luminosa de 1000 W/m2; el valor (en horas) del día solar promedio para un sitio determinado es igual al valor de la irradiación promedio diaria. Esta convención simplifica sustancialmente el cálculo de la cantidad de energía eléctrica generada al día por un módulo FV, dado que el estándar en la industria para establecer la potencia pico (Wp) de un módulo FV corresponde precisamente a la potencia generada por éste cuando su superficie recibe una irradiancia de 1000 W/m2 (véase la unidad SOL en el apéndice A).

Medición de la irradiancia: El instrumento utilizado para medir la radiación solar procedente de un ángulo sólido de 2π estereorradianes en una superficie plana y un intervalo espectral comprendido entre 0.3 y 3.0 μm se denomina piranómetro. La irradiancia global incluye la radiación recibida directamente del disco solar, como la radiación celeste difusa dispersada al atravesar la atmósfera. La figura 1.7 muestra el aspecto físico de un piranómetro. Las unidades en las que se mide la irradiancia o potencia luminosa son W/m2.

Figura 1.7. Piranómetro.

Estos sensores se utilizan para medir la radiación solar incidente en el plano horizontal o sobre una superficie inclinada respecto a la horizontal y, si se dispone en posición invertida, con el mismo se puede medir la radiación global reflejada. Cuando sólo se desea medir la componente difusa de la radiación solar, la componente solar directa se cubre a través de un sistema de pantalla.

Estos piranómetros, normalmente utilizados para medir el recurso solar para aplicaciones FV, emplean como sensor un elemento fotoeléctrico. Debido a que éstos están expuestos permanentemente a todas las condiciones ambientales, el diseño de un piranómetro necesariamente debe ser robusto.

En cuanto a su instalación, el lugar de emplazamiento del piranómetro debe ser fácilmente accesible y estar exento de obstáculos por encima del plano del elemento sensor. Si no es posible lograr estas condiciones, el lugar debe hallarse despejado y lo más libre posible de obstáculos que puedan arrojar sombra, cualquiera que sea la época del año. El piranómetro no debe estar próximo a paredes de color claro y otros objetos que pueden reflejar la luz solar sobre él, ni debe exponerse a fuentes artificiales de radiación.

En la gran mayoría de los casos una azotea constituye un excelente emplazamiento para la instalación del soporte del piranómetro.


8

1.1.1.2 Efecto FV

El término FV se refiere a la tecnología para la conversión directa de energía solar en energía eléctrica. Esta conversión es posible debido al efecto fotoeléctrico, descubierto en 1839 por Edmond Becquerel, un joven investigador francés. Sin embargo, para entender el efecto de la luz sobre la estructura atómica de los materiales, y desarrollar una tecnología que permitiera su aprovechamiento, fueron necesarios dos de los más grandes logros científicos y tecnológicos del siglo XX: la mecánica cuántica y el desarrollo de los materiales semiconductores.

El elemento fundamental para la conversión directa de la energía solar en electricidad es la celda FV (figura 1.8). En su estructura más simple (y la más utilizada comercialmente en la actualidad), las celdas están constituidas por dos capas de material semiconductor: una positiva y otra negativa; de manera que su estructura básica es la de un diodo fotosensible. Cuando las partículas de luz conocidas como fotones impactan en la celda, algunas de ellas son absorbidas por el material semiconductor produciendo un exceso de electrones libres en la capa negativa. Los electrones libres pueden fluir hacia la capa positiva si existe un circuito externo que les permita el paso.

La corriente eléctrica producida por este proceso es proporcional a la densidad de potencia de la radiación incidente en la celda y al área de la misma. El voltaje producido depende de la resistencia del circuito externo, el valor óptimo para celdas de Silicio oscila alrededor de 0.5 V [2].

Figura 1.8. Estructura de una celda FV.

1.1.1.3 Celdas, módulos y arreglos FV

Una celda FV de silicio cristalino tiene menos de 1 mm de espesor y típicamente 10 cm de longitud por lado. Un dispositivo con estas características, expuesto al Espectro Solar Normalizado, es capaz de producir una potencia del orden de 1.5 W con una corriente aproximada de 3 A y un voltaje de 0.5 V. Esta potencia es poco útil para fines prácticos, por lo que las celdas individuales se interconectan en

Introducción 9

combinaciones serie/paralelo para formar módulos FV, cuyas potencias comerciales oscilan entre 5 y 200 Wp.

Para formar los módulos FV, las celdas se interconectan y se encapsulan en una sola unidad utilizando capas de varios materiales (figura 1.9). El Etil-Vinil-Acetato (EVA) es una resina transparente a la luz solar y resistente a la radiación UV; éste se usa como material de incrustación y aislante eléctrico. El cristal frontal es de baja reflexividad, protege al módulo de la abrasión y le confiere rigidez (en algunos módulos para aplicaciones especiales este cristal se substituye por un laminado plástico flexible). El laminado de Tedlar y Polímero refleja la luz no absorbida por las celdas con el objeto de mejorar la eficiencia del módulo, a la vez que mejora su resistencia mecánica (existen módulos translúcidos con cristal en ambas caras que se usan como elementos para fachadas de edificios). La mayoría de los módulos comerciales cuentan con un marco de aluminio para mejorar la estabilidad mecánica y evitar la torsión. En el módulo terminado las celdas y sus conexiones se encuentran aisladas eléctricamente y protegidas del medio ambiente, tiene buenas propiedades mecánicas, puede ser rígido o flexible y su vida útil es superior a 20 años.

Los módulos a su vez se interconectan entre sí para formar los arreglos FV cuya capacidad va desde unos cientos de Watts hasta varios Megawatts, y cuyo voltaje nominal de salida puede variar entre 12 VCD y 1000 VCD; dependiendo de la potencia en cuestión. Los arreglos se montan en estructuras que permiten orientar su superficie de captación para optimizar la incidencia de la radiación solar.

Figura 1.9. a) Celdas FV, b) Módulo FV, c) Arreglo FV.


10

1.1.1.4 El sistema fotovoltaico

Para utilizar la electricidad producida por un arreglo FV, es indispensable contar en el sistema con elementos que realicen funciones de protección, así como con un subsistema de control. Adicionalmente, es frecuente la necesidad de subsistemas de acondicionamiento de potencia y/o almacenamiento de energía (ver figura 1.10). A los elementos que conforman estos subsistemas, incluyendo las estructuras de montaje del arreglo se les denomina “balance del sistema”.

ArregloFotovoltaico

Subsistemade Acondi-

cionamientode Potencia

Subsistemade Almace-namiento

Cargas

Subsistema de Control

Figura 1.10. Diagrama de bloques típico de un sistema de generación FV (las flechas indican el sentido del flujo de energía entre subsistemas).

El subsistema de acondicionamiento de potencia se requiere en la mayoría de las aplicaciones; proporciona algunas protecciones a los subsistemas con los que se conecta y puede incluir conversión de voltaje CD/CD y/o CD/CA. El subsistema de almacenamiento sólo es necesario en sistemas FV autónomos (cuando no existe conexión a la red eléctrica convencional). El medio de almacenamiento de energía eléctrica más común son las baterías electroquímicas.

En algunos esquemas de generación, el sistema FV puede estar conectado en paralelo con otros generadores; tal es el caso de los sistemas híbridos de energía y los sistemas FV conectados a la red eléctrica. En estos casos, el esquema del sistema de generación eléctrica involucra algunos otros elementos adicionales.

1.1.1.5 Tecnologías de celdas FV [3].

El silicio es el segundo material más abundante en la corteza terrestre, sin embargo, para poder ser utilizado como material base de celdas FV es necesario someterlo a un proceso de purificación y refinación para obtener silicio de calidad grado semiconductor.

Existen tres tipos principales de celdas FV obtenidas a base de silicio. El primero y más eficiente es la celda a base de silicio monocristalino. El siguiente tipo es la celda fabricada a base de silicio con estructura semicristalina y, en tercer término, la celda de silicio amorfo.

Introducción 11

Las celdas de silicio monocristalino son fabricadas a partir de un lingote de silicio monocristalino, producido comúnmente por el método Czochralski, en el cual el lingote es dopado (adición de materiales extraños que modifican su estructura molecular) con Boro durante su proceso de crecimiento para producir un semiconductor del tipo P. Posteriormente el lingote es cortado en obleas con espesores menores a un milímetro y dopadas con Fósforo para convertir una cara de la oblea en material tipo N, creando de esta forma una unión semiconductora P-N. Una vez obtenidas las obleas con características P-N se insertan contactos eléctricos a cada lado de esta, de tal forma que la celda puede conectarse a un circuito eléctrico externo y circular una corriente eléctrica al incidir la luz solar sobre ella. Aunque todas las celdas de silicio cristalino tienen elementos en común, modificaciones en los diseños de éstas han mejorado continuamente su eficiencia y han reducido sus costos de fabricación.

Mientras las celdas a base de silicio cristalino continúan siendo las más eficientes, las celdas de silicio semicristalino han comenzado a ser de uso más generalizado en virtud de que sus costos de producción son menores. La producción de celdas de silicio semicristalino generalmente inicia con un proceso de fundición, en el que el silicio fundido es vaciado en un molde rectangular. Esto produce un bloque de silicio semicristalino el cual es cortado en obleas siguiendo el mismo proceso descrito para las celdas de silicio monocristalino.

No obstante que las celdas producidas con esta tecnología resultan más baratas, sus eficiencias son menores. Una forma de evitar el corte de obleas, en el cual existen pérdidas de material que inciden negativamente en el costo final de la celda, es producir listones de silicio policristalino con ancho y espesor adecuados para formar celdas FV.

Los módulos de película delgada se construyen depositando capas de materiales fotosensibles extremadamente delgadas sobre un substrato de bajo costo como puede ser vidrio o láminas de plástico. Con este proceso se utiliza menor cantidad de material semiconductor respecto al necesario para producir celdas de silicio cristalino; en consecuencia, sus costos son menores. La cantidad de mano de obra requerida también es menor, lo que facilita la automatización del proceso de fabricación. Con la tecnología de película delgada se producen módulos completos en lugar de celdas individuales, reduciendo los costos relacionados con la interconexión entre celdas y el proceso de laminación.

Los módulos de película delgada se obtienen al depositar capas de material en forma secuencial sobre el substrato seleccionado. La primera capa depositada es el contacto eléctrico superior utilizando generalmente una película de óxido metálico, generalmente de Zinc o de Estaño. Posteriormente se aplican varias capas de material semiconductor. Las celdas individuales se forman al inscribir con un láser a través de las capas depositadas. Por último se deposita una capa de metal base que sirve como contacto eléctrico posterior.

El proceso de película delgada más desarrollado es a base de silicio amorfo hidrogenado, cuyas propiedades fotoeléctricas se descubrieron en 1974. La eficiencia de módulos comerciales fabricados con este material a principios de los 80's era solamente del 3.5%, mientras que los módulos comercializados últimamente tienen eficiencias del 7%. Su uso más común es en productos de consumo (i.e. relojes, calculadoras, cargadores de baterías, etc). El uso de módulos de silicio amorfo para aplicaciones de potencia ha sido considerado recientemente.

Otros materiales para producir módulos de película delgada son el silicio semicristalino, el Telururo de Cadmio, y Diseleniuro de Indio Cobre (CIS). Los módulos de Telururo de Cadmio pueden fabricarse por una variedad de procesos industriales como la electrodeposición y la pirolisis de aspersión, para los cuales no se requieren grandes inversiones de capital. El CIS es un material promisorio por ser altamente absorbente de luz. La adición de Galio a las celdas de CIS ha permitido elevar su eficiencia a valores cercanos al 17%.

Tabla 1.1. Eficiencias alcanzadas por módulos y celdas FV de diferentes tecnologías.


12

Eficiencias para Módulos FV (%) Tipo Típicas Máximas

Eficiencias Máximas para Celdas de Laboratorio (%)

Silicio Monocristalino 12-15 22.7 24.7 Silicio Policrista1ino 11-14 15.3 19.8 Silicio Amorfo 5-7 - 12.7 Teluro de Cadmio - 10.5 16.0 Diseleniuro de Cobre - Indio - 12.1 18.2 Fuente: Web de la AIE http://www.oja-services.nl/iea-pvps/pv/index.htm Las eficiencias reportadas para módulos y celdas de laboratorios fueron obtenidas en STC (1 kW/m2 y temperatura de celda de 25°C).

Las celdas FV fabricadas a base de Arseniuro de Galio son más eficientes que las celdas a base de silicio. Sin embargo esta tecnología tiene algunas desventajas: la disponibilidad de Galio es limitada, lo que en consecuencia lo hace un material caro. Otra desventaja es la naturaleza tóxica del Arsénico. Esto ha motivado a utilizar este tipo de celdas básicamente en sistemas a concentración, donde se requiere un menor número de celdas para producir una potencia determinada [2].

Dados los altos costos involucrados en la fabricación de celdas, se han buscado alternativas para disminuir el número de éstas en los sistemas FV. Una alternativa propuesta ha sido el concentrar los rayos solares en un punto o una línea a base de prismas o espejos utilizando celdas de alta eficiencia. Los sistemas a concentración con seguimiento del sol en uno o dos ejes se han venido desarrollando durante los últimos años.

1.1.2 Segmentos del mercado FV

El mercado FV consta de cuatro segmentos principales: las aplicaciones espaciales, los productos de consumo, los sistemas autónomos, y los sistemas conectados a la red.

El mercado espacial fue el que le dio vida a la investigación y desarrollo de dispositivos FV en los años 50’s y 60’s, pero es muy pequeño. Los productos electrónicos son uno de los mercados terrestres pioneros, su crecimiento es estable pero difícilmente podría causar un impacto económico importante desde el punto de vista energético.

Los sistemas fotovoltaicos autónomos es el mercado que estimuló a la producción industrial de módulos FV y dio credibilidad a la tecnología al demostrar que a pesar de sus costos, es la opción más económica en ciertas aplicaciones terrestres. Este mercado continúa creciendo favorablemente y contribuye de manera importante al sostenimiento económico de la industria, sin embargo aún no es lo suficientemente grande para lograr una reducción significativa de sus costos.

Los sistemas conectados a la red es un mercado que en fechas más resientes ha sido impulsado a base de subsidios en países productores de módulos y con posibilidades económicas. De su desarrollo depende el futuro de la tecnología FV, esto ha sido plenamente identificado por quienes han invertido en ellos. La implantación masiva de este tipo de sistemas representa una posibilidad de beneficiarse con las economías de volumen y convertir a la tecnología en un contribuyente importante dentro de la mezcla energética mundial.

1.1.3 ¿Por qué usar energía FV?

Las justificaciones del uso de sistemas de generación FV ya se han planteado de alguna manera en los párrafos anteriores. Básicamente existen dos elementos que sustentan su utilización: la necesidad de cuidar nuestro medio ambiente, y la necesidad de crecer económicamente. Ambas situaciones son compatibles en el contexto de los sistemas FV.

Introducción 13

Desde un punto de vista del potencial que ofrece la energía solar como una alternativa al incremento del consumo energético, cabe recordar que “la cantidad de energía que incide sobre la superficie de la tierra en 1 día es 10 veces mayor que la energía total consumida por toda la población mundial en 1 año” [4]; y “que México recibe en 6 horas de exposición al sol, la misma cantidad de energía que consumirá durante todo 1 año” [5].

1.1.4 Principales aplicaciones en el sector eléctrico

El papel de las compañías suministradoras de electricidad es un factor clave en el desarrollo de la industria FV, sin embargo, en el contexto actual no se puede esperar que una compañía que pretende una sana economía instale estaciones FV conectadas a la red para el suministro de sus clientes.

Sin embargo, estas mismas compañías sí pueden apoyar el crecimiento de la tecnología implementando sistemas FV económicamente competitivos dentro de sus instalaciones y/o áreas de jurisdicción. Existe un buen número de aplicaciones, principalmente autónomas, que cumplen con esta característica: electrificación de zonas remotas, sistemas de alumbrado en áreas retiradas de las líneas de distribución, luces de señalización en torres de transmisión, luces de señalización en las costas, etc.

Por otro lado, la incursión de estas compañías en el campo de los sistemas FV de pequeña capacidad conectados a la red, lo cual representa inversiones insignificantes en el presupuesto de las mismas, aporta valiosas experiencias que en el mediano plazo permitirán el dominio de una tecnología que ya se está integrando al esquema de suministro eléctrico en países como Japón, Italia, Suiza, Alemania, España, Holanda y los EUA, entre otros.

Un siguiente paso probablemente sería el establecimiento de aplicaciones de mayor capacidad, económicamente competitivas. Como es el caso de la planta FV de 500 kW construida por el programa PVUSA (Photovoltaics for Utility Scale Applications) en un sector de la Pacific Gas and Electric Co. de California. La finalidad de esta planta es el alivio térmico de la subestación de Kerman, en el valle de San Joaquín. El análisis económico consideró un modesto porcentaje de costos externos (relacionados con el impacto ambiental) y aún así se comprobó que fue la opción más económica porque se logró posponer la inversión por aumento de la capacidad de la subestación y reducir las pérdidas por transmisión entre otras cosas (ver sección B.3.1 del anexo B).

El arribo de la generación FV al mercado de la energía base está a varias décadas de distancia, esto solo podrá ser posible con la activa participación de las compañías suministradoras en el proceso de maduración de la tecnología. Es importante que la planeación energética se realice con miras a establecer un desarrollo sustentable, el cual se puede lograr solamente con una visión clara del futuro esperado y el trabajo responsable de quienes hoy participan en ese proceso.

1.2 ¿Qué es un sistema FV conectado a la red eléctrica?

La expresión “sistema conectado” implica que un sistema de potencia (conformado por un generador independiente, pero que no forma parte del sistema convencional de suministro) y su carga asociada, cuenta también con una acometida de la red eléctrica. Esta acometida permite la alimentación de la carga por ambos generadores o por uno de los dos a la vez. De no contar con el apoyo de la red el sistema sería autónomo. Ahora bien, existen varias posibilidades en cuanto al grado de interacción entre el sistema independiente y la red: 1).- solo una de las dos fuentes puede alimentar la carga a la vez, 2).- ambas fuentes en paralelo alimentan la carga, pero no se permite que el generador independiente inyecte potencia en la red y 3).- ambas fuentes en paralelo alimentan la carga, y si la demanda local es menor que la que la capacidad del generador independiente, se permite que la energía excedente sea inyectada en la red y consumida por otras cargas.


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Cuando la inyección de energía a la red es permitida se dice que el sistema es interactivo con la red. En estas notas, al hablar de un sistema FV conectado a la red o interconectado, se hace referencia a un sistema interactivo.

Un caso particular de un sistema interactivo es aquel en el que no existe una carga local y el generador independiente transfiere toda la energía que produce a la red. La figura 1.11 muestra el diagrama de bloques de un sistema FV conectado a la red (ver anexo A).

1 2 5 64

3

Ec

Efv Er

Er

A

-

kWh kWh

+

(a)

1. Generador FV2. Inversor3. Carga local4. Red eléctrica5. Medidor de energía Suministrada a la red6. Medidor de energía Suministrada por la red

Figura 1.11. Diagrama de bloques de un sistema FV conectado a la red.

1.2.1 Medición de la energía

En el diagrama de la figura 1.11 se incluyen dos medidores de energía para el sistema. Un medidor de energía suministrada a la red, que registra la cantidad de energía que el sistema inyecta a ésta cuando la potencia generada excede la demanda de la carga local (a medio día por ejemplo). Y un medidor de energía suministrada por la red, que registra la cantidad de energía que la red aporta para alimentar a la carga local, lo cual ocurre en periodos de baja insolación y por las noches, en razón de que los sistemas FV conectados a la red normalmente no cuentan con baterías de almacenamiento. Éste es el arreglo más común, aunque existen algunas variantes dependiendo de la finalidad y características del sistema.

En sistemas que no cuentan con carga local solamente se requiere medir la energía inyectada a la red, puesto que no hay suministro alguno por parte de ella; tal es el caso de las estaciones FV centrales.

Ahora bien, si el sistema tiene carga local (figura 1.11) podemos establecer la ecuación de balance de energía si consideramos que la energía que entra al nodo A (punto de interconexión) es igual a la energía que sale de él. Esto aplica para cualquier intervalo de tiempo, porque el nodo A no es capaz de producir ni almacenar energía. El sistema FV sólo produce energía y la carga solamente la consume, pero la red es capaz de suministrarla (signo positivo) o recibirla (signo negativo). Por lo tanto:

Efv + Er+ = Ec + Er

- Ec. (1.1)

Si el precio de la energía consumida es igual al precio de la energía inyectada, la opción más económica es usar un solo medidor de lectura neta en lugar de dos medidores espalda con espalda; es decir, un medidor que gire en sentido positivo cuando el sistema reciba energía de la red y en sentido negativo cuando el sistema inyecte energía a la red (figura 1.12-a). Ésta pudiera ser la mejor opción para sistemas residenciales en México si se consideran los beneficios que aporta la generación FV local a las compañías suministradoras, y que el impacto económico de pagar la energía inyectada a la red al precio de venta sería despreciable para cualquiera de éstas, además de que no sería necesario incurrir en costos de operación adicionales por conceptos de lectura y facturación porque los procedimientos no tendrían que ser alterados.

Introducción 15

kWh kWh kWh

Carga

Carga

kWh

(b)

(a)

Figura 1.12. Configuraciones alternativas para medición de energía: a) Medidor de lectura neta, y b) Tres medidores.

En el caso de requerirse el monitoreo del comportamiento del sistema FV para fines de investigación o caracterización, no es suficiente el empleo de dos medidores espalda con espalda. Observando la ecuación 1.1 es claro que para conocer el flujo de energía del sistema con detalle se necesitan conocer al menos tres de las cantidades involucradas. En este caso se hace necesario instalar un tercer medidor de energía para registrar la producción del sistema FV (figura 1.12-b).

1.2.2 Sistemas de almacenamiento

El uso de algún medio de almacenamiento (no incluido en la figura 1.11) confiere a un sistema FV conectado a la red características importantes como la despachabilidad y el manejo de carga para eliminar picos de demanda, y con ello reducir la necesidad de utilizar plantas pequeñas de operación costosa (como las de turbina a gas) para cubrir estos. El empleo de medios de almacenamiento de energía en sistemas FV conectados a red es poco común porque incrementa los costos considerablemente. Normalmente se utiliza la red como medio de “almacenamiento”.

Existen varios esquemas de almacenamiento posibles, tales como baterías electroquímicas, masas giratorias, bombeo de agua y aire comprimido, entre otros. Las baterías electroquímicas son el medio preferido en sistemas FV porque sus costos, facilidad de manejo y compatibilidad con los rangos de potencia requeridos, las convierten en la opción más conveniente.

En caso de utilizarse una batería o un banco de ellas para almacenamiento, es indispensable el uso de un controlador de carga que es un manejador del banco. Su función principal es permitir la carga hasta el nivel óptimo, evitando la sobrecarga y permitiendo la descarga sólo hasta el nivel mínimo permisible, evitando sobredescargas. La rapidez de carga y descarga está también limitada por este dispositivo.

Asimismo, en caso de usar baterías, el inversor debe ser capaz de operar en modo rectificador. Esto permite cargar el banco con energía de la red en caso necesario, lo que a su vez permite optimizar el manejo de la carga.

Es evidente que la factibilidad económica de los sistemas FV interconectados, particularmente los de gran tamaño, dependerá en buena medida del desarrollo de tecnologías de almacenamiento de bajo costo y alta eficiencia. 1.3 Tipos de sistemas FV conectados a la red

Los sistemas FV conectados a la red se pueden clasificar en dos tipos fundamentales: los generadores dispersos y las estaciones centrales.


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1.3.1 Sistemas dispersos (residenciales, en edificios, etc.)

Los generadores dispersos son sistemas que no forman parte del esquema convencional de generación centralizada. Normalmente son generadores de baja capacidad (1-10 kW) instalados en inmuebles residenciales, comerciales o institucionales. Sin embargo existen sistemas dispersos del orden de 100 kW como los que han sido instalados en las barreras de sonido en carreteras europeas. La conexión es comúnmente realizada en un alimentador de baja tensión. En muchas instalaciones residenciales, el dueño del inmueble es también el dueño del sistema, en algunos otros casos, los sistemas son instalados y operados por alguna compañía suministradora con fines de investigación y caracterización.

Los sistemas FV distribuidos han tenido auge en Europa y Japón principalmente. El concepto surgió con la búsqueda de fuentes alternas de energía en países industrializados. Dentro de este contexto se han estudiado aplicaciones terrestres para determinar su viabilidad económica. En estos países el nivel de electrificación es muy cercano al 100%, por lo que los sistemas aislados tienen poca aplicación. Por otra parte, la tierra disponible en ellos es escasa y costosa. Estos dos factores llevaron al desarrollo del concepto de sistemas FV conectados a la red eléctrica instalados en techos de casas habitación, así como en techos y fachadas de edificios.

Haciendo referencia al diagrama de la figura 1.11, un sistema disperso normalmente cuenta con una carga local de tipo residencial o comercial. Evidentemente la interconexión se realiza con el alimentador de baja tensión. La mayoría de las normas y legislaciones en materia de aparatos e inversores conectados al sistema de baja tensión especifican conexión monofásica si su capacidad no excede 5 kW, de lo contrario la conexión debe ser trifásica. En el diseño de sistemas FV conectados a la red usualmente se sigue esta regla.

Normalmente se utilizan inversores autoconmutados en sistemas de menos de 50 kW, en razón de que su costo es competitivo con el de los inversores conmutados por línea, y la calidad de la energía inyectada a la red es mejor (menor distorsión armónica y mejor factor de potencia).

La interconexión con la red de generadores dispersos implica algunas ventajas tanto para el usuario como para la compañía suministradora, sin embargo representa también algunas dificultades técnicas y administrativas que son comentadas más adelante.

1.3.2 Estaciones centrales

Las estaciones centrales son en todos los casos plantas de gran capacidad (hasta varios MW), operadas por la compañía suministradora como parte del sistema de generación. Normalmente son conectadas a la red en líneas de distribución de mediano voltaje. Para su instalación se requiere de un terreno específicamente asignado para tal propósito, dado que un arreglo FV requiere de aproximadamente 8 m2 de módulos por kWp.

El concepto de estación central deriva del esquema de generación convencional que prevalece en todo el mundo hasta ahora. La generación centralizada es la meta más ambiciosa de la tecnología FV, sin embargo su desarrollo no se encuentra en el nivel de madurez y competitividad económica para tal mercado. Para lograr esta meta se debe progresar en los mercados en los que las aplicaciones sean económicamente competitivas, con el propósito de reducir costos e incrementar eficiencias; también está condicionada al desarrollo de tecnologías de almacenamiento eficientes y económicas, porque se debe recordar que la energía FV no es despachable y se produce en la medida que el recurso solar está disponible.

Dado el interés de algunas sociedades en el desarrollo de tecnologías de generación de bajo impacto ambiental, que sean compatibles con el desarrollo sustentable en el planeta, se han instalado un buen número de estaciones centrales con capacidades de varios cientos de kW hasta varios MW en Europa,

Introducción 17

Japón y EUA. La gran mayoría son proyectos de investigación y demostración que sirven como escalón en el desarrollo tecnológico.

Las condiciones de la interconexión en estaciones centrales difieren en algunos aspectos a las de los sistemas dispersos. En las primeras, la interconexión siempre es trifásica debido al rango de potencia, los inversores utilizados pueden ser autoconmutados pero debido a factores técnicos y económicos regularmente son conmutados por línea, el voltaje de interconexión es mayor y el esquema de protecciones tiene algunas diferencias. Las características de cada tipo de sistema serán discutidas con detalle en los capítulos subsecuentes.

Otro aspecto importante es que en estaciones centrales a menudo se utilizan sistemas de seguimiento en uno o dos ejes para incrementar la cantidad de energía producida. Existen varios tipos de seguidores, los cuales se clasifican en pasivos y activos. Los sistemas pasivos no requieren energía ni señales de control externas al mecanismo. En el estado actual de la tecnología, el aumento en la cantidad de energía producida por el arreglo no siempre compensa los costos de inversión y mantenimiento que implican los sistemas de seguimiento. En sistemas dispersos su uso es poco frecuente por la misma razón.

1.3.3 Estaciones de apoyo a la red

Las estaciones de apoyo a la red es probablemente la primera aplicación de sistemas interconectados que sea económicamente competitiva sin considerar costos externos, y esto puede ocurrir en esta misma década [6, 7, 8]. Este tipo de instalaciones son técnicamente muy similares a una estación central, pero su objetivo central es proporcionar alivio térmico a una subestación y/o línea de distribución que se encuentra cerca del límite de su capacidad. La diferencia fundamental estriba en la función de la planta dentro del sistema de distribución y su localización específica. Es importante reconocer que son como sistemas distribuidos lo que les confiere una serie de ventajas estratégicas:

• Posponer inversiones para aumentar la capacidad de subestaciones y líneas de transmisión.

• Aumentar la vida útil de las instalaciones existentes (i.e. líneas, transformadores, interruptores, etc.).

• Proporcionar soporte de voltaje al alimentador al reducirse las caídas de tensión por conducción.

• Disminuir pérdidas por transmisión y distribución ya que parte de la energía se produce localmente.

• Se puede utilizar para compensar la demanda de potencia reactiva del alimentador.

• Aumenta la confiabilidad del alimentador (disminuye la probabilidad de no satisfacer la demanda pico).

• La capacidad del sistema de transmisión y distribución se incrementa.

Existen condiciones particulares en una red eléctrica como la de nuestro país para que una estación de apoyo sea económicamente viable. Las características esenciales que debe cubrir un alimentador o subestación para ser candidato a ser respaldado por una estación FV son las siguientes [6]:

• Encontrarse cerca de su límite de capacidad térmica.

• Que el perfil de la demanda coincida con el perfil de la potencia de salida de la planta. En otras palabras, el alimentador deberá presentar su pico mayor durante la tarde y preferentemente en verano (i.e. esto sucede en alimentadores con muchas cargas de aires acondicionado).

• Que el crecimiento de la carga sea relativamente lento.

• Que existan terrenos apropiados y disponibles en el área para construir la planta.


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La mayoría de las estaciones centrales que existen en el mundo proporcionan apoyo a la red en algún grado, sin embargo, a la fecha existe solamente una planta FV construida con este propósito. Se trata de la estación de Kerman en California, EUA [6, 7, 9, 10]; ver sección B.3.1.del anexo B.

1.4 ¿Por qué sistemas FV conectados a la red?

Interconectar un generador FV con la red implica algunos beneficios tanto al usuario como a la compañía suministradora, además de los consabidos beneficios sociales al proteger el medio ambiente por el desplazamiento de combustibles fósiles para la producción de energía eléctrica.

La mayoría de los beneficios tienen que ver con la generación distribuida, cuyo concepto se aclara más adelante. Sin embargo hay otras ventajas técnicas y económicas asociadas con los sistemas interconectados:

• No es necesario contar con un medio de almacenamiento, por consiguiente se reduce el costo de la inversión.

• Al no requerirse almacenamiento aumenta la eficiencia global del sistema (las eficiencias de los sistemas de almacenamiento son bajas).

• Los costos de operación y mantenimiento se reducen sensiblemente (las baterías requieren de mantenimiento periódico y su vida útil es corta comparada con el resto del sistema, aún en condiciones de operación satisfactorias).

• Aumenta considerablemente la confiabilidad del sistema (uno de los elementos en sistemas autónomos con mayor incidencia de fallas es la batería).

1.4.1 El concepto de generación distribuida

La fuente de energía de un sistema FV es la radiación solar que tiene características muy especiales. Es una fuente muy abundante pero dispersa, y sus patrones de comportamiento tienen componentes cíclicas (noche y día) y aleatorias (condiciones climatológicas). Las características de la energía eólica, que tiene un papel protagónico actualmente en el esquema de generación distribuida, son muy similares a las de la energía solar. Como ya se mencionó, los sistemas FV ocupan actualmente el segundo sitio en la escala de importancia comercial en el marco de las energías renovables; las otras tecnologías se encuentran en etapa de demostración.

Dada la naturaleza dispersa de la fuente, aunque disponible prácticamente en cualquier parte, fue que evolucionaron los sistemas FV de baja capacidad instalados directamente en el punto de utilización, es decir distribuidos. Para solucionar el inconveniente de la variabilidad en la potencia de salida se echó mano de una tecnología de almacenamiento bien conocida, las baterías electroquímicas. Más tarde se vio que era factible solucionar el problema de la variabilidad con la misma red eléctrica e instalar muchos sistemas dispersos conectados, como una alternativa a la creciente demanda de energía eléctrica del hombre. Es así como surgió el concepto de generación distribuida, que a pesar de encontrarse en una etapa incipiente, mucha gente relacionada con la industria eléctrica en todo el mundo asegura que será el esquema de generación predominante dentro de dos o tres décadas.

En un futuro no lejano, el desarrollo de los sistemas de potencia distribuidos tendrá un impacto muy positivo en la situación energética global, en las economías y en el medio ambiente, Sin embargo también plantea retos importantes desde los puntos de vista de desarrollo tecnológico, de planeación, de control del suministro y de comercialización. Nótese que el esquema distribuido incluye generadores autónomos y mini redes (ver figura 1.13).

Introducción 19

a) b)

Generadores distribuidos y/o almacenamiento

Figura 1.13. Esquemas de generación: a) Centralizada, b) Distribuida.

1.4.2 El valor de los sistemas distribuidos

El valor de la energía producida por un generador FV distribuido depende en gran medida de la hora del día en la que ocurren los picos de demanda. La energía suministrada durante un período de demanda pico puede tener un valor tres o cuatro veces mayor que la que se produce en otra hora del día. Por lo tanto, los sistemas FV interconectados son particularmente valiosos en redes con demanda pico en verano por la tarde [7].

Tomando como referencia el análisis presentado en [6] por Shugar, los siguientes conceptos pueden ser cuantificados para determinar el valor de una planta fotovoltaica para apoyo a la red, desde el punto de vista de la compañía suministradora:

• Valor de la energía. Es el costo de producir la misma cantidad de energía por medios convencionales.

• Valor de capacidad de generación. Es el costo del equipo convencional desplazado (la parte proporcional correspondiente a la capacidad del sistema).

• Valor de la capacidad de transmisión. Representa el monto de las inversiones evitadas por concepto de transmisión y distribución.

• Ahorro en pérdidas. Son los costos que se evitan en pérdidas por conducción que resultan de la reducción en la potencia transmitida a través del sistema.

• Valor de la potencia reactiva. Es el costo que se evita por transmisión de potencia reactiva.


20

• Confiabilidad. Es el costo estimado por recuperación de carga tras la ocurrencia de una interrupción de la línea de alimentación.

• Valor ecológico. Algunas regulaciones recientes en los EUA empiezan a establecer costos ecológicos asociados con la producción de energía en dólares por tonelada de NOX, SO2 y CO2 emitidos [6].

Los conceptos arriba descritos corresponden a una planta para apoyo a la red. Algunos de ellos dependen en gran medida de la localización de la planta, sin embargo, la mayoría son aplicables a cualquier sistema FV interconectado con la red.

El beneficio económico a los usuarios depende del costo de compra de la energía por parte de la compañía suministradora, ya que éste depende del tiempo de amortización de la inversión. En varios países se ha establecido un crédito de 100% (costo uno a uno de energía suministrada y la comprada). Esta política tarifaría es justa si se consideran los beneficios al sistema de distribución y que en algunos casos la energía inyectada a la red puede tener un valor más alto que el de venta, debido a los horarios de demanda pico. Otros beneficios económicos al usuario se pueden presentar en forma de deducciones de impuestos por el uso de energías renovables y subsidios a la inversión inicial.

Los beneficios sociales, aunque difíciles de cuantificar en el marco económico, son tangibles. Se presentan en forma de preservación del medio ambiente, el no deterioro de la calidad de vida y el no aumento a problemas de salud por causa de contaminantes en el aire y en los afluentes. Hay que recordar que los problemas de salud representan un costo social muy alto en nuestros días.

1.5 Implicaciones de la tecnología

Es imprescindible para el desarrollo de una tecnología como la expuesta en estas notas, reconocer los retos e implicaciones técnicas y administrativas que su establecimiento y éxito comercial representa. A continuación se exponen de manera breve las implicaciones más importantes. Aquellas de carácter técnico relacionadas directamente con la interfaz serán comentadas con detalle en los siguientes capítulos.

1.5.1 Implicaciones en la planeación

Uno de los retos más interesantes que plantea la penetración elevada de cogeneradores distribuidos en las redes eléctricas es el de la planeación del sector eléctrico. Hay varios niveles de ella que se ven afectados en este contexto.

La planeación de la capacidad de generación es tal vez el primero en la cadena. Al incrementarse el nivel de penetración de generadores distribuidos, los encargados de definir y licitar los proyectos de generación tienen que tomar en cuenta qué porcentaje de la carga pronosticada será cubierta por ellos. Aún más, al incrementarse la competitividad económica de las tecnologías de generación de energías renovables, los planeadores tienen la responsabilidad de evaluar su viabilidad económica para un proyecto específico de acuerdo con la capacidad y localización de las unidades generadoras. Es muy probable que en pocos años las legislaciones en materia energética favorezcan la instalación de plantas generadoras que utilicen energías renovables.

El despacho económico y la coordinación de unidades generadoras es un aspecto complejo de la planeación y control en el sector eléctrico. La generación distribuida inevitablemente incrementará el grado de sofisticación necesaria para lograr dichos objetivos. Los modelos de flujo de potencia, que bajo las condiciones actuales de la red producen resultados bastante precisos, tendrán que ser modificados e incluir variables de naturaleza más estocástica.

Introducción 21

Dentro del mismo orden de ideas de la planeación eléctrica, la determinación del crédito de capacidad asignable a una fuente de energía renovable forma parte del nuevo acervo con el que la industria eléctrica deberá contar para lograr objetivos como el control de los sistemas, la confiabilidad, la optimización de las operaciones y la reducción del impacto ambiental [11]; todos ellos indispensables para lograr la competitividad económica y el desarrollo sustentable. Las ideas expuestas plantean retos importantes que requerirán atención y estudio por parte de los planeadores eléctricos en los próximos años.

1.5.2 Implicaciones administrativas

En el campo administrativo resulta de vital importancia para la sana operación y economía de la industria, el establecimiento de sistemas eficientes para el control de los cogeneradores. Algunos de los aspectos que deben considerarse en la estructura administrativa de la compañía suministradora del servicio eléctrico son los siguientes:

• Política tarifaría.

• Sistema de facturación a cogeneradores.

• ¿Quién es el dueño de los generadores distribuidos, la compañía o el usuario?

• ¿Quién le da mantenimiento a los sistemas que son propiedad del usuario?

• Requisitos y trámites para obtener el permiso de interconexión con la red. ¿Se deben cubrir los mismos requisitos para sistemas de 1 kW que de 1 MW?

Es claro que todos estos aspectos de carácter administrativo tienen que considerarse dentro de las normas y legislaciones en materia de interconexión y cogeneración.

1.5.3 Implicaciones técnicas

Las cuestiones técnicas relacionadas con la interconexión de sistemas FV con la red eléctrica se pueden agrupar en implicaciones de protección y seguridad, de la calidad del suministro, y de operación eficiente.

Los aspectos de protección y seguridad tienen que ver con la protección a la red y al sistema generador; así como con la seguridad de las personas como los usuarios del sistema FV, los otros usuarios de la red, y el personal de servicio de la compañía suministradora. En el capítulo 5 se aborda este tema con detalle. Sin embargo, los aspectos más importantes a considerar son:

• Funciones de protección.

• Diseño del sistema.

• Selección de componentes.

• Métodos de instalación.

• Métodos de operación y de servicio.

En cuanto a la energía que un sistema FV suministra a la red, ésta debe tener la calidad suficiente para no causar disturbios en ella que puedan provocar daños a los equipos de la red y de sus usuarios. También se debe considerar que la interconexión no afecte a otros equipos en su entorno (una discusión sobre estos temas se presenta en los capítulos 3 y 4). Entre las consideraciones más importantes están:

• Niveles de distorsión armónica.

• Factor de potencia (FP).

• Fluctuaciones de voltaje.


22

• Interferencia electromagnética.

La operación eficiente de un sistema FV interconectado es muy importante en razón de que se trata de una tecnología que no es aún económicamente competitiva, básicamente por los altos costos de inversión iniciales (sus costos externos o indirectos son mínimos comparados con los de las tecnologías convencionales, aunque desafortunadamente éstos normalmente no son considerados en los análisis de factibilidad económica). Por este motivo se hace necesario que en el diseño del sistema y la selección de componentes se tenga esto muy en cuenta. Una característica imprescindible en el control del arreglo es la operación de éste en el punto de máxima potencia, función que normalmente realiza el inversor.

Los aspectos técnicos que tienen que ver con la interconexión de generadores FV y convertidores estáticos con la red eléctrica han sido ampliamente estudiados. A la fecha se han desarrollado soluciones técnica y económicamente satisfactorias a todos ellos, la mayoría de estas se encuentran en el inicio de su etapa comercial.

1.5.4 Implicaciones de normatividad y reglamentación

Es evidente que tras la autorización de la cogeneración, en México y en la mayoría de los países del mundo, surge la necesidad de establecer normas de carácter técnico y administrativo para lograr una integración armoniosa de tal esquema con los sistemas de potencia convencionales (de generación centralizada).

En el terreno técnico se hace indispensable contar con normas y regulaciones que permitan la interacción segura y eficiente de los cogeneradores con la red; de manera que no haya detrimento en la calidad del suministro a los usuarios y que la confiabilidad del sistema se vea incrementada con la adición de los nuevos recursos energéticos.

En el estado actual de la tecnología de interconexión, todo parece indicar que no existen cabos sueltos o situaciones que no tengan una solución a corto plazo. Lo que no ha sido del todo establecido son las normas y regulaciones que aseguren el buen funcionamiento y que permitan un desarrollo ordenado, en cuyo contexto las instalaciones sean seguras, eficientes, y cubran las expectativas de las partes. Condiciones esenciales para impulsar una tecnología en vías de ser económicamente competitiva.

1.6 Ámbito internacional En el ámbito internacional, la tecnología FV en sus principales aplicaciones: tanto aisladas de la red como interconectadas a ella, ha experimentado un crecimiento significativo en los años recientes. En el anexo B de este documento se presenta información sobre aplicaciones FV que interactúan con la red eléctrica y se hace un recuento de los principales programas residenciales, así como de las estaciones centrales de gran capacidad que han sido instaladas y que forman parte del esquema centralizado de generación. Para tener un panorama general del desarrollo de la tecnología FV en el ámbito internacional, en esta sección se hace un recuento de la potencia FV total instalada en los 26 países miembros de la AIE (PVPS) en el periodo 1992-2003; considerándo las cuatro aplicaciones FV principales:

• Doméstica fuera de red. • No doméstica fuera de red. • Centralizada conectada a la red. • Distribuida conectada a la red.

Introducción 23

A finales del 2003, en estos países miembros de la AIE, ya había instalada una potencia total acumulada mayor a 1.8 GW de capacidad FV en los países miembros. Más del 85% de esta capacidad se encuentra instalada en tres países. La figura 1.14 muestra el crecimiento de la capacidad instalada desde 1992 y la distribución de esta capacidad en las cuatro principales aplicaciones. Esta capacidad instalada representa una proporción significativa de la capacidad FV mundial. La tasa de crecimiento anual ha variado de 20% en 1994, a más de 40% en el año 2000. El crecimiento 2002-2003 se ha mantenido muy similar durante estos años: 36%. Como en años anteriores, la mayoría de la nueva capacidad instalada tuvo lugar en Japón, Alemania y EUA. Estos tres países acumularon cerca de 88% del total instalado en el año. Esto no debe sorprender, dado que ellos son los países con los niveles más generosos y continuos de subsidio o soporte de tarifas para proyectos dirigidos a instalaciones interconectadas a la red en el medio urbano. En términos de capacidad instalada per cápita, Japón liderea el camino con 6.7 W per cápita, delante de Alemania, Suiza y Holanda, con 5 W, 2.9 W y 2.8 W per cápita, respectivamente. Desde 1999, la mayoría de la capacidad FV instalada en los países miembros de la AIE (PVPS) ha sido conectada a las líneas de la red eléctrica (ver figura 1.8). Sin embargo, la figura 1.9 muestra que para un poco más de la mitad de los países reportados, éste no es el caso. Los tipos de aplicaciones fuera de red varían distintivamente entre estos países. En Suecia, Noruega y Finlandia la mayoría de las aplicaciones comunes son en casas de campo; mientras en Australia, Francia y México el objetivo clave de los proyectos está dirigido a la electrificación rural. En Canadá, Israel y Corea dominan las aplicaciones comerciales y de telecomunicaciones. Debido al impacto de las medidas soporte a gran escala, disponibles en algunos países, la proporción de la capacidad que está conectada a la red continúa incrementándose, alcanzando el 78% en 2003. De esta, casi toda la capacidad (96%) corresponde a sistemas distribuidos. Por otro lado, las aplicaciones domésticas fuera de red continúan siendo aproximadamente el 40% de la capacidad total instalada. La tasa de crecimiento de la capacidad instalada se ha mantenido relativamente estable en los tres más grandes mercados, sin embargo, la implementación de nuevas medidas de soporte en Italia y Austria ha conducido a un nuevo nivel de actividad en estos países. En contraste, aquellos países que carecen de tales incentivos tienden a tener un nivel más bajo de crecimiento, concentrado principalmente en el mercado fuera de red. Holanda fue uno de los países que registró un alto crecimiento en el 2003; sumando casi el 43% a su mercado FV.

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1800

2000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Pote

ncia

FV

inst

alad

a (M

W)

Fuera de red doméstico

Fuera de red no doméstico

Fuera de red indefinido

Conectado a red distribuido

Conectado a red centralizado

Conectado a red indefinido

Figura 1.14. Potencia acumulada FV instalada por aplicaciones ( MW). Años 1992-2003.


24

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Pot

enci

a F

V in

stal

ada

(%)

Conectado a reddistribuidoConectado a redcentralizadoConectado a redindefinidoFuera de reddomésticoFuera de red nodomésticoFuera de redindefinido

Figura 1.15. Potencia acumulada FV instalada por aplicaciones (%). Años 1992-2003.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

MEX NOR CAN ISR FIN SWE AUS FRA PRT KOR ESP USA ITA CHE AU T GBR DNK NLD JPN GER

Pote

ncia

FV

inst

alad

a (%

)

Fuera de reddomestico

Fuera de red nodomestico

Fuera de red indefinido

Conectado a reddistribuidoConectado a redcentralizado

Conectado a redindefinido

Figura 1.16. Potencia FV instalada por aplicaciones (%). Año 2003.

25

2

Configuraciones y nichos de aplicación

La tecnología de interconexión de generadores FV con la red convencional se encuentra aún en fase de evolución. Por una parte la investigación en materiales y estructuras para celdas solares está en efervescencia; y por otra, los procesos de manufactura-ensamble de módulos con celdas de silicio cristalino, policristalino y amorfo, continúan perfeccionándose. Mientras tanto nuevos métodos de fabricación se desarrollan para dar paso a la producción industrial de los dispositivos más recientes. Por otro lado, en el campo de los sistemas de acondicionamiento de potencia se continúan haciendo mejoras a los dispositivos electrónicos, a las topologías y a las estrategias de control. Todo esto, indudablemente, propiciará en los próximos años cierto grado de evolución en la tecnología de la interfaz de generadores FV con la red.

Las condiciones de la interfaz de los dos tipos básicos de sistemas conectados, los de pequeña capacidad (en su mayoría sistemas residenciales) y las estaciones centrales, tienen muchos elementos en común; pero también existen diferencias importantes en la configuración que se derivan principalmente de las magnitudes de los parámetros eléctricos manejados en cada caso, y de los sistemas de protección necesarios.

2.1 Sistemas FV residenciales

Existen pocas variantes al esquema clásico de la interfaz llevado a cabo hasta ahora. Adicionalmente a pequeñas diferencias derivadas de la normatividad, que por cierto se ha venido desarrollando en diferentes países y por diferentes compañías generadoras que han incursionado en este campo; en la actualidad, desde el punto de vista de su configuración eléctrica y de su control, se pueden distinguir dos tipos fundamentales de sistemas residenciales: 1) los sistemas con acondicionamiento de potencia centralizado y 2) los sistemas modulares.

La gran mayoría de las instalaciones residenciales implementadas a la fecha tienen acondicionamiento de potencia centralizado. La razón de ello es que su costo es significativamente menor. Sin embargo, en años


26

recientes, la filosofía modular ha resultado ser una alternativa cada vez más atractiva; dadas las substanciales reducciones en los costos de los inversores modulares, en razón de las economías de volumen.

Algunas consideraciones generales aplicables a todo tipo de sistemas residenciales son:

Almacenamiento de energía por batería electroquímica o cualquier otro medio. Esto es muy raro en sistemas conectados. Aún cuando su uso encierra grandes beneficios potenciales (técnicos) para la compañía suministradora y el usuario, como son la eliminación de picos en la demanda y el manejo de la carga; el costo de la inversión y el costo de mantenimiento hacen que su empleo sea prohibitivo. Considerando que en el contexto tecnológico y reglamentario actual, los sistemas residenciales conectados (típicos) no son todavía una opción económicamente competitiva al uso de energía de la red. Actualmente, la inmensa mayoría de las instalaciones que cuentan con sistema de almacenamiento son proyectos de investigación y/o demostración.

Protecciones convencionales. Las protecciones con que cuentan casi todos los sistemas residenciales interconectados, y que están incluidas en prácticamente todos los códigos eléctricos que contemplan este tipo de sistemas, son las siguientes (ver figuras 2.1 y 2.2):

• Protecciones por desviación de voltaje y frecuencia. En la mayoría de los casos vienen incluidas dentro de las funciones del inversor, en otras instalaciones se usan relevadores independientes.

• Protecciones contra sobrevoltajes inducidos en CD y en CA (varistores y/o supresores de picos).

• Protección contra inyección de CD en la red. La forma usual es el uso de transformadores (ver sección 3.6.6).

• Interruptor de desconexión manual, accesible a la compañía suministradora y localizado entre el sistema de acondicionamiento de potencia y la acometida (ver normas en el anexo C).

Puesta a tierra. La puesta a tierra de los generadores FV es motivo de debate. Las normas europeas permiten la operación de generadores con potencial flotante, mientras la legislación en los EUA exige que uno de los polos de CD sea sólidamente aterrizado si el voltaje del generador excede 50 V. Las ventajas y desventajas de cada uno de estos esquemas se abordan en la siguiente sección y se analizan con mayor detalle en el capítulo 5. Con respecto a la puesta a tierra de estructuras y gabinetes metálicos no existe controversia alguna, la gran mayoría se conectan a tierra para evitar el contacto indirecto por falla de aislamiento.

Inversores. En sistemas FV de pequeña capacidad la interfaz monofásica es más generalizada, esto obedece a que la mayoría de las normas y legislaciones (anexo C) establecen que los convertidores estáticos conectados a la red con capacidad inferior o igual a 5 kW pueden ser monofásicos, así como al hecho de que las instalaciones residenciales comúnmente tienen una potencia nominal inferior a 5 kW. Prácticamente todos los sistemas residenciales tienen inversores autoconmutados (ver capítulo 3) por ser la mejor opción técnico-económica en este rango de potencia. En otro orden de ideas, el transformador de aislamiento al que se hace referencia en el listado de protecciones convencionales, normalmente forma parte integral del inversor.

2.2 Sistemas FV con acondicionamiento de potencia centralizado

En la figura 2.1 se muestra el diagrama eléctrico típico de un sistema FV residencial conectado a tierra, y en la figura 2.2 el diagrama de un sistema FV sin aterrizar (tierra del sistema eléctrico). Estos diagramas corresponden a la configuración general de la interfaz. Ambos son de sistemas monofásicos. La configuración de un sistema trifásico es idéntica en el lado de CD, aunque en el lado de CA existen

Configuraciones y Nichos de Aplicación 27

pequeñas diferencias que son obvias. Las variantes existentes a la configuración general aquí presentada y sus aspectos más relevantes se describen a continuación.

El número de circuitos serie y paralelo en el arreglo depende de los parámetros de operación de los módulos (voltaje y potencia pico), así como de la potencia de salida y el voltaje de CD requerido para cada sistema FV en particular.

GENERADOR FOTOVOLTAICO

Medidores de energíae interruptor manual

accesibles a la compañía

kWh kWh kWhRED

Punto deinterconexión

Interruptorgeneral delinmueble

AislamientoTemperaturaSobrecorriente

vf

Detectorde fallaa tierra

Cargas locales(residenciales)

-+

Figura 2.1. Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de potencia centralizado y

generador FV aterrizado.

Respecto a la medición de la energía, en los diagramas se muestra el esquema más común que consiste en dos medidores espalda con espalda en la acometida para registrar los kWh consumidos y los kWh inyectados a la red. El tercer medidor (del lado izquierdo) solamente es necesario en instalaciones cuya producción de energía va a ser monitoreada para fines de investigación. En países como Japón, Suiza, y algunos estados de EUA, en donde se ha establecido un crédito del 100% a la energía eléctrica producida por los generadores que utilizan fuentes renovables; se ha adoptado el uso de un solo medidor de “lectura neta” (gira en sentido positivo cuando se consume energía y en sentido negativo cuando se inyecta al alimentador). El uso de un solo medidor reduce el costo global del sistema FV, y por otra parte no afecta los costos administrativos de la compañía suministradora puesto que los procedimientos de lectura de medidores y de facturación no tienen que sufrir modificación alguna. La implantación de “lectura neta” es también un gran incentivo para que pequeños productores residenciales inviertan en una tecnología que está en vías de ser económicamente competitiva. Visto desde el punto de vista de la compañía suministradora, esto no constituye una carga económica significativa si se considera que de acuerdo a un


28

pronóstico serio sobre el porcentaje de penetración de los sistemas residenciales en la demanda nacional dentro de los próximos 10 a 15 años, este porcentaje no sobrepasaría el 1%.

Monitorde

aislamiento

fv

AislamientoTemperaturaSobrecorriente


+ -

Caja de conexióny proteccionesdel generador


Cargas locales(residenciales)

Interruptorgeneral delinmueble

Punto deinterconexión

REDkWhkWh

Medidores de energíae interruptor manual

accesibles a la compañía

kWh

Figura 2.2. Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de potencia centralizado y

generador FV flotante.

Respecto a la puesta a tierra, la práctica común es aterrizar el sistema eléctrico en un solo punto para evitar múltiples caminos para las corrientes de falla. Los equipos suelen aterrizarse en un punto o en varios puntos de un sistema de tierra radial. El tema de puesta a tierra de los sistemas FV es analizado en detalle en el capítulo cinco. A continuación se describen las tres posibilidades básicas [12]:

1. Sistema sin aterrizar. Generador FV flotante y estructuras metálicas sin conexión a tierra. En este tipo de sistemas se requiere que los módulos FV y equipos de CD tengan aislamiento clase II, lo cual significa que todas las estructuras y partes metálicas tienen doble aislamiento de los conductores eléctricos del sistema. Un sistema FV de este tipo sería como el mostrado en la figura 2.2, pero sin conexiones a tierra de las estructuras metálicas. La ventaja fundamental radica en que la probabilidad de fallas a tierra debido al doble aislamiento es tan pequeña, que el uso de diodos de bloqueo, fusibles de CD y equipo de monitoreo de aislamiento, puede ser omitido. Esto compensa el costo adicional de los equipos de CD. La única probabilidad de falla es un cortocircuito a la entrada del inversor, pero como se sabe, esto no puede sobrecargar al generador FV que esencialmente es una fuente de corriente. Este tipo de sistema se ha usado mucho en Alemania, dentro del programa 1000 Roofs (ver sección B.1.2.2 en el anexo B).


2. Estructuras a tierra. Generador FV flotante y estructuras metálicas con conexión a tierra. En este caso se pueden usar módulos FV y equipo de CD con aislamiento clase I (normal). El diagrama de la figura 2.2 muestra esta variante. La puesta a tierra de las estructuras metálicas protege a las personas de contactos indirectos con el sistema de CD. Los códigos eléctricos europeos requieren aterrizar los equipos pero no los sistemas eléctricos, de manera que la mayoría de las instalaciones FV residenciales en Europa son de este tipo. En esta configuración el monitoreo de aislamiento es la única forma de detectar una falla a tierra, sin embargo la localización exacta es un tanto difícil de determinar.

3. Sistema aterrizado. Uno de los polos del generador FV y las estructuras metálicas se conectan directamente a tierra (figura 2.1). Con esto se evita que se genere una diferencia de potencial grande entre el sistema eléctrico y la tierra física. La puesta a tierra del sistema eléctrico reduce riesgos de daño a los equipos por motivo de fallas, de voltajes inducidos por rayos y de interferencia electromagnética. Una ventaja importante es que la detección de fallas a tierra es más simple, lo que reduce las horas hombre de servicio en tal caso. Otra de las ventajas es que solo se requiere un fusible por circuito serie, lo que reduce las pérdidas por caída de voltaje. El Código Eléctrico Nacional de EUA (NEC) prescribe la puesta a tierra de los generadores FV, de manera que todas las instalaciones en ese país son aterrizadas.

En lo que respecta al acondicionamiento de potencia, normalmente resulta más económico usar un sólo inversor de capacidad adecuada para manejar la potencia del generador FV. Si no hay en el mercado inversores con la capacidad y las características técnicas requeridas, se puede recurrir al uso de dos o más de ellos conectados en paralelo y en configuración de control maestro-esclavo. La solución de usar más de un inversor puede tener beneficios en cuanto a la eficiencia al evitar la operación con carga parcial, y en cuanto a la eliminación de armónicas; sin embargo es importante realizar un análisis costo-beneficio para determinar si dicha solución es la más conveniente.

Las pérdidas por conducción, cuya relación con la corriente es cuadrática, disminuyen entre mayor es el voltaje del arreglo. Por ello es conveniente mantener el voltaje lo más elevado posible, respetando las normas y los códigos de seguridad establecidos para las instalaciones residenciales.

Los varistores son fusibles de tensión que evitan sobrevoltajes tanto en el lado de CD entre polos y entre cada polo y tierra, como en el lado de CA entre fases, y entre cada fase y tierra. En algunas instalaciones se colocan después de los fusibles y diodos de bloqueo como se muestra en las figuras 2.1 y 2.2; en otros sistemas se instalan antes de ellos. Siempre es recomendable instalarlos lo más cerca posible de los equipos electrónicos para asegurar su mejor protección. Algunos sistemas FV con generador flotante cuentan con un varistor más entre los polos del generador, como protección adicional para minimizar daños en caso de sobrevoltaje inducido por descargas atmosféricas.

Las protecciones del lado de CA suelen estar generalmente incluidas dentro de las funciones del inversor, sin embargo algunos códigos y normas estipulan que los relevadores de voltaje sean independientes al inversor. Aún más, en algunos casos (i.e. Alemania, España) se pide que el monitoreo de voltaje se realice en las tres fases, inclusive si el sistema es monofásico [13, 14].

Los sistemas de monitoreo llevan a cabo la prueba de resistencia dieléctrica del aislamiento por lo menos una vez al día, durante las horas de menor insolación [15]. Su uso es común en Europa donde los generadores FV son operados en modo flotante. Algunos inversores comerciales de manufactura europea cuentan con esta función integrada [16].

Es conveniente instalar interruptores de seccionamiento en el generador FV. Ello permite mayor flexibilidad y la posibilidad de operar con potencia de salida parcial en caso de falla en algún circuito. La cantidad y localización de ellos depende del tamaño del arreglo. Un interruptor por cada circuito serie es práctica común.

2.3 Sistemas FV modulares


30

En años recientes ha surgido un interés creciente hacia el concepto de los módulos FV de CA y la tecnología modular. Un módulo FV de CA consiste de un módulo grande de 100 a 200 Wp y un inversor de capacidad similar montado en la parte trasera de éste [17, 18, 19, 20]. El tamaño del inversor miniaturizado es aproximadamente el doble del de una caja de conexión normal. Usando este concepto es posible construir arreglos FV con salida de CA. La figura 2.3 resalta las diferencias entre los sistemas con acondicionamiento de potencia centralizado y los modulares.

(b)Red

Red(a)

Figura 2.3. Configuración básica de sistemas residenciales a).- Con acondicionamiento de potencia centralizado y

b).- Sistemas modulares.

El concepto modular ha sido desarrollado entre otras razones como una estrategia de comercialización de productos FV en gran escala. Su empleo está limitado a sistemas de pequeña capacidad (≤ 10 kW), por lo que evidentemente está enfocado a los sistemas residenciales. Las ventajas de la tecnología modular sobre el uso de acondicionamiento de potencia centralizado son:

• Simplicidad. Se reducen considerablemente los costos de ingeniería y de instalación del sistema, que en el caso de sistemas con acondicionamiento de potencia centralizada pueden representar un porcentaje significativo de la inversión inicial.

• Se evita el cableado y equipos de CD que suelen ser costosos, tienen pérdidas asociadas y representan mayores riesgos a las personas y a los equipos.

• Cada módulo opera en su punto de máxima potencia incrementando la eficiencia de conversión de energía solar a CD.

• El sistema puede crecer de manera modular desde 100 W hasta varios kW sin necesidad de rediseño ni ingeniería.

• El aislamiento de todos los módulos está sujeto al mismo voltaje. En sistemas centralizados cada módulo en un circuito serie está sujeto a diferente voltaje.

Por supuesto la tecnología modular tiene también algunas desventajas importantes:

• El costo total del sistema es mayor porque el precio por Watt de un inversor modular es significativamente mayor al de un inversor central.

• La eficiencia global suele ser inferior debido a que el rendimiento de los inversores es función directa de su capacidad.


Algunos autores sugieren que las economías de volumen y la estandarización pudieran en el futuro nivelar los costos de ambos tipos de sistemas [18, 20]. Aunque esto es posible, es un poco aventurado hacer un pronóstico categórico, considerando sobretodo que los sistemas con acondicionamiento de potencia centralizado también son objeto de intensa estandarización en la actualidad.

La compañía Alpha Real de Suiza fue la primera en hacer este concepto realidad [18]. En 1994 y como consecuencia del éxito que tuvo el Proyecto Megawatt, la compañía lanzó el denominado Proyecto Gigawatt, para lo cual desarrollaron una línea de productos FV que incluyó: módulo de 200 Watts con conexiones especiales para inversor, inversor modular, módulo teja para techos residenciales, detector de arcos, detector de punto caliente y caja de conexiones que incluye funciones de monitoreo y protección contra aislamiento. Todos estos productos fueron diseñados para su producción en serie. El proyecto constituyó un esfuerzo motivado por intereses comerciales, lo cual es completamente sano en una economía de mercado y es por ende un ejemplo importante sobre lo que se puede lograr en el campo de los sistemas conectados.

Desafortunadamente en México carecemos de dos ingredientes que dieron fuerza al proyecto Gigawatt, uno es de carácter económico y el otro es de carácter socio-cultural. Por un lado, el porcentaje de familias mexicanas que podrían hacer una inversión de este tipo es muy pequeño, aún cuando se tratara de una opción económicamente competitiva. Por otra parte, la importancia que el mexicano promedio otorga a las energías renovables y al desarrollo sustentable es muy pequeña.

2.4 Estaciones FV centrales [1]

La tecnología de la interfaz de plantas FV centralizadas se encuentra en una etapa de desarrollo anterior a la de los sistemas residenciales. La razón es simple, a la fecha existe un número muy limitado de plantas de gran capacidad. Salvo algunos casos notables como la planta de Kerman en California, EUA, la mayoría de los proyectos de este tipo no persiguen beneficios económicos sino fines de investigación, demostración y desarrollo de experiencia tecnológica. A consecuencia de ello, existen más variantes en la configuración eléctrica de las estaciones centrales. Cada nueva planta representa un cúmulo de experiencias en este campo y por consecuencia una serie de nuevas alternativas.

A continuación se presentan las características de la interfaz de las estaciones centrales de Serre (Italia), Toledo (España) y Mont-Soleil (Suiza). Estas estaciones centrales constituyen tres de las plantas más grandes y por lo tanto representativas del estado del arte en la tecnología de la interfaz, y también porque constituyen tres alternativas de configuración diferentes. Los detalles de cada uno de los proyectos se pueden ver en el anexo B. Aquí se presentan solamente las principales características y la configuración de las estaciones, y se hace un análisis comparativo de las soluciones desarrolladas en cada caso. Cabe mencionar que los fines que motivan la construcción de una estación central tienen una influencia importante en sus características. Algunas de ellas son construidas con propósitos de investigación sin dar importancia al aspecto comercial. Otras se establecen como proyectos piloto que paralelamente al desarrollo e investigación buscan optimizar costos y minimizar el tiempo de amortización de la inversión, para determinar el potencial tanto técnico como económico de la tecnología.

En los diagramas mostrados no se presentan las protecciones de los sistemas. En general, los criterios de protección son muy similares en la mayoría de las instalaciones de este tipo excepto en lo que se refiere a la puesta a tierra del sistema de CD. En el capítulo 5 se trata con detalle el tema de las protecciones. Con relación al tema de los sistemas de control supervisorio y monitoreo en estaciones centrales, el uso de enlaces por fibra óptica de los sistemas SCADA es generalizado, sus ventajas son: inmunidad a la interferencia electromagnética, mayor ancho de banda de frecuencia, inmunidad a descargas atmosféricas e interferencia entre cables, y una vida útil larga [21].


32

2.4.1 Estación central de Serre en Italia (3.3 MW) [21, 22, 23, 24]

ENEL, la compañía suministradora italiana es uno de los líderes mundiales en el campo de las estaciones centrales de gran capacidad. Ellos han desarrollado el concepto modular, de manera que esta estación de Serre está constituida por diez subarreglos idénticos de 330 kWp, cada uno con su inversor y eléctricamente independiente. El proyecto fue concebido con fines de investigación y desarrollo, pero con el objetivo de establecer un sistema óptimo desde el punto de vista costos; tanto de infraestructura como de operación y mantenimiento. La planta es parte del sistema de suministro de ENEL y por lo tanto esta conectada a sus sistemas de control de energía. Los sistemas de monitoreo, adquisición de datos y control tienen enlaces por fibra óptica entre instrumentos y actuadores con el cuarto de control. La figura 2.4 muestra el diagrama unifilar de esta estación central.

440 VCD

+

-

MPPT

SUBARREGLO

1

330 kWp(2 x 165 kWp)

MPPT

-

+

440 VCD

20 kV

COLECTOR RADIAL

20 kV

440 VCD

+

-

MPPT

SUBARREGLO

10

330 kWp(2 x 165 kWp)

MPPT

-

+

440 VCD

FiltroArmónico

Correcciónde F.P.

2 x 800 kVA

20 kV

T.C.

T.P. Serviciosauxiliares

Figura 2.4. Diagrama de la estación central de Serre.

Sistema de CD. Todos los subarreglos de la planta están divididos en dos secciones de 165 kWp cada una. El sistema es flotante, el voltaje nominal corresponde al voltaje de circuito abierto de cada sección.

Acondicionamiento de Potencia. En la concepción de ENEL, el acondicionamiento de potencia está evidentemente dividido desde los puntos de vista físico y conceptual. Los inversores son modulares; en el diagrama se muestra cada inversor de 6 pulsos alimentado por una sección del subarreglo correspondiente. El diseño permite la operación independiente de cada sección de un subarreglo, en caso de que la otra esté en mantenimiento. Cuando las dos secciones están en operación (operación normal), los dos convertidores forman una unidad de 12 pulsos con una mejor síntesis de la señal de salida (ver sección 3.3, capítulo 3). Por otro lado, los filtros armónicos y la unidad de corrección de potencia son centralizados, es decir, existe una sola unidad que realiza estas funciones para la planta en su conjunto.

Sistema de CA. La planta está conectada a una línea de medio voltaje (20 kV). El bus colector del sistema es un anillo de cable subterráneo, los dos extremos del anillo colector terminan en una caseta de conexión con la línea, en donde se encuentran instaladas las unidades de filtrado y de corrección del FP.

2.4.2 Estación central de Unión Fenosa en España (1 MW) [14, 25, 26]


La estación está constituida por tres subarreglos, cada uno con su sistema de acondicionamiento de potencia. Es decir, la estación se compone de tres plantas eléctricamente independientes. Los fines del proyecto son de investigación y desarrollo de componentes y sistemas para plantas de gran escala, así como de estrategias de control y evaluación de los beneficios al operarla en paralelo con una hidroeléctrica aledaña. Es por ello que en la misma se utilizan diferentes conceptos en estructuras, paneles y acondicionamiento de potencia.

Subarreglo 1458 kWp

800 VCD

6 Pulsos 6 Pulsos

Correcciónde F.P.

12 Pulsos

15 kVCA

423 kWp

15 kVCA

12 Pulsos

6 Pulsos6 Pulsos

800 VCD

Subarreglo 2100 kWp

Subarreglo 3

400 VCD

Serviciosauxiliares

400/230 V

Red 15 kV

800 VCA 800 VCA

IGBT

Figura 2.5. Diagrama unifilar de la estación central de Unión Fenosa.

Sistema de CD. Los dos subarreglos fijos operan a ± 400 V con centro a tierra, el arreglo con seguimiento en un eje (100 kW) opera a 400 V en modo flotante. En Europa es común la operación flotante del generador FV. En la sección 2.2.4 se establecen las ventajas y desventajas para cada caso.

Acondicionamiento de Potencia. La filosofía en la estación es el uso de acondicionamiento de potencia centralizado por subarreglo, cada uno de ellos cuenta con su inversor y en el caso de los inversores conmutados por línea cada unidad de 6 pulsos tiene su sistema de compensación de FP; no se especifica si los inversores conmutados por línea cuentan con filtros armónicos. Sin embargo, los cuatro convertidores de 6 pulsos conforman una unidad de 24 pulsos cuya calidad de síntesis puede ser suficientemente buena para inyectar corriente a la red sin violar la mayoría de las normas sobre control de armónicos aún cuando no se filtre la señal de salida.

Sistema de CA. Los subarreglos están conectados a una línea de baja capacidad y medio voltaje (15 kV).

2.4.3 Estación central PHALK Mont-Soleil en Suiza (500 kW) [27]

Esta planta fue concebida con el concepto de centralización total. Los subarreglos no pueden operar de manera independiente ya que éstos conforman un generador integral; por ello cuenta con un solo inversor. La planta fue diseñada y construida como proyecto de demostración e investigación. La premisa en el proyecto fue construir una planta que representara el estado del arte en la tecnología y que a su vez mostrara costos inferiores alcanzados por otros proyectos de este tipo hasta la fecha de su construcción. Los objetivos fundamentales eran que las empresas suministradoras en Suiza ganaran experiencia en la


34

tecnología y que los ciudadanos vieran sus posibilidades. En los países europeos occidentales este tipo de proyectos tienen una enorme aceptación social.

GENERADOR FV+ 420 V

PROTECCIONESCD

INVERSOR(GTOS)

- 420 V

RED16 kV

Figura 2.6. Diagrama eléctrico de la estación PHALK Mont-Soleil.

Sistema de CD. El arreglo está dividido en 11 subarreglos cuyas salidas se conectan en cubículos distribuidos en el campo. En éstos se encuentran los interruptores y protecciones del subarreglo (diodos de bloqueo, fusibles y protección contra sobrevoltaje). De los cubículos distribuidos se conecta directamente con el tablero de potencia en el cubículo central de CD, en éste se encuentran los medidores de corriente y voltaje por subarreglo, los buses de CD y el interruptor principal del arreglo. El inversor se alimenta directamente del interruptor principal. El centro del arreglo está conectado a tierra.

Acondicionamiento de Potencia. La estación cuenta con un inversor central autoconmutado, cuyo circuito de potencia consta de dos puentes paralelos de GTOs. El inversor conmuta en baja frecuencia (250 Hz), sin embargo la calidad de la corriente es lo suficientemente buena para inyectarla a la red sin necesidad de filtros armónicos. Una característica importante es que el convertidor puede operar en modo interconectado y en modo aislado.

Sistema de CA. La planta se conecta a través de un transformador de acoplamiento a una línea de medio voltaje de 16 kV.

2.4.4 Análisis comparativo

2.4.4.1 Estructura general

Evidentemente las tres plantas tienen una estructura diferente. Las diferentes filosofías de diseño obedecen a factores económicos y al propósito de la instalación.

La estación en Serre tiene una estructura modular, su concepción fue realizada 100% desde el punto de vista de una compañía suministradora. El concepto modular provee algunas ventajas importantes:

• Permite la estandarización.

• Introduce la posibilidad de reducir el monto de la inversión a través de la economía de volumen.

• Cada subarreglo opera en su punto de máxima potencia (PMP), lo que incrementa la eficiencia de conversión del generador.

• Se reducen costos de mantenimiento.


• La operación es muy flexible por lo que aumenta su confiabilidad.

• Permite la instalación y puesta en operación por etapas (que es muy relevante en proyectos de capital intensivo y con tiempos de construcción largos).

• Permite la expansión gradual y ordenada del sistema en caso necesario.

Existen sin embargo limitaciones en la modularización de plantas de gran capacidad. La modularización no se puede llevar al nivel de módulo FV como en un sistema residencial ni cerca de ello. Determinar el tamaño óptimo de los subarreglos puede ser un ejercicio complicado que involucra básicamente costos y rendimientos. Entre menor es el tamaño del subarreglo o “módulo” de la planta, la eficiencia de los inversores disminuye mientras el costo por kW se incrementa; por otra parte, las pérdidas por conducción en CD disminuyen, los costos del cableado y de los equipos de protección en CD también disminuyen, y la eficiencia de conversión del arreglo aumenta. En contrapartida, al aumentar el tamaño del “módulo” de la planta, la cantidad de subarreglos necesaria para una potencia dada se reduce y con ello se van perdiendo parte de los beneficios de la estandarización y de la economía de volumen, asimismo se reduce la flexibilidad de operación.

La estación de Unión Fenosa es una solución intermedia entre la modularización y los sistemas centralizados. En ella se mantiene cierto grado de flexibilidad pero no se tienen todos los beneficios de la modularización.

La estación de Mont-Soleil es del tipo centralizado. Su estructura se debe en parte a que la potencia de la planta no es muy grande (recordar que un “módulo” de Serre es de 330 kW), y por lo tanto resulta costoso modularizar en subarreglos más pequeños. Esta solución tiene la desventaja de que una falla en el inversor saca de operación a toda la planta, reduciendo con ello su confiabilidad.

Es muy probable que el diseño de estaciones centrales en el futuro se incline hacia la estructura modular, ya que ésta conlleva ciertos beneficios y sus costos pueden potencialmente reducirse al nivel de los sistemas centralizados, siempre y cuando el tamaño óptimo del bloque de modularización se determine correctamente.

2.4.4.2 Sistemas de CD

Tres consideraciones importantes se derivan de este aspecto:

• El voltaje de salida.

• El nivel de corriente antes de entrar al inversor.

• Conexión a tierra u operación flotante.

En teoría, el voltaje de salida del arreglo debería ser lo más alto posible para reducir las pérdidas por conducción en todo el sistema de CD y en el inversor. Ello implica aumentar el número de módulos en serie y reducir el número de circuitos paralelo para una potencia dada. En la práctica, el voltaje de salida está limitado fundamentalmente por dos factores: la rigidez dieléctrica del aislamiento de los módulos y las normas que regulan los aspectos de seguridad de este tipo de instalaciones. Para efectos de seguridad, el voltaje del arreglo es el voltaje de circuito abierto en condiciones de medición estándar.

Como se puede ver en los diagramas unifilares de las tres plantas, el voltaje de salida del arreglo oscila entre 800 y 880 Vcd. Este valor se puede tomar como una referencia del voltaje de operación seguro en el estado actual de la tecnología.

Respecto a la corriente de salida, la situación es opuesta al voltaje. En este caso es recomendable que su valor nominal sea lo más pequeño posible por cuestión de pérdidas, costos de los equipos de protección y seguridad. Una manera de reducir el nivel de corriente en CD es a través de un esquema modular, en el


36

cual cada subarreglo puede ser optimizado para proporcionar la potencia nominal con el mayor voltaje posible y la menor corriente, sin violar los códigos de seguridad.

La puesta a tierra del generador FV es otro tema discutido. Con la operación flotante la corriente es pequeña en caso de una falla de aislamiento, lo cual reduce el riesgo de daños al generador y al equipo de CD. Cuando se aterriza un generador FV de gran capacidad se hace en el punto medio del voltaje nominal, con ello se reduce el potencial de cada módulo con respecto a tierra y por consiguiente la posibilidad de fallas de aislamiento y arcos eléctricos entre módulos y estructuras. Otros beneficios implícitos en un sistema aterrizado son: mayor facilidad para detectar y localizar las fallas a tierra (reduciendo costos de mantenimiento y tiempos de paro), se requiere de un solo fusible y un solo diodo de bloqueo por cada circuito serie (reduciendo costos de instalación y pérdidas por conducción) y, los sobrevoltajes inducidos por descargas atmosféricas son menores.

En los ejemplos citados, la estación de Serre opera en modo flotante, la estación de Toledo tiene dos subarreglos a tierra en el punto medio y uno flotante, y la estación de Mont Soleil opera con su arreglo conectado a tierra en el punto medio.

2.4.4.3 Acondicionamiento de potencia

Las dos variantes básicas son: acondicionamiento modular y acondicionamiento centralizado. El concepto centralizado tiene la ventaja de ser potencialmente más económico si se usan inversores conmutados por línea. Como ya se mencionó, el uso de inversores modulares de tamaño apropiado representa una mayor flexibilidad en la operación de la planta, en razón de que si un inversor falla, esta situación no saca de operación al resto de la planta FV. Otra ventaja de los inversores modulares es una mayor eficiencia del generador FV, ya que cada subarreglo opera en su punto de máxima potencia (PMP).

En cuanto al filtrado armónico y corrección del FP, estos elementos pueden darse también de manera modular o centralizada. La planta de Serre combina inversores modulares con compensación centralizada. Esta es una solución económica y efectiva puesto que la calidad de la corriente es importante en el punto de interconexión.

Una tercera opción sería el uso de dos o más inversores centralizados en operación maestro-esclavo, en cuyo caso se operarían el o los inversores necesarios dependiendo de la potencia de salida del arreglo; aumentando con ello la eficiencia de conversión al ser operados en todo momento cerca de su potencia nominal. En la estación de Mont Soleil se proyecta incluir otro inversor autoconmutado de pequeña capacidad, para operar en paralelo con el existente y sirva como filtro dinámico de los armónicos de corriente, y para que también opere sólo en condiciones de baja insolación.

2.4.4.4 Sistema de CA

Las tres estaciones a las que se hace referencia se encuentran conectadas a líneas de media tensión a través de transformadores elevadores. El uso de transformadores es difícil de evitar por varias razones: el voltaje nominal de los arreglos normalmente es inferior a 1000 volts, por las razones descritas en el apartado sobre el sistema de CD; los sistemas de 12 y 24 pulsos requieren forzosamente el uso de transformadores de tres devanados; el transformador es el elemento encargado de proporcionar la protección contra inyección de CD en la línea.

Una diferencia interesante entre las plantas de Toledo y la de Serre es que, por la cantidad de circuitos en paralelo, en esta última el colector de CA es de tipo radial.


2.5 Conclusiones

Actualmente la tecnología de la interfaz de generadores FV se encuentra en desarrollo. La solución óptima es todavía dinámica en el tiempo, y depende de las características y la capacidad nominal del sistema. De acuerdo con los costos de la inversión, los cuales son determinantes para la competitividad económica, se pensaba que la tendencia en los próximos años en sistemas residenciales sería el uso de un solo inversor central del tipo autoconmutado; sin embargo, debido a las economías de volumen, los inversores modulares están siendo cada vez más utilizados. La configuración de las plantas centrales dependerá en gran medida de su propósito y capacidad. En las plantas de mediana capacidad (750 kW) es posible que se convierta en práctica común el uso de inversores autoconmutados modulares o centralizados. En plantas de gran capacidad (> 1 MW), los inversores conmutados por línea y el concepto modular pudieran dominar la escena durante algún tiempo; sin embargo, el desarrollo de dispositivos semiconductores de potencia podría en pocos años llevar a los inversores autoconmutados a ser económicamente competitivos en el rango de los Megawatts.


38

39

3

Inversores

El inversor o convertidor estático CD/CA es el elemento principal de la interfaz de un generador FV con la red eléctrica convencional; es el dispositivo que hace “compatible” la señal de corriente directa del generador con la de la red. La función elemental del inversor es tomar la señal de CD de entrada con un voltaje Vi y convertirla a una señal de CA de salida con voltaje Vo, frecuencia fo y número de fases mo (1ф ó 3ф normalmente); o bien convertirla en una señal de corriente Io, frecuencia fo y número de fases mo.

La definición de los valores de salida depende primordialmente de las características de la red; también está influenciada por el tipo de sistema generador (su propósito) y su capacidad. En resumen [1], la señal de salida del inversor se debe adaptar a las condiciones de la red en el punto de interconexión sin causar perturbaciones ni cambios en las especificaciones de suministro a los demás usuarios.

3.1 Tipos de inversores para generadores FV conectados a la red [13, 14, 28, 29]

La mayoría de las topologías de convertidores de potencia CA/CD están basadas en el circuito de potencia tipo puente, sin embargo, existen varias configuraciones posibles de los elementos que conforman el sistema total de acuerdo con factores como el tipo de interruptores electrónicos, esquema de control, método de síntesis de la señal, parámetro eléctrico que es modulado, frecuencia de conmutación de los interruptores de potencia, número de fases, etc.

Existen varios criterios para clasificar a los inversores dependiendo de las características de su diseño y operación. A continuación se presentan éstos.

3.1.1 Clasificación de acuerdo al método de conmutación

Este es el criterio más relevante en la categorización de inversores porque de él dependen de manera directa o indirecta algunas de las características más importantes como la calidad de las señales de salida,


40

el rango de potencia factible, la frecuencia de conmutación, la configuración del inversor y el esquema de control, entre otras.

El término conmutación se refiere a la transición de los interruptores de potencia del estado encendido al apagado. Para poder sintetizar la señal senoidal de salida (voltaje o corriente), se requiere que los interruptores tengan cierto grado de controlabilidad. Existen dos clases de interruptores que pueden ser usados en circuitos inversores: los tiristores y los interruptores totalmente controlables (i.e. BJTs, MOSFETs, GTOs e IGBTs).

En el caso de los tiristores, el momento de conmutación (apagado) no es directamente controlable. Para lograr la conmutación se debe llevar la corriente del tiristor a cero, lo cual es posible en circuitos de CA sincronizando las señales de disparo de los tiristores en un puente con los voltajes de línea (en la sección 3.3 se explica mayor detalle este proceso). En contraparte, los interruptores totalmente controlables permiten que la conmutación sea ordenada por su circuito de control en cualquier instante.

De acuerdo con estas características de los interruptores electrónicos se han diseñado dos tipos básicos de convertidores CD/CA: inversores controlados por la red o conmutados por línea (que usan tiristores) e inversores autoconmutados (que usan interruptores controlables). Los inversores autoconmutados se usan para pequeñas y medianas potencias (varios cientos de watts, hasta 500 kW aproximadamente), mientras los inversores conmutados por línea cubren desde las pequeñas potencias hasta unos cuantos megawatts, sin embargo su uso es más frecuente en aplicaciones de mediana a alta potencia (50-5000 kW) porque su costo es sensiblemente menor en este rango.

De los inversores autoconmutados, sólo los del tipo PWM (Pulse Width Modulation) son aptos para conexión con la red. Los inversores autoconmutados de señal cuadrada o quasi-cuadrada sólo son útiles para aplicaciones aisladas de la red. En lo sucesivo, cuando hablemos de un inversor autoconmutado nos estaremos refiriendo también a un inversor PWM. El término PWM implica que la síntesis de la señal de salida se logra mediante modulación de ancho de pulsos cuadrados de voltaje (ver sección 3.4).

Es importante hacer notar en este punto que, independientemente de que la conmutación sea ordenada interna o externamente, las señales de control de los interruptores electrónicos siempre están sincronizadas con las señales de voltaje de la red.

3.1.2 Clasificación de acuerdo al parámetro modulado

En este sentido existen dos posibilidades: modular el voltaje de salida de manera que el inversor opere como una fuente de voltaje paralela a la red; o bien modular la corriente de salida, en cuyo caso el inversor convierte al sistema generador en una fuente de corriente paralela a la red.

De lo anterior se deriva la clasificación de los inversores con control de voltaje o de voltaje controlado, y con control de corriente o de corriente controlada. Los inversores conmutados por línea son inherentemente fuentes de corriente. Los inversores autoconmutados son generalmente diseñados para operar en uno de los dos modos arriba citados, ya que cada uno requiere un esquema de control diferente y pequeñas diferencias en el hardware.

La selección de uno u otro tipo depende del propósito del sistema generador y de manera indirecta de la potencia de salida. En la tabla siguiente se resumen las principales ventajas y desventajas de cada tipo de convertidor, considerando su operación conectada a la red.

Tabla 3.1. Características de los inversores con control de voltaje y de corriente.

Inversores 41

Tipo Ventajas Desventajas

Control de Corriente

(Autoconmutado, PWM)

• Control simple y robusto • Control simple y directo sobre el

flujo de potencia activa y reactiva • Protección inherente contra

sobrecorriente • Bajo contenido armónico (fácil

filtrado) • Bajo peso y volumen si conmuta

a alta frecuencia

• No puede operar en modo aislado para alimentar cargas residenciales o cualquier tipo de carga no lineal

• Requiere frecuencia de conmutación de mediana a alta (>5 kHz)

• Limitado a capacidades <50 kW aproximadamente

Control de Corriente

(conmutado por línea)

• Amplio rango de potencia (varios MW)

• Control simple y robusto • Bajo costo (el más bajo si P>50

kW) • Alta eficiencia (>95%)

• No puede operar en modo aislado

• Alto contenido armónico en la señal de salida, requiere filtrado

• Bajo FP, requiere compensación

Control de Voltaje (PWM)

• Puede operar en modo aislado de red

• Bajo contenido armónico (fácil filtrado)

• FP ajustable (normalmente unitario)

• Bajo peso y volumen si conmuta a alta frecuencia

• Esquema de control complejo • Alto costo en potencias >50 kW • Su rango de potencias es amplio

pero está limitado a <500 kW aproximadamente

Nota: Los rangos de potencia y frecuencia de conmutación son un indicativo del estado actual en la tecnología de semiconductores, éstas tienden a incrementarse con el desarrollo de la misma.

Cabe aclarar que existe también una clasificación de inversores de acuerdo con las características de la fuente de alimentación (fuente de CD), los cuales pueden ser inversores alimentados por fuente de corriente o por fuente de voltaje. Los generadores FV se comportan como fuentes de corriente en un amplio intervalo de voltaje dentro de su curva característica V-I. Sin embargo, dado que el punto de máxima potencia se encuentra ligeramente fuera de los límites de esta región, el generador se opera normalmente como una fuente de voltaje de entrada para el inversor; excepto en el caso de inversores conmutados por línea en los que se agrega una inductancia grande en su salida para convertirlo en una fuente de corriente también en el punto de máxima potencia.

3.1.3 Clasificación de acuerdo a la frecuencia de conmutación

En este renglón los inversores se pueden clasificar en tres rangos: de baja frecuencia (<2 kHz), de mediana frecuencia (2-10 kHz) y de alta frecuencia (>10 kHz). Esta clasificación es un tanto arbitraria pero es útil puesto que tiene relación con los rangos de potencia alta, mediana y pequeña, respectivamente. El intervalo de frecuencia de conmutación de 6-20 kHz se evita en cierto tipo de inversores porque en este rango de frecuencia la conmutación de los interruptores electrónicos produce ruido audible. Otra consideración importante es que las pérdidas por conmutación aumentan ligeramente con la frecuencia de conmutación (fs). Normalmente se elige el valor de fs que optimiza la eficiencia global del convertidor, ya que ésta es una característica muy importante en la interfaz con la red.

Los inversores de baja frecuencia son usados en mediana-alta y alta potencia (>50 kW), rango en el que los interruptores electrónicos disponibles comercialmente tienen un ancho de banda de frecuencia limitado. Abarcan inversores conmutados por línea y autoconmutados con control de voltaje. Una característica fundamental de los inversores de baja frecuencia es que la síntesis de la señal de salida no es


42

muy buena y por lo tanto requieren de filtros costosos, en la mayoría de los casos. Su eficiencia típica a plena carga es mayor al 95%.

Los inversores de mediana frecuencia se usan normalmente en potencias medias (10 – 50 kW), ofrecen la mejor opción técnico-económica en este rango de potencia. La síntesis de la señal de salida es lo suficientemente buena para evitar filtros costosos. En cuanto a desventajas está el hecho de que parte de su rango de frecuencia se traslapa con la banda de ruido audible y por lo tanto pueden no ser aptos para instalarse en interiores de edificios residenciales o comerciales, por otro lado requieren de transformadores de aislamiento voluminosos (60 Hz).

Los inversores de alta frecuencia normalmente son monofásicos y se usan para pequeñas potencias (<10 kW), dado que los interruptores electrónicos con este ancho de banda de frecuencias solo se encuentran disponibles en ese rango de potencia. Aún cuando es posible conectar dispositivos semiconductores en serie y/o paralelo para aumentar la potencia de salida, existen algunas limitaciones técnicas de esta práctica. Entre las características más relevantes de estos convertidores está el bajo contenido armónico en su salida, por lo que no requieren filtros externos. Pueden utilizar transformadores de aislamiento de alta frecuencia, cuyas ventajas sobre los de baja frecuencia son mayor eficiencia, bajo costo, pequeño volumen y poco peso. Sus eficiencias son superiores a 90%. Las desventajas en el uso de transformadores de alta frecuencia son que el convertidor requiere de más de una etapa de potencia, lo que aumenta su costo y disminuye su eficiencia (contrarrestando en cierta medida las ventajas del transformador de alta frecuencia).

3.1.4 Clasificación de acuerdo a la configuración del circuito de potencia

Existen dos posibilidades básicas: configuración tipo puente monofásico y configuración tipo puente trifásico, las cuales se muestran en la figura 3.1-a y 3.1-b respectivamente. El tipo de interruptor electrónico utilizado depende del método de conmutación, la potencia de salida y los parámetros eléctricos, en ese orden. Los interruptores electrónicos mostrados en la figura son un ejemplo para representar cada configuración. Por simplicidad sólo se ilustra el circuito de potencia, sin protecciones ni lazos de control.

La figura 3.1 muestra un puente monofásico del tipo autoconmutado y un puente trifásico del tipo conmutado por línea. Los inversores trifásicos autoconmutados son comunes; los conmutados por línea también pueden ser monofásicos, sin embargo su uso es poco común.

Los filtros de entrada y salida pueden ser parte integral del inversor o ser externos. Normalmente en inversores de gran capacidad son externos, en algunas aplicaciones los filtros de salida son colocados en el lado de alta tensión al igual que los capacitores para compensación del FP. En inversores de pequeña capacidad normalmente son parte integral de éste.

El transformador que eleva el voltaje de salida del inversor al nivel de voltaje de la red, también proporciona aislamiento eléctrico entre el generador y la red, evitando la posibilidad de inyección de CD en ella. Su uso no es estrictamente necesario si el voltaje de salida es compatible con el de la red y se proveen otros medios para garantizar la no inyección de CD en ésta. Al igual que los filtros, en pequeñas potencias normalmente forma parte integral del inversor y en potencias grandes se encuentra en un gabinete independiente.

Inversores 43

T1

VpvCf i

T2

T3

T4

+

-

T xL fc L 1

N

Cargaslocales

RED

(a)

-

+

VpvCf i

T2 T6 T4

T1 T5 T3

Lf i

(b)

TX

Cargaslocales

RED

L 1

L 2

L 3

Figura 3.1. Configuraciones básicas del circuito de potencia: a).- Puente 1φ, y b).- Puente 3φ.

Es posible también construir inversores trifásicos mediante la interconexión de tres puentes monofásicos (normalmente en estrella), o de múltiples puentes trifásicos. Esta última es una práctica común en inversores conmutados por línea que generalmente son trifásicos, ya que esto permite sintetizar la señal de corriente con menor contenido armónico (inversores de 12 y 24 pulsos) y aumentar el rango de potencia.

En la tabla siguiente se presenta un resumen de los rangos de operación de los inversores según su tipo.

Tabla 3.2. Resumen de rangos de operación de inversores según su tipo.

Método de Conmutación

Parámetro Modulado

Circuito de Potencia

Frecuencia de Conmutación Rango de Potencia

Conmutado por línea Corriente norm. 3φ frecuencia de la red

Media a alta (normalmente 50–5000 kW)

1φ > 10 kHz Pequeña (normalmente <10 kW) Tensión

3φ 250 Hz - 20 kHz

Pequeña a media (5–500 kW)

1φ > 10 kHz Pequeña (normalmente <10 kW)

Autoconmutado (PWM)

Corriente 3φ 5 kHz - 20 kHz Pequeña a media (5–50 kW)

Nota: Estos rangos no son estrictos, están dados de acuerdo con las características actuales de los interruptores de potencia y las prácticas de diseño comunes a la fecha, por tanto sólo son una guía del estado actual.


44

3.2 Dispositivos semiconductores de potencia [13, 30]

En esta sección se presenta un resumen de los interruptores de potencia comúnmente empleados en los circuitos de conversión de los inversores, puntualizando en las características más relevantes para el análisis de funcionamiento de los convertidores.

Desde el punto de vista de los esquemas de control y los métodos para sintetizar las señales de salida en inversores, es conveniente agruparlos en tres categorías:

1. Diodos.- los estados de conducción y bloqueo son gobernados por las combinaciones del circuito de potencia.

2. Tiristores.- El estado de conducción puede ser mandado por una señal de control puesto que debe ser apagado por el circuito de potencia.

3. Interruptores controlables.- Los estados de conducción y bloqueo son mandados por señales de control (GTOs, BJTs, MOSFETs e IGBTs).

Tabla 3.3. Características de los semiconductores de potencia.

DISPOSITIVO TIRISTOR GTO BJT MOSFET IGBT

SÍMBOLO

MÉTODO DE CONTOL

Pulso de corriente de compuerta para entrar en conducción (hasta 1/5 de la corriente manejada). Se apaga al extinguirse la corriente de ánodo-cátodo)

Pulso de corriente de compuerta para entrar en conducción, se apaga con un pulso de corriente negativa en la misma (hasta 1/5 de la corriente manejada)

Corriente de base suficiente para que entre en saturación (ganancia típica 5 a 10)

Voltaje de compuerta (hasta 20 V)

Voltaje de compuerta (hasta 25 V)

CAIDA DE VOLTAJE 1 a 2 V 2 a 3 V 1 a 2 V 2 a 7 V 2 a 3 V

CORRIENTE MÁXIMA1 10 kA 3 kA 300 A 100 A 600 A

VOLTAJE MÁXIMO 7 kV 5 kV 1500 V 1000 V 1200 V

TIEMPO DE CONMUTACIÓN2 20 ms 20 ms 1 ms 100 ns 600 ns

FRECUENCIA DE CONMUTACIÓN3

Frecuencia de la línea baja Mediana a alta alta Mediana a

alta COSTO

COMPARATIVO Bajo Un poco mayor que el tiristor Alto Mayor que

el BJT Similar al

BJT 1.- En MOSFETs la capacidad de corriente máxima no está disponible con la capacidad de voltaje máxima. 2.- El tiempo de conmutación presentado es el típico en capacidades máximas y se reduce con la capacidad. 3.- La frecuencia de conmutación factible guarda una relación inversa con la potencia del dispositivo.

Para lograr la síntesis de la señal de salida se requiere que la configuración del circuito de potencia del inversor contenga interruptores con cierto grado de controlabilidad como tiristores o interruptores controlables. Las características de estos interruptores electrónicos confieren al inversor sus características de funcionamiento e influyen en el costo.

En la tabla 3.3 se resumen las características más importantes de los interruptores de potencia utilizados en inversores. La selección del tipo de dispositivos a utilizar depende de la potencia de salida del convertidor,

Inversores 45

de la eficiencia requerida y por supuesto del costo. En general, el desarrollo en semiconductores ha popularizado el uso de MOSFETs en aplicaciones de baja potencia y alta frecuencia de conmutación, mientras que los IGBTs tienen ventajas importantes en potencias medianas y frecuencias de medianas a altas. El uso de tiristores, alguna vez muy popular, ha quedado relegado a aplicaciones de alta potencia.

Es importante aclarar que la información presentada en la tabla 3.3 es sólo una referencia. La tecnología de semiconductores de potencia se encuentra en una etapa de desarrollo acelerado.

3.3 Inversores conmutados por la red [13, 14, 29, 30]

3.3.1 Características

• La conmutación de los interruptores depende de la señal de voltaje de la línea (la frecuencia de conmutación es igual a la frecuencia de la red).

• No pueden operar en modo aislado.

• Se emplean tiristores como interruptores de potencia.

• La salida del inversor es una fuente de corriente.

• La síntesis de la señal de salida se efectúa por medio de bloques de corriente cuadrados o trapezoidales, por lo tanto el contenido armónico es alto (se requieren filtros de salida).

• Normalmente son trifásicos, por usarse para potencias altas y porque algunas topologías trifásicas permiten una mejor síntesis de la señal de salida.

• Se pueden interconectar puentes trifásicos en serie o paralelo, alimentados con voltajes trifásicos desfasados con respecto a los otros puentes para lograr una mejor síntesis de la señal de salida (inversores de 12 y 24 pulsos).

• Operan con bajo FP inductivo, por esta razón se requiere compensación de potencia reactiva antes de la interfaz con la red.

• Los tiristores se fabrican en capacidades de voltaje y corriente mucho mayores que los interruptores electrónicos totalmente controlables, por ello este tipo de inversores se pueden construir en capacidades mucho mayores que los autoconmutados (hasta varios MW).

• La eficiencia de conversión es alta (típicamente > 95% a plena carga), las pérdidas por conmutación son pequeñas debido a su baja frecuencia.

• Su costo actual es considerablemente menor que los autoconmutados en potencias > 50 kW.

Operación

• La configuración de un inversor conmutado por línea es prácticamente la misma que la de un puente rectificador controlado. La diferencia fundamental es que la fuente CD se conecta con polaridad inversa.

• Esta configuración no debe operarse en modo rectificador, porque el generador disiparía la energía proveniente de la red. Para lograr flujo bidireccional de potencia real se requiere otro convertidor idéntico conectado con polaridad inversa (configuración espalda con espalda).

Características de la señal de salida


46

• La corriente de salida (ver ia en la figura 3.2) es una señal quasi-cuadrada. El contenido armónico total es del 30%, que es mucho mayor que lo especificado por las normas internacionales (la mayoría de ellas estipula THDI < 5%). Por esta razón se requiere filtrar la corriente de salida. El tema sobre filtros armónicos y normas se toca en los capítulos siguientes.

• La corriente de salida está adelantada con respecto al voltaje de la red con un ángulo de desfasamiento (figura 3.2). Esto implica que el inversor suministra potencia activa a la red pero consume potencia reactiva. El FP al que opera el inversor es función del ángulo α, que normalmente se ajusta dependiendo de las conexiones del arreglo FV con el objeto de controlar Vd. Vd a su vez se regula de acuerdo con un algoritmo de búsqueda del punto de máxima potencia. En el rango normal de operación el FP oscila entre 0.5 y 0.85 ajustado por los filtros de compensación de FP.

• La configuración descrita en esta sección se denomina inversor de 6 pulsos, debido a que la síntesis de la corriente de salida se realiza con el disparo de 6 interruptores de potencia en un ciclo fundamental. En la práctica esta configuración no se utiliza en potencias altas porque el contenido armónico es muy alto y el filtrado de salida sería costoso y restaría eficiencia al inversor. La alternativa a ello es el uso de configuraciones de 12 y 24 pulsos, que utilizan dos y cuatro puentes de tiristores respectivamente en combinaciones serie-paralelo.

Lf i

Ia Van

0

Io

Vcb

Vca

Vba

Vbc

Vac

Vab

Vb

Vc

Va

n

Red

+ -Van

Vbn-+

-+Vcn

La

Lb

Lc

Ia

Ib

Ic

Id

-

vd

N

T5 T1T3

T4T6

P

T2

Cf i

+

vcd

+

-

Figura 3.2. Diagrama de un inversor 3ф conmutado por línea y formas de onda.

3.3.2 Inversores de 12 pulsos

Inversores 47

Como ya se mencionó, las configuraciones de 12 y 24 pulsos se utilizan para mejorar la calidad de la corriente de salida. Dado que la síntesis se realiza con un número mayor de interruptores, se aumenta la frecuencia de síntesis sin aumentar la frecuencia de conmutación de cada interruptor individual. La figura 3.3 muestra el diagrama de potencia de un inversor conmutado por línea de 12 pulsos. Las formas de onda corresponden a un ángulo de disparo de 150º. El número de pulsos corresponde al número de interruptores que son disparados durante un ciclo fundamental para realizar la síntesis.

INVERSOR CONMUTADO POR LÍNEA CON SEÑAL DE SALIDA DE 12 PULSOS

vcd

+

-

ia

ic

ib

a

c

b

Red

ia

cs1

as1

bs1

ias1

ics1

ibs1

P1Lf i

Id2

Vd1

-

+

ias2

ics2

N

ibs2 bs2

cs2

iac2

as2

P2Lf i

+

Vd2

-

2Id

Id2

ias10 /2 3 /2 2

Id2N

ia1

Id2

iaN2

2Idics2

iac Id3

Id3N

ia2

Id6

2 3NId

vas2nvcs2n

vbs2n

vcn

van

vbn

vac

ia(ia1- ia2)

Ref.

Figura 3.3. Inversor conmutado por línea de 12 pulsos.

Observaciones Generales

• El transformador de tres devanados además de sus funciones normales de proveer aislamiento entre la red y el generador y hacer compatibles los voltajes de ambos, en este caso también produce voltajes de línea desfasados 30º entre los devanados primarios (ver diagrama de fasores de voltaje en la figura 3.3). Los voltajes del primario en Δ están 30º adelantados con respecto a los del primario en Y.

• La magnitud del voltaje de línea en ambos primarios debe ser igual. La relación de transformación del devanado en Y debe ser √3 veces mayor.


48

• Cada puente inversor es controlado de manera independiente con referencia a los voltajes de línea de su devanado primario.

• El ángulo de disparo de ambos inversores debe ser el mismo, de manera que los voltajes de CD promedio sean iguales (Vd1 = Vd2) y las corrientes de salida de los puentes tengan igual desfasamiento con respecto a sus voltajes de referencia.

• Es posible conectar los puentes de tiristores en serie o en paralelo. También es común la conexión de cada puente a un subarreglo diferente pero con las mismas características de salida.

• El convertidor de 12 pulsos es la opción más popular en aplicaciones de más de 50 kW por su simplicidad de diseño, confiabilidad y bajo costo.

Características de la señal de salida

• El contenido armónico de la señal de salida (ver ia) es evidentemente menor que en el caso de un convertidor de 6 pulsos. En este caso THD = 15%; el orden de los armónicos es h = 12K ± 1 en donde K es un entero. Los armónicos 11º y 13º son los de menor orden. El filtrado es por consiguiente más fácil y económico.

• En los diagramas, por simplicidad, la señal de salida se muestra como una suma de escalones cuadrados. Las formas de onda reales son sumas de corriente trapezoidales debido a la inductancia de la fuente de CA. Las pendientes finitas de la señal de corriente tiene dos efectos positivos:

1. Una reducción en las magnitudes individuales de los armónicos de salida y por consiguiente de la THD.

2. Un retraso en la corriente de línea de salida con lo cual el FP mejora ligeramente.

3.3.3 Curva típica de la eficiencia

En general los inversores conmutados por línea tienen muy buena eficiencia global aún cuando los filtros de salida reducen el rendimiento. Normalmente su consumo de potencia es inferior que el de los inversores autoconmutados, por lo que su eficiencia global o parcial es mejor. Por otra parte las pérdidas por conmutación son muy pequeñas debido a su baja frecuencia. La figura 3.4 muestra las eficiencias del inversor conmutado por línea de 6 pulsos de la estación FV experimental Delphos, en Italia. La gráfica muestra la eficiencia del puente de tiristores solo y la eficiencia global PCU (inversor + transformador + unidad de filtrado y corrección del FP). Como se puede observar, la eficiencia global es superior al 92% en la mayor parte del rango de potencia. La capacidad nominal del inversor es de 300 kW.

Inversores 49

100 200 300

PCU EfficiencyINVERTER Efficiency

Pin (kW)

Effi

cien

cy (%

)

75

80

85

90

95

100

0

Figura 3.4. Eficiencias del inversor de 6 pulsos en Delphos [31].

3.4 Inversores autoconmutados

3.4.1 Características

• La conmutación de los interruptores es ordenada por el control del inversor y su sincronización con la red, con esquemas de conmutación PWM (Pulse Width Modulation).

• El esquema de control se denomina PWM porque la señal de salida es sintetizada con un tren periódico de pulsos rectangulares de voltaje, con amplitud constante, y cuyo ancho es modulado para obtener el voltaje (o corriente) promedio deseado.

• La salida se puede modular como fuente de corriente o como fuente de voltaje.

• Para lograr la modulación de la señal de salida, el voltaje de CD a la entrada del inversor debe ser mayor que el voltaje pico de CA a la salida del inversor, bajo cualquier condición de operación.

• Los inversores con control de corriente pueden operar en modo aislado sólo si las cargas son lineales (inductores, resistencias, capacitores). Los inversores con control de voltaje pueden operar en modo aislado para alimentar cualquier tipo de carga.

• Se emplean interruptores electrónicos controlables para modular la señal de salida (BJTs, MOSFETs, GTOs e IGBTs). El circuito de potencia también puede incluir tiristores.

• La frecuencia de conmutación normalmente es mucho mayor que la frecuencia de red (fs>>fr). Entre mayor es fs, mejor es la síntesis de la señal de salida.

• En potencias menores a 5 kW normalmente son inversores monofásicos, y trifásicos para potencias mayores a 10 kW.

• Es posible conectar inversores monofásicos (normalmente en Y) para formar un sistema trifásico.

• El FP puede ser ajustado (normalmente es unitario).

• Su capacidad está limitada a las capacidades de voltaje y corriente de los dispositivos semiconductores controlables (menor a 500 kW), así como por factores económicos. Al aumentar la potencia aumenta el costo y disminuye la banda de frecuencia de los semiconductores controlables sensiblemente, lo que los hace menos competitivos.


50

• La eficiencia de conversión oscila alrededor de 90% para inversores de mediana y alta frecuencia, y es > 95% para inversores de baja frecuencia.

• Son la mejor opción técnico-económica en potencias pequeñas y sistemas monofásicos.

La figura 3.5 muestra el diagrama unifilar de un inversor autoconmutado PWM, monofásico con control de voltaje, y sus formas de onda.

TB DB+++ +

DATA

DCTC++ + +

DDTD

A

B

vdvo

+

+ +--

-

io Lfc

N

Vred

(b)

vportadora vr

(c)

(d)

vrvp

A

vrvp

M

gA

gC

0

0

vo

io

(e)

(vAn -vBn)vd

-vd Figura 3.5. Inversor PWM monofásico, tipo fuente de voltaje, esquema unipolar [14].

3.4.2 Principio de operación

Para ilustrar el principio de operación de un inversor autoconmutado PWM, utilizaremos el ejemplo de un inversor monofásico con control de voltaje y con esquema unipolar, también llamado doble PWM. La figura 3.5 ilustra la configuración básica del circuito de potencia, las señales de control y el voltaje de salida del inversor.

3.4.2.1 Observaciones generales

Inversores 51

• El esquema de conmutación mostrado en la figura 3.5 se denomina unipolar porque los pulsos de voltaje de salida (Vd) van de 0 a Vd y de 0 a – Vd. En el esquema bipolar los pulsos de salida van de Vd a - Vd.

• Cada interruptor tiene un diodo conectado en antiparalelo. Los diodos tienen varias funciones importantes en el funcionamiento del circuito de potencia:

- El interruptor compuesto por transistor y diodo permite la conducción de corriente en ambos sentidos, por lo que la corriente de salida puede ser bidireccional.

- El flujo bidireccional de corriente evita discontinuidad de ésta. El control del voltaje de salida depende de esta característica, ya que el voltaje en los nodos A y B dependen del estado de los interruptores independientemente del sentido de io.

- Los interruptores controlables no pueden bloquear voltajes inversos considerables, los diodos en antiparalelo limitan el voltaje inverso en los interruptores al voltaje de polarización del diodo.

• Un puente monofásico cuenta con dos ramas, cada rama tiene dos interruptores conectados en serie. La rama A controla el voltaje del nodo A y la rama B el voltaje del nodo B.

• Los interruptores de una rama no deben estar en estado de conducción simultáneamente, ello provocaría un corto circuito en la fuente.

• Para que el voltaje de salida sea independiente de la corriente de salida, un interruptor en cada rama deberá estar en conducción en todo momento (nunca deben estar ambos interruptores simultáneamente en corte).

3.4.2.2 Características de la señal de salida

• Si la amplitud de VP es mayor que la de Vr la relación con los anchos de pulso ya no es lineal, por lo tanto, el control de voltaje deja también de serlo y aparecen armónicos adicionales. A esta condición se le llama sobremodulación.

• En inversores conectados a la red esta sobremodulación se evita porque reduce la calidad de la señal de salida y dificulta el filtrado de armónicos.

• La amplitud fundamental máxima del voltaje de salida (VO) será inferior que Vd siempre y cuando no se use sobremodulación, por lo tanto Vd debe ser suficientemente grande para lograr el control del voltaje de salida en el rango deseado.

• Normalmente se busca que la relación de modulación de frecuencia (mf = fs/fr) sea un número entero, a lo cual se le denomina esquema PWM síncrono. De esta manera se logra una señal de salida simétrica. De acuerdo con la teoría de Fourier las simetrías en señales periódicas tienen el efecto de eliminar una gran cantidad de armónicos.

• En inversores monofásicos con esquema unipolar, si la relación de modulación de frecuencia es par, entonces VO tiene simetría non de media onda. Por lo tanto, los armónicos pares son eliminados y los nones estarán en fase (θ1 = 0, n = 1, 3, 5...), la figura 3.4-e muestra el espectro armónico característico de este tipo de inversor.

• Es importante notar que en este caso (doble PWM o esquema unipolar) la frecuencia de la señal de salida (VO) es el doble de la frecuencia de conmutación de cada rama (fs), con ello el espectro armónico aparece alrededor de los múltiplos pares de fs.


52

3.4.2.3 Notas generales sobre inversores con control de voltaje PWM

• La explicación del funcionamiento se hizo considerando el esquema se conmutación unipolar. Sus ventajas entre el uso del esquema bipolar son determinantes (mejor síntesis de la señal ya que la frecuencia de síntesis se duplica y se tiene un menor rizo de corriente en la entrada), por esta razón es el esquema utilizado en la gran mayoría de inversores PWM con control de voltaje comerciales.

• En general es preferible que el esquema de conmutación sea síncrono, ya que un esquema asíncrono genera subarmónicos (distorsión en frecuencias menores que la fundamental) que pueden provocar corrientes grandes aún cuando su magnitud sea pequeña. Esta condición se agrava entre menor es la relación de modulación de frecuencia, así que el esquema de conmutación síncrono es indispensable cuando mf < 21 [30].

• Si se usa una relación de modulación de frecuencia mf non (excepto en inversores monofásicos con esquema unipolar) la señal de salida tendrá simetría non de media onda, eliminando armónicos pares y ángulos de fase. Para lograr la simetría en inversores monofásicos con esquema unipolar mf debe ser par.

• Los armónicos estarán concentrados alrededor de los múltiplos de la frecuencia de síntesis (fs si el esquema es bipolar o 2fs si el esquema es unipolar), siempre y cuando no haya sobremodulación.

• El control de este tipo de inversores permite ajustar el ángulo de fase del voltaje de salida de manera que la corriente de salida se encuentre en fase con la red. El FP en este tipo de inversores es por lo tanto ajustable y normalmente es muy cercano a la unidad en el rango de potencia de salida del 10 al 100%.

3.4.3 Inversores de corriente controlada [32]

Los inversores con control de corriente o de corriente controlada son ampliamente utilizados para interfaz de generadores FV con la red. Su uso se limita a instalaciones que no van a operar en modo aislado. Para realizar la función de control de corriente se requiere utilizar un esquema de control PWM diferente al de los inversores con control de voltaje explicado en la sección anterior. El esquema de conmutación puede ser bipolar o unipolar, existen varias técnicas de control de corriente pero todas ellas se basan en un lazo de control cerrado que manda las señales de conmutación a los interruptores, de manera que la corriente de salida del inversor siga a una señal senoidal de referencia cuya magnitud y ángulo de fase con respecto al voltaje de la red son variables.

El diagrama de bloques de un inversor con control de corriente se puede ver en la figura 3.6-a. La corriente típica de salida se muestra en la figura 3.6-b. Obsérvese que la frecuencia de conmutación (fs) puede ser un parámetro de entrada al controlador. En los controladores más sencillos, la frecuencia de conmutación no es ajustable y varía periódicamente. La amplitud de corriente es una señal que proviene del circuito de seguimiento del punto de máxima potencia y el ángulo de fase normalmente es cero. Los inversores de corriente controlada inyectan corriente senoidal a la red, normalmente en fase con el voltaje de ésta, y sin importar el nivel de distorsión armónica del voltaje de la línea que pudiera estar presente en sus terminales. Para una operación estable se requiere que el voltaje de CD, en la entrada del convertidor, sea siempre mayor que el voltaje pico de la red.

Las ventajas de este tipo de inversores sobre los de voltaje controlado es que el controlador es más simple y robusto, el control de transferencia de potencia es más fácil y directo, se tiene protección inherente contra corto circuito y protección contra picos de corriente, su respuesta transitoria es mejor y su costo es más bajo. Sus desventajas fundamentales son que no pueden alimentar cargas no lineales en modo aislado y que su rango de potencia es limitado (ver sección 3.1).

Inversores 53

CONTROLDE

CORRIENTE

GENERADORDE SEÑALSENOIDAL

ic ir

ic

fs ir

vred

icLf

+

-vred

+

-vcd

Cf i

+

-

ic

ir

(b)

vc

(a)

Figura 3.6. Inversor 1ф con control de corriente: a) Diagrama de bloques. b) Corriente de salida.

3.4.4 Inversores con una o dos etapas de potencia [14, 29]

Existen diferentes configuraciones de inversores autoconmutados para interfaz de generadores FV con la red de potencia. La topología a usar depende de factores técnicos como la potencia de salida, el número de fases y la aplicación específica. Por otra parte la economía del sistema suele ser determinante.

La gran mayoría de los inversores utilizados en la interconexión de sistemas FV con la red cuentan con transformadores de aislamiento como medida de seguridad. En sistemas de mediana y alta potencia su uso es imprescindible para llevar el voltaje del generador al nivel de voltaje de la red. Una característica importante de este tipo de convertidores es que el transformador de aislamiento, si lo tiene, es de baja frecuencia (60 Hz). Las ventajas principales en el uso de un transformador de aislamiento tienen que ver con la seguridad que proporcionan: aislamiento eléctrico de la red y evitan la necesidad de utilizar voltajes de CD elevados, lo cual es particularmente importante en sistemas residenciales.

3.4.4.1 Inversores con una etapa de potencia

El principio de operación con una sola etapa es tal como se describió en la sección 3.4.2. Como ya se mencionó, se puede agregar un transformador de acoplamiento con la red para proporcionar aislamiento eléctrico y llevar el voltaje de salida al nivel del voltaje de la red, el cual suele ser mayor. La figura 3.7 muestra el diagrama de un inversor trifásico que funciona bajo este principio.


54

Q3Q1 Q5

Q6Q2 Q4

PWM - Amplitude

Data

Control

UR ACTRAFO

ACUS

ACUT

C1

C2

C3

Ig

Ug

a

b

c

PWM - Generator+ Sinus EPROM

AD - Wandler

Trenn-verstaerker

LP 80196+ Program EPROM

RS232 C

Cg

Hall sensor

Figura 3.7. Inversor con transformador de baja frecuencia, 3ф, 35 kW “Solar Maximizer” [33].

Este inversor, desarrollado por la Escuela de Ingeniería de Biel en Suiza, cuenta con una sola etapa de potencia y tiene una ventana para seguimiento del punto de máxima potencia de 400-700 VCD. La THD es 4%, el FP se puede ajustar de 0.95 atrasado a 0.95 adelantado, y su eficiencia es de 93% del 30 al 100% de su capacidad nominal [33].

Los inversores con una o dos etapas pueden conmutar en baja, mediana o alta frecuencia, según su capacidad y el tipo de interruptores empleados. Sus principales atributos son: simplicidad, amplio rango de potencia factible, y bajo costo comparado con los del tipo multietapa. El costo de este tipo de inversores en Alemania bajó de DM 12/Watt en 1980 a DM 2/Watt en 1993. Su principal desventaja es que el transformador de baja frecuencia es inevitablemente más voluminoso, pesado y un poco más costoso. El transformador contribuye directamente en las pérdidas totales del sistema por su corriente de magnetización, por lo que normalmente se utilizan transformadores toroidales de diseño optimizado con entrehierro de placas de material especial.

3.4.4.2 Inversores con dos etapas de potencia

Existen inversores con dos etapas de potencia. La primera etapa es un convertidor CD/CD (step-up o step-down) que tiene las funciones de síntesis senoidal y seguimiento del punto de máxima potencia. La segunda etapa es un inversor que invierte cada segunda media onda para obtener el voltaje de CA en la salida. En el puente de salida se pueden implementar tiristores o interruptores controlables. El diagrama de potencia de un inversor de este tipo se muestra en la figura 3.8; en este caso el convertidor de entrada es del tipo step-down, la amplitud de los pulsos moduladores es Vd. Para controlar la potencia de salida se varían los anchos de pulso (aumentando la magnitud de la señal de referencia), esta operación controla el voltaje de CA y por lo tanto la corriente de entrada y salida. Un algoritmo de control permite la búsqueda del punto de máxima potencia.

Inversores 55

+

-

vxCfi

-

+vred

Convertidor Stepdown Inversor 60 Hz

+

-

2

vx

Mosfet

Figura 3.8. Inversor 1ф con dos etapas de potencia y transformador de 60 Hz [14]

3.4.5 Inversores multietapa

Los inversores multietapa surgen con el desarrollo de interruptores de potencia más rápidos como los MOSFETs. La motivación inicial fue la posibilidad de incrementar el rendimiento del convertidor con el uso de transformadores de ferrita, de alta frecuencia. Sin embargo, en este tipo de inversores se requieren por lo menos tres etapas de potencia, siendo la etapa final un puente con interruptores controlables o tiristores. La eficiencia global es menor que en los inversores con una o dos etapas, y oscila alrededor del 90%.

Su principal ventaja es la reducción de peso y volumen, por lo que su construcción es muy compacta. Actualmente existen en el mercado norteamericano y europeo inversores de este tipo, la gran mayoría monofásicos, diseñados especialmente para aplicaciones FV e interconexión con la red. Algunos de ellos son inversores de baja capacidad (130-200 W) diseñados para conectarse con un solo módulo FV; los atributos de este concepto son: evitar cableado y equipo de CD (la salida de cada módulo es en CA), que cada módulo opere en el punto de máxima potencia, así como tomar mayor ventaja del carácter modular de los generadores FV. La limitación principal respecto a su viabilidad es por supuesto el costo.

3.4.5.1 Etapas

Hay varias topologías de inversores con transformador de alta frecuencia. La figura 3.9 muestra la configuración básica que consta de los siguientes elementos y etapas:

1. Un capacitor (Cfi) para filtrar el rizo de la corriente de entrada al inversor, que tiene componentes de alta frecuencia más una componente grande de 120 Hz (2 veces la frecuencia de la red) en los inversores monofásicos. Cfi debe ser lo suficientemente grande para evitar que la corriente de rizo penetre al generador FV, puesto que ello haría imposible el seguimiento del punto de máxima potencia.

2. Una etapa de alta frecuencia (20-50 kHz) compuesta de inversor y transformador. La salida del inversor (Vx) es un tren de pulsos bipolares modulado senoidalmente. El control del inversor realiza también la función del seguimiento del punto de máxima potencia variando la amplitud de


56

modulación. El inversor de la figura 3.9 es del tipo puente, pero puede ser del tipo Push-Pull para mejorar la eficiencia de conversión y reducir el número de componentes.

3. Un convertidor de alta frecuencia que convierte el tren de pulsos bipolares en un tren de pulsos unipolares cuyo voltaje promedio es una senoidal rectificada.

4. Un filtro de paso bajo para eliminar las componentes de alta frecuencia y obtener la señal senoidal rectificada (Vx).

5. Un inversor de baja frecuencia (60 Hz) tipo puente que invierte cada segunda media onda de la señal Vx. De esta manera se reconstruye la señal senoidal de salida.

5

+

-

+

-

vy

4321

vg vred

vx

vy

vred2

t

+

-

+

-

vx

t

Figura 3.9. Diagrama de potencia de un inversor monofásico con transformador de alta frecuencia.

En la figura 3.9 el inversor de alta frecuencia está compuesto por MOSFETs, que son los interruptores electrónicos más comúnmente usados en inversores de pequeña potencia puesto que son los más rápidos y permiten la conmutación en alta frecuencia con un mínimo de pérdidas. En aplicaciones del orden de varios kW, los IGBTs suelen ser la mejor opción.

El puente de salida puede ser de tiristores si el inversor va a operar solamente conectado a la red, puesto que el ángulo de desfasamiento del voltaje se puede controlar de manera que la corriente de salida esté en fase con el voltaje de la red, o se puede modular directamente la corriente de salida (control de corriente). Si el inversor va a operar en modo aislado también, el puente de salida necesariamente estará conformado por interruptores controlables con diodos en antiparalelo, puesto que la corriente y el voltaje de salida normalmente estarán desfasados y la conducción bidireccional es necesaria.

El filtro paso bajo puede ser colocado a la salida del inversor en lugar de estar entre las dos etapas finales de potencia.

Inversores 57

3.4.6 Curvas típicas de eficiencia

La eficiencia de los inversores autoconmutados varía de acuerdo a la topología del inversor, su capacidad y su frecuencia de conmutación. Para ejemplificar las eficiencias características de los inversores autoconmutados se presentan en la figura 3.10 las curvas de eficiencia de dos configuraciones diferentes. La figura 3.10-a corresponde a un inversor Ecopower® fabricado por una compañía Italiana, 3ф, 15 kW, fs = 6 kHz, con una etapa de potencia que usa IGBTs y transformador de baja frecuencia. La figura 3.10-b corresponde a inversores Solcon diseñados para el proyecto Megawatt en Suiza, cuyas características son: 1ф, 3 kW, tres etapas de potencia, MOSFETs en los convertidores de entrada y de salida, y transformador de alta frecuencia.

SOLCON 3400 HE

Potencia de salida (%)0 10 3020 60 705040 80 90

0100

5

1510

3035

2520

6065

7570

5055

4540

9095

8580

100Eficiencia del inversor (%)

1009080706050403020100Potencia de salida (%)

0

10

30

20

60

70

50

40

90

100

80

Efic

ienc

ia (%

)

Figura 3.10. Curvas de eficiencia: a) Inversor Ecopower® [34], b) Inversores Solcon [14].

3.5 Transferencia de potencia

En sistemas trifásicos balanceados el análisis de transferencia de potencia se realiza por fase y se multiplica por tres; por lo tanto, los conceptos descritos en esta sección son aplicables a sistemas monofásicos y trifásicos balanceados.

La figura 3.11-a corresponde al diagrama equivalente por fase de un convertidor de corriente controlada (fuente de corriente) y la figura 3.11-b corresponde al caso en el que el inversor es de voltaje controlado (fuente de voltaje). Sólo las componentes fundamentales del voltaje y corriente de salida del convertidor son consideradas (Vc e ic), lo cuál es válido si su salida es senoidal con baja distorsión armónica. El sentido de la corriente en ambos diagramas supone transferencia de potencia del generador hacia la red. La inductancia Ls es la suma de las inductancias de la red, de los filtros de salida del inversor y la del transformador de aislamiento, si lo hay.


58

(a)

s ic

ic vc vred

+ -+

--

+ +

- -

+-+

(b)

vL

Ls ic

vred

vL

vc

Figura 3.11. Diagrama equivalente por fase, de la interconexión: a) Inversor de corriente controlada, b) Inversor de

voltaje controlado.

Las ecuaciones fundamentales del circuito son las mismas en ambos casos; la diferencia estriba en el parámetro modulado por el control del inversor. En notación fasorial se tiene:

redLc VVV += (3.1)

csL ILjV ω= (3.2)

s

redcc Lj

VVIω−

= (3.3)

Tomando el voltaje de la red como el fasor de referencia se puede construir el diagrama de fasores del sistema como se presenta en la figura 3.12-a y que es válido para ambos tipos de inversor, como se explicó previamente.

(a) (b)

VL

Vred Vred

VL

= 0°

VC VC

ICIC

Figura 3.12. Diagrama de fasores de la interconexión. a) Diagrama general, b) Diagrama de inversión con FP unitario.

3.5.1 Inversores de corriente controlada (tipo fuente de corriente)

El caso de corriente controlada (figura 3.11-a) es más simple de analizar. Las ecuaciones de potencia para el sistema se pueden establecer por inspección del circuito y del diagrama de fasores; y son las siguientes:

θcosredcVIP = (3.4)

θsenVIQ redc= (3.5)

Inversores 59

En donde Ic y Vred son los valores rms correspondientes. De las ecuaciones 3.4 y 3.5 se puede deducir que para regular la transferencia de potencia en un inversor tipo fuente de corriente es necesario controlar la magnitud y ángulo de fase de la señal moduladora de corriente. Como normalmente se requiere que el FP sea unitario (θ = 0), la función de control se reduce a modular la amplitud de dicha señal de referencia.

Dada su simplicidad de control, los inversores tipo fuente de corriente se utilizan más frecuentemente para la interfaz con la red que los del tipo fuente de voltaje.

3.5.2 Inversores de voltaje controlado (tipo fuente de voltaje)

El análisis de transferencia de potencia de un inversor conectado a la red es esencialmente igual que el de un generador síncrono, si el convertidor es de voltaje controlado. La potencia suministrada a la red está dada por:

cred IVS = (3.6)

Sustituyendo la ecuación 3.3 en la 3.6 se obtiene: *

**

cs

redcred I

LjVVVSω−−

= (3.7)

Desarrollando las expresiones complejas y simplificando:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++=

s

red

s

cred

s

cred

LV

LVVjsen

LVVS

ωδ

ωδ

ω

2

cos (3.8)

En donde Vred y Vc son los valores rms de los voltajes del circuito, y δ es el ángulo de fase del voltaje del inversor con respecto al voltaje de la red (ver figura 3.12-a), también llamado ángulo de potencia. Evidentemente si δ es negativo la potencia real es transferida de la red al sistema generador, por lo que el convertidor operaría en modo rectificador. De la ecuación 3.8 se derivan las ecuaciones:

δω

senLVVPs

cred= (3.9)

( )redcs

red VVL

VQ += δω

cos (3.10)

De las ecuaciones 3.9 y 3.10 se concluye que para regular la trasferencia de potencia con un inversor tipo fuente de voltaje, es necesario controlar la magnitud y el ángulo de fase (δ) de Vc con respecto al voltaje de la red. Esto se logra dando el desfasamiento y amplitud apropiados a la señal moduladora de referencia. En este caso el controlador debe incluir un algoritmo que produzca la variación de potencia activa al nivel deseado, mientras la potencia reactiva se mantiene en cero; por lo tanto, la función de control es un tanto más complicada en este tipo de inversores. Si el sistema tiene que operar también en modo aislado, el inversor debe ser capaz de operar como fuente de voltaje.

3.5.3 Consideraciones generales


60

Cuando la frecuencia de conmutación es alta, la inductancia necesaria para filtrar el rizo de corriente es más pequeña y por lo tanto el valor de su impedancia disminuye; haciendo menor la caída de voltaje VL. La figura 3.12-b corresponde al diagrama de fasores para el caso en el que Q = 0 y Ls es pequeña. Como se puede observar, en este caso Vc ≈ Vred y δ es pequeño. Lo que esto significa es que el valor mínimo del voltaje de salida de CD del generador FV debe ser lo suficientemente grande para que la amplitud del voltaje de salida de CA del inversor sea de la misma magnitud que el voltaje de la red.

3.6 Requerimientos de los inversores para sistemas conectados

Hay un número de condiciones de operación que deben cumplir los inversores que van a operar interconectados con la red, asimismo existen algunas funciones de operación y seguridad que son importantes. Algunas de estas características resultan indispensables por razones ya sean económicas, de seguridad o de normatividad; mientras que otras son útiles por conferir al sistema mayor confiabilidad, seguridad, flexibilidad o facilidad de operación, pero no son estrictamente necesarias. En las secciones 3.6.1 a 3.6.9 se presentan los requerimientos esenciales; en la sección 3.6.10 se presentan aquellos que sólo son deseables.

3.6.1 Seguimiento del punto de máxima potencia (PMP) [7, 14, 16]

Siendo la eficiencia de conversión un factor de vital importancia para la viabilidad económica de los sistemas FV de cualquier tipo, es indispensable que el generador opere en el PMP; que como se sabe, se encuentra en la región del codo de la curva característica V-I. De no existir control sobre el punto de operación, el generador sería subutilizado con el consiguiente decremento en la eficiencia del sistema.

El voltaje de operación de un generador FV de silicio que produce la potencia máxima de salida se encuentra alrededor del 80% del voltaje de circuito abierto (Voc) [14]. Por otro lado, el voltaje de circuito abierto (y por consiguiente el PMP) es particularmente sensible a dos factores: 1).- la temperatura del módulo, para la cual Voc varía a razón de -2 mV/ºC aproximadamente para el caso de celdas de silicio [7]; y 2).- la cantidad de radiación solar incidente sobre el módulo. El efecto de la temperatura es sensiblemente mayor que el de la radiación. Si consideramos que la constante de tiempo térmica de un módulo es del orden de 10 min. [14] y que la radiación solar no presenta cambios bruscos salvo los transitorios (nubes); un ajuste del PMP cada 2 ó 3 minutos es suficiente. La ventana del voltaje de entrada al inversor debe incluir el rango necesario para realizar el seguimiento del PMP bajo cualquier condición de temperatura y nivel de radiación que se puedan presentar en operación normal del generador.

Existen varias estrategias posibles para el ajuste del PMP en un inversor, a continuación se describen dos posibilidades:

1. Ajustar el voltaje de operación al 80% de Voc o al valor especificado por el fabricante de los módulos. Esta técnica es muy simple, sin embargo tiene dos inconvenientes: a) Es un tanto imprecisa, por lo cual disminuye la eficiencia y b).- se debe abrir el circuito de salida del generador para leer el valor de Voc.

2. El método de “perturbación y ajuste” que produce un incremento (positivo o negativo) en la corriente o el voltaje del generador. En éste se toman lecturas de voltaje y corriente, si la potencia obtenida es mayor a la potencia anterior se produce un nuevo incremento en el mismo sentido, si la potencia es menor, se produce un nuevo incremento en el sentido contrario. El proceso se repite hasta llegar al punto de máxima potencia en el que el control se queda enclavado hasta la siguiente búsqueda.

Inversores 61

De los dos métodos descritos, el de perturbación y ajuste se utiliza más por ser más preciso. Aún cuando su implementación es un poco más costosa, normalmente no involucra un aumento considerable en el costo total del inversor.

En inversores conmutados por línea es más sencillo ajustar el voltaje de salida del generador FV mediante el control del ángulo de disparo de los tiristores. En inversores autoconmutados, la corriente de entrada al inversor contiene armónicos de alta frecuencia, y si el inversor es monofásico, existe una componente adicional de 120 Hz (2fred); esta corriente de entrada debe ser filtrada para disminuir el rizo en la corriente que se demanda al generador, de no ser así no sería posible ajustar el PMP. El control del nivel de corriente o voltaje del generador se logra con el ajuste de la amplitud de la señal senoidal moduladora en inversores autoconmutados.

Otra opción muy utilizada para el seguimiento del PMP en inversores autoconmutados es el uso de un convertidor CD/CD (step-up o step-down) a la entrada del inversor. La función del convertidor es presentar al generador FV una impedancia ajustable. El control del punto de operación se logra también con la modulación de los anchos de pulso.

3.6.2 Bajo nivel de distorsión armónica

Un inversor ideal produciría una señal senoidal pura en su salida, los inversores reales producen corrientes armónicas con niveles que varían considerablemente dependiendo del esquema de conmutación. El tema sobre distorsión armónica y su control es tratado en detalle en el capítulo 4. Sin embargo es importante mencionar que los armónicos en un sistema de potencia producen efectos negativos, es por ello que los inversores que van a operar en modo conectado a la red deben cumplir con las normas establecidas para la THD de voltaje y corriente (ver sección 5.4 y anexo C). Algunas de las normas especifican los límites de la THD como porcentaje de la fundamental, mientras algunas otras especifican también las magnitudes máximas permisibles para armónicos individuales.

3.6.3 Protección contra “operación en modo isla” (islanding)

La condición denominada “operación en modo isla” de generadores se refiere a la situación en la que uno o varios generadores dispersos en la red son aislados de la fuente primaria de potencia por la operación de interruptores de seccionamiento o de desconexión. La operación de los interruptores puede ser causada por alguna falla en el sistema o por labores de mantenimiento. Bajo esta condición los generadores dispersos son capaces de alimentar la carga aislada por algún tiempo si no existe un método de detección. Ello provoca condiciones inseguras y posibles daños, tanto a la compañía como a los usuarios (ver sección 4.5 para mayor detalle).

Los métodos convencionales de detección de la condición de operación en modo isla en inversores conectados a la red de potencia son el monitoreo de voltaje y frecuencia, y la desconexión en caso de salirse de los límites establecidos. Estas medidas de protección están contempladas por algunas normas internacionales (VDE 0100, ANSI/IEEE 929-1988, IEC 1727) y en general producen buenos resultados; sin embargo existen condiciones bajo las cuales el monitoreo de voltaje y frecuencia no son suficientes para lograr la desconexión oportuna de los generadores, es por ello que normalmente es necesario un método adicional de protección (ver sección 4.5).

3.6.4 Alta eficiencia con carga nominal y parcial [14, 16]

La energía producida por generadores FV tiene un costo elevado, el inversor para la interfaz debe realizar la conversión con un mínimo de pérdidas posible. El rendimiento del inversor tiene que ser elevado con carga parcial, en virtud de que el inversor opera en el rango medio y bajo de potencia la mayor parte del


62

día. Para caracterizar la eficiencia de un inversor de manera apropiada se debe considerar su curva de eficiencia en función de la potencia de entrada (ver figuras 3.4 y 3.10)

Para lograr una buena eficiencia con carga parcial es imprescindible que las pérdidas en vacío sean reducidas al mínimo (Pvacío ≤ 1% de la potencia nominal es considerado un valor satisfactorio). Las pérdidas en vacío se deben a tres factores fundamentalmente: corriente de circuito abierto del transformador, potencia consumida por el control electrónico, y pérdidas por conmutación en vacío. Consecuentemente estos tres elementos deben ser optimizados.

Otras consideraciones importantes para mejorar la eficiencia es elevar el voltaje de entrada al inversor para reducir las pérdidas dependientes de la corriente, por supuesto sin exceder los límites que marcan los códigos de seguridad y la desconexión del inversor de la red por la noche, y cuando Pentrada ≤ Pvacío para evitar la corriente de magnetización del transformador.

3.6.5 Factor de potencia mayor a 0.9

El FP de los equipos conectados a la red es de particular importancia para la compañía suministradora. En el caso de sistemas FV residenciales el asunto adquiere aún mayor relevancia porque resulta desventajoso para la compañía tener que comprar watts a un cliente, mientras tiene que suministrarle vars gratuitamente. Es entonces conveniente que los inversores operen con FP unitario. En inversores autoconmutados ello no representa dificultad alguna porque el FP puede ser ajustado a la unidad para la mayor parte del rango de potencia (ver sección 4.2). En inversores conmutados por línea la compensación de la corriente reactiva se realiza por medio de bancos de capacitores con incrementos discretos, por lo que resulta difícil el ajuste preciso. Las especificaciones a este respecto varían de un país a otro y entre las compañías que operan en un mismo país. Como referencia las normas IEC 1727 y ANSI/IEEE 929 recomiendan un FP mayor a 0.85.

3.6.6 Aislamiento eléctrico entre el generador y la red

El aislamiento entre generador y red lo provee un transformador que adicionalmente puede cumplir la función de reducir el voltaje de la red para evitar voltajes de CD muy elevados (recordar que el voltaje de CD debe ser mayor que el voltaje pico de la red bajo cualquier condición de operación, para poder modular la señal de salida y controlar la transferencia de potencia). El aislamiento entre los sistemas de CD y CA no se necesita de manera estricta para la operación del sistema. Las normas IEC 1727 y ANSI/IEEE 919 especifican que los sistemas FV interconectados no deben inyectar CD en la red, sugiriendo un transformador de aislamiento para evitarlo.

La finalidad del aislamiento eléctrico es evitar la posible inyección de CD a la red, proteger al arreglo y al inversor contra sobrevoltajes, e incrementar la seguridad de los usuarios, operadores y personal de mantenimiento. En inversores del tipo multietapa, muy populares actualmente en sistemas residenciales, el transformador de alta frecuencia realiza esta función. Los inversores conmutados por línea de 12 pulsos, usados comúnmente en estaciones centrales, requieren de un transformador de tres devanados para producir el desfasamiento de voltajes entre los dos convertidores que lo conforman. El aislamiento eléctrico en estos dos tipos de inversores no implica un costo adicional (ver figura 3.3).

3.6.7 Interferencia electromagnética (IEM)

Las formas de onda producidas por inversores contienen energía en frecuencias armónicas que se encuentran dentro de la región de radio frecuencia. Por esta razón los convertidores electrónicos son fuentes de IEM conducida y radiada. La IEM afecta principalmente señales de radio, televisión y de telecomunicaciones en general. El ruido eléctrico como se conoce comúnmente, principalmente puede

Inversores 63

afectar a los equipos que lo producen, haciéndolos susceptibles a errores de control y por ende menos confiables. Existen varias normas que reglamentan la IEM producida por equipos electrónicos (anexo C).

Para reducir la IEM producida por un inversor se usan snubbers, se reducen los campos magnéticos parásitos y las capacitancias parásitas en el circuito. Los snubbers son circuitos diseñados para reducir los valores de di/dt y dv/dt del circuito de potencia; con ello se eliminan gran parte de los armónicos en la región de radio frecuencia. El empleo de estas medidas reduce los requerimientos de los filtros de IEM que son normalmente requeridos para cumplir con las normas de IEM conducida a través de la red. El uso de filtros aumenta el precio del inversor y reduce su eficiencia. La interferencia radiada es normalmente atenuada de manera efectiva por el gabinete metálico del inversor.

3.6.8 Protección contra corto circuito y circuito abierto

El inversor debe ser capaz de soportar cortocircuitos en el lado de CA y de CD sin sufrir daños en sus componentes y realizar la desconexión automática. Una prueba más severa aún es la capacidad de tolerar la desconexión de la red cuando la potencia de salida es la nominal; este requerimiento es difícil de satisfacer porque la energía almacenada en los inductores y capacitores internos no puede fluir a la red y tiene que ser disipada internamente.

3.6.9 Soportar picos de voltaje transitorios y señales de control de la red

Algunos inversores instalados en sistemas residenciales han presentado daños y mala operación debido a sobrevoltajes en la red [15, 35]. La cuestión de los sobrevoltajes en el lado de CA tiene dos implicaciones, por un lado los semiconductores de potencia deben tener la capacidad de bloquear voltajes sensiblemente superiores a los de la red sin sufrir daño; la otra consideración se refiere al control, que debe discernir entre desviaciones de voltaje y picos de voltaje transitorios para evitar la desconexión innecesaria.

El convertidor debe también tener la rigidez dieléctrica y las protecciones necesarias para soportar sobrevoltajes inducidos en el lado de CD por descargas atmosféricas. Normalmente se utilizan dispositivos de protección contra sobrevoltajes en ambos lados, CD y CA (ver protecciones en el capítulo 5).

Las señales de control de baja frecuencia que se superponen al voltaje de la red también pueden ser identificadas por el control como sobrevoltajes, por lo tanto el sistema debe ser capaz de discernirlas. La sensibilidad del control a estas señales depende de su voltaje y su frecuencia, así como del voltaje de la línea. Los filtros internos no deben atenuar las señales de la compañía de manera sensible.

3.6.10 Otras características deseables del inversor

Para lograr la operación óptima de un sistema FV conectado a la red en lo que se refriere a rendimiento, operabilidad, seguridad y factibilidad de mantenimiento, se deben proveer algunas otras características que son deseables en el sistema pero no imprescindibles para su funcionamiento. Las más relevantes se presentan a continuación.

3.6.10.1 Operación automática

El inversor debe arrancar y parar de manera autónoma dependiendo de las condiciones de insolación. El criterio que se utiliza normalmente es el voltaje del arreglo y debe ser tal que se eviten intentos de arranque fallidos por falta de potencia del generador FV, ya que en ellos se consume energía de la red.

3.6.10.2 Suministro de energía para el control del arreglo


64

Es importante que el inversor no dependa de la energía de la red para alimentar al controlador, con ello se evita que el sistema consuma energía de la red por la noche. El inversor no debe operar si el voltaje del arreglo no ha llegado al voltaje de umbral inferior.

3.6.10.3 Manejo de sobrecarga

Existen al menos dos condiciones de operación comunes bajo las cuales la potencia de entrada al inversor es superior a su potencia nominal: 1).- cuando la radiación solar es elevada y el arreglo está frío y 2).- es práctica común el uso de inversores subdimensionados para incrementar la eficiencia con carga parcial, en cuyo caso, en días claros -alrededor del mediodía- Pent > Pnom. En estas situaciones la mejor opción es desplazar el punto de operación del generador FV a la derecha del PMP, de manera que la potencia de entrada al inversor sea la nominal. La cantidad de energía perdida por esta estrategia de control es relativamente pequeña, ya que en ambos casos la duración de la sobrecarga es corta. Los inversores que no cuentan con manejo de sobrecarga normalmente serán sacados de operación por el sistema de protección (por sobrecarga térmica), perdiendo por consiguiente toda la energía disponible del generador durante la ocurrencia del pico de potencia.

3.6.10.4 Detección de fallas a tierra

La mayoría de los códigos eléctricos reglamentan el uso de detectores de fallas a tierra. La razón fundamental es que este tipo de fallas representan riesgos de incendio. Si el generador FV opera con potencial flotante, permite detectar fallas de aislamiento y corregirlas antes de que el daño sea mayor. También evita que un sistema flotante sea conectado a tierra inadvertidamente produciendo condiciones inseguras a las personas. 3.6.10.5 Bajo Nivel de ruido audible

El ruido producido por el inversor es de particular importancia en sistemas residenciales en los que el inversor es instalado en el interior del inmueble. La emisión de ruido se puede eliminar si la frecuencia de conmutación no está en el intervalo de 6 a 20 kHz. Por otra parte la construcción apropiada de inductores y transformadores, así como el uso de materiales aislantes de vibraciones en gabinetes y conexiones de ductos reducen el ruido audible considerablemente. 3.6.10.6 Instrumentación adecuada, operación simple

El monitoreo y operación de un sistema conectado a la red debe ser simple. El panel de control debe desplegar los parámetros relevantes de manera que el operador o usuario puedan determinar el estado de operación del sistema con una inspección visual. Las variables más indispensables en un sistema de monitoreo son: voltaje y corriente del arreglo, corriente a la red, modo de operación y alarmas de falla. 3.7 Estatus actual de la tecnología

En cuestión de inversores para aplicaciones FV recientemente se ha dado atención particular a los sistemas residenciales. Diferentes compañías en EUA, Europa y Japón han desarrollado inversores comerciales para este propósito. La tendencia es el uso de inversores monofásicos del tipo multietapa con potencias que van de 100 W a unos 3000 W [17, 14, 33, 36]. Los inversores de pequeña capacidad (< 200W) han sido desarrollados para ser conectados a un solo módulo FV [37, 18, 19], de manera que la salida de cada módulo se puede conectar directamente con la red y el sistema puede crecer de manera modular. Este concepto es particularmente atractivo para el mercado europeo, en donde existe una gran conciencia sobre la implantación de energías renovables y las condiciones económicas permiten que la gente integre sistemas residenciales en forma modular. Entre las ventajas que plantea el concepto del inversor modular están el evitar cableado y equipo de CD (que por cierto es costoso), simplicidad, flexibilidad y compatibilidad con el carácter modular de los sistemas FV; sus principales desventajas son el aumento en costos y menor eficiencia (sección 2.3).

Inversores 65

El desarrollo de módulos solares de una sola celda se encuentra en etapa de investigación, paralelamente se estudia la posibilidad de extender el concepto del inversor modular a este tipo de paneles cuyas características primordiales de salida son bajo voltaje (del orden de 1 V) y alta corriente (alrededor de 100 A). El concepto es denominado SCCS (Single Cell Converter System) [38].

En cuanto a estaciones centrales se refiere, los inversores conmutados por línea de 12 pulsos siguen siendo la mejor opción si se busca la competitividad económica del sistema de generación [22, 23, 14]. En proyectos de demostración y desarrollo tecnológico se han instalado inversores autoconmutados de gran capacidad (hasta 500 kW) [27]. En estos inversores se han usado GTOs, sus eficiencias son elevadas (η ≈ 97%) pero sus costos siguen siendo altos; sin embargo, el desarrollo de la tecnología de semiconductores de potencia está acercando las potencias y costos de los interruptores controlables a los de los tiristores actuales de manera progresiva, aunque actualmente siguen siendo materia de estudio.


66

67

4

Implicaciones técnicas de la interconexión y estrategias de solución

Existen varias consideraciones importantes en la interconexión de un generador FV con la red. El elemento principal de la interfaz como se ha dicho, es el inversor; por lo tanto estas consideraciones tienen que ver directamente con la “compatibilidad” de su potencia de salida con las características de la red. Las dos consideraciones más importantes en cuanto a la calidad de la señal de salida son la distorsión armónica y el FP con que opera el inversor. Otra situación no deseable que puede ocurrir en un alimentador debido a las variaciones en la potencia de salida del generador FV es la fluctuación del voltaje. Por otra parte existen consideraciones importantes desde el punto de vista de protección y seguridad como es respuesta del inversor a situaciones de falla, y la posibilidad de operación de uno o más inversores en la condición de “modo isla”; tras la pérdida de la fuente primaria por fallas o mantenimiento en la red. Fuente [1].

4.1 Distorsión armónica [30, 39, 40]

La síntesis de la señal de salida en un inversor no es perfecta, en ella existen armónicos generados por el esquema de conmutación. En inversores de alta frecuencia los armónicos suelen ser de alta frecuencia y de poca magnitud, por lo que pueden ser fácilmente eliminados con filtros de pequeñas dimensiones, usualmente incluidos dentro del módulo del inversor. En inversores de baja frecuencia el contenido armónico de la señal de salida es significativo, usualmente fuera de las normas establecidas. Es por ello que se requieren normalmente filtros externos de costo y volumen considerables, lo que reduce la eficiencia global del inversor.

Como se sabe, la distorsión armónica en un sistema de potencia la constituyen componentes senoidales de frecuencias que son múltiplos de la frecuencia fundamental (60 Hz) en las señales de voltaje y/o corriente.


68

Las magnitudes de estas componentes determinan el grado de distorsión. Los ángulos de fase de las componentes armónicas dependen de la forma en que fueron generadas.

De acuerdo con la teoría de Fourier, cualquier señal periódica puede ser expresada como una suma de componentes armónicas de la forma:

( ) )(ˆ)(ˆ)(ˆ3322110 θωθωθω ++++++= tsenVtsenVtsenVVtv

ó ( ) ∑∞

=++=

10 )(ˆn nn tnsenVVtv θω

(4.1)

En este caso se usa una señal de voltaje como ejemplo, en donde: V0 es la componente de CD. Vn es la amplitud (valor pico) de la componente armónica n. θn es el ángulo de fase de la componente armónica n y ω es la frecuencia de la componente fundamental, que es la armónica 1.

En una señal senoidal pura (sin distorsión armónica), el coeficiente V1 tendrá un valor real, mientras el resto de los coeficientes serán igual a cero.

En los sistemas de potencia existen niveles de distorsión armónica producidos por algunos equipos propios del sistema de suministro como transformadores y equipo de comunicación. Sin embargo, las cargas no lineales como los equipos electrónicos de conmutación (i.e. inversores, rectificadores, fuentes, etc.) son los principales generadores de corrientes armónicas en el sistema.

4.1.1 Distorsión armónica total (THD)

La distorsión armónica total (THD por sus siglas en inglés) expresada como porcentaje de la componente fundamental de voltaje o corriente, es la medida más común del contenido armónico en un sistema de potencia. La mayoría de las normas especifican los límites máximos de THD del voltaje y la corriente en los circuitos de transmisión y distribución. Es posible también especificar porcentajes máximos de armónicos individuales y en algunos casos magnitudes rms máximas. La THD porcentual de voltaje y corriente respectivamente están dadas por:

100(%)1

2 xV

VTHD n

n

V

∑∞

==

100(%)1

2 xI

ITHD n

n

I

∑∞

== (4.2)

En donde:

V1 = Voltaje rms de la fundamental I1 = Corriente rms de la fundamental f0

Vn = Voltaje rms de la armónica n In = Corriente rms de la armónica n

Como referencia las normas CEI/IEC 1727 sugieren límites de 5% en THDI y 2% en THDV como objetivo para el diseño de inversores. Como se verá más adelante la norma de corriente regirá el diseño, ya que la distorsión de voltaje depende de las impedancias del sistema para un nivel dado de distorsión de corriente.

Implicaciones Técnicas de la Interconexión y Estrategias de Solución 69

4.1.2 Efectos de la distorsión armónica

Los armónicos en general son indeseables, con la excepción de señales de alta frecuencia que se sobreponen a las señales de potencia para propósitos de comunicación, adquisición de datos y control (sistemas de ondas portadoras). Los efectos de la distorsión armónica en los sistemas de potencia todavía no se conocen completamente. Se considera que los armónicos de voltaje son más peligrosos que los de corriente porque la mayoría de los problemas que se han encontrado tienen que ver con ellos.

El sistema puede tolerar corrientes armónicas altas siempre y cuando exista una impedancia pequeña a estas frecuencias, lo que implica que estas caídas de voltaje debido a estas corrientes serán pequeñas y por consiguiente causarán poca distorsión armónica de voltaje en la red.

Los armónicos de bajo orden, en particular los nones (3º, 5º, 7º...) son los más comunes y los que tienen efectos más perjudiciales en un sistema de potencia. Esto se debe a que generalmente su magnitud tiende a disminuir conforme aumenta el orden. Lo que significa que los de bajo orden tienen mayor energía; circunstancia a la cual se suma el hecho de que son más difíciles de filtrar. Los efectos de los armónicos en un sistema de potencia se resumen a continuación:

• La distorsión en la señal de voltaje puede causar mal funcionamiento de equipos electrónicos (cargas) que dependen de la detección de cruces por cero del voltaje de línea. Ello obedece a que los cruces por cero pueden ser desviados de la fundamental y en casos extremos pueden aparecer más de dos cruces en un ciclo.

• Errores en equipos de medición, relevadores de protección e interruptores que son sensibles a la detección de cruces por cero.

• Calentamiento excesivo en líneas de transmisión, motores y transformadores debido a corrientes armónicas (principalmente de bajo orden).

• Sobrevoltajes debidos a picos coincidentes de armónicos, que pueden causar fallas de aislamiento en equipos, cables subterráneos, bancos de capacitores, etc.

• Interferencia en líneas telefónicas adyacentes y sistemas de comunicación por ondas portadoras. En el segundo de los casos, al corromper las señales de control se puede provocar la operación incorrecta de interruptores y relevadores de protección, causando daños al sistema y condiciones de riesgo.

• Condiciones de resonancia que agravan los fenómenos antes mencionados.

4.1.3 Generación de distorsión armónica en el sistema de potencia

Comúnmente la distorsión se genera como armónicas de corriente en equipos de conmutación como inversores para interfaz con la red, fuentes de tipo conmutado, UPS, convertidores para motores eléctricos, soldadoras y rectificadores en general que se usan profusamente en aparatos domésticos e industriales. A estos equipos se les denominan cargas no lineales puesto que a diferencia de los elementos lineales en un circuito (i.e. resistencias, inductancias, capacitores) tienen la particularidad de consumir corrientes no senoidales con alto contenido armónico.

Los armónicos de voltaje son los que causan más problemas, sin embargo la distorsión armónica es normalmente introducida en la red como armónicos de corriente producidos por los equipos arriba mencionados. La figura 4.1 muestra el diagrama unifilar de la interfaz de un inversor (que es una fuente no lineal) con un sistema de potencia.


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LRVR Lfc

FP CARGASLOCALES

PUNTO DE CONEXIÓN COMÚNCON OTRAS CARGAS (PCC)

INV

i1(t) + ih(t)RED ELÉCTRICA

Figura 4.1. Interfaz de un inversor con el sistema de potencia.

Como se sabe, el inversor produce una corriente fundamental más una serie de corrientes armónicas cuyas magnitudes dependen de la calidad en la síntesis de la señal. La impedancia del sistema en el punto de conexión común (PCC) con otras cargas se puede modelar como un circuito paralelo RLC. La caída de voltaje producida por cada componente armónica de corriente en el PCC dependerá de la impedancia del sistema en dicho punto. Normalmente la impedancia del sistema es pequeña por lo que se pueden tolerar corrientes armónicas grandes sin causar distorsión de voltaje considerable en el PCC.

El problema surge con la inserción de capacitores para corrección del FP, ya que ello puede ocasionar resonancias en paralelo a diferentes frecuencias incluyendo aquellas de bajo orden. La frecuencia de resonancia está dada por:

LC/1=ω (4.3)

La característica de la resonancia en paralelo es un instrumento muy pronunciado en la impedancia del sistema para la frecuencia en cuestión. Si el inversor produce corriente armónica en la frecuencia de resonancia, ello provocará mayor distorsión armónica del voltaje en esa frecuencia en el PCC para un nivel dado de corriente.

Al reducir la resistencia en paralelo (aumento de carga resistiva), la impedancia de resonancia disminuye y por lo tanto se tiene menor distorsión de voltaje. Al disminuir la inductancia en paralelo (aumento de carga inductiva) la frecuencia de resonancia aumenta. Esto implica que los alimentadores son más susceptibles a problemas de resonancia con carga ligera. Al incrementar la carga durante el día, la distorsión tiende a disminuir. El nivel de distorsión dependerá de las características eléctricas y el comportamiento dinámico del alimentador en cuestión.

4.1.4 Relación de los armónicos con las características del convertidor

El tipo de inversor utilizado para la interfaz determinará el nivel de corriente armónica inyectado en la red y sus frecuencias. Si las corrientes armónicas de salida están fuera de las normas establecidas se puede filtrar la señal para obtener lo especificado. Los factores que determinan la calidad de la señal son el método de conmutación, la frecuencia de conmutación y el filtrado de salida. La capacidad del inversor y la economía están estrechamente relacionadas con estos factores.

4.1.4.1 Método de conmutación.

Los inversores conmutados por línea producen mayor nivel de distorsión armónica que los autoconmutados, sin embargo, son menos costosos y de construcción más simple. La razón de ello estriba


en que conmutan a la frecuencia de la línea, por lo que la síntesis de la señal no es muy buena. Un inversor autoconmutado a la frecuencia de la red produciría un nivel de distorsión armónica similar al de uno conmutado por línea, de manera que no es una buena opción técnica ni económica. Existe una diferencia entre conmutación a 60 Hz con un inversor autoconmutado y uno conmutado por línea, el segundo produce escalones (muescas) en la señal de voltaje debidos a la conmutación que contribuyen a la distorsión. Los inversores autoconmutados no producen muescas en el voltaje de línea.

4.1.4.2 Frecuencia de conmutación.

Este parámetro define la resolución en la síntesis de la señal de salida, cuanto mayor es fs menor es el contenido armónico total. Otra característica de salida de los inversores autoconmutados es que el espectro armónico aparece alrededor de los múltiplos de fs; estos dos efectos permiten un filtrado fácil y económico en inversores de alta frecuencia, produciendo señales senoidales con THD < 1% (mejor que las especificaciones de la red). Sin embargo no siempre es posible dejar fs tan alta como sería deseable. Entre mayor es la potencia de salida, los interruptores son más lentos y por lo tanto su banda de frecuencia disminuye. Entonces la frecuencia de conmutación disminuye inevitablemente al aumentar la potencia de salida. Por otra parte las pérdidas por conmutación aumentan con la frecuencia, por lo que los inversores de alta frecuencia tienen eficiencias ligeramente menores. Los inversores de alta frecuencia tienen más etapas de potencia y su control es más complejo, por lo que su costo es mayor. En la actualidad, la conversión en alta frecuencia se usa principalmente en inversores de pequeña capacidad (normalmente monofásicos). Sin embargo, los interruptores electrónicos de potencia evolucionan constantemente, lo más probable es que las velocidades de conmutación y las capacidades aumenten con el progreso en la tecnología de semiconductores de potencia, permitiendo el desarrollo de convertidores de mayor potencia y con mejor calidad de salida.

4.1.4.3 Filtrado de salida.

El empleo de filtros de salida es una alternativa al uso de alta frecuencia de conmutación. En la actualidad existe una gran cantidad de inversores conmutados por línea de 12 pulsos en aplicaciones FV de mediana y alta potencia. Ello se debe a que resultan más baratos y eficientes aún cuando la unidad de filtrado es más cara y reduce el rendimiento global. El caso de los inversores monofásicos es diferente, ya que los del tipo conmutados por línea tienen salidas cuasi-cuadradas, el filtrado de sus armónicos requiere filtros costosos y reduce la eficiencia en tal medida que resulta más atractivo el uso de inversores autoconmutados con mínimos requerimientos de filtrado.

4.1.4.4 Potencia de Salida.

Este factor tiene una influencia indirecta pero significativa en la calidad de la señal de salida. Como se ha dicho previamente, entre menor es la potencia se tiene mayor disponibilidad de interruptores electrónicos controlables de costo competitivo que pueden conmutar en alta frecuencia. Por el contrario, al aumentar la potencia, los interruptores controlables son más caros y su banda de frecuencia es menor, haciendo más atractivo desde el punto de vista económico el uso de inversores conmutados por línea cuya síntesis de la señal es menos efectiva.

4.1.5 Impacto de los generadores FV conectados a la red

La cuestión fundamental respecto a la calidad de la señal de salida de un convertidor conectado a la red es si ésta cumple o no con las especificaciones establecidas por la compañía suministradora. Las normas han sido establecidas en función de los limites que la red puede tolerar sin causar mal funcionamiento o daño a sus equipos o al de sus usuarios (en el anexo C se presentan las normas internacionales sobre interconexión). En lo que a distorsión armónica se refiere, el estado actual de la tecnología permite que los


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convertidores autoconmutados cumplan con las especificaciones de las autoridades eléctricas con mínimos requerimientos de filtrado, y en algunos casos sin necesidad de él. Por otra parte los inversores conmutados por línea requieren de filtros pasivos de salida para cumplir con ellas. Es decir, existe la tecnología para lograr una interfaz “limpia” desde este punto de vista.

A continuación se resumen algunos resultados de investigaciones y pruebas sobre el efecto que tienen los generadores FV conectados a la red en lo que concierne a la distorsión armónica.

4.1.5.1 El programa de investigación y demostración en Nueva Inglaterra [41]

Este programa de investigación y demostración FV fue realizado por la New England Power Service Company, en la localidad de Gardner Massachusetts (ver sección B.1.1.2 en el anexo B). Al Instituto Politécnico de Worcester le fue asignado el estudio sobre distorsión armónica causada por los generadores FV en el alimentador de 13.8 kV.

Todos los inversores utilizados en los sistemas residenciales de Gardner son del tipo autoconmutado, de corriente controlada, con capacidad de 2.2 kW. Se encontró que el nivel de distorsión en la corriente de salida de los inversores es despreciable de acuerdo a las normas y comparado con el nivel existente en el alimentador sin generación FV. En una prueba más severa que las condiciones normales de operación se evaluó el comportamiento de los inversores con una distorsión del voltaje de línea THDV = 6.2%, bajo estas condiciones de operación el contenido armónico de la corriente de salida de los inversores dio como máximo THDI = 2.6%, que es aproximadamente el 50% del máximo permisible por las normas internacionales.

Otros resultados relevantes fueron: a).- El nivel de generación FV (radiación solar) no impacta el nivel de THD en el alimentador. b).- Los armónicos de corriente en el alimentador presentan patrones de comportamiento cíclicos de 24 hrs. y de lunes a viernes, c).- Se concluyó que los generadores FV tienen un impacto despreciable en el nivel de distorsión de voltaje del alimentador, d).- Las amplitudes de los armónicos de corriente producidos por los inversores son función del nivel de radiación solar y sus ángulos de fase son muy sensibles a fluctuaciones de voltaje y de radiación, e).- Simulaciones de una carga futura de 10 MW, con 3 MW de penetración FV mostraron resultados satisfactorios desde el punto de vista de distorsión armónica, así mismo se identificó que la instalación de capacitores para corrección de FP puede incrementar considerablemente los niveles de distorsión de voltaje debido a resonancias.

4.1.5.2 Algunos resultados publicados por Los Laboratorios Nacionales Sandia [39]

Sandia es una de las instituciones más activas en la realización y coordinación de estudios relacionados con aspectos de interconexión de sistemas FV a la red. A continuación se comentan algunos de los resultados más relevantes sobre este tema y sus conclusiones.

En un estudio realizado por el Centro de Energía Solar de Alabama, se midió el contenido armónico de la corriente consumida por diferentes aparatos domésticos y tres tipos diferentes de inversores, dos de ellos autoconmutados y el tercero conmutado por línea. Con respecto a la magnitud de los armónicos, los inversores autoconmutados se encuentran entre los aparatos con bajo consumo armónico como calentadores y ventiladores, mientras el inversor conmutado por línea fue el de mayor consumo armónico. Sin embargo se debe considerar que los inversores en estudio son de una capacidad nominal de 2kW, por lo tanto si se transfieren los resultados a porcentaje de distorsión en cada frecuencia, también el inversor de baja frecuencia se encuentra dentro de los aparatos con menos consumo armónico desde el punto de vista porcentual, mientras que los televisores y equipos de computo consumen el 90 y 60% de la fundamental respectivamente; solamente en la frecuencia de 180 Hz (3º armónico). La discusión anterior evidencia que aún cuando la forma más apropiada de medir armónicos es porcentual, las normas deben establecer límites individuales en magnitud, puesto que de lo contrario no sería posible utilizar computadoras o televisores conectados a la red.


El Instituto Tecnológico de Georgia llevó a cabo un programa de medición de armónicos de voltaje y corriente en diferentes alimentadores de varias compañías suministradoras del sureste de EUA. El análisis arrojó resultados importantes y confirmó algunos otros. Se encontró que en un alimentador típico normalmente es posible conectar un porcentaje elevado de la capacidad del alimentador en generación FV (hasta un 100%). Sin exceder la magnitud de la distorsión armónica de corriente ya existente en la línea (que se encuentra dentro de los límites admisibles).

Las conclusiones sobre los estudios de armónicos coordinados por Sandia son:

• La distorsión armónica excesiva causa problemas a los sistemas de potencia. Sin embargo se encontró que los generadores FV distribuidos aún en el caso de alta penetración no contribuyen de manera significativa a la generación de los mismos.

• Se demostró que el nivel de penetración admisible en un alimentador, sin exceder las normas de distorsión de voltaje, es alto (20% - l00%) y depende de las características (impedancias) del sistema en particular y del tipo de inversores utilizados.

• Las técnicas analíticas empleadas comúnmente para determinar el impacto armónico producen resultados conservadores, modelos de carga más detallados producen resultados más favorables y apegados a la realidad.

• Se debe considerar que resonancias en el sistema pueden agravar la distorsión armónica del voltaje para un nivel dado de corriente armónica.

• La distorsión de voltaje y las resonancias se pueden evitar estableciendo el límite de penetración FV en un alimentador, en función de su impedancia a frecuencias armónicas bajo todas las condiciones de carga posibles y del tipo de inversores.

4.1.6 Eliminación de armónicos producidos por inversores

Existen varias técnicas para eliminar los armónicos de corriente producidos en un inversor. En inversores conmutados por la red, normalmente se conectan dos inversores de 6 pulsos en paralelo por medio de un transformador de 3 devanados para formar un inversor de 12 pulsos (ver sección 3.3), cuya distorsión total de corriente es de 15% (la mitad de un solo inversor de 6 pulsos). En inversores autoconmutados se pueden eliminar armónicos usando un esquema de conmutación PWM síncrono y también aumentando la frecuencia de conmutación (ver sección 3.4). Independientemente de las estrategias ya mencionadas, en la mayoría de los inversores para interfaz con la red se usan filtros de salida para lograr una señal senoidal con niveles de distorsión pequeños.

4.1.7 Filtros armónicos para inversores de 12 pulsos [30]

Los inversores de 12 pulsos producen corrientes con componentes armónicas de orden 12K ± 1, cuya magnitud decrece al aumentar el orden; por lo tanto las armónicas dominantes son la 11ª y 13ª. En la figura 4.2-a se ilustra la configuración usual de los filtros por cada fase. El circuito equivalente del inversor es una fuente de corriente fundamental, con las fuentes de corriente armónicas en paralelo. Los dos filtros serie son ajustados para resonar a las frecuencias de las armónicas dominantes. El filtro de paso alto se usa para eliminar las componentes de orden mayor. La impedancia combinada se muestra en la figura 4.2-b.


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Impedancia

0Frecuencia

Armónicos11

13 17 21 25 29 33 37 41

(b)

(a)

i1 i11 i13 . . . .in

R11

C11

L11

C13

L13

R13

REDELÉCTRICA

Lpa Rpa

Cfp Cfp

INVERSOR DE 12 PULSOS FILTRO11a

ARMON.

FILTRO13a

ARMON.

FILTRODE

PASO ALTO

CAPACITORESDE

CORRECCIÓNDE F.P.

Cpa

Figura 4.2. Filtro de salida para convertidores de 12 pulsos: a) Circuito equivalente por fase; b) Impedancia por fase

combinada como función de la frecuencia.

El diseño del filtro depende de la impedancia del sistema de potencia a las frecuencias armónicas, de manera que se provea un filtrado adecuado y se eviten condiciones de resonancia. Se debe considerar que a 60 Hz la impedancia de los filtros está dominada por la reactancia capacitiva, de manera que los filtros proporcionan parte de la corriente reactiva que requiere el inversor. La capacitancia efectiva del filtro a la frecuencia de la línea se puede aproximar por:

paf CCCC ++≈ 1311 (4.4)

A 60 Hz la potencia reactiva por fase suministrada por el filtro está dada por: 2

Sff VCQ ω≈ (4.5)

En donde VS es el voltaje de fase rms en las terminales de los filtros. El consumo de potencia reactiva del inversor aumenta al incrementarse la potencia trasferida (al incrementarse la corriente). El valor de los capacitores de los filtros se debe elegir de manera que la potencia reactiva que proporcionan al sistema no exceda los requerimientos de potencia reactiva del convertidor al nivel mínimo de transferencia de potencia. La razón es que si ésta excede el consumo del convertidor, se pueden producir sobrevoltajes en la línea, particularmente con cargas ligeras. Para compensar la mayor demanda de potencia reactiva del


convertidor a niveles mayores de transferencia de potencia se insertan capacitores de compensación de FP conforme el inversor lo requiere.

4.1.7.1 Filtros armónicos para inversores autoconmutados

Como se ha dicho, el filtrado de salida de inversores autoconmutados es sencillo si la relación de modulación de frecuencia es alta (mf > 2l). Normalmente un filtro LC pequeño, como los que se usan para filtrar la salida de un rectificador de onda completa, es suficiente para disminuir la amplitud del rizo de corriente y de voltaje a niveles despreciables; desde el punto de vista de distorsión armónica. En la figura 4.3-a se muestra el arreglo común para un inversor con transformador de baja frecuencia. En inversores de alta frecuencia existe la flexibilidad de filtrar los armónicos a la salida del inversor o antes de la etapa de inversión final como se muestra en la figura 4.3-b.

Lf

Cfi Lf

Lf

Cf Cf

Cf

RED

TRANSFORMADOR DE AISLAMIENTOINVERSOR 3

AF

Lf

CtVx

+

-RED

(b)

(a)

Cfi

Figura 4.3. Filtros armónicos de salida para inversores autoconmutados: (a) Inversor 3φ tipo puente; (b) Inversor 1φ

con transformador de alta frecuencia.

Debido a que los armónicos significativos son de alta frecuencia si mf es grande, L1 y C1 tendrían valores pequeños. Por lo tanto, no existe riesgo de sobrevoltaje en la línea debido a la potencia reactiva suministrada por Cf. En el diseño del filtro normalmente se dimensiona primero Cf, cuya impedancia a la frecuencia armónica dominante normalmente se hace 1/10 de la impedancia de la línea; como regla práctica.

4.2 Factor de potencia [39]

Las cargas en un sistema de potencia tienen un FP inductivo, es decir, consumen vars adicionalmente al consumo de potencia real. Ello obedece a la naturaleza de las mismas, puesto que existe un gran número de cargas con devanados como motores y transformadores, mientras que las cargas capacitivas no son comunes. Producir vars tiene un costo para la compañía suministradora debido a que existen pérdidas por


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transmisión y por la corriente activa que es desplazada. Para evitar la transmisión de vars, la compañía suministradora instala capacitores cerca de las cargas para llevar el FP a un valor cercano a la unidad, esta práctica evidentemente tiene también un costo asociado.

Se ha dicho que los inversores conmutados por línea operan con FP inductivo que va de 0.5 a 0.85 en el rango normal de operación, lo que implica que si no tienen compensación (capacitores) pueden consumir tanta potencia reactiva como la potencia activa que producen. Los inversores autoconmutados se pueden diseñar para operar con cualquier FP (inductivo y capacitivo), pero normalmente se operan con FP unitario. Los inversores autoconmutados que se usan para compensación del FP deben tener la capacidad de almacenar energía durante una parte de cada ciclo de la red, son por consiguiente un tanto más costosos y su rendimiento es menor.

El FP de los generadores FV conectados a la red es relevante para la compañía suministradora porque ésta no hace cargos por consumo de potencia reactiva a los consumidores residenciales. Es por ello que resulta económicamente desfavorable para ella tener que comprar watts a un usuario mientras que le tiene que suministrar vars gratuitamente. Otro aspecto importante en la cuestión del FP son las caídas de tensión producidas por la transmisión de corriente reactiva, su impacto sobre la regulación de voltaje suele ser una situación que involucra también costos debido a la necesidad de instalar y mantener reguladores de voltaje (cambiadores de taps) de accionamiento mecánico o electrónico en las subestaciones; este aspecto será analizado con mayor detalle en la siguiente sección.

Si un consumidor residencial tiene un generador conectado a la red, la condición de operación más equitativa sería que su generador produjera los vars consumidos por su carga puesto que la compañía está dejando de “cobrar” por concepto de potencia real. Sería poco práctico estimar el consumo de vars en todo momento para ajustar la operación del inversor. La solución más satisfactoria es que el inversor opere con FP unitario. Las normas ANSI/IEEE 929-1988 y CEI/IEC 1727:1995 establecen un FP mayor a 0.85 inductivo para sistemas FV conectados a la red (anexo C).

Es importante evitar la operación con FP capacitivo a menos que el sistema esté planeado para este propósito, la razón de ello es que pueden provocarse sobrevoltajes en el punto de conexión común con otras cargas debido a la reducción de caídas de tensión en la impedancia de la línea.

4.2.1 Control del FP en inversores conmutados por línea

Como se vio en la sección 4.1, en inversores conmutados por línea el filtro de armónicos provee parte de la potencia reactiva que el convertidor demanda. Adicionalmente al filtro es necesario instalar varias ramas de capacitores para compensación del FP. El monitoreo de este parámetro debe ser continuo, de manera que las ramas se conecten y desconecten para producir la potencia reactiva necesaria conforme cambian las condiciones de operación del sistema (ver figura 4.2).

4.2.2 Control del FP en inversores autoconmutados

En este tipo de inversores la señal de salida (voltaje o corriente) sigue en magnitud y ángulo de fase a la señal moduladora de referencia, por lo tanto el ajuste de la potencia reactiva se logra sincronizando la moduladora con el voltaje de la red. Si el inversor es de voltaje controlado, el ajuste es un tanto más complejo puesto que la magnitud y ángulo de fase de la moduladora dependen del nivel de corriente de salida, es decir, si el controlador de búsqueda del PMP ordena un incremento de corriente, el voltaje de salida se deberá variar en magnitud y fase para mantener el voltaje de la red y la corriente de salida en fase. Cuando se usa control de corriente, si un incremento de corriente es mandado, solamente es necesario variar la amplitud de la moduladora porque para operar con factor unitario ésta tiene que permanecer en fase con el voltaje de red en todo momento.


En la práctica, el control del FP pierde efectividad para potencias de salida muy pequeñas, sin embargo en el rango de potencia de l0 al l00% es superior al 90% en la mayoría de los inversores. Para ilustrar esto, la figura 4.4 muestra la relación del FP con la potencia de salida de un inversor monofásico con dos etapas de potencia y transformador de baja frecuencia.

1

0.9

cos

0.8

0.70.6

0.50.4

0.30.2

00.1

0 10 20 30 70605040 80 90 100PDC/PDCnom [%]

Inversor 1100 W DC

Figura 4.4. FP vs. potencia de salida, inversor Solwex Modelo 1065 [14].

4.3 Fluctuación de voltaje

Las variaciones de voltaje en un alimentador se deben a los cambios de carga instantáneos que ocurren normalmente en un sistema de potencia. Cuanto mayor es la carga del alimentador, más grande es la corriente que debe circular por el sistema de distribución y por lo tanto las caídas de tensión en las impedancias del sistema aumentan. En un alimentador típico, el nivel de voltaje es alto en las horas de menor demanda y el voltaje es bajo en las horas de demanda pico. Como se sabe, la demanda está gobernada por los hábitos de los usuarios en cada región particular, las fluctuaciones de carga ocurren con un patrón cíclico de 24 horas que usualmente cambia con la estación del año. Estas variaciones normalmente no son abruptas, tienen pendientes suaves pero presentan picos bien definidos.

El control de voltaje se realiza por medio de reguladores (cambiadores de taps) y bancos de capacitores (para corregir el FP reduciendo la demanda de corriente reactiva). Tanto los reguladores de voltaje como los bancos de capacitores son usualmente instalados en las subestaciones de distribución, lo más cerca posible de la carga donde su efecto es más eficaz. El control del regulador de voltaje enfrenta la situación de limitar el voltaje máximo cerca de la subestación y al mismo tiempo limitar el voltaje mínimo al final del alimentador.

4.3.1 Efecto de los generadores distribuidos

Los generadores FV conectados a un alimentador suministran parte de la corriente activa de la carga. Si operan con FP cercano a la unidad, entonces el efecto es un aumento de voltaje en el punto de conexión debido a la reducción de caídas de tensión. Lo anterior plantea algunas preguntas interesantes:

• ¿Son capaces los reguladores de tensión convencionales de mantener el voltaje de la línea dentro de los límites establecidos en presencia de generadores distribuidos?


78

• ¿En que porcentaje aumenta la operación de los cambiadores de taps debido a condiciones de variación de carga transitorias debidas al paso de nubes?

• ¿Es posible evitar fluctuaciones de voltaje debidas a los generadores distribuidos en la red?

En respuesta al primer cuestionamiento se podría pensar que si el punto de interconexión es cercano a la subestación el problema de control se agrava puesto que el voltaje tiende a aumentar en un punto en el que normalmente es alto; sin embargo, considerando que en un punto como tal, la impedancia del alimentador es pequeña, se puede concluir que la variación en la caída de tensión también lo es y por consiguiente el impacto no será significativo. Si por el contrario el punto de interconexión se encuentra cerca del final del alimentador, entonces el efecto del generador FV es benéfico, ya que proporciona soporte de voltaje en un punto donde normalmente es bajo. En un estudio realizado a un alimentador en Gardner, Massachusetts (The New England Research and Demostration Program) y publicado por EPRI [41], se ha encontrado que las excursiones de voltaje causadas por los sistemas FV conectados en el alimentador son comparables en magnitud con las ocurridas normalmente sin ellos, y que los sistemas de regulación operan satisfactoriamente; adicionalmente se realizaron simulaciones del comportamiento del alimentador en el futuro considerando una capacidad total de 10 MW con 3 MW de generación FV, los resultados del estudio indican que es posible regular el voltaje sin problemas con el uso de equipo convencional.

La siguiente cuestión importante son las condiciones de variación de carga transitorias ocasionadas por el paso de nubes, el punto clave en este caso es determinar en que porcentaje aumentan las operaciones de los cambiadores de taps debido a fluctuaciones de voltaje causadas por este motivo, ya que ello incrementa los costos de mantenimiento y disminuye la vida útil del regulador. En el mismo estudio de Gardner [41] se indica que condiciones de nubosidad parcial extrema causarían fluctuaciones de voltaje del 1% (suficiente para producir la operación de los reguladores) cada 2 a 8 minutos. En otro estudio realizado por una compañía suministradora del estado de Georgia y publicado por Sandia National Laboratories en [39], se determinó un incremento del 20% en las operaciones del regulador, en un alimentador con un porcentaje de penetración del 20% y bajo condiciones de nubosidad parcial extrema. Los resultados de estos dos estudios presentan las peores condiciones de operación cuya probabilidad de ocurrencia es pequeña. En condiciones meteorológicas más probables, la nubosidad podría causar variaciones en la potencia de salida de cada generador individual, pero debido a la naturaleza dispersa de los generadores la salida total se mantendría más o menos constante a un nivel reducido. La otra condición factible es el paso de una nube grande sobre el área produciendo una variación de voltaje considerable (pero con pendiente finita), lo cual podría ocurrir quizás una vez por día.

En caso de que la variación de voltaje fuera de tal magnitud que el rango de control del regulador sea insuficiente para mantenerlo dentro de los límites, la protección de monitoreo de voltaje del inversor desconectaría el generador momentáneamente, evitando con ello daños a los usuarios y al equipo de distribución. Adicionalmente se puede evitar que las variaciones de carga debidas al generador FV tengan impacto alguno sobre el voltaje del alimentador si su FP es ajustado de manera que la corriente reactiva demandada por el inversor compense a la corriente activa desplazada. Por supuesto esta medida es posible solamente en inversores autoconmutados.

4.4 Respuesta a situaciones de falla

Una de las preocupaciones de los ingenieros de sistemas de potencia son las perturbaciones que los generadores distribuidos pudieran ocasionar en la operación de los sistemas de protección. En la sección 3.6.7 se trató el aspecto de interferencia electromagnética (IEM) que puede afectar a las señales de control de la red y se discutieron las medidas para evitarla. En la presente sección es analiza el impacto de los generadores FV distribuidos en la detección y eliminación de fallas en el sistema de distribución.


El planteamiento sobre la respuesta a situaciones de falla se puede resumir en dos puntos fundamentales:

1. Las corrientes inyectadas a la red por generadores distribuidos no deben corromper la lógica de operación de los relevadores de protección del sistema de potencia.

2. La interfaz del generador debe ser capaz de detectar fallas tanto en el lado de CA como en el de CD y realizar su desconexión de la red.

En algunos estudios sobre la interacción de los generadores distribuidos con la red [39, 42] se ha encontrado que los inversores para interfaz bien diseñados no afectan la operación de las protecciones del sistema en caso de falla. En la mayoría de los casos el inversor es capaz de detectar cortocircuitos en el lado de CA por medio de la protección de desviación de voltaje. En el estudio del Centro Experimental de la Isla Rokko se encontró que los cortocircuitos a través de impedancia no son detectados por el relevador de voltaje del inversor en todos los casos (debido a que la caída de tensión no es suficientemente grande), esta condición es potencialmente peligrosa cuando la magnitud de la corriente de falla es cercana al punto de calibración del relevador de la subestación, puesto que tanto el alimentador como los generadores distribuidos suministran corriente de falla que no es detectada. La medida implementada para resolver dicha situación es el monitoreo del ángulo de fase del voltaje de línea, el cuál se desplaza ligeramente pero de manera abrupta en el momento del cortocircuito [42].

Los inversores monofásicos pueden no detectar fallas a tierra si la fase involucrada no es la de la interfaz; si este es el caso, el inversor no interfiere con la operación del relevador de falla a tierra del alimentador que es suficientemente sensible.

Los sistemas de protección incluidos en el inversor deben ser capaces de discernir entre fallas en el sistema y condiciones transitorias, como picos de voltaje y caídas debidas al arranque de motores grandes. Si el inversor no es capaz de detectar la falla en el sistema pero no interfiere con las protecciones del mismo, entonces las protecciones contra operación en “modo isla” realizarán la desconexión una vez que la falla haya sido eliminada por las protecciones en la subestación. También es importante tomar en cuenta que los generadores FV son fuentes de corriente y por lo tanto su contribución a las corrientes de falla no es substancialmente mayor que la corriente a plena carga.

Las funciones de detección y eliminación de fallas en las unidades de acondicionamiento de potencia para interfaz con la red que sugiere el Comité de Protecciones al Sistema de Potencia del IEEE son (ver capítulo 5):

• Supresores de picos de voltaje.

• Desconexión por alto y bajo voltaje, en CA y CD.

• Protección contra sobrecarga y cortocircuito.

• Desconexión por desviación de frecuencia.

• Detección de corriente a tierra.

• Pérdida y reconexión del voltaje de red.

• Protección térmica.

4.5 Condicion de operación en “modo isla” (islanding)

En la sección anterior se presentó el comportamiento de los generadores FV distribuidos ante situaciones de falla en el alimentador al que están interconectados. En esta sección se considera la situación en la que


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un alimentador con alta penetración de generación distribuida es desconectado de la red sin haber ocurrido falla alguna (i.e. por mantenimiento), la cuál es potencialmente más difícil de detectar.

La figura 4.5 muestra el diagrama unifilar de un sistema de potencia visto desde el alimentador. En un alimentador con pequeña generación FV, la potencia fluye de los generadores distribuidos (GDS) hacia la carga y de la red hacia la carga. Al aumentar el porcentaje de generación distribuida la producción de los GDS puede igualar o inclusive superar la demanda de potencia de la carga; si dichas potencias son iguales, el flujo de potencia proveniente de la red es nulo y la apertura del interruptor (CB) de la subestación no tiene efectos notables sobre el sistema.

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

FUENTE DE LARED

Subestación

CBGDS

Carga

Pcarga

PGDSPred

Figura 4.5. Diagrama unifilar de un sistema de potencia con generadores distribuidos.

4.5.1 Descripción del fenómeno

En el momento en el que ocurre la desconexión del alimentador, el voltaje de la red es substituido por el voltaje de la carga, el cual a su vez es generado por la corriente que los generadores distribuidos suministran al alimentador. Si la carga total del alimentador es igual o muy cercana a la potencia entregada por los generadores en watts y vars, el voltaje y la frecuencia en la “isla” se mantendrán estables dentro de los límites de operación normal por un tiempo prolongado. Al mantener el voltaje y la frecuencia estables en la “isla”, las protecciones normales del inversor que monitorean estos parámetros no son capaces de detectar la pérdida de la red. Es por ello que es necesaria una protección adicional contra esta operación en “modo isla”.

Si la potencia real demandada por la carga al momento de la desconexión es superior a la potencia real generada, el voltaje de la “isla” será inferior al voltaje nominal del alimentador, análogamente, si la potencia real demandada es inferior a la generada el voltaje será superior al nominal. De acuerdo con Ishida et al [35], la pérdida de la red no es detectable por la protección por alto y bajo voltaje si el desbalance entre potencia real generada y demandada al momento de la desconexión está dentro de ±20%.

Si el FP con el que operan los inversores es unitario (condición normal de operación en inversores autoconmutados), las cargas inductivas producen un incremento en la frecuencia de la “isla” para compensar la falta de potencia reactiva, análogamente, las cargas capacitivas producen un decremento en la frecuencia para disminuir la potencia que producen y que no tiene demanda. Tomando como referencia nuevamente a Ishida et al [35], en el caso en el que los inversores interconectados solamente generen potencia real, la pérdida de la red no es detectable por la protección por alta frecuencia si el FP de la carga es mayor que 0.98 inductivo, y tampoco es detectable por la protección por baja frecuencia si el FP de la carga es mayor que 0.98 capacitivo.

La discusión de los dos párrafos anteriores lleva a definir un área de operación en la que la desconexión de la red no es detectable por las protecciones convencionales del inversor (voltaje y frecuencia) y por lo


tanto se produce el fenómeno de operación en “modo isla”. La figura 4.6 ilustra dicha área crítica de operación.

En la figura 4.6 si el generador FV produjera potencia reactiva el área de operación en modo isla se movería hacia arriba en el eje vertical en la misma cantidad de unidades de potencia reactiva por unidad de potencia real y por supuesto las líneas de FP no corresponderían a 0.98. De forma similar, si el inversor consumiera potencia reactiva, el área se movería hacia abajo en el eje vertical. Dentro del área de operación en modo isla no es posible la detección de la pérdida de la red por las protecciones de desviación de voltaje y de frecuencia, lo que hace evidente la necesidad de proveer al sistema con algún método de detección adicional que sea suficientemente sensible para detectar cambios más sutiles en los parámetros del sistema al momento de la desconexión. En la sección 4.5.2 se hace un resumen de las técnicas de detección.

Línea de FP=0.98 capacitivaQcarga / Pgen

Qca

rga

/ Pge

n

Car

ga c

apac

itivaDetectado por

bajo voltaje ybaja frecuencia

Detectado porRelev. debaja frec.

Detectado poralto voltaje y

baja frecuencia

Área deislanding

Detect. por relev.de alto voltaje

Detectado porrelevador debajo voltaje

Detectado porRelev. dealta frec.

Detectado porbajo voltaje y

alta frecuenciaDetectado poralto voltaje y

alta frecuencia Car

ga in

duct

iva

Línea de FP=0.98 inductiva

21.81.61.41.210.80.60.4

+1

+ 0.2

+ 0.8

+ 0.6

+ 0.4

0

- 0.2

- 0.4

- 0.6

- 0.8

-10.20

Figura 4.6. Área de operación en modo isla, de acuerdo con las características de la carga si los generadores producen solo potencia real.

Una consideración importante respecto al área de operación en modo isla es que los límites de desbalance de potencia real y potencia reactiva dependen del tipo de inversor, y de los valores de ajuste de las protecciones de voltaje y frecuencia. Los valores de ajuste dependen de las especificaciones establecidas por la compañía suministradora. Los límites presentados en la figura 4.6 corresponden a los encontrados por Ishida et al, para con un inversor de corriente controlada y de acuerdo con la regulación japonesa en lo


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referente a los límites de operación de los parámetros en la red. Estudios en el Centro Experimental de la isla Rokko [42] han demostrado que la región de operación en modo isla de los inversores de voltaje controlado es mayor. Por otra parte se debe tomar en cuenta que se trata de una región teórica, en la práctica se pudiera encontrar que no necesariamente es trapezoidal; lo que si se puede afirmar es que para condiciones de operación dentro de esta región las posibilidades de suscitarse el fenómeno de operación en modo isla son elevadas si no se cuenta con una protección adicional. Una conclusión de lo anterior es que la protección adicional debe de cubrir una región mayor al área teórica.

Es importante mencionar que como en la mayoría de las protecciones eléctricas, cuanto más cerca se encuentra el punto de operación a la región de operación en modo isla, mayor es el tiempo de detección de los relevadores de voltaje y/o frecuencia. En las zonas en las que tanto la variación de frecuencia como la de voltaje son suficientes para disparar los relevadores correspondientes, la protección con menor tiempo de disparo en ese punto de operación realizará la desconexión.

4.5.2 Consideraciones sobre la operación en modo isla

El fenómeno de operación en modo isla no afecta a estaciones FV de gran capacidad, las cuales forman parte del esquema centralizado de generación y por lo tanto su operación es controlada por los sistemas de manejo de carga del sistema de potencia.

La probabilidad de operación en la región de operación en modo isla, si la penetración de generación FV es pequeña (< l5%), es prácticamente nula. La razón de ello es que la carga en un alimentador rara vez es inferior al 20% de su capacidad nominal durante el día (cuando los sistemas están generando). Sin embargo, la existencia de cargas rotatorias en el alimentador u otro tipo de cogeneradores (síncronos) pueden agravar la posibilidad de operación en modo isla, puesto que éstos tienen la capacidad de balancear de manera instantánea la potencia suministrada con la demandada.

En el caso de circuitos con alta penetración (> 30%), existe la posibilidad de que la potencia real de la carga y de los generadores esté balanceada en el momento de una desconexión. Sin embargo, los generadores FV distribuidos normalmente son de pequeña a mediana capacidad (< 50 kW). En este rango de potencia la gran mayoría de los inversores utilizados son del tipo autoconmutado (la tendencia es su uso en potencias cada vez mayores). El FP de los inversores autoconmutados normalmente es unitario, mientras el FP de la carga normalmente oscila alrededor de 0.86 inductivo. Por esta razón es poco probable que exista el balance de potencia reactiva necesario entre generadores y carga, para mantener estable la frecuencia del alimentador después de la desconexión de la red. En el caso de inversores conmutados por línea, las probabilidades de balance entre la potencia reactiva demandada y generada es aún menor ya que tanto la carga como los generadores consumen potencia reactiva.

Se puede concluir que la probabilidad de que ocurra el fenómeno si las protecciones convencionales del inversor operan correctamente es realmente pequeña. Por otra parte no se debe descartar la posibilidad de fallas en el funcionamiento de las protecciones, lo que refuerza la necesidad de implementar al menos una protección adicional contra operación en modo isla, Kobayashi y Takigawa [43], basados en un estudio estadístico; recomiendan el uso de un método de prevención adicional al monitoreo de voltaje y frecuencia si la penetración de generación distribuida es menor que 30%, y el uso de dos métodos de prevención adicionales si la penetración es mayor del 40%. La razón estriba en que la mayoría de ellos tienen “zonas ciegas”, las cuales son pequeñas áreas de operación dentro de las que son susceptibles a fallar.

Es poco probable en un alimentador con alta penetración que todos los inversores conectados fallen en detectar la pérdida de la red. Si uno de ellos detecta la condición, provocará desbalance de potencia al desconectarse, produciendo así que las protecciones de los demás inversores detecten la condición más rápidamente [39]. Por otro lado, se debe considerar también la naturaleza dinámica de la carga y del generador, eventos como el arranque de un motor o el paso de una nube pueden también ser suficientes


para alterar el balance. A pesar de la reducida probabilidad de ocurrencia de operación en modo isla, una medida externa consistente en revisar el voltaje de la línea y aterrizarla en el punto de trabajo antes de trabajar en ella elimina cualquier riesgo al personal.

Existe todavía un cabo suelto con respecto a la condición de operación en modo isla y tiene que ver con el tiempo de detección. Invariablemente habrá un lapso de tiempo antes de que las protecciones realicen la detección y manden la desconexión. En el caso de maniobras de mantenimiento este tiempo puede ser relativamente largo, puesto que los operadores de mantenimiento no accesarán la línea hasta unos minutos después de abrir el interruptor. Existe sin embargo la posibilidad de una desconexión debida a un accionamiento rápido del interruptor en la subestación por causa de algún transitorio, en estos casos las condiciones de la red se normalizan muy rápido y la señal de cierre del interruptor suele originarse en una fracción de segundo después de su apertura. Algunos autores [39, 44] sugieren un tiempo seguro de desconexión de 20 ciclos. Aún cuando se trata de un tiempo realista si el punto de operación se encuentra relativamente lejos del área de operación en modo isla, los tiempos de detección en condiciones de operación dentro de ella (con los métodos desarrollados a la fecha) suelen requerir hasta un par de segundos. Desde tal punto de vista es probable que se haga necesario modificar el control del sistema de cierre automático de los interruptores de potencia para evitar que se efectúe la reconexión a un sistema fuera de sincronización, ya que ello podría provocar corrientes de falla en las líneas e inversores, causando daños a inversores, generadores y cargas conectadas.

4.5.3 Métodos de detección de la operación en modo isla

Los cambios que ocurren tras la desconexión de un alimentador en el que la carga y la generación distribuida se encuentran balanceadas en potencias real y reactiva son generalmente sutiles. Los métodos de detección de operación en modo isla deben de ser capaces de detectar los pequeños cambios en los parámetros de la red tras la ocurrencia de tal evento, o de amplificar los disturbios de manera que puedan ser fácilmente detectables por las protecciones convencionales. Adicionalmente la protección debe discernir entre los cambios que ocurren en operación normal y los que ocurren en condición de operación en modo isla.

Las protecciones contra operación en modo isla se clasifican en pasivas y activas [42, 45, 46]. Las pasivas simplemente monitorean parámetros de la red y en función de ellos determinan condiciones anormales que acusen operación en modo isla. Las protecciones activas introducen algún tipo de disturbio que produce una operación inestable o se amplifica al momento de la pérdida de la red. Otro criterio de clasificación tiene que ver con el lugar en el que se aplica la protección, de él se derivan las protecciones en el sistema de distribución y protecciones en el inversor.

Para ilustrar la operación de las protecciones, en la figura 4.7 se presentan las gráficas típicas de tiempos de respuesta de las protecciones convencionales y de la protección contra aislamiento denominada desviación de frecuencia (abajo descrita). Nótese que la zona de detección de la protección contra operación en modo isla es teóricamente infinita (aunque normalmente tiene puntos ciegos que se localizan dentro del área). La detección fuera de la zona de operación en modo isla la realiza la protección cuyo tiempo de respuesta es menor.


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Niveles: OVR 115 V OFR 60.6 HzUVR 80 V UFR 59.4 Hz

Potencia reactiva de la carga (kVAR)Capacitivo Inductivo

+0.5-0.5-1 +10

500

700

800

Detección pordoble pico (BPF)

Area de detección por el método de doble pico BPF (primero que otros relés)

Tiempo de detección (ms)

Area del efecto isla cuando solamente están instalados

OVR/UVR y OFR/UFR

Detecciónpor OFR

Detecciónpor UFR

Figura 4.7. Relación entre carga y tiempo de detección de operación en modo isla del relevador de frecuencia y la protección de desviación de frecuencia (Pgen = Pcarga, Qgen = 0) [35].

4.5.3.1 Protecciones pasivas

Uso de inversores de corriente controlada. Algunos estudios en la isla Rokko [42] han comprobado que el lazo de control en los inversores de este tipo es inestable tras la pérdida de la red, lo que hace que su zona de operación en modo isla sea más pequeña que la de los inversores de voltaje controlado. Una desventaja de esta medida es que en presencia de cogeneradores síncronos incrementa la estabilidad del control del inversor, por lo tanto la zona de operación en modo isla incrementa su tamaño. Por otra parte, los generadores síncronos en alimentadores residenciales, no son comunes. Se trata de una medida sistemática para reducir la probabilidad operación en modo isla más que de una protección formal.

Monitoreo de fase de voltaje. Al ocurrir la desconexión de la red, si existe un pequeño desbalance de potencia, se presenta un pequeño cambio instantáneo en el ángulo de fase del voltaje de línea (3°) [42, 43]. La protección convencional detecta este cambio, o bien el cambio en el ángulo de fase entre el voltaje y la corriente del inversor. El método es efectivo pero tiene la desventaja de no detección cuando el desbalance es muy pequeño (su zona ciega se encuentra alrededor del origen del área de operación en modo isla).

Monitoreo de armónicos de voltaje. El método confía en el cambio instantáneo que tiene el contenido armónico del voltaje en la “isla” debido a las cargas, su efectividad depende del tipo de cargas en el alimentador. En Rokko ha sido utilizado con efectividad el monitoreo del tercer armónico conjuntamente con el uso de inversores de corriente controlada; la razón es que su magnitud se incrementa considerablemente debido a las características magnéticas de los transformadores de distribución [42]. La efectividad del segundo método armónico no está condicionada al tipo de cargas ni al nivel de generación distribuida. Según Takigawa y Kobayashi [43], es el método más efectivo en combinación porque su zona ciega no se traslapa con la de otros métodos.

Monitoreo de frecuencia (Δf). A diferencia del monitoreo de frecuencia en las protecciones convencionales, esta protección sensa continuamente la pendiente de la frecuencia con respecto al tiempo, cuando ocurre un cambio instantáneo en la frecuencia (Δf → α) el control detecta la condición de operación en modo isla. La efectividad del método depende de la existencia de un pequeño desbalance en


la potencia reactiva que produzca un pequeño cambio escalón en la frecuencia tras la desconexión de la red [43, 45, 46].

Señal directa de la subestación. Se trata de una medida tomada en el sistema de distribución. Su principio es sumamente simple y la probabilidad de falla es casi nula. La desventaja fundamental es el costo implicado, particularmente si se trata de un alimentador con alta penetración de sistemas residenciales [42].

4.5.3.2 Protecciones activas

Desviación de frecuencia. El disturbio instantáneo de frecuencia que ocurre tras la desconexión es amplificado por el control de manera que ésta se vuelve inestable; el control incrementa o disminuye la frecuencia (dependiendo del sentido original del disturbio) buscando un punto de estabilidad, pero el control está diseñado para que los puntos estables se localicen fuera de los límites permisibles. El relevador de frecuencia realiza entonces la detección y desconexión [35, 42, 43, 46]. Si la red está conectada el lazo de control es estable, evitando falsa detección. Es particularmente efectivo excepto en el caso de balance perfecto de potencia reactiva, lo cuál es poco probable como se explicó en la sección anterior.

Variación de potencia de salida. El control del inversor introduce una pequeña variación de potencia real o reactiva de baja frecuencia (normalmente senoidal). Si la red es desconectada se producen variaciones con el mismo periodo; ya sea en el voltaje o en la frecuencia de la línea según sea el caso. La detección de este comportamiento acusa la condición de operación en modo isla. El método no depende de las condiciones de balance de potencia ni del tipo de cargas conectadas a la red, sin embargo su efectividad puede disminuir al conectar varios generadores en paralelo debido a que el promedio de las fluctuaciones puede reducir la amplitud del rizo de potencia. Una forma de solucionar esto es sincronizando las fluctuaciones de potencia de los diferentes generadores con el voltaje de la red; evidentemente ello plantea necesidades de estandarización [42, 43, 45, 46].

Inserción de capacitores. Se trata de una medida en el sistema de distribución, concretamente en la subestación. Consiste en sensar el voltaje en la línea después de la desconexión; la existencia de voltaje acusa la condición de operación en modo isla, en cuyo caso se insertan capacitores para romper el balance de potencia reactiva. En el momento de la inserción, el voltaje se incrementa y la frecuencia disminuye. La desconexión de los generadores en la “isla” normalmente ocurre por la detección de frecuencia anormal. La capacidad del banco de capacitores (kVA) debe ser aproximadamente 20% de la potencia generada por los generadores para lograr la desconexión en menos de 2 segundos [42, 47, 48]. Entre mayor es la capacidad del banco de capacitores, menor es el tiempo de desconexión. Se trata de un método muy efectivo y potencialmente económico ya que muchas subestaciones tienen bancos de capacitores para corrección del FP. El tiempo de respuesta disminuye al incrementar la proporción de cargas rotatorias.

Inserción de reactores. Existe la posibilidad de insertar reactores en lugar de capacitores dentro de las medidas en el sistema de distribución. En este caso el voltaje disminuye y la frecuencia aumenta en el momento de la inserción. La desconexión de los generadores en la “isla” ocurre normalmente por la detección de frecuencia anormal. Los tiempos de respuesta y las capacidades requeridas son similares a los del método que emplea capacitores. Se considera como una buena protección de respaldo. La desventaja evidente con respecto al método anterior es la necesidad de proveer reactores en la subestación pudiendo implicar mayores costos [48].

Inserción de resistores. Una posibilidad más para la detección y desconexión en caso de la condición de operación en modo isla es insertar resistores en la subestación tras la detección del fenómeno. El propósito evidentemente es romper el balance de potencia real para que las protecciones de voltaje o frecuencia en los inversores detecten la condición de operación en modo isla.


86

Variación de impedancia. Este método desarrollado por Kyushu Electric Power Co. y descrito en [49] consiste en insertar un resistor, con capacidad del 20% de la potencia nominal del generador, de manera intermitente por un lapso corto de tiempo (l ms). Es posible detectar alguna diferencia de voltaje tras la pérdida de la red, debida al cambio en la impedancia del sistema; o bien se puede sensar la corriente proveniente de la red cuando la resistencia está conectada. El método es susceptible de fallar si la carga es grande o cuando hay varios generadores conectados. En el caso de más de tres generadores conectados requiere de la sincronización de las señales a los interruptores de conexión del resistor de todos los generadores; es incompatible con otros métodos de detección en el alimentador. Las pérdidas en el resistor son despreciables (0.05%).

4.5.4 Resumen y conclusiones sobre la operación en modo isla Tabla 4.1. Métodos de prevención de la condición de operación en modo isla.

MÉTODO IMPLEMENT. DESCRIPCIÓN OBSERVACIONES

A) PASIVOS

1. Control de corriente

Inversor Medida sistemática, el lazo de control es inestable tras la pérdida de la red.

Poco efectivo si hay generadores síncronos en el alimentador.

2. Monitoreo de fase

Inversor Detectar cambio instantáneo en ángulo de fase de voltaje o en ángulo entre voltaje y corriente del inversor.

No opera si el desbalance de potencias es pequeño.

3. Monitoreo de armónicos

Inversor • Monitorear armónicos de voltaje debidos a la carga.

• Monitorear 3er armónico de voltaje y usar inversores tipo fuente de corriente.

La sensibilidad depende del tipo de carga. No depende de la carga pero la corriente debe ser senoidal; muy efectivo en combinación.

4. Monitoreo de Δf

Inversor Detectar cambio instantáneo en la frecuencia de la línea.

Debe existir un pequeño desbalance en la potencia reactiva.

5. Señal de subestación

Sistema de distrib.

Señal directa de la subestación a los generadores.

Muy efectivo pero muy costoso, particularmente si hay muchos generadores en paralelo.

B) ACTIVOS

1. Desviación de frecuencia

Inversor Divergencia de frecuencia tras la pérdida de la red por intensidad del lazo de control.

Uno de los métodos más confiables pero tiene zona ciega.

2. Variación de potencia

Inversor Variar potencia real o reactiva y detectar variaciones de voltaje y/o frecuencia con el mismo periodo.

La efectividad disminuye al aumentar la cantidad de generadores a menos que la variación se sincronice.

3. Inserción de Sistema Inserción de capacitores, Es muy efectivo, tiempo de respuesta


MÉTODO IMPLEMENT. DESCRIPCIÓN OBSERVACIONES

impedancia de distrib.

reactores o resistores para romper el balance de potencia.

largo. Excelente protección de respaldo.

4. Variación de impedancia

Inversor Insertar resistor intermitentemente por tiempo corto, detectar cambios en voltaje o corriente.

No compatible con otros métodos, limitado a pocas unidades en paralelo.

La probabilidad de ocurrencia de la condición de operación en modo isla es pequeña si se usan protecciones convencionales, sin embargo aumenta al incrementarse el nivel de penetración FV en el alimentador. Ningún método de detección y prevención es infalible, el más confiable es muy costoso (señal de la subestación). La probabilidad de ocurrencia disminuye al usar más de un método, pero se deben elegir aquellos cuyas zonas ciegas tengan menor traslape. En cuanto a los mejores métodos de prevención de la condición de operación en modo isla, algunos autores concuerdan que los de monitoreo de armónicos y desviación de frecuencia resultan más efectivos en la mayoría de los casos. El método de monitoreo armónico es particularmente efectivo si se usa en combinación, porque su zona ciega casi no traslapa las zonas ciegas de otros métodos [43]. Es poco probable que las protecciones en el sistema de distribución (inserción de impedancia) substituyan a las protecciones en el inversor, lo más probable es que se implementen en alimentadores con alta penetración como protección de respaldo. Si existen cogeneradores síncronos en el alimentador o cargas rotatorias grandes, la probabilidad de ocurrencia de la condición de operación en modo isla aumenta a menos que éstas cuenten con métodos de detección (éste tipo de cargas son poco probables en alimentadores residenciales). Finalmente algunos investigadores han sugerido el desarrollo de unidades de protección independientes del inversor, pero tal solución posiblemente incrementaría los costos.


88

89

5

Protección y seguridad

Una de las condiciones básicas en un sistema FV conectado a la red es que éste opere de manera segura. Un sistema interconectado no debe generar riesgos en la operación del sistema de potencia o alterar la lógica de sus protecciones, debe a la vez protegerse a si mismo de fallas y fenómenos transitorios que pueden ocurrir tanto en la red como en el lado de corriente directa y por último, pero no menos importante, debe ser un sistema eléctrico seguro para los usuarios, operadores y personal de mantenimiento. Fuente [1].

Para hacer más simple la discusión sobre protección y seguridad, en este capítulo se agrupan las protecciones de un sistema FV conectado a la red en tres grupos fundamentales de acuerdo a su localización en el sistema.

1. Protección en el generador FV.

2. Protección en el inversor.

3. Protección en el lado de CA.

Por lo tanto, se definirá en cada caso la finalidad de la protección.

Los sistemas de protección están íntimamente ligados a la normatividad vigente en el país y región en los que el sistema FV va a ser instalado. Un resumen detallado sobre normas se presenta en el anexo C, asimismo, en la última sección de este capítulo se presenta un resumen sobre normas y regulaciones en general y se aborda la situación en México al respecto. Las normas existentes sobre interconexión de generadores FV con la red, y algunas otras normas de carácter general que son aplicables, contemplan la mayoría de las protecciones y medidas de seguridad que son necesarias para la operación segura de los sistemas en cuestión. Sin embargo, los lineamientos y reglamentaciones pueden variar de unas a otras (normas) dependiendo de los criterios y la filosofía de protección establecida en cada caso.


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Antes de iniciar la discusión particular sobre protecciones es necesario aclarar que no todas las requeridas en los sistemas residenciales son aplicables a las estaciones centrales, y viceversa. De modo que en la presentación de cada una de ellas se especifica si su uso es necesario en ambos tipos de instalación o se limita a alguno de los dos casos.

5.1 Protecciones en el generador FV

Los generadores FV tienen características de operación particulares que difieren notablemente de otras fuentes convencionales de energía. Como consecuencia, los procedimientos de protección a las instalaciones y a los seres humanos relacionados con ellas difieren de la práctica común. Estas particularidades en las características de los generadores FV se enlistan a continuación:

• La mayoría de las fuentes de energía eléctrica operan como fuentes de voltaje, los generadores FV en contraste, se comportan como fuentes de corriente en situaciones de falla. La corriente de cortocircuito de un generador FV es apenas ligeramente superior a la corriente de máxima potencia. Esto implica que no pueden disparar relevadores o fusibles de sobrecarga que necesitan corrientes sensiblemente mayores que el valor nominal para su operación. El generador es por lo tanto a prueba de cortocircuito.

• No se puede “apagar” un generador FV a menos que se cubra de la radiación solar directa e indirecta. Como consecuencia, el voltaje de salida está presente aún cuando el generador está desconectado y por lo tanto no se pueden interrumpir fácilmente corrientes de fuga (debido a fallas o defectos) durante el día.

• La corriente de salida guarda una relación lineal con el nivel de radiación solar, pero el voltaje máximo es alcanzado con niveles bajos de insolación. Entonces existen riesgos de descargas eléctricas con bajos niveles de radiación.

• Son fuentes de corriente y son fuentes de CD. Ambas características se combinan para conferirles la propiedad de mantener arcos eléctricos por tiempo prolongado en caso de fallas de aislamiento. Las corrientes de falla, como se mencionó, no son fácilmente detectables con protecciones convencionales. Los arcos eléctricos pueden provocar incendios en los sistemas FV.

• Se encuentran expuestos al medio ambiente (i.e. humedad, esfuerzos por cargas de viento, vibración, dilataciones y contracciones térmicas, químicos, y descargas atmosféricas), lo que agrava la posibilidad de fallas en el aislamiento o falsos contactos si los módulos o la instalación no cubren los requerimientos de protección y seguridad.

La tabla 5.1 contiene un resumen del tipo de fallas que se pueden presentar en el generador FV, así como sus causas probables y las consecuencias definitivas o posibles.

Las protecciones de un sistema FV pueden ser de tipo preventivo, cuyo propósito es eliminar las posibles causas de falla; o pueden estar diseñadas para detectar y eliminar fallas en caso de que las causas sean difíciles de eliminar (i. e. descargas atmosféricas).

Tabla 5.1. Tipos de fallas en generadores FV.

Protección y Seguridad 91

TIPO DE FALLA CAUSAS CONSECUENCIAS

Falla a tierra Posibles: descarga eléctrica, arcos, fuego, corriente inversa en módulos, sobrecorrientes y pérdida de potencia.

Cortocircuito

Deterioro de aislamiento (i.e. rayos UV, humedad, calor, sobrevoltajes, envejecimiento, químicos), daño al instalar, mala instalación. Cable suelto en caja de conexiones, abrasión, roedores, etc.

Pérdida de potencia, posibles arcos y fuego, por consiguiente, daño al sistema de CD.

Circuito abierto

Mala instalación, componentes inadecuados, fatiga por ciclos térmicos o vibración.

Pérdida de potencia, posibles arcos eléctricos y fuego.

Sobrevoltaje inducido Descargas atmosféricas. Posibles daños a componentes,

particularmente a equipos electrónicos Sobrevoltaje

directo Descargas atmosféricas directas. Daños al generador y equipos electrónicos.

Sombreado Cell mismatch, celdas defectuosas, basuras, aves, localización inapropiada.

Generación de puntos calientes y posible destrucción del módulo.

5.1.1 Diodos de bloqueo

La función de los diodos de bloqueo es proteger a los módulos FV contra corrientes en sentido inverso en caso de fallas a tierra en el generador, así como proteger el cableado de CD contra sobrecorrientes. Su uso es indispensable en todo tipo de generadores FV sin importar la capacidad o si el sistema está o no conectado a la red. La figura 5.1 ilustra la situación en la cual un módulo FV podría ser cargado con corriente inversa por causa de una falla a tierra de no existir diodos de bloqueo, se considera el caso más critico en el que el generador está en circuito abierto, porque tras la ocurrencia de la falla el voltaje del generador se reduce sensiblemente y consecuentemente ya no puede alimentar al inversor.

Circuitos serie

12n

(a)

Curva I-V de n-1 circuitoscombinados

Curva I-V del módulo "X"

Potencia disipadaen el módulo "X"

Voc del arreglodespués de lafalla a tierra

(n-1) Isc

Isc

- (n-1) Isc(b)

Módulo "X"

Figura 5.1. Falla a tierra en un generador FV aterrizado, sin diodos de bloqueo: a) Diagrama del generador, b)

Potencia disipada en el módulo “X”.


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Tras la ocurrencia de la falla el módulo “X” queda conectado en paralelo con los n circuitos serie del arreglo. Esto implica que el voltaje del módulo “X” y del resto del arreglo debe ser igual. La figura 5.1-b muestra las curvas características del módulo “X” y de los (n-1) circuitos serie restantes del arreglo. Como se puede observar, en el punto de operación en el que los voltajes son iguales, el módulo en el circuito defectuoso es cargado con una corriente inversa aproximadamente igual a (n-1)*Isc, en donde Isc es la corriente de cortocircuito de un circuito serie; suficiente para destruir el módulo y sobrecargar los conductores de conexión del circuito. La sobrecarga en los conductores se puede remediar si se dimensionan para soportar la corriente de falla, pero la capacidad de soportar corrientes inversas de los módulos normalmente no es especificada por los fabricantes.

El remedio es el uso de diodos de bloqueo en serie con el conductor positivo de cada circuito serie en generadores aterrizados. Si el potencial del generador es flotante, es evidente que solo una doble falla a tierra puede causar el nivel de corriente de falla que se ilustra en la figura 5.1, pero dado el caso, ésta puede circular por el conductor positivo o por el negativo. Con base en ello, en algunos generadores flotantes se instalan diodos de bloqueo en ambos conductores de un circuito serie. En la figura 2.1 y 2.2 del capítulo 2 se puede ver la localización de estos diodos de bloqueo, la cual es válida para sistemas residenciales y estaciones centrales..

5.1.2 Diodos de paso (Bypass)

Son necesarios en todo tipo de generadores FV. Se usan uno o dos por cada módulo dependiendo de su capacidad, algunas veces están incluidos dentro del encapsulado. Su función es proteger a los módulos FV de posibles “puntos calientes” debido a efectos de “sombreado” por basuras, aves, celdas dañadas o defectuosas (cell mismatch) [7]. Para evitar al máximo las pérdidas por sombreado sería necesario instalar un diodo de paso por cada celda, pero ello sería incosteable. Los diodos de paso reducen las pérdidas y evitan la destrucción del módulo, aunque estas no pueden ser eliminadas por completo. Algunos investigadores en materia de dispositivos FV estudian la posibilidad de integrar el diodo de paso en el proceso de manufactura de la celda sin incrementar los costos sensiblemente. Para su instalación ver la sección 7.

5.1.3 Dispositivos de sobrecorriente

Estos dispositivos permiten la protección contra sobrecorrientes por lo que tienen un papel importante para garantizar la seguridad de los equipos que conforman un sistema FV. En el caso de su instalación en el lado del generador FV, estos dispositivos pueden ser desde fusibles hasta interruptores termomagnéticos para aplicaciones en CD. Por esta razón debe considerarse en todo diseño el costo involucrado y su disponibilidad comercial; aunque desde luego es posible utilizar dispositivos para aplicaciones en CA que puedan proveer el mismo nivel de protección.

Las consideraciones para la selección de dispositivos de sobrecorriente son las siguientes:

• Se pueden utilizar interruptores termomagnéticos. Esta solución además de proteger al circuito en cuestión contra sobrecorrientes, provee los medios de desconexión especificados en la sección 5.1.11

• Alternativamente se pueden utilizar dispositivos de desconexión con portafusibles integrados.

• Deben estar especificados para uso en circuitos de CD.

• Su calibración nominal debe ser entre 125% y 150% de la corriente de cortocircuito del circuito que deben proteger; y debe ser menor que la capacidad de conducción de corriente de los conductores del circuito en cuestión.


• Tener la capacidad de voltaje apropiada.

• Preferentemente utilizar dispositivos con retraso de tiempo para evitar desconexiones por sobrecorrientes transitorias.

• Tener la capacidad de interrupción de corriente adecuada. Para determinar dicha capacidad, considerar las corrientes factibles de todas las fuentes, incluyendo corrientes de falla provenientes de la red que pueden pasar a través del inversor.

5.1.3.1 Fusibles en los circuitos serie

El uso de fusibles en generadores FV de todo tipo es práctica común y por supuesto no tiene nada que ver con protección contra cortocircuito puesto que su corriente de cortocircuito no es suficiente para disparar un fusible. Son una protección de respaldo contra fallas a tierra en caso de que algún diodo de bloqueo esté en corto. La falla de un diodo de bloqueo puede suscitarse inadvertidamente debido a picos transitorios de voltaje, sobrecalentamiento o mala calidad del dispositivo.

El Código Eléctrico Nacional de EUA (NEC), sección 690-8, especifica que la corriente nominal de los fusibles no debe ser inferior al 125% de la corriente de cortocircuito de la rama que protegen. De acuerdo con lo expuesto en la sección sobre diodos de bloqueo, y considerando que para lograr el disparo rápido de un fusible se necesita por lo menos 3 veces la corriente nominal, se podría pensar que resulta poco benéfico instalar fusibles en generadores FV con menos de 4 ramas en paralelo. Esto sería válido si la única fuente de corriente de falla fuera el generador mismo, pero de acuerdo con Bower y Wiles [12], algunos inversores pueden suministrar corrientes de falla provenientes de la red al arreglo. Lo anterior nos lleva a concluir que siempre es conveniente instalar fusibles en cada rama sin importar el número de ellas en paralelo.

Si el generador está aterrizado, un solo fusible por rama es suficiente porque las corrientes de falla deben circular forzosamente por el cable positivo. Si el generador es flotante las corrientes de falla pueden circular por ambos cables, por lo tanto es usual incluir dos fusibles por rama [14, 50]. Las figuras 2.1 y 2.2 ilustran la localización de los fusibles en cada caso. La protección es aplicable a cualquier tipo de generador FV.

5.1.4 Puesta a tierra de los equipos

Se aplica en cualquier tipo de instalación. Su uso esta considerado en la mayoría de los códigos y normas de instalaciones eléctricas debido a que permite proteger a las personas y a los equipos contra fallas de aislamiento. Consiste en conectar sólidamente a tierra todas las partes metálicas del sistema que no forman parte de los circuitos eléctricos (i.e. gabinetes, estructuras, etc.) formando una malla equipotencial entre ellos. El sistema de tierras de los equipos debe ser el mismo que el del sistema de CD si este último está aterrizado (ver sección 5.1.5). En la puesta a tierra de los equipos se permite el uso de conexiones múltiples a tierra o de conexión en un solo punto, e interconexión entre equipos con conductores de baja resistencia.

La norma IEC 364 la considera como una protección contra “contacto indirecto” (contacto indirecto significa que una estructura o parte conductora que no forma parte del circuito eléctrico ha quedado energizada accidentalmente, por lo que presenta riesgo de descarga eléctrica a las personas que puedan tocarla). Con los equipos aterrizados, en el caso de que un conductor del sistema de CD entre en contacto con alguna estructura metálica, ésta se mantiene sólidamente en el potencial de tierra, evitando riesgos al personal por contacto con dicha estructura. Un detector de falla a tierra se puede usar para deshabilitar el sistema y mandar una señal de alarma.


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5.1.5 Puesta a tierra del sistema [12, 14, 50]

Se ha mencionado en otros capítulos que la puesta a tierra del sistema de CD es un tema controversial, la mayoría de las normas y los códigos eléctricos permiten ambos modos de operación del sistema FV (flotante y aterrizado), siempre y cuando el nivel de protección sea el mismo. Aterrizar el sistema implica conectar sólidamente a tierra y en un solo punto uno de los dos polos del generador FV si el sistema es de dos hilos. En estaciones centrales es común usar una configuración de tres hilos (positivo, negativo y neutro), el conductor neutro se localiza exactamente en el punto medio del voltaje del generador FV; en este caso el bus neutro del sistema se conecta a tierra (ver figura 2.6, capítulo 2).

Esta medida se usa tanto en sistemas residenciales como en instalaciones centrales, sin embargo su uso no es generalizado. En EU la mayoría de los sistemas son aterrizados, mientras que en Europa la mayoría son flotantes. La flexibilidad de poner a tierra el sistema es reducir el daño a equipos por voltajes inducidos (por lo tanto el punto de conexión debe estar lo más cercano posible al equipo que se desea proteger), estabilizar el voltaje del sistema, proporcionar un camino de baja resistencia a las corrientes de falla para facilitar su detección y eliminación, y reducir los efectos de la IEM. Cuando el sistema está aterrizado, los equipos deben también aterrizarse (sección 5.1.4) para proveer un camino para las corrientes de falla a tierra.

En función de lo anterior se pueden definir tres configuraciones básicas con respecto a las características de la tierra en los generadores FV:

• Sistemas sin aterrizar (equipos y sistema eléctrico sin conexión a tierra).

• Sistemas con equipos a tierra (sistema eléctrico sin aterrizar).

• Sistemas aterrizados (equipos y sistema eléctrico conectado a tierra).

A continuación se hace una comparación de los sistemas aterrizados y flotantes con respecto a la detección de fallas, seguridad del personal y riesgo de fuego.

5.1.5.1 Detección de fallas

Un mecanismo de falla en un arreglo FV es la evolución de corrientes de fuga debidas a mala instalación o defectos de aislamiento. Las corrientes de fuga producen carbonización y depositan metales en su camino, con lo cual la corriente se incrementa hasta llegar al nivel de falla. En el proceso, el calor producido puede causar la fusión del carbón y un arco eléctrico con corrientes que no puede disparar un fusible. El proceso de formación de un arco eléctrico puede tomar años, como consecuencia, un arreglo FV se vuelve más susceptible a ellos entre mayor es su tiempo de servicio. Una discusión sobre la formación de arcos en arreglos FV se presenta en [14].

Los cortocircuitos son detectables por el control del inversor. Los inversores tienen una ventana de voltaje de trabajo bien definida. La pérdida total o parcial de potencia de manera instantánea es otro mecanismo de detección posible para cortocircuitos (la caída de potencia por nubes tiene una pendiente característica mucho menor).

En sistemas aterrizados y flotantes se pueden usar detectores de falla a tierra. En los primeros las corrientes de falla son grandes, permitiendo la detección fácilmente. En los segundos la sensibilidad del equipo debe ser mayor. El límite de sensibilidad en la detección de fallas a tierra en sistemas flotantes está dado por el nivel de corriente de fuga del arreglo en condiciones húmedas; en EUA se ha medido más de 1 A de corriente de fuga en un arreglo de 300 kW [12]. Una vez detectada una falla a tierra, es más fácil localizarla si el generador está aterrizado porque la corriente de la rama defectuosa declina considerablemente, se hace cero o inclusive se hace negativa si el diodo de bloqueo está en corto. Esta


situación es muy relevante sobre todo en estaciones centrales donde el tiempo de mantenimiento es un factor importante. En sistemas flotantes es más difícil localizar fallas a tierra puesto que todos los circuitos continúan suministrando casi el mismo nivel de corriente después de su ocurrencia.

Es importante que la conexión a tierra de generadores FV se realice en un solo punto, con ello se evitan corrientes circulantes en varios puntos del sistema y se eliminan problemas de detección de fallas a tierra.

5.1.5.2 Seguridad de las personas

En sistemas flotantes, teóricamente no existe el riesgo de descarga eléctrica si se toca uno de los conductores y tierra puesto que no existe un camino para la corriente. En realidad, en los arreglos FV normalmente existen caminos de fuga que tienen el efecto de formar una conexión resistiva entre el generador y tierra. Este camino resistivo puede causar descargas eléctricas al personal de mantenimiento. Otra consideración al respecto es que existen capacitancias parásitas entre generador y tierra, por lo que el contacto antes mencionado puede provocar una descarga capacitiva aún cuando no existan fugas a tierra. Las descargas eléctricas pueden provocar movimientos involuntarios que pueden producir caídas y otras lesiones. El uso de sistemas flotantes y equipos con aislamiento clase II, como se ha propuesto en Europa, reduce considerablemente los riesgos asociados con corrientes de fuga y capacitancias, haciéndolos bastante seguros si se emplean prácticas de instalación apropiadas. Un riesgo potencial con un sistema flotante es que sea accidental e inadvertidamente aterrizado (falla de detección) porque el personal de mantenimiento podría sufrir descargas eléctricas al suponer la operación flotante.

Los sistemas aterrizados representan mayores riesgos al personal de servicio porque alrededor del arreglo hay gran cantidad de partes metálicas con las que se puede cerrar el circuito y producir una descarga eléctrica; recuérdese que el generador FV no se puede apagar (sección 5.1). Una solución posible es el uso de gabinetes y estructuras no conductoras en la medida de lo posible.

5.1.5.3 Seguridad contra incendio

El riesgo de incendios deriva de la posibilidad de que se produzcan arcos eléctricos. El proceso de formación de un arco eléctrico en un arreglo FV está relacionado con las corrientes de fuga como se explicó en el apartado sobre detección de fallas. Cuando un arco se forma la corriente asociada tiene ya el nivel de corriente de falla, por lo tanto los sistemas de detección deben deshabilitar el generador e interrumpir el camino de la corriente para evitar su formación. Un cortocircuito tiene las mismas probabilidades de producir un arco en sistemas aislados o aterrizados. En cuanto a fallas a tierra la situación es distinta para cada caso como se explica en los siguientes párrafos.

Al respecto, los sistemas flotantes ofrecen mayores ventajas porque se deben presentar dos fallas a tierra para que exista la posibilidad de formación de un arco eléctrico. Si el sistema de detección opera de manera confiable, deshabilita al generador tras la ocurrencia de la primera falla, evitando con ello el riesgo de arcos. La deshabilitación del generador se puede lograr cortocircuitando sus terminales. La corriente total de fuga a tierra en el sistema no debe ser excesiva porque ello dificulta la detección de fallas.

Los sistemas aterrizados presentan mayores riesgos de incendio porque una sola falla a tierra puede provocar un arco eléctrico. Por otra parte, es difícil interrumpir la corriente de falla a menos que se desconecte la tierra del sistema, una vez realizada esta maniobra se puede deshabilitar el arreglo cortocircuitándolo. Otra manera de interrumpir la corriente de falla es abriendo el circuito defectuoso, pero ello requiere de su localización precisa. Gracias a la facilidad de localización de fallas a tierra en sistemas aterrizados, es posible establecer un control por computadora que realice estas funciones cuando la economía del sistema lo permita.

5.1.5.4 Conclusiones


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Los sistemas aterrizados confieren mayor protección a los equipos porque el voltaje es más estable y los sobrevoltajes inducidos son mejor atenuados. Por su parte, los sistemas flotantes presentan menos riesgo de incendio por arcos eléctricos. Con respecto a la seguridad de las personas, los sistemas flotantes con aislamiento clase II y bajo voltaje son la mejor opción. En estaciones centrales no es conveniente el empleo de voltajes pequeños de CD porque ello implica un incremento considerable en las pérdidas por conducción, así mismo, el uso de módulos FV y equipos con doble aislamiento puede disparar los costos. Por otra parte, aterrizar arreglos grandes en el punto medio del voltaje disminuye a la mitad el potencial máximo con respecto a tierra de los módulos, lo que reduce el riesgo de arcos eléctricos por alto voltaje y envejecimiento del aislamiento.

La selección de las condiciones de tierra dependerá por lo tanto de los parámetros eléctricos del sistema (voltaje y potencia) y de la filosofía de los sistemas de protección.

5.1.6 Protección contra contacto directo

En otras palabras, aislamiento. Esta protección implica que todos los elementos destinados a conducir las corrientes del sistema deben estar debidamente aislados para evitar que las personas entren en contacto directo accidental con un potencial peligroso. Tal protección es más común encontrarla en las normas europeas para instalaciones eléctricas residenciales (IEC 364; sección C.2.4 del anexo C), sin embargo también es aplicable a estaciones centrales.

5.1.7 Aislamiento clase II

Aislamiento clase II significa doble aislamiento desde el punto de vista cualitativo. En términos cuantitativos implica que los componentes eléctricos deben soportar un voltaje de prueba determinado en función del voltaje nominal; sin embargo, representa también mayor resistencia a factores como degradación y abrasión.

Existen actualmente en el mercado módulos FV con aislamiento clase II, asimismo se encuentran cables conductores, conectores y cajas de conexión que cumplen esta especificación. La implementación de esta medida reduce considerablemente las posibilidades de falla de aislamiento y todas sus consecuencias (i.e. fallas a tierra, corto circuitos, arcos, etc.) durante la vida útil del sistema; siempre y cuando se lleven a cabo las prácticas de instalación apropiadas (ver sección 5.1.10). La norma IEC 364 la clasifica como una protección contra contacto indirecto. La medida hace por ende prescindir del uso de diodos de bloqueo y fusibles, con lo que se compensa parte de los costos adicionales del equipo.

El uso de módulos y componentes con doble aislamiento puede ser recomendable en sistemas residenciales, pero en estaciones de gran capacidad pudiera agravar los costos significativamente. Esta práctica ha sido utilizada ampliamente en Alemania, en el contexto del programa 1000 Roofs (sección B.1.2.2 del anexo B).

5.1.8 Bajo voltaje en el sistema de CD

Para propósitos de seguridad, el voltaje del generador FV es el voltaje de circuito abierto y no el voltaje de operación. Restringir el voltaje de circuito abierto del sistema es una medida de protección contra contacto indirecto, puesto que además de reducir la magnitud de una descarga eléctrica, disminuye el estrés en el aislamiento y la probabilidad de fallas del mismo.

La norma IEC 364 establece un voltaje máximo de circuito abierto para sistemas residenciales de 120 VCD. El NEC (artículo 690-7) por su parte especifica un voltaje máximo de 600 VCD para cualquier tipo de instalación sin necesidad de utilizar equipos o medidas de seguridad especiales. Lo expuesto arriba es un indicativo de la filosofía de protección en cada caso. Evidentemente, en Europa se hace mayor énfasis


en la seguridad de las personas. La desventaja de operar con bajo voltaje es el aumento de las pérdidas por conducción, sin embargo, la seguridad de las personas debe ser prioritaria en toda clase de instalación eléctrica.

5.1.9 Protección contra sobrevoltaje [14]

El sobrevoltaje en el sistema de CD de un generador FV es generado por descargas atmosféricas (rayos), los sistemas de protección contra sobrevoltaje están encaminados a atenuar sus efectos. Las protecciones en esta categoría están diseñadas principalmente para proteger a los equipos, sin embargo la seguridad de las personas se incrementa al implementarlas. Hay tres mecanismos que producen sobrevoltaje por descargas atmosféricas: el acoplamiento inductivo, el acoplamiento capacitivo y el acoplamiento conductivo. A continuación se explica cada uno de ellos brevemente y las medidas para evitarlo.

5.1.9.1 Acoplamiento inductivo

Cuando el pico de corriente que produce una descarga es conducido por el sistema interceptor de rayos, esta corriente de descarga produce voltajes inducidos en las espiras conductoras que se forman con el cableado del generador FV. La magnitud del voltaje inducido guarda una relación directa con el área de la espira e inversa con la distancia entre la corriente y ésta. Las medidas de prevención de daños por acoplamiento inductivo son:

• Instalar el arreglo FV lejos del conductor del sistema interceptor de rayos (pararrayos), si existe. • Evitar que el cableado del arreglo forme lazos conductores de gran área (figura 5.2). Esto se logra

si los polos de cada circuito corren dentro de un mismo ducto. Tal práctica no se contrapone a la filosofía de instalaciones a prueba de falla si se emplean conductores con doble aislamiento.

(a) (b)

CAJA DE CONEXIONESDEL GENERADOR

CAJA DE CONEXIONESDEL GENERADOR

Figura 5.2. Cableado de un circuito fuente en un arreglo FV: a) Incorrecto; b) Correcto.

• Entre mayor es la sección transversal de las estructuras metálicas que soportan el arreglo, mayor es la corriente inducida en ellas. Dicha corriente produce un campo magnético que se contrapone al campo que la produce, y como consecuencia se atenúa el voltaje inducido en los conductores del arreglo.

• Usar cables con malla metálica (blindados) para el circuito de salida del arreglo o subarreglo. El efecto de la malla es similar al de las estructuras.

• Usar varistores a la salida del arreglo y al final de la línea.

5.1.9.2 Acoplamiento capacitivo

Las fluctuaciones en la intensidad del campo eléctrico causadas por descargas entre nubes y entre nubes y tierra producen una diferencia de potencial entre el arreglo y tierra, ya que el arreglo funciona como un


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plato capacitor. La energía acoplada capacitivamente por rayos a más de 100 metros puede ser disipada con varistores [14], para reducir los efectos del acoplamiento capacitivo se recomienda observar las siguientes medidas:

• Instalar el arreglo lo más cerca posible del sistema de tierras.

• Instalar varistores para proteger el equipo electrónico de acuerdo con su sensibilidad a los sobrevoltajes.

• Aterrizar sólidamente las estructuras y marcos metálicos de los módulos.

5.1.9.3 Acoplamiento conductivo

El acoplamiento conductivo ocurre debido a las caídas de voltaje cuando parte de la corriente de descarga fluye por cables, conexiones a tierra o tierra del sistema. Las medidas más usuales para disminuir sus efectos son:

• Aterrizar marcos y estructuras correcta y consistentemente (formar mallas preferentemente). Si existe un sistema interceptor (apartarrayos), el sistema de tierras debe estar integrado al cable de conducción de corriente de descarga.

• Colocar varistores en líneas de potencia y de señal.

• Colocar varistores en la línea de CA para proteger el inversor.

• Los cables de conexión con tierra de los varistores y las mallas de los cables de potencia deben ser lo más cortos posible para evitar caídas de tensión que produzcan diferencias de potencial grandes entre la entrada y la salida del inversor. En otras palabras, los varistores deberán conectarse lo más cerca posible del bus de tierra del sistema.

5.1.9.4 Comentarios generales y conclusiones

Se debe evitar la formación de lazos conductivos de gran área en el cableado del arreglo o subarreglos, instalar el campo FV lo más alejado posible del cable conductor de la corriente de descarga si hay sistema pararrayos.

Para proteger la caja de conexiones del arreglo o subarreglo se pueden usar varistores, la conexión a tierra de los varistores debe estar al mismo potencial que los marcos, estructuras metálicas y el cable de conducción de descargas, si existe. La corriente nominal de los varistores debe ser de 10 kA. Si el cable tiene malla protectora (blindado) se pueden usar dispositivos de menor capacidad. Si los conductores de salida son muy cortos se puede omitir el empleo de varistores [14].

Para proteger el cable de potencia principal se deben usar conductores con malla protectora (blindados) en localidades de alto riesgo. La malla debe conducir parte de la corriente de descarga de lo contrario no realiza su función; ambos extremos de la malla deben conectarse al conductor de descarga.

Con respecto al inversor, se debe usar protección contra acoplamiento capacitivo en todos los casos. La capacidad de los varistores debe ser aproximadamente de 3 kA/kWp si no existe sistema de intercepción (pararrayos). Si hay sistema de intercepción, usar dispositivos de 10 kA cuando el cable no tenga malla de protección. Si el cable tiene malla usar elementos de 5 kA. Usar supresores de picos en la línea de CA para proteger la salida del inversor.

Normalmente en instalaciones residenciales no es necesario instalar pararrayos a menos que la probabilidad de descarga directa sea muy grande. Por otra parte, la mayoría de los edificios tienen sistema de intercepción de rayos, al cual se debe integrar el sistema de tierras del arreglo FV. En estaciones


centrales se utilizan pararrayos sólo en zonas de alto riesgo o en plantas de gran capacidad. Se puede concluir que en la mayoría de las instalaciones no es necesario instalar pararrayos, en cuyo caso sólo es indispensable implementar las medidas de protección contra acoplamiento capacitivo.

Es importante puntualizar que las características de los varistores cambian al entrar en conducción, dependiendo de la energía de la descarga, un dispositivo que ha operado puede tener corrientes de fuga excesivas. Es conveniente el uso de dispositivos con circuito de corte interno; de no ser así se puede usar un monitor de aislamiento en sistemas con transformador para detectar varistores en mal estado.

5.1.10 Detector de falla de aislamiento

De acuerdo con [14] existen dos sistemas para detectar fallas de aislamiento (falla a tierra). En sistemas flotantes con transformador de aislamiento como los que se han popularizado en Europa se utiliza un monitor de aislamiento en el lado de CD que muestrea periódicamente la resistencia de cada línea con respecto a tierra (ver figura 2.2).

La otra alternativa en sistemas aterrizados, sin transformador, es el empleo de un detector de fuga a tierra (o dispositivo de corriente residual).

El artículo 690-5 del NEC estipula que el aparato en cuestión debe ser capaz de detectar la falla, interrumpir la corriente de falla y deshabilitar al arreglo. Como se mencionó previamente, en sistemas aterrizados la única manera de interrumpir la corriente de falla es la desconexión del circuito defectuoso (string) o abrir la conexión a tierra; en sistemas flotantes no hay corriente de falla a menos que se presente una doble falla a tierra. Los expertos en el tema concuerdan en que la mejor manera de deshabilitar un arreglo es cortocircuitando sus terminales porque con ello el voltaje del arreglo se hace cero. Actualmente están en desarrollo dispositivos comerciales que realizan estas funciones, expresamente diseñados para operar en sistemas FV [44]. Una característica adicional que sería deseable es que el aparato emita señales de falla visibles y audibles para advertir un peligro potencial.

El costo de los equipos para monitoreo de aislamiento es alto, su uso no es indispensable en sistemas residenciales con aislamiento clase II. Una mejor opción en estos casos es medir la rigidez dieléctrica del aislamiento entre conductores, y entre cada conductor y tierra de manera periódica como práctica de mantenimiento preventivo.

Un trabajo interesante sobre localización de fallas en plantas FV de gran tamaño por el método de Reflectometría en el Dominio del Tiempo (TDR por sus siglas en inglés) se puede ver en [51]. El principio básico es aplicar un pulso periódico de voltaje en la línea de CD y observar el comportamiento de la señal con un osciloscopio. Cuando se encuentra alguna anomalía en el sistema, la señal es reflejada y produce cambios en la señal característica. Una vez que se determina que un grupo de circuitos está defectuoso se repiten las pruebas a cada circuito, pudiéndose determinar el tipo de falla y su localización analizando las pendientes y los tiempos de desfasamiento de la señal. Los investigadores de este método monitorearon una estación FV de 1 MW en dos días. Una de las bondades del sistema es que para realizar la detección se utilizan equipos comunes en cualquier laboratorio de electrónica.

5.1.11 Medios de desconexión

El NEC, en sus artículos 690-13 a 690-18, prevé el uso de interruptores de desconexión en el generador FV para realizar varias funciones. La interrupción del conductor de tierra no es obligatoria en sistemas aterrizados si el sistema para deshabilitar fallas a tierra no lo requiere.

• Interruptor para el circuito de salida del generador (interruptor principal de CD), adecuadamente dimensionado, accesible, aislado e indicando la posición en que se encuentra. Si está energizado por más de una fuente se debe indicar en el tablero que existen partes vivas en ambos lados.


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• Medios de desconexión para equipos de acondicionamiento de potencia (i.e. inversor, filtros, etc.). Si el equipo está energizado por más de una fuente, los disyuntores e interruptores deben estar debidamente identificados.

• Medios de desconexión para fusibles en ambos extremos.

• Medios para deshabilitar el arreglo en caso de mantenimiento. El manual del NEC propone tres alternativas: 1).- Cortocircuitar todos los circuitos del arreglo con interruptores o conectores; 2).- Dividir el arreglo en segmentos con voltajes no peligrosos mediante interruptores o disyuntores; y 3).- Cubrir el arreglo de la luz. Alguna de las dos primeras alternativas se puede usar para coordinar la interrupción de corrientes de falla.

Por otro lado, es necesario aclarar que para sistemas flotantes se deben proveer medios de desconexión para ambos polos de los circuitos de CD que conforman el generador FV.

5.1.12 Selección de componentes e instalación apropiada

Es importante que los componentes utilizados en un sistema FV cumplan con las normas de la industria eléctrica para tal propósito. La mayoría de los códigos que incluyen sistemas FV especifican tal situación.

El cableado es tal vez una de las consideraciones más importantes, éste debe estar correctamente dimensionado considerando las condiciones de temperatura a la que va a estar sometido (70°C en la parte trasera de un módulo es una temperatura de operación nominal en un clima moderado). Dimensionar el calibre de los conductores de conexión de cada rama (string) para soportar la corriente total de cortocircuito del generador es práctica común en sistemas residenciales, porque como se vio en la sección 5.1.1, existen condiciones de falla que pueden imponer tal demanda en ellos. El aislamiento debe ser resistente a la humedad y a los rayos UV. Si el arreglo está conformado por módulos con doble aislamiento, todos los demás componentes incluyendo el cable deben cumplir dicha especificación, de lo contrario no tendría sentido la inversión adicional. Los conectores y cajas de conexión deben ser también a prueba de cortocircuitos y falsos contactos.

Las prácticas de instalación son tan importantes como la selección de componentes. Se deben seguir los lineamientos para evitar daños a los componentes en instalación y aquellos que incrementan la seguridad del sistema: por ejemplo, los conductores que entran en una caja de conexión deben estar mecánicamente sujetos a la caja para evitar arcos en caso de una conexión floja o dañada. En Europa se ha desarrollado el concepto de instalaciones a prueba de fallas en conjunto con el uso de bajo voltaje y doble aislamiento [14]. El empleo de tales prácticas encaminadas a la prevención elimina la necesidad de diodos de bloqueo y monitores de aislamiento permanentes, los fusibles se utilizan porque sería poco razonable eliminar todas las protecciones.

Los conectores juegan un papel muy importante para garantizar la seguridad del sistema de CD. En la sección 690 del NEC se establecen los siguientes criterios en su selección:

• Deben ser polarizados y no intercambiables con receptáculos eléctricos de otras instalaciones eléctricas en el inmueble.

• Su construcción e instalación debe proteger a las personas contra contacto accidental con conductores “vivos” (aislamiento).

• Deben tener un mecanismo para evitar que se desconecten o se zafen.

• El polo de tierra debe de ser el primero en hacer contacto y el último en romperlo (aplicable a sistemas aterrizados solamente).

• Deben tener la capacidad de interrumpir la corriente del circuito sin riesgos al operador.


5.1.13 Detector de arcos [52]

En el contexto del proyecto Gigawatt promovido por la compañía Alpha Real, y con la colaboración de la Escuela de Ingeniería de Suiza, han desarrollado un dispositivo novel que es capaz de detectar el espectro electromagnético característico de los arcos producidos en un sistema FV. El aparato se encuentra en etapa de desarrollo, ha la fecha han construido y probado varios prototipos. El dispositivo podría convertirse en una parte importante del sistema de protección contra incendios; hay que recordar que estos siniestros en sistemas FV han causado ya pérdidas importantes en instalaciones como la planta de 1 MW en Sacramento y la estación de 500 kW en Mont-Soleil. Algunas entidades importantes en Europa como ENEL y ANIT de Italia, y el Instituto Fraunhofer de Alemania están actualmente participando en el desarrollo.

5.1.14 Señalización

Es importante que existan letreros que adviertan de los riesgos que existen en los alrededores de todos los componentes del sistema FV. La mayoría de los códigos eléctricos de seguridad en el mundo establecen lineamientos para la colocación de letreros de advertencia e información que ayudan a eliminar situaciones de riesgo y accidentes. 5.2 Protecciones en el inversor

Las protecciones en los inversores han sido tratadas con detalle en el capítulo 3, sección 3.6. No todos los puntos que se incluyen en dicha sección son protecciones, por lo que aquí se hace un resumen de ellas y se presentan algunos comentarios adicionales. Cabe mencionar que siendo el inversor el elemento de interfaz entre los sistemas de CD y CA, debe cumplir con funciones encaminadas a la protección de ambos sistemas, así como de sus propios circuitos.

5.2.1 Protección contra operación en modo isla (Islanding)

El fenómeno de operación en modo isla y las medidas de prevención se explican con detalle en la sección 4.5. Es una de las protecciones obligadas en un inversor para evitar riesgos al personal de la compañía suministradora, daños a otros usuarios por alimentar cargas con voltaje y frecuencia inapropiados, y finalmente daños al inversor mismo por una posible reconexión no sincronizada que puede causar corrientes de falla peligrosas en él. Es aplicable esencialmente a sistemas FV distribuidos como los instalados en edificios y casas habitación. En estaciones FV centrales el enlace del sistema de control a los sistemas de señalización de la red evita que la planta opere en modo isla.

Las compañías suministradoras con experiencia en sistemas conectados estipulan el uso de relevadores de alto y bajo voltaje, así como de alta y baja frecuencia para prevenir la operación de generadores FV en modo isla. En la gran mayoría de las ocasiones en que ocurre una interrupción de la red, tales protecciones son suficientes para detectar la condición y desconectar el generador FV. Pero como se vio en la sección 4.5, existen condiciones bajo las cuales se hace necesario emplear otros métodos de detección para evitar su ocurrencia.

5.2.2 Respuesta a fallas en el alimentador

Es importante que el sistema FV no alimente corrientes de falla en la línea de CA. Los relevadores de voltaje y frecuencia son los principales medios de detección y desconexión del sistema FV en caso de


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disturbios en la red ocasionados por fallas. Los estudios sobre generadores FV distribuidos realizados en la isla Rokko, en el Japón, sugieren que la lógica de operación de los sistemas de protección de la red no se ve afectada inclusive si el nivel de penetración es elevado [42]. Adicionalmente se debe recordar que los generadores FV son fuentes de corriente, lo que limita su contribución a las corrientes de falla. En la situación poco probable de que el inversor no detecte la falla, al operar el interruptor del alimentador, las protecciones contra operación en modo isla realizarán la desconexión del inversor.

5.2.3 Control del FP

Se trata de una forma indirecta de protección a los equipos de la red y sus usuarios. El FP, como se explicó en la sección 4.2, tiene una relación importante con la regulación de voltaje del alimentador al que se encuentra conectado el sistema, y por lo tanto puede afectar adversamente a los otros usuarios y a los equipos de regulación de la red. La medida es universal, es decir, todos los inversores conectados a la red deben tener control de su FP. Los métodos de control se explican también en la sección 4.2.

5.2.4 Control de emisión de armónicos

Ésta es otra forma indirecta de protección a los usuarios de la red y a los equipos del sistema de potencia. En la sección 4.1 se presentan los efectos de la distorsión armónica y las formas de controlar su emisión según el tipo de inversor. La distorsión de voltaje causada por corrientes armónicas inyectadas a la red puede provocar problemas de operación a un número considerable de equipos sensibles a la detección de cruces por cero y por sobrevoltajes peligrosos, entre otras cosas. Evidentemente se trata de una medida de protección aplicable a todo inversor para ser interconectado con la red.

5.2.5 Protección contra inyección de CD en la red

Una de las posibles consecuencias de inyectar CD en la red es que el personal de servicio podría verificar la ausencia de voltaje de CA de la línea y entrar en contacto con ella sin percatarse de que en realidad está energizada. La presencia de voltaje de CD en la línea es en realidad poco probable porque el secundario del transformador de distribución y la mayoría de las cargas de CA son un cortocircuito para CD.

La otra condición indeseable es que altos niveles de CD puedan causar saturación en los transformadores de distribución cuando la carga es cercana a la nominal (la saturación causa distorsión del voltaje). Para que esto ocurra se requeriría que la corriente de CD sea mayor que el 10% de la corriente nominal del transformador [44], lo cual es poco probable aún con niveles de penetración elevados.

Como se vio en la sección 3.6, la manera más común de evitar la inyección de CD en la red es usando un transformador de aislamiento. Tal dispositivo puede ser parte integral del inversor o conectarse de manera externa; y puede ser de alta o baja frecuencia. Como se sabe, los transformadores aumentan el costo del inversor y reducen su eficiencia, lo cual constituye una desventaja importante para la competitividad económica de los sistemas conectados. Alternativamente es posible incluir en el inversor un circuito de detección de CD y de desconexión.

5.2.6 Control de emisiones de radio frecuencia (IEM)

Se trata de una protección a los sistemas de comunicación propios del sistema de potencia, a otros sistemas de comunicación, y equipos sensibles al ruido próximos al inversor. Debe recordarse que algunas señales de control de la red pueden ser corrompidas por la emisión electromagnética excesiva, provocando


con ello la operación incorrecta del sistema o sus protecciones. Una discusión breve sobre como evitar las emisiones de radiofrecuencia se expone en la sección 3.6.

5.2.7 Protecciones propias del inversor

Las funciones de protección descritas hasta aquí están encaminadas a evitar daños y riesgos en el sistema de potencia (excepto la protección contra operación en modo isla que también protege al inversor), sin embargo el inversor requiere de algunas funciones de protección encaminadas a protegerse a sí mismo de situaciones anormales en ambos lados, el sistema de CD y la red.

5.2.7.1 Protección contra sobrevoltajes

Muchos inversores comerciales incluyen supresores de picos de voltaje o varistores en sus terminales de entrada y de salida. Si éste es el caso no es necesario incluirlos de manera externa.

5.2.7.2 Protección contra sobrecarga

Es común que la capacidad del inversor sea del 70 al 80% de la potencia nominal pico del arreglo FV por razones de economía y rendimiento, por lo tanto la posibilidad de sobrecarga existe alrededor del mediodía si el nivel de irradiancia solar es elevado. Tal función se logra con un sensor de temperatura y su circuito de desconexión asociado. Una mejor alternativa es la función de manejo de carga, que desplaza el punto de operación del generador FV del punto de máxima potencia (PMP) cuando su potencia de salida excede la capacidad del inversor (ver sección 3.6).

5.2.7.3 Protección contra corrientes de falla

Evidentemente las corrientes de falla suministradas por el generador FV, a través del inversor, hacia la red no pueden sobrecargar al inversor y por lo tanto disparar alguna protección. Se debe tener presente, sin embargo, que los inversores autoconmutados son capaces de operar en los cuatro cuadrantes del plano V-I. Por lo tanto, las corrientes de falla provenientes de la red hacia el generador FV pueden ser de gran magnitud. El inversor debe ser capaz de interrumpir tales inyecciones de corriente en sentido inverso.

5.2.8 Protección contra fallas en el lado de CD

En algunos inversores comerciales se incluyen funciones de protección para el generador FV como son: detección de fallas de aislamiento y corto circuito [16]. Es claro que si el inversor cuenta con estas funciones no es necesario implementarlas de manera externa. Una medida de protección al generador FV contra cambios de polaridad del voltaje de entrada en inversores conmutados por línea, es la inclusión de un diodo entre las terminales positiva y negativa, antes del filtro LC. El cambio de polaridad puede ocurrir debido a fallas de conmutación en este tipo de inversores (ver sección 3.3).

5.2.9 Verificación periódica

Aún cuando no todos los códigos de seguridad plantean la verificación periódica, es importante que las funciones de protección del inversor sean probadas con cierta frecuencia para garantizar su correcto funcionamiento y que los puntos de calibración sean los estipulados por la compañía suministradora y/o las normas aplicables.

5.3 Protecciones en el lado de CA


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Existen varios aspectos importantes sobre protección y seguridad en relación con la conexión del sistema en el lado de CA. Algunas compañías suministradoras exigen que ciertas funciones de protección que usualmente se incluyen en el inversor sean implementadas de manera externa (relevadores de voltaje y frecuencia) [13, 14].

5.3.1 Interruptor de CA / protección contra cortocircuito

Es indispensable que exista un medio de desconexión entre el inversor y la línea de CA por varias razones: mantenimiento del sistema, desconexión en caso de falla tanto en red como en los elementos del sistema FV, y como medida para evitar pérdidas por la corriente de magnetización en inversores con transformador de baja frecuencia por la noche.

El interruptor debe colocarse en el límite entre el sistema FV y la línea de CA. Se requiere de un dispositivo de accionamiento automático. En instalaciones residenciales la señal de control proviene de los circuitos de detección de operación en modo isla en el inversor, así como de los relevadores de voltaje y frecuencia si no forman parte integral del inversor; adicionalmente se requiere de accionamiento por sobrecorriente para proteger en caso de cortocircuito. En estaciones centrales el mando del interruptor proviene del sistema de control de la planta y también incluye protección contra cortocircuito.

5.3.2 Medio de desconexión manual [44]

Es un requisito que algunas compañías suministradoras establecen para la interconexión de generadores FV en sus líneas de alimentación. Se establece como medida de seguridad para que el personal de mantenimiento pueda desconectar los generadores dispersos en caso necesario. El interruptor debe estar situado en un lugar visible y accesible a la compañía suministradora. Algunas compañías en los EUA consideran el medidor de energía como un medio de desconexión válido porque es fácilmente removible.

Evidentemente es una medida prudente en sistemas residenciales, sin embargo puede resultar poco práctica en edificios, donde la distancia entre la unidad de acondicionamiento de potencia y un interruptor exterior puede ser demasiado grande. Adicionalmente, la diseminación de sistemas FV en ciertas áreas hará cada vez más difícil para el personal de servicio saber cuantos sistemas conectados hay en la línea y su localización específica.

La norma IEEE 1001 reconoce las dificultades potenciales con múltiples sistemas interconectados y sugiere que un método confiable de desconexión automática que cumpla los lineamientos de seguridad sería preferible. También en la sección de seguridad de esta norma se estipula que el personal de mantenimiento debe verificar y aterrizar las líneas antes de realizar cualquier otra operación de mantenimiento. La verificación de la línea consiste en cerciorarse de que no haya voltajes de CA ni de CD en ella, puesto que una falla en el inversor puede potencialmente causar la inyección de CD.

5.3.3 Punto de interconexión de sistemas residenciales

El NEC [53] en el artículo 690 establece que la conexión de un sistema FV a la red se puede realizar en dos puntos diferentes (ver figura 5.3): 1).- En el lado de la línea del interruptor de servicio de la acometida normal sin ninguna restricción; 2).- En el lado de la carga del interruptor de servicio siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:

• La interconexión se realiza por medio de un interruptor dedicado o un medio de desconexión fusible.


• La suma de las corrientes nominales de los elementos de protección de todas las fuentes que alimentan al conductor o bus de interconexión no sobrepasa la capacidad de corriente del conductor o bus en cuestión.

• El punto de interconexión se encuentra en el lado de la línea de todos los equipos de protección contra fallas a tierra si el sistema FV cuenta con dicha protección.

• Los equipos que tienen dispositivos de sobrecorriente y que suministran corriente al conductor o bus de interconexión deben indicar la presencia de todas las fuentes (implica que se debe señalar que están energizados por ambos lados).

• Los interruptores que pueden ser alimentados con corriente en sentido inverso deben estar especificados para tal operación (ver figura 5.3).

En la figura 5.3 se pueden ver las dos opciones con respecto al punto de interconexión. En la conexión mostrada en la figura 5.3-b, con la conexión del lado de la carga, el interruptor de servicio será alimentado con corriente inversa cuando la producción del generador FV sea elevada y el consumo residencial sea pequeño, entonces deberá estar especificado para operar con corriente en ambos sentidos.

InterruptorFV

Acometida

Interruptorde servicio

Cargasdomésticas

(a) (b)

Cargasdomésticas

Acometida

Interruptorde servicio

InterruptorFV

Figura 5.3. Punto de interconexión en un sistema residencial: a) Del lado de la línea; b) Del lado de la carga.

5.4 Normas y regulaciones

A continuación se presenta una clasificación general de las normas internacionales relacionadas con la interconexión de sistemas FV con la red, ya sea de manera directa o indirecta. En el anexo C se proporciona información más detallada acerca de las normas existentes, incluyendo su propósito principal y una breve descripción de su alcance para aquellas que se consideran de mayor importancia. Esta clasificación está dividida en: normas específicas sobre sistemas FV; normas sobre sistemas eléctricos de potencia aplicables a sistemas FV; y finalmente, códigos eléctricos, especificaciones y normas no oficiales. Es importante puntualizar que se revisan con mayor detalle las normas IEC (Internacional Electrotechnical Commission) y las IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) porque su aplicación en México es común y porque son aceptadas internacionalmente.

La IEC es el organismo internacional que se encarga de emitir normas relacionadas con aplicaciones eléctricas y electrónicas; 49 países están afiliados a IEC y existen grupos de trabajo en cada uno de ellos. IEC tiene nexos con la mayoría de las instituciones normativas del mundo, y los esfuerzos de todas ellas están encaminados a la unificación de los criterios a nivel mundial a través de IEC. Dentro de su estructura existen diversos comités técnicos, cada uno encargado de cierta área de normalización. El comité técnico


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TC 82 es el responsable de la elaboración y emisión de normas referentes a sistemas FV. A su vez, el comité técnico TC 82 está dividido en 4 grupos de trabajo (WG). Cada grupo de trabajo tiene asignada una subárea de normalización. La IEC coopera con numerosas organizaciones internacionales, particularmente con ISO (International Standards Organization) y con CENELEC (Comité Europeo para Normalización Electrotécnica).

Por otro lado, el IEEE es un homólogo de IEC para los EUA; éste coopera con el Instituto Nacional de Normas Americanas (ANSI), quien adopta algunas de sus normas. El IEEE tiene su propio peso internacional, particularmente en el continente americano, sin embargo su labor de normalización no se contrapone al trabajo de la IEC. En la actualidad existen nexos entre IEEE e IEC. Algunos de los miembros de los comités de normalización forman parte de ambas organizaciones. El contenido de algunas de las normas IEEE es muy similar al de las IEC, y existen esfuerzos para la homologación y revisión de las normas para unificar criterios por parte del IEEE.

5.4.1 Normas específicas sobre sistemas FV

Estas normas están enfocadas a la normalización de la tecnología FV (en general) desde el punto de vista del sistema. En ellas se abordan aspectos específicos de los sistemas FV interconectados con la red. A continuación se presenta una clasificación de estas normas a partir su propósito general y/o ámbito de aplicación. Para mayor detalle sobre éstas ver la sección C.1 del anexo C.

Sistemas FV terrestres.

Interconexión de sistemas FV con la red.

Protección y seguridad.

El equipo de acondicionamiento de potencia (inversores).

5.4.2 Normas sobre sistemas eléctricos de potencia aplicables a sistemas FV

Son normas de carácter general relacionadas con sistemas eléctricos de potencia pero que son aplicables a sistemas FV conectados con la red (ver sección C.2 del anexo C). En este caso la clasificación se realiza a partir de temas específicos de interés y se establecen las siguientes cuatro categorías:

Calidad del suministro / disturbios en la red.

Cogeneración.

Convertidores estáticos.

Protección y seguridad.

5.4.3 Códigos eléctricos, especificaciones y normas no oficiales

Adicionalmente a las normas oficiales, existe un buen número de documentos que contienen información sólida acerca de sistemas interconectados, sus especificaciones y requerimientos. Éstos se encuentran en forma de códigos eléctricos, guías técnicas, normas no oficiales y reportes; los cuales han sido desarrollados por instituciones académicas y de investigación, compañías suministradoras, organismos gubernamentales y otras asociaciones. Su aportación a la tecnología de sistemas FV es igualmente valiosa. En el anexo C, sección C.3, se describen aquellos códigos que han sido identificados.

5.4.4 Referencias normativas para México


En México se ha hecho poco al respecto sobre este tema, ya que en la actualidad no se tiene una normatividad que regule la instalación de generadores distribuidos (basados en fuentes de energías renovables) que operen en paralelo con la red eléctrica; además de que en nuestro país su aplicación es aún incipiente y dispersa. Sin embargo, para el caso específico de la instalación de un sistema FV conectado a la red eléctrica, se deben considerar las siguientes normas para su interconexión:

La Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-1999, Instalaciones Eléctricas (utilización), Artículo 690 - Sistemas Fotovoltaicos [54].

La especificación CFE L0000-02 [55] para el suministro de tensión.

La especificación provisional CFE L0000-45 [56] para perturbaciones en la red.

IEC 1173 (1992) “Overvoltage Protection for Photovoltaic (PV) Power generating Systems – Guide” (ver sección C.1.3).

Respecto a una metodología específica para la instalación de sistemas FV conectados a la red de baja tensión del Sistema Eléctrico Mexicano, el IIE ha desarrollado una Especificación Técnica para Sistemas FV (≤25 kWp) [57], cuya revisión y actualización le podría conferir la madurez necesaria para convertirse a futuro en una Norma Oficial Nacional (el Capítulo 6 está basado ampliamente en su contenido). El contenido de esta especificación técnica atiende y es congruente con los lineamientos establecidos en las normas arriba enlistadas. Asimismo, esta especificación está basada en sus símiles internacionales, dada la participación de México en grupos de trabajo de la IEA-PVPS (por sus siglas en inglés).


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6

Diseño y dimensionamiento

En este capítulo se presenta en forma general la información requerida para el dimensionamiento y diseño de un sistema FV de tipo residencial (PO ≤ 25 kWp). Se hace un recuento de las consideraciones preliminares para la interconexión de uno o más sistemas FV al sistema de distribución de la red eléctrica, las características más favorables del potencial sitio de la aplicación (constructivas y tendencias de consumo eléctrico), y los aspectos relacionados al dimensionamiento del sistema para cubrir los objetivos del proyecto específico; para maximizar los beneficios a obtener de la tecnología FV. Asimismo se proporcionan una serie de pasos para el diseño eléctrico y estructural del sistema, haciendo hincapié en los aspectos prácticos más relevantes.

Como se comentó en la sección 5.4.4, en México el IIE ha desarrollado una Especificación Técnica que es producto de su experiencia en la instalación de este tipo de tecnología, y en la cual se toma en cuenta la normatividad que rige al Sistema Eléctrico Mexicano. Esta información está ampliamente referida a dicha Especificación Técnica [57].

6.1 Consideraciones preliminares para el diseño del sistema

Para llevar a cabo el diseño de un sistema FV interconectado a red es indispensable considerar tanto las metas en cuanto a la cantidad y distribución de la electricidad generada que el sistema debe cumplir, como las características particulares del sistema de distribución con el que se va a interconectar y la reglamentación que la empresa eléctrica (CFE o CLyFC) tiene con respecto a generadores dispersos.

La interconexión de sistemas generadores dispersos con la red tiene que ser en todo momento segura para los equipos y las personas en ambos lados de la interconexión. Ésta no debe causar perturbaciones significativas en las redes de transmisión y distribución de la empresa eléctrica. En esta sección se hace un resumen de las características técnicas de la interconexión que se recomienda sean reguladas.


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6.1.1 Capacidad de generación

La cuestión en este sentido radica en identificar la potencia máxima admisible para un sistema FV de tipo disperso, así como la potencia total máxima admisible de todos los sistemas interconectados en un alimentador; de manera que no causen disturbios en la red, ni sobrecargas en sus equipos.

Una recomendación razonable es limitar la capacidad de generación FV de un consumidor a la capacidad de servicio que tiene contratada. De esta manera se evitan sobrecargas al sistema de distribución. En lo que respecta a la capacidad total de generación dispersa en un alimentador, esta se debe limitar a la capacidad de transporte del alimentador, por las mismas razones arriba expuestas.

6.1.2 Punto de interconexión

Un sistema FV residencial, o en un edificio, debe conectarse preferentemente del lado de la carga en el interruptor general de servicio del inmueble. De esta manera, si la compañía eléctrica requiere de un interruptor manual accesible a su personal, el interruptor de servicio puede substituirlo siempre y cuando cumpla con las características que se especifican en la sección 6.5.2.7 (ver también figura 6.3).

Es posible conectar la salida del sistema FV en otro punto del sistema eléctrico del inmueble cuando el sistema FV se encuentre a una distancia considerable del interruptor principal de servicio, siempre y cuando se cumplan los siguientes puntos adicionales:

• La suma de las capacidades de los dispositivos de sobrecorriente, de los circuitos que alimentan a un bus o conductor no debe superar la capacidad de transporte de corriente de dicho bus o conductor.

• Todos los interruptores que van a ser alimentados con corriente en ambos sentidos dentro del sistema eléctrico deben estar especificados para operación bidireccional.

• Las condiciones de mantenimiento y supervisión deberán ser garantizadas para que solamente personal calificado opere y proporcione mantenimiento a las instalaciones.

• Todas las medidas de seguridad y protección que se especifican en este apartado deberán ser implementadas y mantenidas (verificadas periódicamente).

Estas recomendaciones están basadas en lo estipulado en la referencia [54] con respecto al punto de conexión de sistemas de potencia interconectados.

6.1.3 Voltaje de interconexión

Para sistemas FV de tipo residencial y en edificios, como los aquí considerados (P ≤ 25 kW). La interconexión debe realizarse con la red de distribución de baja tensión, dependiendo del voltaje de servicio. De acuerdo con [55]: las tensiones de distribución para servicio doméstico de CFE son 120 ó 127 V para sistema monofásicos y 220 ó 240 V para sistemas trifásicos.

6.1.4 Número de fases

El número de fases en la salida del subsistema de acondicionamiento de potencia está relacionado directamente con las condiciones de servicio que determina la empresa eléctrica. Tanto CFE como CLyFC, normalmente proporcionan servicio monofásico a consumidores no mayores de 5 kW, servicio bifásico a consumidores entre 5 y 10 kW, y servicio trifásico a consumidores mayores de 10 kW.

Diseño y Dimensionamiento 111

Tomando estos criterios como referencia, se recomienda el empleo de una unidad de acondicionamiento de potencia monofásica si la potencia nominal no excede 5 kW; y una unidad de acondicionamiento de potencia trifásica si la potencia de salida es superior a 5 kW.

6.1.5 Medición de la energía

La medición de energía es responsabilidad de CFE o CLyFC, según sea el caso.

6.1.6 Transformador de interconexión

Se debe instalar un transformador de interconexión con la red de distribución si el sistema de CD está aterrizado. En sistemas flotantes, el aislamiento eléctrico es indispensable solamente cuando el sistema no cuenta con un monitor de aislamiento (ver apartado 5.2.2). En cualquier caso, la separación galvánica puede ser requerida por CFE o CLyFC.

Si el diseño del inversor incluye un transformador (como es el caso de los inversores de alta frecuencia o los del tipo push-pull), no es necesario un transformador externo para proveer aislamiento eléctrico con la red.

En sistemas trifásicos, el uso de transformadores de aislamiento Δ/Y ó Δ/Δ previene el flujo de corrientes de falla a tierra a través del transformador. Esto implica que una falla a tierra en un lado del transformador no producirá corrientes de falla en el otro lado del mismo. Este aislamiento permite eliminar fallas a tierra más rápido, además de que permite diseñar las protecciones contra fallas a tierra del generador disperso sin restricciones de coordinación con las protecciones de la red [58].

6.2 Otros aspectos relacionados a la instalación

6.2.1 Calidad de la energía

En el contexto de estas notas, el término “calidad de la energía” se refiere a los parámetros de la red que afectan al funcionamiento de las cargas que se conectan a ella, y a la operación de los equipos de la red misma. Tales parámetros son los siguientes:

• Voltaje. • Frecuencia. • Variación de Voltaje. • Distorsión Armónica. • Factor de Potencia.

La calidad de la energía de un sistema de potencia es buena o aceptable cuando los parámetros arriba mencionados se encuentran dentro de los límites de operación establecidos. Estos son determinados con base en el comportamiento de los sistemas de potencia y los requerimientos de los usuarios, así como en la experiencia operativa de la compañía eléctrica. Si uno o más de estos parámetros se encuentran fuera de especificación en alguna parte del sistema, la calidad de la energía en esa parte se considera no satisfactoria. Aún más, si alguno de los parámetros sale de los límites especificados por alguna causa, esto puede ocasionar que otros salgan de especificación.

Cabe destacar que la calidad de la energía en la red es responsabilidad de la compañía eléctrica. Sin embargo, los valores de los parámetros de la red están influenciados en gran medida por las características


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de las cargas que se conectan a ella. Es por esto que la empresa eléctrica establece límites en algunos de los parámetros eléctricos de las cargas de los usuarios de la red eléctrica.

Los aparatos electrónicos, entre ellos los inversores para interconexión con la red, son sensibles a la calidad de la energía pero son también fuentes potenciales de perturbaciones que afectan a la misma; como se analizó ampliamente en el capítulo 4. En general, para establecer límites en la calidad de la energía de pequeños generadores FV conectados a la red, es válido emplear normas que limitan las perturbaciones producidas por cargas residenciales (ver sección C.2, en el anexo C). La razón es que la mayoría de los procesos de generación de perturbaciones en la red son independientes del sentido del flujo de potencia.

6.2.1.1 Límites de operación de la red en México

Los rangos de operación en los parámetros de la red de distribución de CFE son los siguientes:

Nivel de voltaje. Las tensiones para sistemas de transmisión y distribución de CFE se establecen en la especificación CFE L0000-02 [55]. Esta norma establece una tolerancia de ±10% del voltaje eficaz nominal en la regulación de voltaje de sistemas de distribución de baja tensión (Vnom ≤ 1000 V) y de media tensión (1000 < Vnom ≤ 35000).

Regulación de frecuencia. La frecuencia nominal de la tensión en la red eléctrica es de 60 Hz ±1 Hz.

Límites de distorsión armónica. CFE establece los límites de distorsión armónica de voltaje en el PCC (punto en el que se conectan dos o más usuarios) en la especificación CFE L0000-45 [56]. La tabla 6.1 muestra estos límites. El renglón sombreado es aplicable a sistemas FV residenciales, interconectados con la red.

Tabla 6.1. Límites de THDV en el PCC establecidos para el servicio de CFE.

Tensión en kV Clasificación de TensiónDistorsión Armónica

Total en % (THDv)

Límite para Armónicos Individuales en %

V < 1 kV Baja Tensión 8.0 5.0

1 ≤ V ≤ 69 Distribución 5.0 3.0

70 ≤ V ≤ 138 Subtransmisión 2.5 1.5

V > 138 Transmisión 1.5 1.0

Límites de variación de voltaje (flicker). La energía eléctrica utilizada por un equipo para proporcionar el servicio deseado (i.e. luz, fuerza, calor, etc.) está en función del valor eficaz (rms) de la tensión, su estabilidad es un atributo de la calidad del suministro. La estabilidad de la tensión se puede evaluar por la magnitud y frecuencia de sus variaciones dentro del rango de tensión admisible.

Los límites de variación de voltaje se encuentran especificados también en la norma CFE L0000-45 [56]. La tabla 6.2 muestra estos límites. La columna sombreada es de interés particular para la interconexión de sistemas FV residenciales con la red de distribución de baja tensión.

Tabla 6.2. Limites de variación de voltaje para el servicio de CFE.


Variación (ΔV/V) Máxima de Tensión en Porcentaje (%)

Variaciones / minuto Baja tensión

(V ≤1 kV)

Media tensión

(1 kV < V ≤ 35 kV)

Alta tensión

(V > 35 kV)

0.0 - 0.0083 3.50 5.00 7.50

0.0084 - 0.0667 3.00 4.50 6.50

0.0668 - 0.5 2.50 4.00 5.00

0.501 - 2.0 2.00 3.50 4.25

2.001 - 10.0 1.75 3.00 3.25

10.001 - 30.0 1.25 2.50 2.50

30.001 - 60.0 1.00 2.10 2.10

60.001 - 240.0 0.75 1.25 1.25

240.001 - 600.0 0.50 0.75 0.75

600.001 - 1800.0 0.25 1.25 1.25

6.2.1.2 Límites para los disturbios en la red causados por sistemas FV interconectados

Regulación de voltaje. Las fluctuaciones en la potencia entregada por generadores FV conectados a la red, no deben producir variaciones de voltaje fuera de los límites especificados en [55] y [56].

Frecuencia de operación. El sistema debe operar en sincronía con la red y no causar desviaciones de frecuencia que sobrepasen los límites expuestos en la sección 6.2.1.1.

Distorsión armónica (THDI). Los sistemas FV interconectados con la red, deben cumplir con los límites de THDI para equipos que se conectan a ella, y que se estipulan en la especificación CFE L0000-45 [56]. Estos límites de THDI para consumidores permiten a la compañía eléctrica cumplir con los límites de THDV (tabla 6.1) que se establecen en la misma especificación.

Por conveniencia del lector se reproduce aquí la tabla correspondiente de dicha norma (tabla 6.3), cuyo rango de tensión abarca los posibles voltajes de interconexión de sistemas FV.

Tabla 6.3. THDI máxima permitida para tensiones hasta 69 kV [56].

Para Armónicas Impares ( % ) Impedancia relativa

(ISC / IL) h < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 h ≥ 35 Distorsión Total (%)

(ISC / IL) < 20 4 2 1.5 0.6 0.3 5

20 ≤ (ISC / IL) < 50 7 3.5 2.5 1 0.5 8

50 ≤ (ISC / IL) < 100 10 4.5 4 1.5 0.7 12

100 ≤ (ISC / IL) < 1000 12 5.5 5 2 1 15

(ISC / IL) ≥ 1000 15 7 6 2.5 1.4 20 Notas: 1. Para armónicas pares los límites se reducen al 25% de los correspondientes a armónicas impares.

2. Los límites mostrados deben ser usados como el caso más desfavorable de operación normal. Para


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arranque de hornos eléctricos de arco, que toman un tiempo máximo de un minuto, se permite exceder los límites de la tabla en el 50%. 3. En ningún caso se permiten corrientes de carga con componentes de corriente directa.

Variaciones de voltaje (Flicker). La interconexión de generadores FV con la red de distribución de la compañía eléctrica, no debe causar variaciones de voltaje que se encuentren fuera de los límites establecidos en la especificación CFE L0000-45 [56] (ver tabla 6.2 en la sección anterior).

Factor de potencia. El inversor de corriente debe operar con un FP superior a 0.85 inductivo o capacitivo para potencias de salida superiores al 10% de la nominal. Para efecto de análisis, se considera el sistema FV como una carga; es decir, si la potencia reactiva fluye de la red al sistema FV entonces el FP es inductivo.

6.3 Ubicación y selección del sitio para la implementación de un vecindario FV

6.3.1 Lineamientos para la selección del transformador de distribución y las viviendas

Es importante resaltar que los lineamientos para la selección del transformador de distribución y las viviendas están en función de las metas que se persiguen con la instalación de los sistemas FV en la red eléctrica de distribución de la CFE, así como de la región del país que se trate; aunque por supuesto, ambos factores están estrechamente relacionados. Es decir, inicialmente se debe establecer hacia donde se planea canalizar la generación FV para maximizar su beneficio. Como se presentó en la sección 1.4, dicha generación tiene diversas aplicaciones aún en el esquema de generación distribuida, sin embargo, se debe considerar cual de ellas será la más relevante; llámese reducción de demanda pico, sustitución de demanda base con energía convencional por energía limpia, soporte de redes débiles, reducción de pérdidas por transmisión y distribución, etc., o bien simplemente para efectos demostrativos de la tecnología.

Con base en lo anterior, en la presente sección se describen de manera general las características que se deben considerar para seleccionar el sitio apropiado para la instalación de uno o más sistemas FV y obtener así los mayores beneficios; independientemente de la aplicación que se trate. Prácticamente, tales características están enfocadas al transformador de distribución en el cual se interconectarán los sistemas FV residenciales, y a las viviendas en las que potencialmente pueden ser instalados dichos sistemas.

6.3.1.1 Características del transformador de distribución

Una vez definida la aplicación que se le dará a la generación FV en un proyecto a desarrollar, el punto de partida será la selección del sitio más apropiado para la instalación de los sistemas FV para interconectarse con la red eléctrica. Para ello es necesario identificar los transformadores de distribución que reúnan las características más apropiadas para la aplicación, a fin de maximizar los beneficios potenciales de este tipo de tecnología para la compañía eléctrica y/o sus usuarios. Dichas características pueden ser: que el perfil de demanda típico presente el pico máximo por las tardes de verano, que se encuentren cerca del límite de capacidad durante los periodos de demanda pico, que el crecimiento de la demanda sea moderado, que el número de acometidas esté de acuerdo con los lineamientos establecidos en el proyecto o que exista la factibilidad de instalación de los sistemas en el circuito correspondiente. Enseguida se describen estos aspectos con mayor detalle.

• Características de la demanda en el transformador


Este punto es muy importante puesto que de la demanda que tenga el transformador de distribución dependerá el impacto final que tendrá la generación FV. Es decir, si en promedio la demanda es baja durante el día, la energía con la que contribuirán los sistemas FV será vertida a la red eléctrica y los usuarios no percibirán de manera significativa tal contribución de energía. En contraposición, quien percibirá tal contribución será el equipo eléctrico de la red, puesto que habrá un flujo de potencia hacia él que puede contribuir a relajar la carga eléctrica en puntos aledaños o bien a reducir pérdidas por transmisión y distribución. Por el contrario, si la demanda en promedio es alta durante el día, el conjunto red-usuario percibirán tal contribución de energía FV; el usuario por los watts que estaría dejando de comprar y la red por lo que representa recibir soporte local de energía, principalmente en las tardes de verano.

Así mismo, se deben considerar los patrones de consumo horario típicos de la región donde se desarrollará el proyecto, los cuales pueden estar bien caracterizados. Sin embargo es necesario cerciorase de que el patrón local de la demanda en el transformador bajo consideración, sea el requerido por el proyecto. Una forma de cerciorarse es midiendo la demanda en el periodo donde se llevará a cabo la generación FV. Otro método es estimar el perfil de carga del transformador a través de encuestas a los potenciales usuarios de los sistemas FV contemplados en el proyecto a implementar, en las cuales se indague sobre los hábitos de consumo eléctrico.

Un ejemplo del caso anteriormente planteado es el caso del valle de Mexicali, B.C. donde se sabe que el pico máximo de demanda ocurre durante las tardes de verano, sin embargo, algunos transformadores en zonas residenciales no tienen ese patrón de consumo; debido a que algunas ó todas las viviendas alimentadas por éste no tienen ocupación por la tarde.

• Condiciones de carga del transformador

Esta condición es relevante únicamente si la aplicación está orientada a la reducción de los picos de demanda máxima. En tal caso, si las condiciones descritas en el inciso anterior se cumplen en forma satisfactoria, una segunda condición deseable es que el transformador esté lo más cerca posible al límite de su capacidad durante los periodos de demanda pico, de esta manera es factible que su vida útil se prolongue con la disminución de su demanda pico por la generación FV, y que su reemplazo pueda también ser diferido por algunos años. Como se sabe, el incremento de la vida útil de los equipos de distribución y el diferimiento de inversiones, representa importantes beneficios económicos a la CFE.

Las condiciones de carga del transformador también pueden determinarse mediante medición de la demanda. Otra posibilidad es la estimación de éstas condiciones por el historial de servicio y la información sobre el monitoreo de transformadores que realiza el personal de CFE.

• Crecimiento de la demanda

Una vez identificadas las condiciones anteriores, es deseable que el crecimiento esperado de la demanda en las viviendas que alimenta el transformador sea moderado. Un crecimiento acelerado de la demanda implicaría que los beneficios derivados del alivio térmico, en poco tiempo podrían ser rebasados por la demanda eléctrica; haciendo necesario el reemplazo del transformador y reduciendo por ende los beneficios económicos de aplazar estas inversiones.

• Número de Acometidas

La experiencia propone instalar alrededor de doce sistemas FV de 2 kW cada uno (o bien una instalación de potencia equivalente e incluso menor), con el propósito de que se incrementen los beneficios a cada usuario involucrado en un proyecto de este tipo. Por consiguiente, es deseable que el transformador en cuestión alimente al menos 12 acometidas. Alternativamente, se podrían utilizar transformadores con menor número de acometidas pero esto dependerá de los alcances del proyecto en particular.

• Factibilidad de la instalación


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Otro aspecto relevante en cuanto al transformador tiene que ver con la factibilidad de instalación de los sistemas FV en los inmuebles, en cuanto a la magnitud de la demanda y sus características constructivas. Así mismo, en caso de requerirse, la factibilidad de instalación de un sistema SCADA para el monitoreo de las condiciones operativas del sistema FV.

• Características eléctricas

Otro aspecto importante son las características eléctricas del transformador con el que interactuarán los sistemas FV. Lo anterior porque como en otras áreas tecnológicas en México, la mayoría de los equipos que conforman un sistema FV es de procedencia extranjera y están adaptados para operar en sistemas eléctricos distintos al que fueron diseñados originalmente (i.e. frecuencia nominal, voltaje de suministro, etc.); tal es el caso del inversor que es el medio de interfaz entre la red y el generador FV. Por lo tanto, para esta tecnología (de reciente aparición) no existe asistencia técnica fuera del país de procedencia y al presentarse una falla que solamente el fabricante puede repararla (i.e. desprogramación, autoprotección por variaciones repetidas de voltaje, etc.), los equipos resultan inoperables.

Para ello se recomienda cerciorarse de los niveles de voltaje que presenta el transformador, así como de procurar seleccionar un transformador que cuente con taps para que en un momento dado el voltaje nominal pueda ajustarse ligeramente. Con ello se evita que los inversores utilizados, ante cualquier variación transitoria de voltaje en la red, no disparen continuamente sus protecciones internas al determinar un ambiente eléctrico riesgoso para continuar operando, y con ello entren a una condición de restablecimiento que únicamente puede ser dada por el fabricante; lo cual implica un costo importante que puede ser evitado.

6.3.1.2 Características de las viviendas

Una vez identificados los circuitos de interés dentro de la red de distribución, habilitados con transformadores que pudieran cumplir con las condiciones requeridas, se deben identificar las viviendas cuyas características constructivas, de orientación y de uso de energía eléctrica sean, por una parte, compatibles con los requerimientos del proyecto, y por otra conlleven a inferir que las condiciones de operación del transformador son las deseadas. En las subsecciones siguientes se detallan las condiciones esperadas en las viviendas.

• Disponibilidad de los dueños para participar en el proyecto

Esta es una condición fundamental para la implementación de un proyecto de este tipo, aunque no es de carácter técnico se le debe dar considerable importancia dada su contribución en el éxito del mismo. Los propietarios de las viviendas deberán estar de acuerdo en participar en el proyecto por el lapso que dure el mismo. Es recomendable especificar detalladamente la participación que tendrán en el proyecto FV, tanto los ocupantes como los propietarios de las viviendas, y la compañía eléctrica; esencialmente en los beneficios que deben esperar cada uno y los compromisos que no variarán, independientemente de su valiosa participación.

• Historial de consumo

Es necesario considerar el historial de consumo de las viviendas, debido a que dependiendo de la etapa del año donde se requiere acentuar la generación FV, se deberá procurar tener un alto consumo de energía para que el resultado del proyecto pueda ser percibido de manera más significativa.

• Equipos de aire acondicionado

Cuando un proyecto FV está orientado a mitigar consumos de energía eléctrica por equipo de aire acondicionado, se recomienda que las viviendas seleccionadas utilicen equipos con capacidades entre 1 y 5 toneladas, en buen estado operativo. Alternativamente algunas viviendas podrían estar equipadas con


enfriadores evaporativos. Preferentemente deberán ser aparatos de alta eficiencia. De igual forma, estas mismas consideraciones pueden ser tomadas para equipos de calefacción utilizados durante el invierno.

• Aislamiento térmico

Esta característica está enfocada principalmente a aplicaciones donde el ahorro energético es prioritario; como es el caso de regiones calurosas extremas donde el uso de equipo de aire acondicionado es una necesidad. Por lo tanto, las viviendas en cuestión deberán ser inmuebles con buena eficiencia energética. Para lograr esto es deseable que las casas cuenten con aislamiento térmico en el techo. El aislamiento térmico en muros y ventanas es también una condición recomendable.

Lo anterior permitirá principalmente que el usuario pueda apreciar en su demanda eléctrica (y maximizar) el beneficio del sistemas FV, y en alguna forma se involucre participativamente en el proyecto.

• Espacio disponible

La superficie que ocupa este tipo de instalación depende de la potencia instalada y del tipo de módulos que se utilicen; en general se considera que cada kWp de módulos ocupa una superficie de unos 10 m2. Por tanto, es fácil encontrar superficie disponible en la mayoría de los inmuebles, aunque se recomienda considerar los techos y en el mejor de los casos instalar estructuras sobre las cocheras; en cuyo caso el arreglo FV proveerá adicionalmente sombra. Inclusive, los arreglos FV pueden sustituir materiales de construcción como cristales y tragaluces, con lo que el costo marginal del sistema FV se reduce. Adicionalmente es deseable que el inmueble cuente con una pared sombreada y resguardada en la que se puedan instalar los inversores, y si fuera el caso, los equipos SCADA para el monitoreo del sistema (de 2 a 3 m2 disponibles).

Por otro lado, en lo referente al peso de los módulos, éste puede variar en función del tipo que se utilice, pero en general se deben considerar unos 15 kg/m2; en su caso, la estructura de soporte de los módulos podría pesar otros 10 kg/m2. Los efectos del viento podrían suponer en algunos casos una carga adicional. Incluso en caso de instalarse en tejados y terrazas, el peso de los módulos no suele representar ningún problema, pero siempre es recomendable consultar la normativa vigente de construcción, aunque raramente habría que reforzar las estructuras. En el caso de edificios nuevos o de reformas importantes, el generador FV se puede integrar en el edificio, facilitando su instalación, optimizando su rendimiento y abaratando su costo [59]. Véase también la sección 7.2.3.

• Orientación del arreglo

Ésta es una de las características más importantes para el mayor aprovechamiento del recurso solar, por lo que la selección del sitio debe ser estratégico con respecto a este punto. Por lo tanto, no debe pasarse por alto ninguno de los aspectos comentados a continuación [60].

Para fines prácticos se recomienda orientar el arreglo FV hacia el sur con una inclinación similar a la latitud geográfica que se tiene en el sitio de la instalación, con ello se maximiza la captación del recurso solar a lo largo de las diferentes estaciones del año. Sin embargo, dependiendo de la estación del año en la cual se requiere tener la mayor generación FV, será el ajuste que se le dará a la inclinación inicialmente propuesta. Si se requiere captar mayor energía en el invierno entonces el ángulo de inclinación aumentará, pero si el interés está en el verano éste debe disminuir (para mayor detalle considérese la sección 1.1.1.1). Es necesario señalar que independientemente de la inclinación que se le dé al arreglo para maximizar la captación de energía en alguna estación del año en particular, se ha demostrado que la captación total anual en cada caso no guarda una diferencia significativa y lo único que se logra es incrementar la generación FV en la estación de interés.

Los arreglos FV se pueden instalar en terrazas, tejados y patios; pero también en las fachadas, ventanas, balcones, paredes y cornisas. Se debe considerar que en ningún momento del día los módulos deberán estar a la sombra, aunque sea sólo parcialmente; al menos durante las horas centrales del día. Para ello, es


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conveniente observar cuidadosamente durante el invierno, dónde cae la sombra de árboles o plantas cercanas a donde se van a instalar el arreglo FV. Si se ubican los módulos en el techo, considérese que el valor del ángulo de inclinación se debe medir con respecto al horizonte. Si los ubica en el suelo, aunque esto no es recomendable, evite que sean dañados por animales o vehículos proveyendo un cerco de protección [60].

Finalmente, una vez establecida la orientación del arreglo FV se debe estudiar la posibilidad de cambiar el ángulo de azimut (eje norte-sur) hacia la dirección solar durante las horas de demanda pico en los meses de verano; sobretodo cuando ésta no coincida con el pico de irradiancia solar diaria (i.e. alrededor de las 2:30 de la tarde en Mexicali), y determinar si tal inclinación impactará de manera importante sobre la demanda del inmueble o bien del transformador de distribución. Con base en ello, la disposición de las viviendas, particularmente de los techos, deberá facilitar esta orientación en caso de requerirse.

• Sistema eléctrico

El sistema eléctrico de la vivienda deberá estar en buen estado general y contar con un centro de carga a 127 ó 220 V, de manera que la conexión del sistema pueda hacerse en este punto; de proceder esto, se recomienda hacerla en la alimentación del equipo de aire acondicionado o de calefacción. Debe tenerse presente que el voltaje de salida de la mayoría de los inversores FV europeos para interconexión a la red es de 220 V. Sin embargo, en caso de acometidas a 127 V es posible utilizar estos inversores en conjunción con un transformador reductor de alta eficiencia (tanto con carga como en vacío), considerando las pérdidas correspondientes.

Es importante resaltar que cada circuito derivado del centro de carga deberá tener protección contra sobrecorriente.

6.3.2 Consideraciones adicionales en la selección del sitio

La selección del transformador de distribución y las viviendas se debe llevar a cabo tomando como guía las recomendaciones anteriores. Para ello, es necesario realizar visitas de prospección en las que es indispensable la colaboración del personal local de CFE, quienes pueden aportar información valiosa tanto de tipo técnico como social para el establecimiento de las opciones potenciales.

A continuación se discuten con detalle estas consideraciones adicionales, en virtud de que tienen gran influencia en la selección de las viviendas y el transformador de distribución para la implementación de un proyecto FV de este tipo.

6.3.2.1 Consideraciones del tipo técnico

El sistema eléctrico de distribución puede tener características muy particulares debido a su ubicación geográfica (región fronteriza, centro, sur, etc.), o bien por el tiempo de su instalación. Por otro lado, tanto los patrones de demanda característicos, como la demanda pico en éstos se puede presentar en diferentes épocas o estaciones del año.

• Capacidad del sistema de distribución

Es necesario identificar la capacidad del sistema de distribución en el que se pretenden instalar sistemas FV porque de ello depende en cierta medida el éxito del proyecto. Se debe considerar tanto las características del equipo eléctrico, como el pico de la generación FV en días con alta irradiancia solar; puesto que es común en este tipo de aplicaciones FV, esperar un flujo de potencia real hacia la red cuya magnitud dependerá de la capacidad FV total instalada. En seguida se abordará lo referente al sistema


eléctrico. La generación FV se trató en el capítulo 4, en el que se considera el comportamiento estocástico del recurso solar.

En lo que toca a las características del equipo eléctrico del sistema de distribución, se debe considerar básicamente su capacidad nominal y configuración eléctrica y antigüedad; la importancia de estos factores dependerá de la aplicación perseguida. Lo anterior abarca a los sistemas de protecciones, la configuración y capacidad de los transformadores, así como la capacidad de los conductores.

Como ejemplo para este caso se pueden citar las instalaciones del sistema eléctrico en Mexicali, B.C., donde parte del mismo está constituido por equipo cuya capacidad es de alrededor del doble del utilizado en el centro y sur del país; en promedio, las acometidas residenciales tienen una demanda contratada entre 8 y 12 kW, mientras que en el centro del país la demanda contratada promedio es la mitad. Lo anterior implica el doble de capacidad en transformadores de distribución por usuario. Evidentemente, buena parte de esta capacidad instalada permanece ociosa durante los meses de otoño a primavera, puesto que en ellos la demanda eléctrica es sensiblemente menor que la de verano.

• Conexión de los transformadores de distribución

En el noroeste de México, la gran mayoría de las acometidas residenciales se hacen en dos fases, tres hilos, de manera que todas las viviendas puedan tener servicio en 240 V para equipos de refrigeración (si es el caso) y en 120 V para usos típicos. Por ello, en los nuevos desarrollos habitacionales (de unos 10 a 12 años a la fecha) se utilizan exclusivamente transformadores monofásicos con tap central en el secundario. Esto se debe a que en la actualidad los equipos de hasta 5 toneladas de refrigeración (suficiente para una vivienda de tamaño medio en zonas calurosas) se fabrican para conexión bifásica en 240 V. Lo anterior como resultado del incremento de la eficiencia de las unidades de aire acondicionado y refrigeración, gracias a las intensas campañas de ahorro de energía implementadas en los últimos años.

Se recomienda optar por transformadores monofásicos, aunque cabe aclarar que existen pocas instalaciones antiguas (i.e. en el noroeste del país) que utilizan bancos trifásicos de transformadores, normalmente conectados en delta abierta o en delta completa. Esto debido a que todavía hace algunos años, todos los equipos de aire acondicionado requerían conexión trifásica debido a su baja eficiencia.

Finalmente, para la realización de proyectos FV de este tipo, se recomienda seleccionar transformadores de tipo monofásico con capacidad de 75 kVA. Lo anterior es debido a dos razones fundamentales: 1) es actualmente un estándar en la mayoría de las instalaciones de distribución, y en caso de ser necesario, 2) resulta más simple y económica su instrumentación y monitoreo en comparación con la de un banco trifásico de transformadores.

6.3.2.2 Consideraciones sociales

Los aspectos sociales suelen ser tan importantes como los del tipo técnico para lograr la sustentabilidad de un proyecto FV. Una de las consideraciones estratégicas es la referente al consumo y facturación eléctrica en el sector doméstico de la región donde se pretende desarrollar el proyecto. Por ejemplo, los consumos eléctricos residenciales en localidades con climas extremosos son de cinco a seis veces mayores que los del centro y sur del país (durante los meses de verano), por lo que este tipo de aplicaciones pueden resultar atractivas tanto para la compañía eléctrica, como para los usuarios de la región. En razón de que a pesar de que las tarifas eléctricas están subsidiadas en verano, los altos consumos de energía representan una carga económica significativa para la economía familiar; aún en los casos del norte de México donde el nivel socioeconómico promedio de los habitantes es un poco mejor que en el resto del país. Existen esquemas de apoyo para la reducción del consumo eléctrico tanto en el sector doméstico (i.e. FIPATERM), como en el sector industrial (i.e. PAESE). Sin embargo, una mayor reducción de tarifas eléctricas de verano es uno de los clamores sociales más importantes desde hace algún tiempo.


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Se debe tener presente que uno de los objetivos específicos de este tipo de proyectos es que la generación FV ligada a la red contribuya a reducir la demanda pico que enfrentan las compañías eléctricas y por ende la facturación en los sectores doméstico, comercial e industrial; tomando como punto de partida la sustitución de energía pico, que tiene un alto costo de producción, transmisión y distribución. Como se puede percibir, en este contexto, los sistemas FV pueden contribuir a elevar la eficiencia energética significativamente, resaltando además su componente ecológica.

6.3.3 Selección final del sitio

La selección final del sitio de instalación para los sistemas FV conectados a la red se debe realizar tomando en consideración los lineamientos generales de la sección 6.3.1, y las consideraciones adicionales de tipo técnico y social comentadas en la sección 6.3.2. Sin embargo, es posible encontrar varios sitios que cubran los requerimientos citados y entonces se deba realizar un análisis más selectivo. Para ello, a continuación se proponen una serie de puntos a ponderar para la selección final del sitio.

6.3.3.1 Selección del fraccionamiento

Como ya se ha comentado, es imprescindible apoyarse en la amplia experiencia del personal de la CFE del área (personal local, CENACE, etc.), para llevar a cabo una preselección de colonias factibles antes de la selección final. Un número suficiente de sitios preseleccionados puede ser alrededor de diez, entre los cuales se ponderan sus ventajas y desventajas estratégicas al proyecto FV. Los criterios pueden ser: antigüedad del fraccionamiento, nivel socio-económico, factibilidad de instalación y algunas observaciones relacionadas con el tipo de familias; es decir si son jóvenes o adultas, ya que de ello dependerán sus hábitos de consumo de energía eléctrica (i.e. con que frecuencia se ocupan las casas durante el día).

6.3.3.2 Selección del transformador

Una vez seleccionado el fraccionamiento, es conveniente indagar en primera instancia sobre el tipo de transformadores existentes, ya que se pueden encontrar algunos de ellos en condiciones que evidencian la posibilidad de estar en el límite de su capacidad térmica, como pueden ser huellas de derrames de aceite y corrosión por sobrecarga. La selección dependerá del enfoque que tenga el proyecto correspondiente. Así mismo, una vez corroborado el número de acometidas del transformador es necesario considerar meticulosamente el interés de los propietarios de las viviendas, ya que su disposición para participar en el proyecto es de suma importancia.

6.3.3.3 Selección de las viviendas

Para la selección final de las viviendas, se deben realizar encuestas relacionadas con sus hábitos de consumo de energía eléctrica a varios usuarios en bloques de casas adyacentes, con fachada principal orientada hacia el sur y cuyas acometidas deben provenir preferentemente del mismo transformador de distribución.

Posteriormente, la información de las encuestas se debe correlacionar con estadísticas de consumo de la CFE, de manera que se corroboren los hábitos de consumo eléctrico en función del consumo de energía en las viviendas.


A partir de la información recabada en las encuestas se debe realizar la selección del grupo de viviendas que cumple con los requisitos deseados. A la medida de lo posible se sugiere seleccionar viviendas contiguas, de una sola planta y que tengan de preferencia el mismo tipo constructivo, distribución y dimensiones. Como referencia se comenta que en la cochera de una vivienda típica de 6.7 m de ancho x 5.5 m de fondo se puede instalar un generador FV de 2 kWp.

Finalmente se aclara que los criterios aquí propuestos en forma general sugieren las condiciones deseables que contribuyen a maximizar el beneficio de los sistemas FV, sin embargo estos pueden ser balanceados de acuerdo con los objetivos perseguidos en el proyecto.

6.4 Dimensionamiento El dimensionamiento de un sistema FV residencial está basado en el esquema modular, lo que permite en cualquier momento, si las condiciones lo permiten, ampliar la capacidad instalada en forma práctica y sencilla. Para el dimensionamiento de un sistema FV se debe considerar el enfoque que tendrá el proyecto, ya sea reducción de la demanda eléctrica o del pico de demanda, demostración, investigación, etc. Es decir, la cantidad de energía FV a generar depende de los objetivos específicos del proyecto.

Independientemente de la aplicación de que se trate, para el dimensionamiento de un sistema FV se proponen dos métodos a seguir, su selección dependerá de la información disponible. Esta información son: el factor de planta (Método 1) y la irradiación diaria promedio (Método 2); ambos valores para el sitio donde se pretende realizar la instalación de los sistemas.

Para la aplicación del Método 1 se requiere que anteriormente se haya realizado una instalación FV piloto –interconectada a la red- para conocer el valor promedio del factor de planta (definición en anexo A) en el sitio. El obtener este valor es un poco complicado, sobretodo en nuestro país donde no es común este tipo de sistemas y mucho menos el monitoreo de los mismos. Sin embargo, contar con este valor refleja el comportamiento operacional de un sistema FV de este tipo con recurso solar en el sitio, y refleja de manera global el desempeño energético del sistema conversor.

La aplicación del Método 2 es el mucho más factible, dado que el valor de la irradiación promedio diaria (definición en anexo A) en determinado sitio de la república Mexicana, se puede obtener de bases de datos anuales de estaciones hidroclimatológicas automáticas (EHCA´s) del SMN o de mapas de irradiación global anual generados por diversas instituciones (i.e UNAM, IIE). Es necesario comentar que aunque el valor obtenido a través de un mapa de irradiación es útil para el dimensionamiento, no se debe olvidar que éste proviene de una modelación, lo que reduce la precisión de los cálculos obtenidos; dependiendo de la región que se trate.

6.4.1 Método 1: A partir del factor de planta

La ecuación 6.1 muestra la definición del factor de planta. De ella se tiene que éste es directamente proporcional a la energía total de salida, entregada por el sistema FV durante un año, e inversamente proporcional a la energía que debería entregar el sistema FV durante el mismo periodo considerando la capacidad nominal del sistema.

100*8760*O

TOT

PE

Fp = Ec. (6.1)

donde: Fp = Factor de planta (%). ETOT = Energía anual entregada por el sistema FV (kWh). PO = Potencia nominal del generador FV (kWp). 8760 = Número de horas al año.


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Conociendo el factor de planta de un sistema FV conectado a red en la región, y la cantidad de energía que deseamos aporte el sistema FV por año, podemos conocer la potencia pico que necesita tener el generador FV del sistema en cuestión a través de la ecuación 6.2:

100*

8760*FpE

P TOTO =

Ec. (6.2)

Una vez determinado el valor de la potencia pico del sistema FV se debe tener en consideración el tipo de módulos FV a utilizar, porque de ello depende el área que ocuparán y se debe corroborar que se cuente con tal espacio en la vivienda.

Finalmente, como información de referencia cabe indicar que de acuerdo con resultados obtenidos en sistemas FV piloto operando en regiones con alta irradiancia solar y temperatura ambiente arriba de 32ºC en el verano, con un mínimo de mantenimiento, se sabe que es posible generar electricidad FV con un factor de planta anual de 17%. Esto implica que un sistema con una capacidad nominal de 1 kWp en su generador FV, produciría alrededor de 1500 kWh por año. Si el consumo eléctrico promedio de una vivienda oscila alrededor de 250 kWh/mes, el citado sistema suministraría el 50 % de sus requerimientos energéticos en el año. Considerando que toda la energía del sistema FV es consumida en la vivienda.

6.4.2 Método 2: A partir de la irradiación diaria promedio

A través de la ecuación 6.3 se puede conocer la energía eléctrica anual que puede entregar un sistema FV en su salida.

dGFVINVODIARIATOT NAIrrE **** ηη= Ec. (6.3) donde: ETOT = Energía total de salida del sistema FV (kWh). IrrDIARIA = Irradiación diaria promedio (kWh/m2-día). AO = Área efectiva del generador FV (m2). ηINV = Eficiencia del inversor o inversores (%).

ηGFV = Eficiencia del generador FV (%). Nd = Número de días correspondientes al año.

Con base en lo anterior se tiene que conociendo el valor de la irradiación diaria promedio en el sitio, la cantidad de energía eléctrica requerida del sistema FV y la eficiencia de los módulos e inversor, se puede conocer el área (AO) de captación requerida para el generador FV (ecuación 6.4). Sin embargo es necesario tener preseleccionado el tipo de módulos que se pretende instalar, puesto que la ecuación requiere el valor de la eficiencia (considérese la tabla 1.1 para estos valores). El valor de eficiencia del inversor puede ser estimado, no hay una variación significativa entre los existentes en el mercado. Para este último valor se propone utilizar 92%, el cual corresponde a valores anuales típicos que reportan sistemas FV monitoreados.

dGFVINVDIARIA

TOTO NIrr

EA

*** ηη=

Ec. (6.4)

Una vez obtenido el valor del área efectiva que debe tener el generador FV para entregar a la salida del sistema la energía deseada (ETOT), se puede conocer su potencia nominal. Para ello se debe utilizar la hoja de especificación de los módulos FV considerados, y a partir de ésta obtener el área por módulo. El número de módulos necesarios se determina utilizando la ecuación 6.5.


MFV

O

AA

N = Ec. (6.5)

donde: N = Número de módulos del generador FV AO = Área efectiva del generador FV (m2). AMFV = Área efectiva por módulo FV (m2).

Finalmente, con la ecuación 6.6 se obtiene la potencia nominal requerida para el sistema FV bajo diseño. Con esta misma información se puede hacer la estimación del factor de planta, utilizando la ecuación 6.1 del método anterior.

MFVO PNP *= Ec. (6.6)

donde: PO = Potencia nominal del generador FV (kWp). N = Número de módulos del generador FV del sistema. PMFV = Potencia nominal del módulo FV (kWp).

En ambos métodos se debe considerar que la eficiencia de los módulos FV está relacionada directamente con el área que ocupan, así mismo, entre menor sea ésta mayor será el costo del módulo, lo cual deberá balancearse a manera de obtener la opción más viable.

6.5 Diseño eléctrico

En general el diseño eléctrico de los sistemas FV residenciales es relativamente simple, por lo tanto es susceptible de estandarización con base en lineamientos y normas establecidos.

Posterior a la etapa de dimensionamiento se tiene la etapa de diseño eléctrico, en la cual, una vez definidos los valores de la potencia pico nominal del sistema y el área que ocupará el generador FV, se procede a seccionar el generador FV en arreglos o subarreglos. Para ello se debe tomar en cuenta que una restricción para este proceso es la capacidad de los inversores disponibles comercialmente, y naturalmente su costo.

Por otro lado, es recomendable que el voltaje de operación del generador FV para aplicaciones residenciales sea menor o igual que 250 VCD, con el objeto de reducir los riesgos derivados de un contacto accidental. Aunque, esto no releva al diseñador de considerar y aplicar las medidas necesarias para que la probabilidad de contacto accidental sea mínima. Lo anterior se puede lograr mediante el uso de módulos FV y dispositivos con doble aislamiento.

En cuanto a las características eléctricas del generador FV, se requiere de un análisis detallado para proponer los arreglos serie-paralelo que optimicen el diseño. Tales características girarán en torno al voltaje de entrada del inversor seleccionado, sin embargo, se recuerda que es conveniente buscar un voltaje de operación lo más alto posible con la finalidad de mejorar la eficiencia de conversión del sistema en su conjunto, puesto que con ello se reducen las pérdidas por conducción en el cableado y en el sistema de acondicionamiento de potencia. Es importante tener siempre presente los lineamientos establecidos por la normatividad correspondiente para la instalación de sistemas FV.

Por último, cabe mencionar que los interruptores y fusibles para uso en corriente directa son costosos y difíciles de encontrar cuando el voltaje de operación supera los 125 VCD; por lo tanto, un voltaje de circuito abierto de 125 VCD es un buen compromiso entre seguridad, eficiencia y costo de los dispositivos. Pero finalmente todo dependerá de las condiciones y metas del proyecto específico.


124

6.5.1 Configuración eléctrica

Existen dos posibles configuraciones para el diseño de sistemas FV conectados a la red de hasta 25 kW de capacidad. Es factible el empleo de generador FV a tierra, tanto como de generador flotante. Ambos modos de operación involucran ventajas y desventajas en su aplicación. Sin embargo, cuando los sistemas están bien diseñados pueden operar de manera segura y eficiente en cualquiera de las dos configuraciones.

A continuación se hace una descripción de las principales características de los sistemas aterrizados y flotantes. En los diagramas de las figuras 6.1 y 6.2 se muestra el diagrama eléctrico de dos sistemas FV en los que la salida CD del generador es de dos hilos; sin embargo, en ambos casos es posible una configuración con tap central, es decir, con salida de CD a tres hilos (positivo, negativo y neutro).

6.5.1.1 Generador FV conectado a tierra

En la figura 6.1 se muestra el diagrama eléctrico de un sistema FV en el que el circuito de salida del arreglo FV se encuentra conectado a tierra. Un número de variantes a este circuito es posible, particularmente la protección contra fallas a tierra no es indispensable en todos los casos; por otra parte, es posible el uso de fusibles como dispositivos de sobrecorriente.

Los sistemas aterrizados en general proveen una buena protección a los equipos contra posibles sobrevoltajes. En lo que a seguridad de las personas se refiere, algunos códigos consideran más seguro contar con una referencia a tierra en los voltajes del sistema porque de esa manera el personal de mantenimiento tendrá que ser cauteloso al realizar inspecciones y mantenimiento con el sistema energizado.

Una posible desventaja en su aplicación es que las fallas de aislamiento, como se ha comentado, pueden provocar arcos eléctricos con facilidad y por lo tanto el riesgo de incendios se incrementa.

6.5.1.2 Generador FV flotante

La figura 6.2 muestra el diagrama eléctrico de un sistema FV en el que el circuito de salida del arreglo FV opera en modo flotante. Un número de variantes a este circuito también es posible, particularmente el uso de un monitor de aislamiento no es indispensable, en cuyo caso, tampoco lo es el transformador de aislamiento; por otra parte, es posible el uso de fusibles como dispositivos de sobrecorriente.


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Figura 6.1. Configuración eléctrica con generador FV aterrizado.


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Figura 6.2. Configuración eléctrica con generador FV flotante.


Se considera que los sistemas flotantes son más seguros para las personas porque el contacto con un conductor vivo y la tierra física normalmente no produce un shock eléctrico (siempre y cuando no existan fallas del aislamiento que provoquen una fuga de corriente a tierra y que el circuito no contenga capacitancias parásitas a tierra significativas). Por otro lado, los riesgos de incendio son menores puesto que una falla sencilla de aislamiento no produce corriente a tierra.

Una desventaja de los sistemas flotantes es que el voltaje del sistema con respecto a tierra es menos estable. Por otra parte, existe un riesgo potencial de shock eléctrico para el personal de servicio cuando el sistema ha sido conectado a tierra inadvertidamente por la ocurrencia de una falla de aislamiento.

6.5.2 Protecciones para la sección de CA

Como se describió en el capítulo 5, las protecciones en la salida del inversor y la interfaz con la red son muy importantes, puesto que de ellas depende en gran medida la confiabilidad del sistema para operar de manera segura en paralelo con la red eléctrica. El esquema de protecciones requerido para generadores FV distribuidos de pequeña capacidad (hasta 25 kW) e interconectados con la red eléctrica, tiene características particulares que tienen que ver principalmente con la condición de generadores dispersos, el uso de convertidores estáticos CD/CA y su capacidad.

A continuación se citan las protecciones necesarias para lograr una interconexión segura para las personas que interactúan con el sistema FV y con la red de distribución a la cual se encuentra conectado, así como para los equipos que conforman ambos sistemas (para una descripción técnica detallada de dichas protecciones ver sección 5.3). Es necesario recordar que las primeras seis protecciones (abajo enumeradas) están comúnmente incorporadas en el diseño del inversor, como se presentó en la sección 5.2; por lo tanto, es imprescindible constatarlo al seleccionar y adquirir tal equipo. Sin embargo, es permitido instalar protecciones adicionales al inversor, es decir protecciones “redundantes”.

6.5.2.1 Protecciones contra operación en modo isla (islanding)

Para evitar la operación en modo aislado (descrita en la sección 4.5) el sistema FV debe contar con protecciones que manden la desconexión de la red en caso de voltaje o frecuencia fuera de los límites especificados por CFE o CLyFC (ver sección 6.2.1.1). Esta medida reduce considerablemente las probabilidades de que ocurra la condición de operación en modo isla, sin embargo es recomendable el empleo de un método de detección adicional como respaldo.

Existen varios métodos para detectar la operación en modo isla cuando ésta no es detectable por las protecciones contra desviación de voltaje y frecuencia. El método elegido deberá ser probado para certificar su efectividad en la detección de operación en modo isla cuando la potencia real y reactiva hacia la red tiende a cero, en cuyo caso el tiempo de respuesta deberá ser no mayor a 60 segundos.

6.5.2.2 Implicaciones para la compañía eléctrica en la operación en modo isla

Una cuestión importante de considerar con respecto al trabajo en líneas de distribución con generadores dispersos interconectados, es verificar que no exista tensión alterna ni continua en la línea antes de iniciar el trabajo en ella. Adicionalmente, se deben seguir todos los lineamientos de seguridad establecidos.

6.5.2.3 Reconexión con la red

Si el sistema FV ha sido desconectado de la red a causa de algún disturbio o interrupción en ella, el sistema de protecciones debe mandar la reconexión con la red hasta que el voltaje y la frecuencia de esta última se hayan restablecido a sus valores normales por un lapso no menor que un minuto.


128

6.5.2.4 Desviación del voltaje de la red

Si el voltaje de la red sale de los límites de tolerancia por más de 2 segundos (ver sección 6.2.1.1 correspondiente), las protecciones deben desconectar al sistema FV de la red.

Esta protección, como ya se mencionó, entre otras cosas reduce la probabilidad de operación de los sistemas FV dispersos en modo isla. El tiempo de retraso es indispensable para eliminar desconexiones innecesarias a causa de caídas de tensión y sobrevoltajes de naturaleza transitoria.

6.5.2.5 Desviación de la frecuencia de la red

Si la frecuencia de la red está fuera del intervalo [59 Hz < f < 61 Hz], las protecciones deben desconectar al sistema FV de la red.

Esta protección, al igual que la de desviación de voltaje, reduce la probabilidad de operación en modo isla, y evita daños a los equipos de la red y de sus usuarios.

6.5.2.6 Protección contra inyección de CD en la red

Los inversores pueden inyectar CD en la red por causa de alguna falla en el sistema de control o de potencia del mismo. Inyectar CD a la red puede causar saturación en los transformadores de distribución y daños a los equipos conectados a ella. Por lo tanto se debe proveer de algún medio de protección para evitarla.

Se recomienda usar un transformador de aislamiento (separación galvánica) para proveer protección contra inyección de CD en la red. El empleo de un circuito detector de CD y un interruptor de capacidad adecuada también es una solución satisfactoria [61].

6.5.2.7 Medios de desconexión de la red

Todo sistema eléctrico interconectado con la red debe contar con algún medio de desconexión que permita la separación de la red en caso de falla o para realizar labores de mantenimiento. La necesidad de contar con este interruptor es aún más imperiosa porque se presenta la posibilidad de operación en modo isla (islanding), que implica riesgos al personal de la compañía eléctrica.

Por cuestiones de seguridad y flexibilidad en la operación del sistema se recomienda el empleo de dos interruptores de separación en la interfaz con la red; INT1 e INT2 en la figura 6.3. La configuración en esta figura permite alimentar las cargas locales del inmueble cuando se tiene el sistema FV fuera de servicio y permite también la separación completa de la red de distribución.


Gen.FV

~CargasLocales

SubsistemaAcond. dePotencia

Subsistema de Control y Monitoreo

REDINT1 INT2

Figura 6.3. Localización de los interruptores de desconexión con la red.

Interruptor de separación a la salida del inversor. INT1 es un interruptor termomagnético que permite la desconexión del sistema FV de la red y las cargas locales. La calibración del dispositivo de sobrecorriente se determina en función de la potencia máxima de salida del inversor.

Interruptor general de servicio del inmueble. Adicionalmente al interruptor de separación entre la red y la salida del inversor, la compañía eléctrica establece el uso de un interruptor de servicio para la acometida eléctrica en el inmueble (INT2 en la figura 6.3). Este interruptor normalmente debe ser accesible al personal de la compañía eléctrica.

6.5.2.8 Protección contra cortocircuito

Como regla general, todos los aparatos que se conectan a la red eléctrica deben contar con protección en caso de cortocircuito. Para tal propósito, el interruptor de separación de la red (INT1) puede contar con un elemento magnético.

Cabe aclarar que la protección contra cortocircuito no tiene la finalidad de proteger al sistema de sobrecorrientes provenientes del generador FV, sino de corrientes de cortocircuito provenientes de la red, a causa de alguna falla en el sistema de acondicionamiento de potencia o en el generador FV.

6.5.2.9 Protección contra sobrecorriente

A la salida del sistema de acondicionamiento de potencia debe de proveerse algún tipo de protección térmica contra sobrecorriente. El valor de calibración del dispositivo de sobrecorriente debe ser igual al valor de corriente de plena carga del inversor. El interruptor de separación con la red puede incluir un elemento térmico para este propósito.

Los dispositivos de sobrecorriente que estén energizados por ambos lados como en este caso, deben contar con una placa que indique claramente esta circunstancia para reducir riesgos de contacto con partes vivas a los usuarios y personal de servicio.

6.5.3 Protecciones a los equipos del sistema FV

En esta sección se agrupan las protecciones recomendadas para los equipos del sistema FV (para una descripción técnica detallada ver la sección 5.1). En general los sistemas FV son sistemas confiables por no tener partes en movimiento. Por esta razón, la probabilidad de fallas es pequeña; sin embargo, es


130

conveniente proveer a los equipos de algunas protecciones para garantizar la seguridad de las personas y las instalaciones.

6.5.3.1 Medios para deshabilitar el arreglo FV

En todo sistema de generación eléctrica, es necesario contar con medios para sacar de operación al generador, ya sea para realizar labores de mantenimiento o como protección contra fallas en alguno de sus componentes. Los generadores FV no son la excepción al respecto. Sin embargo, en principio, la única forma de “apagar” un generador FV es cubriéndolo de la luz. Ya que esta medida resulta poco práctica y económica en algunas situaciones, es necesario recurrir a algún método alternativo.

Deshabilitar un arreglo FV puede significar alguna de tres condiciones diferentes:

1. Evitar que el arreglo produzca salida alguna.

2. Reducir el voltaje de salida a cero.

3. Reducir la corriente de salida a cero.

La primera opción es la más segura pero requiere cubrir el arreglo completamente. De las otras dos opciones se debe definir que resulta menos riesgoso y más fácil de manejar en cada caso; la corriente de cortocircuito o el voltaje de circuito abierto del arreglo respectivamente.

En arreglos de pequeña capacidad (≤ 2 kW), y cuyo voltaje de circuito abierto no exceda 200 VCD, resulta suficiente abrir las terminales del circuito de salida de CD para deshabilitar el arreglo. Para este propósito se debe utilizar un interruptor para CD que cumpla con las especificaciones para operar al voltaje y corriente de dicho circuito.

En arreglos FV con potencias superiores a 2 kW, es recomendable contar con medios de desconexión para seccionar el arreglo en segmentos cuyo voltaje de circuito abierto sea menor que 200 VCD y su corriente de cortocircuito no exceda 20 A. Esto permitirá llevar a cabo labores de mantenimiento de manera segura. Adicionalmente, resulta conveniente que el subsistema de control mande la apertura de los interruptores de seccionamiento en caso de que sea detectada una falla en el arreglo FV.

6.5.3.2 Detección de fallas a tierra

Las fallas a tierra en los circuitos del generador FV son potencialmente peligrosas debido a que pueden producir arcos eléctricos y como consecuencia incendios. Los generadores FV son esencialmente fuentes de corriente, por lo tanto son capaces de producir arcos eléctricos por tiempo prolongado, con corrientes de falla que no fundirían un fusible. Para mayor detalle ver la sección 5.1.13 o bien consultar [62] donde se presenta una discusión sobre el proceso de su formación.

Se recomienda proveer de un sistema de detección de fallas a tierra en instalaciones donde existan riesgos de incendios por localizarse cerca de materiales flamables, como puede ocurrir en algunas azoteas y techos residenciales. En estos casos, se puede omitir el uso de un sistema de detección de fallas a tierra cuando todos los componentes que conforman el generador FV cuentan con doble aislamiento (clase II) y las instalaciones se han hecho de manera que se minimicen las posibles fallas en el cableado (ver secciones 7.2.1.2 y 7.2.1.5 en el capítulo siguiente).

También es conveniente contar con medios de detección de fallas a tierra en instalaciones cuya potencia nominal pico supera 1 kW, ya que a medida que se incrementa el tamaño del generador FV resulta más difícil su detección y localización.

El tipo de sistema de detección de fallas a tierra depende de las condiciones de puesta a tierra del generador FV. En cualquier caso, debe cumplir las siguientes funciones:


Detectar la falla a tierra. Interrumpir la corriente de falla. Deshabilitar el arreglo (ver sección anterior).

Adicionalmente, es recomendable que el detector cuente con un sistema de alarma o una indicación en el panel de control que indique claramente el tipo de falla que ocurrió.

6.5.3.3 Protecciones contra sobrecorriente

Como se comentó en la sección 5.1.3, las protecciones contra sobrecorrientes tienen un papel importante para garantizar la seguridad de los equipos que conforman un sistema FV. A continuación se presentan las consideraciones a seguir para su instalación.

• Protección a las ramas del arreglo o subarreglo

Cada una de las ramas del arreglo o arreglos deben protegerse con dispositivos de sobrecorriente.

En generadores FV conectados a tierra, no deben instalarse dispositivos de sobrecorriente en conductores aterrizados porque su apertura pondría al circuito correspondiente en modo flotante; en este caso, solamente se requiere un dispositivo de sobrecorriente en el polo positivo de cada rama (ver figura 6.4-a).

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-(a) (b)

-

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Figura 6.4. Dispositivos de sobrecorriente en ramas y subarreglos de un generador FV. a) Generador aterrizado, b)

Generador flotante.

En generadores FV flotantes, es necesario instalar dos dispositivos de sobrecorriente en cada rama, polos positivo y negativo respectivamente (ver figura 6.4-b).

Excepción 1. Cuando el arreglo o subarreglo tiene menos de tres ramas en paralelo y se han seguido las prácticas de instalación recomendadas en las subsecciones 6.5.3.3, 7.2.1.2 y 7.2.1.5-6.

Excepción 2. Cuando los equipos que conforman el generador FV cuentan con doble aislamiento (clase II) y se han seguido las prácticas de instalación recomendadas en 7.2.1.2 y 7.2.1.5-6.

Excepción 3. Cuando el generador FV cuenta con un sistema de detección de fallas a tierra que opera de manera permanente y se han seguido las prácticas de instalación recomendadas en 7.2.1.2 y 7.2.1.5-6.

• Protección al circuito de salida de los subarreglos del generador FV


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Se deben proteger los conductores del circuito de salida de cada subarreglo con dispositivos de sobrecorriente.

En generadores FV conectados a tierra, no deben instalarse dispositivos de sobrecorriente en conductores aterrizados porque su apertura pondría al circuito correspondiente en modo flotante; en este caso, solamente se requiere un dispositivo de sobrecorriente en el polo positivo de cada subarreglo (ver figura 6.4-a).

En generadores FV flotantes, es necesario instalar dos dispositivos de sobrecorriente en cada polo del circuito de salida del subarreglo correspondiente, uno en el polo positivo y uno en el polo negativo (ver figura 6.4-b).

Excepciones. Cuando el arreglo tiene menos de tres subarreglos conectados en paralelo, cada rama cuenta con protección contra sobrecorriente y se han seguido las prácticas de instalación recomendadas en 7.2.1.2 y 7.2.1.5-6. Además se tienen las excepciones 2 y 3 de la subsección anterior y las consideraciones para la selección de dispositivos de sobrecorriente son las mismas que las expuestas en la sección 5.1.3.

• Protección al circuito de salida del arreglo FV

No es necesario proteger el circuito de salida del arreglo FV contra sobrecorrientes porque el arreglo no es capaz de producir sobrecorrientes en su circuito de salida. En cualquier caso el uso de un medio de desconexión en el circuito de salida del arreglo es indispensable (ver sección 6.5.3.5).

• Protecciones en el sistema de CA

Las protecciones contra sobrecorriente en el sistema de CA han sido expuestas en las secciones 6.5.2.8 y 6.5.2.9. Los interruptores de separación de la red no solo proveen protección a la interfaz, sino también a los equipos del sistema FV de posibles corrientes de falla provenientes de la red.

6.5.3.4 Protección contra sobrevoltajes

Los sobrevoltajes en instalaciones FV ligadas a la red son causados por factores internos y externos. Entre los factores internos están las fallas en componentes, errores de operación y transitorios por conmutación. De los factores externos, la causa principal de sobrevoltajes son las descargas atmosféricas (descrita con detalle en la sección 5.1.9); otras causas externas al sistema son transitorios en la red y en la carga local.

Es indispensable proveer medios de protección de este tipo en instalaciones FV, con la finalidad de proteger a los equipos de posibles daños, asegurar la continuidad del servicio que proporcionan, y principalmente reducir riesgos a las personas que interactúan con el sistema.

Para lograr una protección adecuada se deben implementar las medidas de protección que se establecen en la norma IEC 61173 (1992-09); ver una de sus versiones en la sección C.1.3, anexo C.

• Recomendaciones adicionales

a. Se debe evitar la formación de espiras conductoras de gran área, particularmente es recomendable que los conductores positivo y negativo del circuito de salida del generador FV discurran juntos. Esto reduce los sobrevoltajes inducidos en el sistema eléctrico por descargas atmosféricas cercanas.

b. Los conductores de tierra de equipos no deben correr paralelamente o cerca de conductores de corriente para minimizar el acoplamiento de sobrevoltajes al sistema.

c. Los conductores de tierra de los equipos deben ser lo más cortos posible, y se deben conectar directamente al electrodo de tierra más cercano o al bus de tierra.


d. El uso de estructuras de montaje de sección transversal grande ayuda a reducir los sobrevoltajes inducidos, porque la corriente inducida en ellas tiene el efecto de producir un campo magnético que se opone al campo que la produce.

6.5.3.5 Medios de desconexión

La necesidad de interruptores y/o disyuntores en un sistema eléctrico de potencia es evidente. Es indispensable contar con medios que permitan seccionar el sistema y desenergizar los equipos que lo conforman. Para una descripción más amplia ver la sección 5.1.11.

Es importante notar que en sistemas aterrizados, los medios de desconexión manuales o automáticos, deben instalarse sólo en los conductores no aterrizados, ya que la desconexión de un conductor que se encuentra aterrizado puede llevar al sistema a operar en modo flotante. Una excepción a esta regla ocurre en el circuito de salida del generador FV, cuando el sistema de protección contra fallas a tierra prevé la desconexión del conductor aterrizado del sistema para interrumpir la corriente de falla (ver sistema CD aterrizado en la sección 6.5.3.2).

Para el caso de sistemas flotantes se deben proveer medios de desconexión para ambos polos de los circuitos de CD que conforman al generador FV.

• Medios de desconexión para los equipos

Cada equipo en un sistema FV debe contar con medios de desconexión para aislarlo de los demás equipos y de todas las fuentes de energía. Los medios de desconexión pueden ser interruptores o conectores dependiendo de su función dentro del sistema.

Los interruptores localizados apropiadamente, con la calibración y capacidad de interrupción adecuadas, cumplen con las funciones de desconexión y protección contra sobrecorriente y cortocircuito. En algunos casos, el uso de un interruptor termomagnético puede ser menos costoso que un interruptor más un fusible en serie.

En el diagrama de bloques de la figura 6.5 se ilustra la localización de los medios de desconexión para los posibles equipos que conforman un sistema FV conectado a la red eléctrica. Un interruptor entre el inversor y el transformador no es necesario puesto que en caso de servicio el conjunto inversor-transformador puede ser aislado de ambas fuentes.

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Inversor

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Red

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TXGen FV

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Figura 6.5. Medios de desconexión para los equipos de un sistema FV.

• Medios de desconexión para seccionar un arreglo FV

Es necesario contar con medios que permitan seccionar el arreglo en segmentos no peligrosos. Así mismo, los medios de seccionamiento son útiles para realizar labores de mantenimiento al arreglo FV. Para


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cumplir este requerimiento se deben instalar medios de desconexión para cada rama y para cada subarreglo del generador FV.

Los medios de desconexión para seccionamiento del arreglo pueden ser interruptores o conectores que cumplan con las especificaciones establecidas en la sección 7.2.6. El empleo de interruptores termomagnéticos es recomendable porque además de los medios de desconexión necesarios, provee las protecciones contra sobrecorriente que se especifican en la sección 6.5.3.3.

En arreglos de bajo voltaje (hasta 48 V nominales), y de pequeña capacidad (hasta 2 kW), el uso de fusibles en cada rama puede sustituir a los medios de desconexión, a la vez que proporciona protección contra sobrecorriente.

6.5.3.6 Otras protecciones al generador

• Diodos de bloqueo

Se pueden utilizar diodos de bloqueo opcionalmente en cada rama del arreglo, adicionalmente a las protecciones por sobrecorriente (ver figura 6.4). Los diodos no son dispositivos de sobrecorriente, sin embargo ayudan a controlar algunas corrientes de falla en las ramas del generador FV. Para minimizar las pérdidas por conducción se recomienda usar diodos Schottky. Es recomendable también sobredimensionar la corriente nominal en un 50% para reducir las caídas resistivas en los diodos de bloqueo, ya que su resistencia en estado de conducción disminuye al aumentar su capacidad. En cuanto al voltaje de bloqueo, este debe ser al menos el doble del voltaje de circuito abierto del arreglo, esto con el propósito de compensar los sobrevoltajes que se pueden presentar por descargas atmosféricas y maniobras de conmutación (ver la descripción de su operación en la sección 5.1.1).

• Diodos de paso (bypass)

Como se describió en su funcionamiento en la sección 5.1.2, los diodos de paso se utilizan para aliviar la disipación de energía en los módulos, causada por el sombreado parcial o total de uno o varios módulos FV. El uso de diodos de paso es indispensable ya que evita daños mayores a los módulos y reduce considerablemente las pérdidas de potencia por sombreado.

Es recomendable usar por lo menos un diodo de paso en antiparalelo con cada módulo del arreglo FV. Normalmente los fabricantes incluyen uno o dos diodos de paso en cada módulo, en cuyo caso no es necesario instalar diodos adicionales.

6.6 Diseño de estructuras El diseño de las estructuras de soporte se debe realizar a partir de las características físicas y dimensiones específicas de los módulos FV elegidos durante la etapa del diseño eléctrico, considerando el espacio disponible en cada una de las viviendas seleccionadas, así como la orientación óptima requerida por el arreglo. Esta última se debe obtener durante un proceso previo de prospección del sitio para la instalación de los arreglos (ver sección 6.3.1.2).

6.6.1 Características generales de las estructuras

La instalación de los arreglos FV debe procurase preferentemente en la cochera de la vivienda por dos razones fundamentales: en primer lugar, el techo de las viviendas puede estar térmicamente aislado o bien impermeabilizado (dependiendo de la región que se trate), lo cual dificulta el anclaje de cualquier estructura al techo e incrementa el riesgo de filtraciones de humedad al interior (goteras) por daños en el mismo; adicionalmente, el techado de la cochera en las viviendas es una práctica común, dado que reduce la carga térmica en éstas y protege de los rayos directos del sol a los automóviles. En virtud de que los módulos FV son un excelente elemento de sombreado, se puede optar por aprovechar esta característica


que puede resultar atractiva a los usuarios porque puede remplazar material de construcción destinado para el mismo fin.

Las estructuras deben diseñarse para que los arreglos FV queden orientados hacia el sur (azimut cero), con su elevación correspondiente. Las estructuras pueden ser fabricadas en acero mon-ten de 4”x 2”, lo cual proporciona una superficie de asiento suficiente para el montaje de los módulos FV y facilita la instalación de éstos. Este material, aparte de ser suficientemente resistente para este tipo de aplicación, es económico y se encuentra comercialmente disponible en casi cualquier sitio. La disposición y características específicas del material seleccionado para la fabricación de las estructuras responde básicamente a: las dimensiones, número y peso de los módulos para los cuales está diseñada, a la magnitud de los claros entre apoyos y al tipo de apoyos, al propio peso del material, al tipo y magnitud de las cargas a la que se encuentra sometido cada elemento (concentradas o uniformemente repartidas), así como a las características específicas de resistencia mecánica y módulo de sección del material utilizado.

Dependiendo de las características del proyecto en cuanto a la instalación de los sistemas FV en las viviendas, las uniones entre elementos estructurales pueden ser uniones mediante pernos roscados o soldadas; esta última reduce el tiempo de construcción y el costo de la pieza.


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7

Ingeniería del sistema

En este capítulo se hace un desglose de la ingeniería del sistema necesaria para la implementación del sistema de generación FV. Se presenta la información básica para la selección de los principales componentes del sistema FV, así como para su instalación eléctrica y mecánica (montaje en las estructuras soporte); además de considerar otro factor que no deja de ser importante: la integración arquitectónica de la instalación FV en el inmueble. Asimismo, se presenta una sección referente al mantenimiento del sistema FV, enfocada básicamente a los módulos FV y al inversor, en la cual se abordan los aspectos prácticos más relevantes.

Finalmente se presenta de manera general otro aspecto importante en la aplicación de los sistemas FV, como lo es el económico. En esta sección se incluye un análisis técnico económico conciso y completo a través del cual se puede tener un panorama general de la rentabilidad de esta tecnología en la República Mexicana, en el contexto actual y bajo distintos escenarios. Se analizan dos aplicaciones reales (residencial y comercial) en la ciudad de Mexicali B.C., una región donde se presentan los valores más altos de irradiación solar en el país (y de los más altos en el mundo).

7.1 Componentes del sistema

7.1.1 Módulos FV

En esta sección se presenta la información necesaria para seleccionar e instalar los módulos FV una vez obtenido el diseño del sistema FV. Es necesario aclarar que la instalación de este tipo de sistemas puede resultar sencilla, sin embargo, se debe evitar pasar por alto las advertencias y prohibiciones que los fabricantes indican en sus manuales de instalación, dado que la tecnología tiene aspectos considerablemente distintos a los habituales de la tecnología convencional. Además, no debe olvidarse que se estará trabajando con voltajes de CD y con valores superiores a los 120 V.


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7.1.1.1 Selección de equipo

En el mercado FV se tienen prácticamente hasta el momento cinco tecnologías de módulos FV, las cuales han sido descritas en la sección 1.1.1.4. La selección de cualquiera de ellas dependerá de los alcances y características del proyecto (i.e. espacio, economía, investigación, etc.), y por supuesto de los resultados obtenidos en la etapa de dimensionamiento. Otro aspecto a considerar es que las marcas y modelos de los módulos FV deben elegirse en función de sus características eléctricas y costo.

Otra consideración que debe ser tomada en cuenta es la temperatura de operación del generador FV, la cual, como se planteó en la sección 3.6.1, impacta directamente en la eficiencia de los módulos FV reduciendo su potencia nominal; puesto que ésta está medida en condiciones STC donde la temperatura es de 25 ºC. Para ello, se debe tener presente que la temperatura en los módulos FV suele estar alrededor de 15 % arriba de la ambiente; esto si están bien ventilados y la estructura que los sujeta es metálica y ayuda a disipar calor, de lo contrario la temperatura se puede incrementar un poco más. Por lo tanto, dependiendo de las exigencias del proyecto este efecto debe compensarse sobredimensionando lo necesario el generador FV.

7.1.1.2 Precauciones de seguridad para la instalación de módulos [63]

Además de las precauciones sobreentendidas para la seguridad personal en una instalación eléctrica, las relacionadas con este tipo de tecnología son:

• Cubrir completamente el módulo con un material opaco durante la instalación mecánica y eléctrica para evitar que se genere electricidad.

• No tocar las terminales eléctricas o extremos de cables mientras el módulo se expone a la luz o mientras instala éste.

• Utilizar siempre el mismo tipo de módulos dentro de un sistema en particular.

Precaución. Los módulos solares producen energía eléctrica cuando se exponen frontalmente a la luz, independientemente de si están conectadas o no. Un sistema con varios módulos puede generar voltajes y corrientes potencialmente mortales. El contacto con un voltaje de corriente directa (CD) de 30 V o más es potencialmente peligroso.

7.1.1.3 Identificación del producto [63]

Cada módulo cuenta una etiqueta en la parte posterior que proporciona la siguiente información:

• La identificación del tipo de módulo. Esta puede estar compuesta de letras que indican su fabricante, el tipo de tecnología de fabricación, y comúnmente la capacidad de potencia FV que entrega.

• El número de serie. Utilizado para identificar el producto específico como único.

• La potencia nominal, corriente nominal y voltaje nominal. Todos ellos son valores característicos importantes para el diseño de un sistema FV, como se presentó en la sección 6.4.

• Voltaje de circuito abierto (Voc). Este voltaje es el voltaje que entrega el módulo sin carga. Cuando se conecten varios módulos en serie se debe evitar superar el voltaje máximo del módulo, el cual se indica en la misma etiqueta.

Ingeniería del sistema 139

• Corriente de corto circuito (Isc). Es la corriente máxima que puede entregar un módulo. Recuérdese que los módulos pueden soportar esta condición ya que su comportamiento es similar a una fuente de corriente.

• Voltaje máximo del sistema. El voltaje máximo que soporta el módulo y está formalmente reglamentado; al exceder este voltaje se tiene un alto riesgo de cortocircuitos y formaciones de arco eléctrico.

• Notas de atención. Información relacionada con las precauciones a considerar. Se recomienda estudiarlas antes de iniciar su instalación.

7.1.1.4 Desembalaje y manejo del módulo [63]

• Conservar el módulo en su paquete hasta que esté preparado para instalarlo.

• Durante la instalación o trabajos realizados con el módulo o el cableado, cubrir la superficie del módulo totalmente con material opaco (como envoltorio de cartón) para evitar que se genere electricidad. Esta medida de precaución no es necesaria si el módulo está equipado con cable de conexión y con una unión por conector a prueba de contactos.

• No utilizar la caja de conexión adjunta para sostener o transportar el módulo.

• No apoyarse ni pisar encima del módulo.

• No dejar caer el módulo ni que caigan objetos sobre él.

• Para evitar que se rompan los cristales o se dañe el módulo, no colocar objetos pesados sobre él o sobre la superficie posterior. Si se rompe el cristal del módulo, no se puede utilizar.

• No realizar trabajos de instalación de módulos en tejados o edificios en presencia de vientos fuertes. El viento puede ocasionar daños y lesiones cuando se levantan o mueven marcos de soporte con varios módulos juntos.

7.1.2 Inversores

En esta sección se presenta la información básica para seleccionar e instalar un inversor FV. En su instalación se debe considerar que se estarán manejando voltajes considerablemente altos, tanto de CD a la entrada, como de CA a la salida; por lo tanto, las precauciones recomendadas por el fabricante se deben seguir cuidadosamente.

7.1.2.1 Selección del inversor

Como producto de la experiencia se ha encontrado que la capacidad nominal de cada inversor debe estar entre 75 y 80% de la capacidad nominal del arreglo FV que lo alimentará, en virtud de las pérdidas por temperatura, cableado, sombreado y mismatch. En México, una instalación de 2 kWp para sistemas FV residenciales es una solución técnicamente adecuada, y bastaría con utilizar dos inversores modulares de poco menos de 1 kW cada uno. La superficie total del generador FV cubriría cualquier cochera. Sin embargo, si la economía lo permite es posible instalar sistemas mayores a 2 kWp, puesto que existe una suficiente variedad de inversores en el mercado FV.


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Es necesario aclarar que el voltaje de entrada que se maneja para inversores de sistemas FV interconectados a la red eléctrica es superior a 100 VCD; a diferencia de los utilizados en sistemas FV autónomos que suele ser de 12 a 48 VCD, por el uso de baterías. En forma adicional se recomienda cerciorarse del voltaje máximo de interconexión (en VCA) del inversor, el cual debe estar alrededor de un 13 % arriba del voltaje nominal de la red.

Finalmente, la elección se hará con base en la disponibilidad comercial, prestaciones y costo de las opciones que existan. En la actualidad existen modelos de inversores que ofrecen opciones en cuanto a costo y prestaciones. Entre sus funciones cuentan con instrumentación básica de parámetros eléctricos de entrada y salida, además de permitir el monitoreo, desde un sólo punto a través de una computadora, de todo un grupo de inversores que conforman un vecindario FV.

7.1.2.2 Datos técnicos comunes

• Rango del voltaje de entrada. Este rango comprende los voltajes de CD que el inversor admite y que debe ser considerado con respecto al voltaje en circuito abierto del generador FV. Este rango permite en promedio tres diferentes valores, dando con ello flexibilidad a los diseños.

• Corriente máxima de entrada. Es la corriente máxima que el equipo soporta para operar.

• Potencia nominal de salida. Es la capacidad de potencia de salida que el inversor puede manejar. Este valor no debe ser excedido. Para aplicaciones residenciales este valor no excede los 25 kW y sus valores mínimos oscilan alrededor de los 700 Watts.

• Voltaje de operación a la salida. Este voltaje es el que tendrá la línea eléctrica a la cual se va interconectar el sistema FV. Se debe cuidar que el voltaje eficaz de la línea esté dentro de los rangos del inversor y bajo ninguna circunstancia deberá excederlo, puesto que ello dañaría al inversor.

• Rango de frecuencias de trabajo. Es el rango de operación de la línea eléctrica, este punto debe ser cuidadosamente revisado porque muchos de los equipos comercialmente disponibles están diseñados para las redes eléctricas europeas, las cuales operan a 50 Hz. Sin embargo, existe equipo a 60 Hz y debe ser claramente especificado al hacer una requisición.

• Peso aproximado. Este es el peso del inversor, el cual debe ser considerado al seleccionar el lugar de su instalación. Su valor suele oscilar alrededor de los 16 kg; sin embargo, existen inversores que puede ser más pesados (inversores conmutados por línea).

7.1.2.3 Consideraciones para la puesta en operación

• El inversor debe ser puesto en operación exclusivamente por un técnico calificado.

• Se debe seguir estrictamente el orden mencionado en el apartado 7.1.2.6 al momento de conectar el inversor.

• Controlar la tensión en circuito abierto de la instalación FV. Voltajes arriba del máximo especificado pueden producir daños irreparables en el inversor.

• Asegurar que el inversor no presente daños ocasionados en el transporte.

• No abrir el inversor cuando éste está conectado a la red.


• Jamás desconectar el inversor de la instalación FV antes de aislarlo de la tensión alterna (interruptor en el centro de carga de la vivienda, abierto).

7.1.2.4 Criterios para el montaje del inversor

• Seguir cuidadosamente las indicaciones del fabricante ya que este equipo es pesado y por ello debe garantizarse un montaje firme.

• La superficie de montaje debe ser firme. El montaje del inversor sobre paneles de cartón-yeso o similares puede resultar en la producción de ruido debido a la pequeña vibración del inversor.

• La temperatura ambiente debe estar entre los rangos de operación del inversor.

• Se recomienda dejar libre una distancia mínima (i.e. 20 cm.) por encima del inversor para asegurar una disipación de calor suficiente. No exponer el inversor a la luz solar directa. Temperaturas muy altas podrían reducir su eficiencia. Si se monta el inversor en un área cerrada se debe asegurar que existe la ventilación suficiente para la disipación de calor.

• Montar el inversor vertical o inclinado hacia atrás. Nunca montarlo inclinado hacia delante.

• La instalación a una altura determinada no es imprescindible, pero hace posible leer fácilmente los diodos LED o algún display que indica el estado de operación del inversor.

7.1.2.5 Condiciones para la conexión a la red

• El tipo de cable que se puede utilizar es el de tipo comercial con sección transversal de 1.5 a 2.5 mm2.

• Se recomienda utilizar interruptores termomagnéticos (o en su defecto fusibles) entre la toma de tensión alterna y el inversor. Es importante aclarar que entre tales interruptores y el inversor no se permiten consumidores.

7.1.2.6 Puesta en operación

1. Desconectar el circuito al que se va a conectar el inversor (interruptor en el centro de carga de la vivienda, abierto).

2. Comprobar el voltaje en vacío del sistema FV y conectar los módulos FV al inversor garantizando un contacto eléctrico franco en las terminales de entrada del inversor.

3. Montar los enchufes de CA y conectarlos al inversor garantizando un contacto eléctrico franco en las terminales de salida del inversor.

4. Conectar el circuito al voltaje de CA cerrando el interruptor en el centro de carga de la vivienda.

7.2 Instalación

7.2.1 Instalación eléctrica [57]

La seguridad de las personas y de los equipos es una condición indispensable en las instalaciones eléctricas de cualquier tipo. Los aspectos de seguridad y protección son de vital importancia en la


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planeación, diseño, instalación, operación y mantenimiento de un sistema FV, ya sea autónomo o conectado a la red.

Evidentemente, los generadores dispersos, interconectados con otras fuentes de energía como lo es la red eléctrica, requieren de medidas de seguridad adicionales a las de los sistemas autónomos. La interfaz con la red representa algunos riesgos potenciales para los equipos de la red, para los del sistema FV, y para las personas involucradas en la operación y mantenimiento de ambos.

El objetivo de las medidas de seguridad es eliminar condiciones inseguras que pueden originar accidentes u operaciones incorrectas, y que a su vez pueden causar lesiones a las personas o daños a los equipos de la red o del sistema FV.

7.2.1.1 Condiciones de puesta a tierra

• Requerimientos generales

En la instalación de un sistema de tierras para una planta FV es conveniente proveer una barra de tierras que sirva como referencia a tierra tanto al sistema de CD como a todos los equipos que se conectan a tierra (ver figura 7.1). La localización más conveniente para esta barra de tierra en sistemas aterrizados, es la caja de conexión principal del generador FV. Para sistemas flotantes, la barra de tierra deberá colocarse lo más cerca posible de los equipos que van a ser aterrizados, particularmente de los descargadores de sobretensión. El (los) electrodo(s) de tierra deberán conectarse sólidamente a esta barra con un conductor cuyo calibre sea por lo menos el calibre del conductor de tierra del sistema FV.

Adicionalmente a la medida anterior, se recomienda proveer barras de tierra auxiliares para los equipos que se encuentren a una distancia considerable de la barra principal de tierra. Esto permite establecer una referencia a tierra auxiliar para equipos que se encuentren agrupados en una misma área física. Para interconectar la(s) barra(s) de tierra auxiliar(es) con la barra de tierra principal se deberá utilizar un conductor con las mismas características que el utilizado para conectar la barra principal de tierra con el(los) electrodo(s) de tierra.

Cuando existan otros sistemas de tierra dentro del inmueble, el sistema de tierras del sistema FV deberá ser interconectado con ellos. Esto limita las posibles diferencias de potencial entre ellos y por consiguiente incrementa la seguridad a las personas y a los equipos.

Es de particular importancia considerar la interconexión del sistema de tierras con el conductor de tierra del pararrayos, si el inmueble cuenta con él. La correcta interconexión entre ambos sistemas reducirá la magnitud de los posibles voltajes inducidos en el sistema FV por causa de descargas atmosféricas. Al respecto se deben tomar en consideración las siguientes recomendaciones:

• Los conduit y estructuras metálicas del sistema FV deben mantenerse a una distancia mayor o igual que 1.8 m del conductor de tierras del sistema interceptor de rayos, de lo contrario deben ser sólidamente conectados a este conductor en la zona en la que la separación es menor que 1.8 m.

• Si un conductor de pararrayos está presente, el generador FV debe ser integrado con este, es decir, las estructuras metálicas y marcos de módulos deben estar sólidamente conectados a este conductor. En la medida de lo posible, los módulos FV deben instalarse lo más lejos posible del conductor del sistema interceptor de rayos.

Los conductores para interconectar los sistemas de tierra, electrodos y barras de tierra deben ser al menos del mismo calibre que el conductor de puesta a tierra del sistema FV.


• Puesta a tierra de equipos

Se deben conectar a tierra todas las partes metálicas que no están designadas para conducir corriente eléctrica; como son marcos de módulos, gabinetes metálicos y estructuras metálicas en general. La puesta a tierra de los equipos es una medida de protección a las personas; mantiene todas las partes metálicas que normalmente no están energizadas al potencial de tierra; aún en caso de que entren accidentalmente en contacto con algún circuito vivo. Con ello se evitan descargas eléctricas a las personas que puedan tener contacto con dichas partes. Para clarificar la conexión a tierra de equipos y sistema de CD ver figura 7.1.

Los siguientes puntos deben observarse en la conexión a tierra de equipos:

1. El conductor de tierra de los equipos es el que conecta las partes metálicas con la barra de tierras o con el electrodo de tierras.

2. La conexión a tierra de los equipos no deberá interrumpirse al remover cualquier módulo del arreglo FV.

3. El calibre del conductor de tierra de los equipos deberá ser por lo menos igual al del conductor de mayor calibre del equipo en cuestión.

4. Si el sistema de CD está aterrizado (ver siguiente subsección), se debe utilizar el mismo electrodo de tierra para equipos y sistema de CD del generador FV. Dos o más electrodos unidos de manera efectiva se consideran como un solo electrodo para este propósito.

5. Si la tierra de la red está presente, se debe conectar el sistema de tierras del generador FV a ésta. Es decir, la tierra del sistema de CA y de los equipos debe ser común.

6. Para detalles sobre el electrodo de tierra ver artículo 250 de NOM-001-SEDE-1999 [54].

• Puesta a tierra del sistema de CD

Un sistema de CD está aterrizado si un conductor vivo se conecta a tierra. Poner a tierra el sistema estabiliza el voltaje con respecto a tierra en operación normal. Puede también facilitar la operación de dispositivos de sobrecorriente para interrumpir la corriente de falla. Puesto que estos objetivos pueden lograrse por otros métodos, la puesta a tierra del sistema puede o no emplearse [57]. La puesta a tierra del sistema de CD es una medida de protección para los equipos del sistema FV (ver figura 7.1).

En sistemas de CD de tres hilos (generadores FV con tap central) la puesta a tierra del neutro tiene la ventaja de limitar el voltaje máximo de los módulos con respecto a tierra a la mitad del voltaje de circuito abierto del arreglo. Ver el ejemplo de un sistema FV similar en la sección 2.4.3.

Si el sistema de CD va a operar conectado a tierra, los siguientes puntos deben observarse:

1. La conexión a tierra del sistema debe hacerse en un solo punto del circuito de salida del generador FV. Una conexión a tierra lo más cerca posible de los módulos FV protegerá mejor al sistema contra sobrevoltajes inducidos por descargas atmosféricas.

2. Uno de los conductores del circuito de salida si el sistema es de dos hilos, o el neutro (tap central) si el sistema es de tres hilos, deberá ser sólidamente conectado al electrodo o bus de tierra.

3. La conexión a tierra del sistema y/o de los equipos no debe interrumpirse al remover cualquier módulo del arreglo FV.

4. El calibre del conductor de tierra del sistema de CD no debe ser menor que el conductor de mayor calibre del sistema FV, y en ningún caso menor que calibre 8 AWG (capítulo 250-93 de [54]).


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5. Se debe utilizar el mismo electrodo para establecer el potencial de tierra del sistema de CD y los equipos. Dos o más electrodos unidos efectivamente se consideran como un solo electrodo para este propósito. Adicionalmente, la tierra del sistema FV se debe unir a la tierra de la red si está presente.

6. Para detalles sobre el electrodo de tierra ver artículo 250 de [54].

Electrodo de tierrasencillo, múltiple

ó tipo anillo

Conductor de Tierradel Sistema de CD

(opcional)

L

NRED

Barra de TierraPrincipal

=~

Barra de TierraAuxiliar

Electrodo de Tierra Auxiliar

Figura 7.1. Puesta a tierra de un sistema FV residencial interconectado con la red (sistema y equipos).

7.2.1.2 Cableado

La selección e instalación apropiadas de los conductores en un sistema eléctrico evitan riesgos de cortocircuito y fallas a tierra; con ello se reduce la probabilidad de formación de arcos eléctricos y en consecuencia de incendios. Los métodos de cableado y la selección apropiada del tipo de conductores son consideraciones muy importantes no solo para la seguridad de una instalación FV, sino también para la durabilidad y la facilidad del mantenimiento.

• Métodos de cableado

Las siguientes recomendaciones deberán aplicarse para la instalación de conductores eléctricos:

a. El uso de cable unifilar reduce la probabilidad de corto circuito

b. Separar los conductores positivo y negativo en las cajas de conexión minimiza la posibilidad de cortocircuito en ellas.

c. Considerar los esfuerzos mecánicos a que puedan estar sujetos los conductores incluyendo ciclos térmicos, cargas de viento, hielo, etc. La instalación de soportes apropiados, conduit y sistemas de alivio de tensión reducen significativamente los efectos de estos factores.

d. Si es posible, instalar los cables de diferente polaridad en ductos independientes o en ductos con barrera divisoria.

• Selección del tipo de conductores


a. Seleccionar el cable de acuerdo a las condiciones a las que va a ser sometido; considerando particularmente la estabilidad mecánica, la estabilidad térmica y la degradación por radiación UV, la exposición a ambientes húmedos, etc. Usar en todos casos cable para intemperie en el arreglo FV.

b. El voltaje del aislamiento no debe ser menor que 125% del voltaje de circuito abierto del generador FV en condiciones STC.

c. Para seleccionar la temperatura nominal del aislamiento es importante considerar que en climas moderados la temperatura del arreglo FV puede llegar hasta unos 60 ºC. En climas extremosos como los de las zonas desérticas y tropicales de nuestro país esta temperatura puede alcanzar unos 75 ºC al medio día.

d. Cuando haya paneles con seguimiento en el arreglo, se deben seguir las siguientes recomendaciones, adicionalmente a las expuestas arriba: utilizar conductores flexibles, elegir cables para uso extra rudo e intemperie (marcados como "WA"), no instalarlos en conduit y utilizar factores de corrección por temperatura conservadores.

• Código de colores

La mayoría de las instalaciones eléctricas en nuestro país utilizan el código de colores de la norma [54]. Este código establece que para sistemas aterrizados, el color del aislamiento de todos los conductores con potencial de tierra debe ser blanco o gris; si el calibre es mayor que 6 AWG, se puede usar cualquier color excepto verde si se coloca pintura o cinta blanca en ambos extremos del conductor. Los conductores para aterrizar equipos deben ser desnudos, o con aislamiento color verde, o verde con franjas amarillas. No hay ningún requerimiento de color para el conductor no aterrizado; la convención en sistemas de potencia es usar negro y rojo para los primeros dos conductores.

• Cajas de conexión

Las cajas de conexión deberán cumplir con los siguientes requisitos:

a. Estar aprobadas por organismos como NEMA para el tipo de uso que se requieren.

b. Los conductores de otros sistemas eléctricos no deben colocarse en la misma caja a menos que ésta esté dividida, o que en esa caja se lleve a cabo la interconexión de los sistemas.

c. Deben ser instaladas de tal forma que el acceso a las conexiones sea fácil.

d. Cerrar todas las aberturas no utilizadas con el mismo material de la caja o similar.

e. Conectar las cajas de metal al sistema de tierras.

f. Evitar el uso de materiales flamables.

g. Proveer un medio de sujeción adicional a los tornillos de sujeción de las terminales para evitar cortocircuito. El uso de aliviadores de tensión en los orificios para entrada de cables es una alternativa si no están cableados en conduit.

h. Utilizar cajas de conexión con barreras de aislamiento entre polos para evitar cortocircuitos.

• Terminales

Se deben observar los siguientes puntos:

a. Usar terminales para uso eléctrico, preferentemente sin aislamiento. Evitar el uso de terminales para uso electrónico o automotriz.

b. Usar terminales troqueladas tipo anillo. Si se usan tornillos estriados se pueden utilizar terminales tipo tenedor, pero solamente una en cada tornillo.


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c. Usar pinzas para engarzar para uso pesado. En ambientes húmedos, se recomienda engarzar y soldar las terminales.

• Conectores

Los conectores en un sistema FV se pueden utilizar como medios de desconexión o deshabilitamiento del arreglo. Deben ser seleccionados con los mismos criterios de temperatura y capacidad de corriente que los conductores del sistema, y cumplir con las siguientes condiciones:

a. Ser polarizados y no intercambiables con receptáculos de otros sistemas eléctricos en el inmueble.

b. Proveer protección contra contacto accidental con partes vivas.

c. Contar con mecanismo de seguro para evitar alguna desconexión accidental.

d. En sistemas aterrizados, el elemento de tierra debe ser el primero en hacer contacto y el último en romperlo.

e. Ser capaces de interrumpir la corriente del circuito sin riesgos para el operador.

7.2.1.3 Capacidad de conductores

El correcto dimensionamiento de los conductores en un sistema eléctrico de potencia evita calentamiento excesivo, daños al cableado, riesgos de arcos y cortocircuitos, y consecuentemente incendios. Así mismo, prolonga la vida útil de las instalaciones.

• Corriente nominal de cada circuito

A continuación se exponen los criterios para determinar la corriente nominal de cada circuito del arreglo:

a. Circuito fuente ó rama (ver figura 6.4). La corriente máxima que puede presentarse en un circuito fuente es la corriente máxima de cortocircuito del arreglo*.

b. Circuito Principal de CD. Corriente máxima de cortocircuito del arreglo.

c. Circuito de salida de la unidad de acondicionamiento de potencia. Corriente nominal de la unidad de acondicionamiento de potencia.

* La corriente máxima de cortocircuito que puede presentarse en un arreglo es aproximadamente el 130% de la corriente de cortocircuito en condiciones estándar (25 ºC, 1000 W/m2) [57].

• Calibre de conductores

Una vez que se conoce la corriente máxima de cada circuito del sistema FV, considerar los siguientes puntos para determinar el calibre de los conductores en cada circuito del arreglo:

a. Estimar la temperatura máxima de operación del arreglo de acuerdo con las condiciones climatológicas del lugar, y elegir los calibres de conductor considerando los factores de corrección por temperatura apropiados.

b. En generadores con muchas ramas en paralelo, el cálculo de la corriente nominal de cada rama (de acuerdo con el apartado anterior) puede implicar secciones de conductor excesivas. Una alternativa es usar el calibre necesario para soportar la corriente de una sola rama e instalar dos fusibles para protección de cables en cada rama si el generador FV opera en modo flotante; o un sólo fusible de protección en cada rama si el generador está aterrizado. Para aclarar la colocación de fusibles y su tipo, ver la sección de protección contra sobrecorriente en la sección 6.5.3.3.


c. Ya que la eficiencia energética es un factor de particular importancia en sistemas FV, se debe asegurar que la suma de las caídas de voltaje en el cableado no supere el 1% de la tensión nominal del generador.

d. Si el aislamiento del conductor es para 90 ºC, pero la temperatura máxima de las terminales de los módulos es 75 ºC, entonces se deben usar los valores de capacidad para conductor con aislamiento para 75 ºC.

e. Si se incrementa el calibre de los conductores del sistema de CD, el calibre del conductor de tierra del sistema se debe incrementar proporcionalmente.

7.2.1.4 Voltaje de salida del generador FV

Como se ha mencionado, desde el punto de vista de la eficiencia energética lo más recomendable es que el voltaje del arreglo sea lo más alto posible para una potencia dada, de manera que las pérdidas por conducción se minimicen. Sin embargo, esta práctica tiene limitaciones por varias razones, tales como: la seguridad de las personas, la capacidad dieléctrica de los módulos y la disponibilidad comercial y costo de equipos para CD en los voltajes requeridos.

Para la selección del aislamiento de los componentes, debe considerarse el máximo voltaje de circuito abierto posible en el generador FV. En localidades donde la temperatura ambiente durante el día puede oscilar alrededor de 0 ºC, este puede llegar a ser 110% del voltaje de circuito abierto, puesto que el voltaje de circuito abierto aumenta en relación inversa con la temperatura de los módulos.

En sistemas de tipo residencial se recomienda que el voltaje nominal de operación del arreglo oscile entre 100 y 120 VCD con respecto a tierra. Este rango de voltaje no representa grandes riesgos de ocasionar un accidente grave en caso de shock eléctrico. Por otro lado, ofrece ciertas ventajas en cuanto a la eficiencia energética de la instalación y la facilidad de cableado.

7.2.1.5 Aspectos de instalación

La correcta instalación de los sistemas FV es también un factor muy importante para evitar posibles fallas y/o accidentes ocasionados por prácticas inapropiadas de instalación o daños a los componentes en este proceso. Esta sección define los aspectos más importantes a observar durante la instalación de un sistema FV:

a. Los conductores de un sistema FV no deben instalarse en los mismos ductos, charolas, ni cajas de conexión de otros sistemas eléctricos. Dos excepciones permisibles son: (1) cuando los conductores de los diferentes sistemas están interconectados y (2) si existe una partición para separarlos.

b. Evitar formar espiras de gran área de conductor, particularmente con los conductores que interconectan los módulos FV y los del circuito de salida del arreglo FV.

c. Utilizar cajas de conexión y gabinetes aprobados por algún organismo competente, para el uso que se les va a dar (NEMA, NOM, etc.).

d. En la instalación del cableado tomar en cuenta los esfuerzos mecánicos a los que pudieran estar sometidos. Utilizar aliviadores de tensión, soportes, conduit y guardas, según sea necesario para garantizar la seguridad de la instalación.

e. Si el generador FV se localiza en una parte del inmueble que sea de libre acceso a sus ocupantes, o dentro de un área que tenga otros usos, es indispensable colocar una malla metálica y letreros de


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advertencia claramente visibles que prevengan el contacto de personas no calificadas con los equipos del sistema. Se debe tener cuidado de que la malla metálica no obstruya la radiación solar a ninguna hora del día, y durante ninguna estación del año. Además, se debe aterrizar la malla e integrarla al sistema de intercepción de rayos si el inmueble cuenta con él.

7.2.1.6 Otros aspectos relacionados

Es importante considerar el uso de componentes aprobados para uso en sistemas FV. En cuanto a los módulos, como se presentó en la sección 7.1.1, éstos deben estar certificados por algún laboratorio reconocido. Con respecto a equipo de CD, se debe asegurar que los interruptores, fusibles, etc. están especificados para este uso.

• Señalización

Los letreros de seguridad son un instrumento valioso para evitar accidentes mediante avisos que anticipen un riesgo potencial. En un sistema FV, como en todo sistema eléctrico, es importante su uso.

• Datos del arreglo

Se deberá proveer una placa que especifique los parámetros nominales del arreglo FV: (1) corriente de operación, (2) voltaje de operación, (3) Voltaje de circuito abierto, (4) Corriente de corto circuito. Su localización debe de ser visible en el interruptor principal de desconexión del arreglo.

• Identificación de todas las fuentes de energía

En cada uno de los puntos de servicio como interruptores principales y centros de carga de todas las fuentes de energía capaces de ser conectadas a la fuente primaria (la red), se debe colocar un letrero permanente con el directorio de todas las fuentes de energía en el inmueble.

• Letreros para interruptores y dispositivos de sobrecorriente

Todos los interruptores y dispositivos de sobrecorriente deberán estar marcados de acuerdo con la nomenclatura utilizada para designarlos en los diagramas eléctricos. Adicionalmente, los interruptores y dispositivos de sobrecorriente que estén energizados por ambos lados deberán contar con una placa que advierta esta condición.

7.2.2 Integración arquitectónica

Una solución armoniosa a la integración arquitectónica del sistema FV con la vivienda en la que se instala el sistema, es fundamental para el éxito del proyecto porque la interacción con los usuarios apunta al hecho de que la satisfacción visual es un elemento que tiene una gran influencia para la aceptación del sistema. Otro aspecto relacionado con lo anterior es que un sistema FV integrado en un inmueble habitacional o comercial representa en cierta medida la personalidad de la familia o empresa que lo utiliza. Tal es el caso de un número creciente de empresas en Europa, las cuales han instalado sistemas FV integrados en sus edificios corporativos, como un medio de expresar su preocupación por el medio ambiente.

7.2.3 Estructuras y soportes

7.2.3.1 Detalles de cimentación


Un método sugerido para la cimentación de las estructuras metálicas es ahogar placas niveladas con anclas de varilla de acero, en lugar de ahogar las columnas en concreto. Este método de anclaje reduce el tiempo de instalación, ya que una vez fraguado el concreto en las placas ancladas se puede trabajar en paralelo en varias estructuras a la vez. Por otra parte, se tiene la ventaja de que las estructuras se nivelan con el corte de las columnas, por lo que resulta fácil compensar la pendiente e irregularidades del terreno.

7.2.3.2 Detalles del armado de estructuras

Las estructuras se suelen armar con uniones soldadas, como se dijo previamente en la sección 6.6. Una vez soldadas las columnas y niveladas a la altura requerida, se procede a soldar los largueros frontal y posterior, y después los largueros de montaje de los módulos.

7.2.3.3 Montaje y cableado de módulos

Los módulos se pueden sujetar perfectamente a los largueros de montaje con tornillos galvanizados de 3/16”. Las estructuras se deben diseñar para permitir un claro entre módulos de 5mm.

Los arreglos de módulos FV se pueden interconectar con cable tipo uso rudo y conectores tipo glándula para relevar a las tablillas de conexión de esfuerzos mecánicos y evitar la entrada de humedad (o polvo fino en zonas desérticas) a las cajas de conexión. Otra manera de interconectarlos es con cable THHW de un hilo, siempre y cuando las cajas de conexión de los módulos FV cuenten con sello de humedad y dispositivo para evitar esfuerzos mecánicos integrados.

Un aspecto importante a cuidar en el cableado de arreglos FV, es que los conductores positivo y negativo de cada subarreglo discurran juntos en todo su trayecto, unidos con cinchos plásticos. La razón de esto es reducir al mínimo posible el área de espiras conductoras, con lo que se reducen substancialmente voltajes inducidos por causa de rayos. Esta medida hace innecesaria la utilización de varistores, particularmente en regiones donde la incidencia de descargas atmosféricas es baja.

7.2.3.4 Ubicación de equipos

Las cajas de conexiones, inversores y en su caso equipos SCADA, se recomienda instalarse en los pasillos laterales de las casas. La finalidad es que los equipos estén resguardados de la lluvia y se encuentran sombreados la mayor parte del día. Se sugiere instalarse a una altura de 1.9 m del nivel del piso, para no disminuir espacio útil de la vivienda.

7.2.3.5 Detalles de estructuras móviles

Como se explicó en la sección 6.6.1 el propósito de utilizar estructuras móviles es desplazar la generación FV hacia horas de demanda pico, mediante su giro en el eje norte-sur. Para ello se recomienda que los marcos de soporte de los arreglos FV sean montados sobre chumaceras, de manera que se permitan únicamente 2 posiciones: una sin giro (ángulo horario 0º) y otra con un el ángulo deseado hacia el poniente (ángulo horario -θ). Para fijar las estructuras móviles en cada posición se recomienda utilizar placas roscadas y tornillos de acero. 7.3 Mantenimiento

El mantenimiento preventivo que demanda del usuario un sistema FV residencial conectado a la red es relativamente reducido. Sin embargo, siempre es conveniente dedicar periódicamente un poco de tiempo


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en la ejecución de estas labores de verificación operacional y/o mantenimiento menor para conservar el sistema en óptimas condiciones y garantizar con esto además de su correcta operación, un rendimiento energético óptimo durante toda su vida útil.

El alcance y periodicidad del mantenimiento preventivo necesario en el sistema FV depende en gran medida de condiciones ambientales específicas en la zona, principalmente del grado de polvo, humedad en el ambiente e irradiación solar (para el caso de cables y gabinetes no metálicos). A la larga, el tiempo invertido en las labores de mantenimiento preventivo es compensado con una operación del sistema más prolongada y sin contratiempos, evita reparaciones y/o daños mayores al equipo al detectar y corregir potenciales causas de falla desde su origen, y alarga la vida útil del sistema en su conjunto.

El mantenimiento correctivo del sistema FV cuando se presenta una falla es labor de personal técnico especializado. Dadas las características y especialización del equipo electrónico implementado en el sistema, esencialmente el inversor. Se recomienda al usuario recurrir siempre a personal técnico especializado para la ejecución de cualquier reparación que se requiera ante la presencia de una falla que deshabilite la operación normal del sistema FV.

A continuación se listan las principales labores (periódicas) de mantenimiento preventivo y verificación operacional que demanda un sistema FV.

7.3.1 Módulos FV [63]

Pese a la relativa sencillez del mantenimiento preventivo requerido en el arreglo FV (limpieza), ésta es quizá la labor que demanda el mayor tiempo. Sin embargo, para el óptimo desempeño del sistema FV es necesario conservar siempre libre de polvo y/o suciedad la superficie de los módulos FV. Por lo tanto, se recomienda:

• Limpiar la superficie de virio del módulo según sea necesario. Siempre utilice agua y una esponja o paño suave para la limpieza. Puede emplearse un agente de limpieza suave y no abrasivo para quitar suciedad resistente. Esta operación es similar a la que demanda la limpieza de la carrocería de un auto.

• Verifique las conexiones eléctricas y mecánicas cada seis meses para asegurar que se encuentren limpias, seguras y libres de daño.

• La periodicidad de esta limpieza es función de la cantidad de polvo en el ambiente, dependiendo de la época del año. Sin embargo, se recomienda realizar esta limpieza al menos cuatro veces al año.

7.3.3.1 Prueba y reemplazo de los diodos de derivación

Esta prueba es necesaria cuando se pone en operación por primera vez el arreglo FV ó su voltaje se ha caído muy debajo de su valor especificado. Generalmente estos diodos se encuentran dentro de las cajas de conexiones de los módulos. Para extraerlos y probar su estado operativo es necesario: 1. Destapar adecuadamente la caja de conexiones. 2. Extraer el diodo, prestando atención a la orientación de las marcas de su polaridad. 3. Verificar la conductividad del diodo. Este debe conducir electricidad cuando las conexiones de prueba

están conectadas en una dirección, y mostrar una alta resistencia en la dirección opuesta. Si un diodo conduce en ambas direcciones, está defectuoso.


4. En caso de estar defectuoso, reemplazarlo por otro de características similares. Al instalarlo asegúrese que sus marcas de polaridad estén orientadas del mismo modo que el diodo original. Si es posible suelde el diodo a los contactos.

5. Finalmente, verifique el voltaje de circuito abierto del módulo y cierre la cubierta.

7.3.2 Inversor

Mensualmente.

Se recomienda que al menos cada mes (o según se requiera) se dé mantenimiento preventivo a lo siguiente:

• Disipador de calor. La acumulación de polvo y suciedad en las aletas del disipador de calor, y en el cuerpo y las rejillas de protección del ventilador, si el equipo está provisto de uno, decrece la capacidad de transferencia de calor; lo cual puede originar la salida de operación del inversor al operarse la protección contra sobretemperatura. Inspeccione la acumulación de suciedad en las aletas del disipador de calor y en la rejilla de protección del ventilador. Límpielos si ésta está presente.

• Operación del ventilador (en el caso que el equipo cuente con ventilación forzada). Verifique la adecuada operación del ventilador del disipador de calor. Normalmente el ventilador opera a través del cierre de contactos de un relevador. Retire el polvo y/o suciedad acumulada en el ventilador y en la guarda de protección.

Semestralmente.

• Empaquetaduras del gabinete. Inspeccione el sello de la puerta del gabinete. Si está dañado, remplace la empaquetadura.

• Conexiones eléctricas. Inspección de las condiciones de todos los cables de entrada y de salida del inversor. Inspeccione todas las terminales de los cables y las conexiones de daños causados por alta temperatura. Revise corrosión. Remplace cualquier conductor dañado. Verifique que todas las conexiones se mantienen firmes y apretadas.

• Gabinete. Abra el gabinete y remueva el polvo o suciedad acumulada en el interior. El gabinete debe quedar perfectamente hermético para evitar la entrada de agua, polvo y/o tierra al interior.

7.3.3.1 Procedimiento para la desenergización del inversor

1. Mueva el interruptor on/off a la posición “off” (si el inversor cuenta con un interruptor integrado). 2. Abra el interruptor del arreglo FV. 3. Abra el interruptor de salida CA para desconexión de la red. 4. Abra el interruptor del transformador de aislamiento (en el caso de no estar integrado éste en el

inversor). 5. Bloquee el interruptor del transformador de aislamiento, y los interruptores de entrada y salida del

inversor contra operación por terceros.

Nota: Las terminales de entrada FV están energizadas si el arreglo está energizado. Adicionalmente, se requiere de alrededor de 5 minutos para que todos los capaciores en el gabinete se descarguen después de desenergizar el inversor.

7.3.3.2 Procedimiento para la reenergización del inversor


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1. Retire los dispositivos de bloqueo del interruptor del transformador de aislamiento y de los interruptores de entrada y salida del inversor.

2. Cierre el interruptor del transformador de aislamiento (en el caso de no estar integrado éste en el inversor).

3. Cierre el interruptor de salida CA para conexión de la red. 4. Cierre el interruptor del arreglo FV. 5. Mueva el interruptor on/off a la posición “on” (si el inversor cuenta con un interruptor integrado). 6. Verificar que el indicador de operación normal (comúnmente un led verde) se encuentra encendido.

Después de aproximadamente 15 segundos que el equipo requiere para realizar su rutina de inicialización, y en algunos casos, alrededor de 5 minutos para llevar el sistema a condiciones de operación normal, el inversor automáticamente operará el arreglo FV en el punto de máxima potencia (PMP) cuando el voltaje del arreglo es mayor al voltaje de arranque ajustado en el inversor.

Esta verificación se debe realizar durante el día, cuando el sistema está generando. El encendido de cualquier otro led indica seguramente la detección de una falla en el sistema y deberá consultarse el manual de usuario del fabricante del inversor para implementar cualquier acción correctiva, o para el restablecimiento de éste a su operación normal.

7.3.3 Instalación eléctrica en general

En lo que respecta a la instalación eléctrica en general, esto es conductores, conexiones y canalizaciones eléctricas, se recomienda realizar una verificación anual del estado que guarda el aislamiento de los conductores expuestos a la intemperie (no canalizados), buscando básicamente evidencia de resquebrajamiento del aislamiento o daño físico en los mismos. Asimismo, es necesario verificar que todas las canalizaciones eléctricas se mantienen en buen estado y se encuentran debidamente soportadas.

En relación a las conexiones eléctricas en el circuito, la verificación (física) de que éstas se conservan firmemente sujetas (apretadas) en todos y cada uno de los puntos de conexión solamente se justifica cuando hay evidencia de que el conductor, la tubería conduit o el gabinete ha sido o está sometido a esfuerzos mecánicos y/o presenta un daño físico visible. La causa más común que da lugar a este tipo de anomalía es la tensión de los cables originada por soportes sueltos o la ausencia de éstos.

Verificar que la conexión a tierra del sistema, y la de cada uno de los equipos, se mantiene firme y sin señales de corrosión.

7.3.4 Estructuras soporte

Para efecto de proteger adecuadamente contra corrosión la estructura metálica del arreglo FV, se recomienda retocar la pintura de ésta al menos una vez cada dos años. Preferentemente en las zonas o uniones donde la oxidación es visible. Asimismo, verificar que los elementos de anclaje y la rigidez de la estructura en su conjunto conservan sus características originales.

7.4 Análisis económico [64]

7.4.1 Costo nivelado de producción

El costo nivelado de producción es el método más utilizado para evaluar y comparar económicamente proyectos de generación de energía eléctrica. Su valor expresa el costo promedio de una unidad de


producción (kWh) durante la vida útil esperada del sistema. La energía de salida y los costos totales se afectan con la tasa de descuento aplicada al análisis, lo que significa que en los dos rubros se considera el valor del dinero a través del tiempo.

Para el cálculo del costo nivelado de producción, la energía total entregada por el sistema FV, y los costos totales durante la vida útil, se reducen a valor presente al inicio de operación. El CNP se obtiene por la relación entre ambos conceptos, es decir:

CNPI OM CS RC r VR r

EAU rt t t

t nt

n

tt

t

n=+ + + + − +

+

− −=

−=

∑∑

( )( ) ( )

( )

1 1

11

1

Ec. (7.1)

donde: Ι es el costo de inversión (incluyendo posibles intereses durante la construcción). OMt son los costos de operación y mantenimiento durante el año t. CSt son los costos sociales durante el año t. RCt es el costo de mantenimiento mayor durante el año t. r es la tasa de descuento. VR es el valor de rescate después de n años. n es la vida útil del sistema EAUt es la producción de energía en el año t, está dada por la ecuación 7.2.

)(, pdsrtPt kkkkEEAU = Ec. (7.2) donde: Ep,t es la energía anual estimada a partir de la potencia nominal del sistema FV Kx son factores que afectan el desempeño estimado para el sistema

7.4.1.1 Producción de energía

La producción de electricidad de un sistema FV interconectado a la red depende básicamente: de la potencia FV instalada y de los niveles de insolación del sitio, Sin embargo, esta producción de energía está sujeta a una serie de factores que pueden afectar considerablemente la eficiencia global del sistema, entre ellos se incluyen [64]:

Factor de rendimiento: el rendimiento de un módulo puede reducirse drásticamente por contener en la superficie fotosensitiva polvo, lluvia o hielo. Este factor puede cambiar a través del tiempo debido al uso del equipo y a los cambios climáticos estacionales.

Factor de sitio: la distribución de radiación solar que se asume para calcular el potencial de energía de salida esta relacionada con la distribución de radiación solar en la superficie del generador FV. Sin embargo, en algunos casos los alrededores del sitio pueden cambiar con el tiempo debido a la plantación de árboles o la construcción de nuevas casas, lo cual pudiera impactar en la producción de energía.

Factor de disponibilidad técnica: La disponibilidad técnica de un sistema FV se define como la fracción del año que está en condiciones para operar

Factor de pérdidas por transmisión eléctrica: las pérdidas por transmisión eléctrica anuales es el cociente entre la energía de salida neta y la energía neta transmitida, alimentada en el punto de uso común (PCC).


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7.4.1.2 Costos de inversión

Los componentes que comprenden la inversión incluyen: módulos FV, inversor, estructuras de apoyo, certificación especial u otros costos por procedimientos de prueba externos, transporte, preparación del sitio, cimientos, instalación, refuerzo y conexiones a red, monitoreo externo y sistemas de control, servicios de consultoría y costos del terreno o renta, entre otros.

La distribución típica del costo de inversión en sistemas FV, estimada a partir de varias fuentes es la siguiente:

Módulos 70 % Inversor 8 % Cimientos y estructuras de apoyo 8 % Instalación 6 % Sistema eléctrico, cables, dispositivos 5 % Infraestructura 3 %

Asimismo, La tabla 6.1 muestra los índices del costo de inversión (USD/W) de sistemas FV conectados a la red; instalados en países pertenecientes a la IEA-PVPS (2003).

Dada la tendencia del precio de los módulos FV, el cual ha evolucionado en forma descendente en la medida en que estos han venido teniendo mayor inserción en el mercado; se prevé que el costo de inversión de los sistemas FV se abatirá de manera favorable, colocando la tecnología a niveles de competencia económica con las tecnologías convencionales, con las ventajas ecológicas adicionales que esto representa.

7.4.1.3 Costos de operación y mantenimiento

El valor de este parámetro depende del número de módulos del generador FV, el tipo, las condiciones del sitio y las características del sistema al cual se realiza la conexión. Los conceptos que intervienen en este rubro incluyen: seguros para cubrir daños al sistema y por pérdidas operacionales debido a tales cambios, seguros especiales para garantizar la producción de energía anual, servicios, mano de obra, consumibles, costos de reparaciones menores, y los relacionados a la administración y operación del sistema FV.

7.4.1.4 Costos sociales

Los costos sociales o externos están asociados con daños ambientales que repercuten directamente en la salud humana, incluyen el daño que se causa sobre bienes nacionales como estatuas, edificios, etc.

Los costos externos de la energía no se reflejan en el mercado del precio de la energía, aunque sea un hecho que estos costos son aceptados en todos los ámbitos sociales y que deberían ser incluidos cuando se calcula el costo de producción de la energía. Los costos sociales de la generación FV son pequeños, especialmente cuando se comparan otras tecnologías de generación que utilizan combustibles fósiles.

La mayoría de los contaminantes tienen algún efecto altamente nocivo para la salud y entre estos no se excluyen los que se generan en las centrales termoeléctricas.

Tabla 7.1. Índices del costo de inversión (USD/W) de sistemas FV conectados a la red

Sistemas FV conectados a red 2 (USD/W) País 3 <10 kW >10 kW AUS 4,5 – 7,8 3,9 – 6,5


AUT 5,6 – 7,9 4,5 – 6,8 CHE 6,6 – 6,9 5,8 DNK 5,0 –10,6 6,1 – 15,2 DEU 5,7 ESP 7 - 9 5,6 – 8,2 FIN 6,8 – 7,9 6,8 – 7,9 FRA 8,2 – 9,7 5,6 GBR 7,0 – 19,7 8,2 – 21,5 ISR ITA 7,9 – 8,6 7,5 – 7,9 JPN 5,9 6,9 KOR 12,6 11,5 MEX NLD 5,1 – 6,8 5,1 – 5,6 NOR 10 - 15 PRT 7,3 USA 7 - 10 6,5 - 9

1 Información adicional sobre el costo de los sistemas puede ser consultada en el sitio Web de la IEA-PVPS. 2 Los costos más altos de los sistemas conectados a red están asociados con la integración de éstos en los techos o con la arquitectura del edificio. 3 Código ISO.

7.4.1.5 Costo de mantenimiento mayor

Este rubro incluye los costos por reemplazo de equipo o reparaciones mayores requeridas durante la vida útil del sistema FV. En este caso el inversor es el equipo más sensible a dañarse. Para fines de cálculo se estima un valor de 10% de la inversión total para este concepto. Este rubro se debe considerar a la mitad de la vida útil del sistema.

7.4.1.6 Tasa de descuento

La tasa de descuento en términos reales, se define como la tasa a la cual la tasa nominal excede la tasa de inflación. Este valor debe reflejar el costo del financiamiento del proyecto o cualquier otra política de objetivos y contratiempos.

Estudios internacionales del costo de generación eléctrica generalmente adoptan una tasa de 5%, y 7% como la tasa de descuento en términos reales, sin embargo, para proyectos comerciales que se cubren con inversión privada el valor de la tasa de descuento puede adoptar valores más altos.

Para el caso de México se toman como referencia los datos que utiliza CFE, cuyo valor de la tasa de descuento es 10% [64].

7.4.1.7 Valor de rescate

Este parámetro se refiere al valor comercial del equipo o dispositivos al término de la vida útil del sistema, puede tener un valor económico por la recuperación del terreno o algún otro dispositivo en buenas condiciones, tales como cables, etc. Sin embargo, para fines de cálculo el valor de rescate para un sistema FV interconectado a la red se considera de cero (0).


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7.4.1.8 Vida útil del sistema

El período de vida útil (n) para un sistema FV depende de numerosos factores y puede en efecto ser muy difícil de predecir. Sin embargo los módulos fotovoltaicos, que es el concepto de mayor impacto económico dentro de la configuración del sistema FV, son comúnmente diseñados para tener una vida útil de 20 años.

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Anexo A Terminología FV y acrónimos

IEA (International Energy Agency). Agencia Internacional de Energía. www.iea.org/.

Arreglo FV. Conjunto de módulos FV integrados mecánicamente en una estructura soporte, los cuales están conectados en combinaciones serie/paralelo para proporcionar la potencia de salida requerida con los niveles de voltaje y corriente de CD apropiados. También llamado generador FV.

Balance del sistema (Balance of Systems, BOS). Las partes adicionales al arreglo FV en el sistema FV, tales como: interruptores, controles, medidores, equipo de acondicionamiento de potencia, estructuras soporte para el arreglo, y baterías. El costo del terreno utilizado algunas veces es incluido cuando se compara el costo total del sistema con el costo de otra fuente de energía.

Carga local. En el caso más común es una carga residencial o comercial. Si se trata de una estación central que forma parte del esquema de suministro de la compañía suministradora, normalmente la carga local la constituyen algunos servicios auxiliares y es pequeña comparada con la capacidad de la planta.

Celda FV. Dispositivo FV básico que genera electricidad cuando es expuesto a la luz, tal como la radiación solar.

Controlador de carga/regulador. Son dispositivos típicamente utilizados en sistemas FV fuera de red (autónomos). Su función primordial es mantener la batería en el estado de carga (SOC, por sus siglas en inglés) más alto posible y proveer al usuario la cantidad de electricidad demandada, mientras mantiene protegida a la batería de una descarga profunda (debida a la carga) o una sobrecarga (debida al arreglo FV). La mayoría de los controladores de carga opera vía regulación de los voltajes ajustados. Sin embargo, como el voltaje no es representativo del SOC real, se están desarrollando nuevos algoritmos para evaluar el estado de la batería basándose en los Ah o en el monitoreo de VAh combinados. Otras funciones incluidas pueden ser MPPT, conversión CD/CD, protección antirrobo, manejo de la carga, prepago de energía, monitoreo y registro de datos.

Corriente de cortocircuito. Corriente que fluye libremente de una celda o módulo FV hacia un circuito externo que no tiene carga o resistencia; corriente máxima posible. La unidad en el ampere (A).

Curva I-V. Gráfico de la curva característica de la corriente vs. voltaje del arreglo FV.

Día solar promedio. Número de horas del día durante el cual el sol irradia con una potencia luminosa de 1 SOL (1 kW/m2), y cuya energía es equivalente a la energía que el mismo irradia en el sitio durante el día (del amanecer y el anochecer). Supongamos, como ejemplo, que el promedio de insolación diaria en un sitio dado es de 5 kWh/m2. Si este valor es dividido por un SOL, se obtiene el valor (en horas) del día solar promedio para ese sitio y esa inclinación. Es decir, el día solar promedio para tal sitio sería de 5 horas. Se debe recordar que los módulos FV son evaluados usando una intensidad luminosa de un SOL, la duración del día solar promedio representa la cantidad de horas, del total de horas de luz diaria, en que el módulo es capaz de generar la potencia máxima de salida especificada por el fabricante.

Efecto FV. Consiste básicamente en convertir la luz solar en energía eléctrica por medio de dispositivos semiconductores denominados celdas FV.


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Efecto invernadero. Efecto provocado por gases en la atmósfera que son transparentes a la luz visible, permitiendo su entrada, pero impidiendo la salida de la radiación infrarroja reflejada hacia el exterior.

Estructura de montaje. Con el rápido crecimiento de los sistemas distribuidos conectados a la red, un amplio rango de productos ha sido desarrollado para instalar módulos FV en inmuebles. Éstos incluyen estructuras de montaje para fachadas, marquesinas (perfiles de techos), techos planos FV y aun “tejas FV” que pueden utilizarse para reemplazar tejados convencionales. Nuevos productos están dirigidos a la necesidad de facilitar la integración de la tecnología FV con las fachadas y la apariencia de los inmuebles.

Espectro solar normalizado. Radiación solar que recibe una superficie en la tierra, perpendicular a la dirección de la luz incidente, cuando la luz ha atravesado una masa de aire equivalente a 1.5 atmósferas terrestres en un día claro; tiene una densidad de potencia o irradiancia total cercana a 970 W/m2 para toda la banda de longitudes de onda. Esta distribución espectral se ha escalado para establecer un espectro normalizado con una densidad de potencia de 1000 W/m2.

Estructura soporte. Sistema de sujeción y anclaje para los módulos FV.

Factor de planta. Relación entre la potencia media generada por el sistema FV durante un periodo de tiempo y la potencia nominal pico del mismo.

Fotones. Partículas de masa nula correspondiente al cuanto de radiación electromagnética. Su energía es el producto de la frecuencia de la radiación por la constante de Planck (h = 6.624x10-34 J-s).

Fotovoltaico. El proceso que produce electricidad a partir de la luz solar. “Foto” se refiere a la luz y “voltaico” al voltaje.

FP. Factor de Potencia. Coseno del ángulo de desfasamiento de la corriente con respecto al voltaje.

Fuente de corriente. Sistema de funcionamiento del inversor mediante el cual se produce una inyección de corriente alterna a la red de distribución de la compañía eléctrica.

FV. Abreviación de Fotovoltaico/a/s (adjetivo o sustantivo).

Generador FV. Ver arreglo FV.

Integración arquitectónica de módulos FV. Módulos FV que cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales.

Interconectado/interconectar. El acto de sincronizar dos generadores independientes (ej. la red y un sistema FV) y conectarlos o “ponerlos en paralelo” en el mismo bus. IEEE 100 Def.: Proceso por el cual un generador es ajustado y conectado para operar en paralelo con otro generador o sistema.

Inversor o convertidor estático. Dispositivo electrónico de potencia cuya función principal es convertir la señal de CD del generador en una señal de CA “compatible” con la red. Compatible en este caso implica sincronizada con la red, con voltaje, frecuencia y distorsión armónica dentro de los límites especificados. Constituye el elemento central de la interfaz entre el generador y la red. La salida de CA puede ser monofásica o trifásica según los requerimientos de cada instalación. Adicionalmente realiza otras funciones de protección y control para el funcionamiento eficiente y seguro del sistema. Este equipo también es referenciado como Subsistema de Acondicionamiento de Potencia, Convertidor de Potencia Estática, Sistema de Conversión de Potencia o Convertidor de Estado Sólido.

Irradiación solar. Energía incidente por unidad de superficie sobre un plano dado, obtenida por integración de la irradiancia durante un intervalo de tiempo dado, normalmente una hora o un día. La unidad es kWh/m2.

Terminología FV y Acrónimos 159

Irradiación solar global media diaria anual. Energía global procedente del sol que llega a una determinada superficie, tomando el valor anual como el promedio de los valores medios diarios.

Irradiancia solar. Potencia radiante incidente por unidad de superficie sobre un plano dado. La unidad es kW/m2.

Islanding (operación en modo isla). Operación continua de una instalación de generación FV con cargas locales después que el suministro de energía de la red eléctrica ha sido interrumpido. Esta es una condición indeseable que puede ocurrir en el instante poco probable que coincida la demanda de energía de la carga con la generación FV en la isla.

Latitud. Ángulo que forma la vertical de un punto de la superficie de la tierra y el plano del ecuador. Se considera positiva en el hemisferio norte y negativa en el hemisferio sur.

Medidor de energía suministrada a la red. Equipo que registra la cantidad de energía que el sistema inyecta a la red. La inyección a la red ocurre cuando la potencia generada excede la demanda de la carga local (a medio día por ejemplo).

Medidor de energía suministrada por la red. Equipo que registra la cantidad de energía que la red aporta para alimentar la carga local. Ocurre en periodos de baja insolación y por las noches, porque los sistemas FV conectados normalmente no cuentan con baterías de almacenamiento.

Mismatch. Pérdidas de potencia por discrepancias en el acoplamiento eléctrico de los módulos de un arreglo FV, debido a pequeñas diferencias en su fabricación.

Módulo o panel fotovoltaico. Conjunto de celdas FV directamente interconectadas y encapsuladas como un bloque único, entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie. Estas unidades captan la radiación solar para producir tensiones de 6, 12 o 24V. Normalmente están formadas por 36 celdas fotovoltaicas.

Pérdidas por inclinación. Cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de no tener la inclinación óptima el arreglo FV.

Pérdidas por orientación. Cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de no tener el arreglo FV la orientación óptima.

Pérdidas por sombras. Cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de la existencia de sombras sobre el arreglo FV en algún momento del día.

Periodo de recuperación de la energía (Energy payback time). Tiempo necesario para que cualquier dispositivo o sistema generador de energía produzca la energía útil equivalente a la que fue empleada en su fabricación y construcción. En energía FV el periodo de recuperación de la energía es de 2 a 4 años. Plegado (Rechazo) de potencia (Power foldback). Una condición operacional por medio del cual cierta unidad reduce su potencia de salida en respuesta a una alta temperatura, potencia de entrada excesiva u otras condiciones.

Potencia nominal de la instalación FV. Suma de la potencias nominales de los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en la instalación.

Potencia instalada. Potencia entregada por un módulo FV o un arreglo FV, bajo las condiciones STC (irradiancia de 1000 W/m², temperatura de la celda de 25°C, espectro solar AM 1.5). También llamada potencia de salida STC. La unidad es Watt (W). Potencia nominal del generador FV. Suma de las potencias pico de los módulos FV.

Potencia pico. Los módulos FV son diseñados a una potencia nominal correspondiente a su potencia de salida pico. La potencia pico es la cantidad de potencia de salida que un módulo FV produce en STC a una


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temperatura del módulo de 25ºC con una irradiancia de 1000 W/m2. Esto corresponde a un día despejado de verano con el sol aproximadamente en su cenit y las celdas orientadas perpendicularmente hacia él. La unidad es Watt (W), también escrito como Wp por los profesionales en el tema.

Producción anual final. Energía FV total entregada a la carga durante un año por cada kilowatt de la potencia instalada. La unidad es kWh/kW instalado.

Programa demostrativo. Proyecto para demostrar la operación de los sistemas FV de potencia y su aplicación con usuarios potenciales.

Punto de máxima potencia, PMP (Maximum Power Point, MPP). El punto en la curva I-V del arreglo FV que produce la mayor potencia de salida.

Radiación solar. Emisión de ondas, especialmente electromagnéticas, o partículas emitidas por el Sol.

Rama fotovoltaica. Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador FV.

Red eléctrica. Fuente primaria de energía. La interconexión de los sistemas FV regularmente se realiza en alimentadores de baja tensión (sistemas de pequeña capacidad) o en sistemas de distribución de media tensión (estaciones centrales).

Regulador. Ver Controlador de Carga.

Relación de desempeño. La relación entre la producción final anual (mensual, diaria) y la producción de referencia anual (mensual, diaria), donde la producción de referencia anual (mensual, diaria) es la energía anual (mensual, diaria) teórica disponible por kilowatt de potencia instalada.

Revestimiento. Módulos FV que constituyen parte de la envolvente de una construcción arquitectónica.

SCADA, Sistema (Supervisory Control And Data Adquisition). Sistema de adquisición de datos y control de supervisión, utilizado para el monitoreo de variables eléctricas y climatológicas de un sistema FV.

Seguimiento del punto de máxima potencia (Maximum Power Point Tracker, MPPT). Una función incluida en un inversor o en un dispositivo separado, encargada de operar y mantener un arreglo FV en su punto de máxima potencia.

SFV. Abreviación de Sistema/s Fotovoltaico/s.

Sistema autónomo. Sistema fotovoltaico aislado de la red de distribución.

Sistema FV centralizado conectado a la red. Sistema de FV de producción de electricidad que desempeña la función de una estación de potencia centralizada (también llamada planta de potencia FV centralizada).

Sistema FV distribuido conectado a la red. Sistema de generación FV instalado en el inmueble del usuario de la compañía eléctrica, comúnmente en el lado de la demanda del medidor de energía. Esto incluye sistemas FV residenciales y comerciales conectados a la red, barreras de sonido en las carreteras, etc. Pueden ser usados para soporte de la red de distribución de la compañía eléctrica, aplicando el concepto de Generación Distribuida.

Sistema FV doméstico fuera de red. Sistema de generación FV instalado en casa habitación o poblaciones que no están conectadas a la red de la compañía suministradora de la energía eléctrica. Comúnmente se requiere un medio de almacenamiento de energía (en la mayoría de los casos baterías de plomo-acido). También son llamados “sistemas FV autónomos”.

Terminología FV y Acrónimos 161

Sistema FV no-doméstico fuera de red. Sistema de generación FV utilizado para una variedad de aplicaciones tales como bombeo de agua, comunicaciones remotas, conmutadores de telecomunicaciones, etc. Los cuales no están conectados a la red. Comúnmente se requiere de un medio de almacenamiento de energía. También son llamados “sistemas FV autónomos”.

Sistema de generación FV (Photovoltaic Power System, PVPS). Conjunto de elementos interconectados tales como módulos FV, inversores, baterías, y todos los componentes de instalación y control, con una potencia nominal de 40 W o más. La topología es diferente de acuerdo con la aplicación. Ver Sistema FV conectado a red y fuera de red.

Sistema fotovoltaico autónomo. Sistema autónomo con batería de almacenamiento (ver Sistema FV doméstico/no-doméstico fuera de red).

SOL, Unidad. Los fabricantes de módulos FV determinan la máxima potencia eléctrica de salida de éstos usando una fuente con una potencia luminosa de 1 kW/m2. A este valor se le conoce con el nombre de SOL y se ha convertido en un estándar para la industria, facilitando la comparación de módulos FV de distintos orígenes. Por lo tanto, 1 SOL = 1 kW/m2. Las dos cantidades son usadas, indistintamente, en las especificaciones de módulos FV.

STC (Standard Test Conditions). Son las condiciones de prueba para medir la potencia de salida nominal de las celdas o de los módulos FV. El nivel de irradiancia es 1000 W/m², espectro solar AM 1.5 y una temperatura de la celda o el módulo de 25ºC.

Superposición de módulos FV. Módulos FV que se colocan paralelos a la envolvente del edificio sin la doble funcionalidad definida en la integración arquitectónica. No obstante, no se consideran los módulos horizontales.

THD (Total Harmonic Distortion). Siglas en inglés de Distorsión Armónica Total (ver sección 4.1.1).

Voltaje de circuito abierto (Voc). Voltaje de una celda o módulo FV expuesto a la luz solar, cuando no circula corriente eléctrica. Voltaje máximo posible. La unidad es Volt (V).

Watt pico (Wp). Es la unidad de potencia del Sistema Internacional de pesas y medidas (SI), el Watt, utilizada por los profesionales en el área FV que significa potencia pico bajo condiciones STC. Múltiplos utilizados: kWp y MWp.


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Anexo B Antecedentes: Proyectos Internacionales

El objetivo de este anexo es proporcionar información sobre proyectos FV relevantes en el ámbito internacional, implementados a través de programas específicos con el propósito de fomentar e impulsar el desarrollo y uso de la tecnología FV conectada a la red, aplicar los desarrollos tecnológicos alcanzados, analizar costos, esquemas de financiamiento, resultados, etc. El estudio y análisis de los objetivos específicos de cada proyecto, así como los resultados obtenidos en la implantación y/o implementación de estos proyectos, proporcionan un panorama general del desarrollo y madurez de la tecnología FV conectada a la red en el mundo, a la vez de servir como referencia para inferir la viabilidad de este tipo de soluciones a las necesidades energéticas de nuestro país, particularmente desde el punto de vista técnico. B.1 Sistemas residenciales En esta sección se hace una revisión de los programas residenciales más importantes en diferentes partes del mundo. Se hace una breve descripción de los programas actuales y algunos ya concluidos. Sin menoscabo de la importancia que tienen los programas de pequeña escala e instalaciones aisladas, se presentan principalmente aquellos de gran escala o que han tenido un mayor impacto en el desarrollo de la tecnología y su diseminación.

B.1.1 Programas en América

Los principales programas residenciales en América se han llevado a cabo en los EU, fuera de ese país existen algunos esfuerzos para probar y desarrollar la tecnología en México (IIE) y Brasil. El principal organismo impulsor de la tecnología FV en EUA es el Departamento de Energía (DOE) quien provee los fondos para la mayoría de los proyectos de investigación y demostración en el área de dispositivos y sistemas fotovoltaicos en ese país.

B.1.1.1 Generadores FV conectados a la red en México

Prácticamente todos los sistemas FV instalados a la fecha en México son sistemas autónomos fuera de red, 54% corresponden a aplicaciones en telecomunicaciones y el 42% a alumbrado y electrificación rural; el resto son aplicaciones de bombeo y señalización [65]. Hasta el momento no se ha incursionado de manera decisiva en el campo de aplicación de los generadores FV conectados a la red, salvo algunas experiencias aisladas obtenidas a través la implementación y caracterización de un sistema FV de 2 kWp en las instalaciones del IIE, y más recientemente, la de cinco sistemas de 1.7 kWp conectados a la red en el Noroeste de México para evaluar el efecto de la generación FV en el patrón de demanda y en la demanda pico.

B.1.1.2 El programa FV de EUA [66]

DOE tiene en su haber el plan más ambicioso del mundo para diseminar la generación FV en EUA y en la comunidad internacional en general. El programa FV de los EUA tiene dos objetivos fundamentales: promover la tecnología como una alternativa para reducir las emisiones contaminantes, y por otra parte dominar el mercado FV mundial, particularmente en países en vías de desarrollo como México.


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Dentro del marco de su programa, en marzo de 1992 DOE dio a conocer su plan SOLAR 2000. Una de las metas de este plan fue la instalación de 8 GW de generadores FV por compañías norteamericanas para el año 2000, de acuerdo con DOE esta cifra era bastante realista dadas las tendencias del mercado (un crecimiento anual de 30%) y la reducción de costos pronosticada. Por otra parte, 8 GW era sólo un pequeño porcentaje de los 600 GW de crecimiento estimado en el sector eléctrico mundial entre 1990 y 2000 [66]. El enfoque tradicional de los programas FV de los EUA ha sido en investigación y desarrollo de la tecnología. SOLAR 2000 mantuvo esa línea pero integró nuevos elementos enfocados a derribar barreras gubernamentales, económicas, sociales y comerciales para lograr la diseminación de los sistemas FV en EUA y el resto del mundo. En este participaron la industria FV, el sector eléctrico, los organismos reguladores o normativos y las agencias federales involucradas. La estrategia de SOLAR 2000 estuvo basada en tres elementos principales: desarrollo y validación de tecnología, acondicionamiento de mercado y promoción de proyectos de riesgo compartido. El departamento de defensa norteamericano (DoD) es otra de las organizaciones que tiene gran interés en la generación FV, hasta finales de 1994 contaba con unos 2 MW en operación, de los cuales algunos sistemas son conectados a la red. Han identificado un potencial de varios cientos de MW de aplicaciones económicamente competitivas en sus instalaciones. El presupuesto para proyectos FV del DoD en 1995 fue de US$29 MDD THE NEW ENGLAND ELECTRIC PHOTOVOLTAIC SYSTEMS RESEARCH AND DEMONSTRATION PROJECT (EUA) [37, 67] DESCRIPCION GENERAL:

• El programa fue implementado por la compañía The New England Electric System (NEES), a través de algunas de sus subsidiarias y con la participación del Electric Power Research Institute (EPRI), quien proveyó fondos para algunas de las actividades de investigación del proyecto.

• Consiste de 30 sistemas residenciales de 2.2 kWp c/u, 240 VCA, 1φ, 240 pies2 de área de módulos, todos montados sobre el techo; 28 de los cuales están conectados la misma fase del alimentador de distribución de una zona residencial.

• Además de 8 sistemas comerciales / institucionales de 1.8 a 7.3 kWp, 120/208 VCA, 3φ; 3 de ellos montados en el techo y el resto en estructuras de acero y aluminio.

• Los sistemas están ubicados en la localidad de Gardner Massachussets. • El programa inició en 1985 y el monitoreo de los sistemas continuó hasta 1996, al término de este

período la propiedad fue cedida a los usuarios. OBJETIVOS:

• Para los sistemas residenciales, estudiar los efectos que tiene un grupo de generadores FV concentrados (53% de las casas que sirve el alimentador) en un alimentador de distribución.

• Recabar información sobre el funcionamiento y confiabilidad de los sistemas FV de pequeña capacidad conectados a la red con la tecnología existente, así como determinar su viabilidad económica.

• Registrar las variaciones de la generación durante el año, particularmente en las horas de demanda pico.

• Establecer un escaparate para los productos FV producidos en Massachussets.

Antecedentes: Proyectos internacionales 165

ESPECIFICACIONES:

• Módulos: Celdas de Silicio cristalino, con tecnología de película delgada, manufacturados por Mobil Solar Energy Corp.: Eficiencia 11%.

• Inversores Residenciales: Tipo autoconmutado, 1φ, 240 V, con función de búsqueda de punto de máxima potencia (MPPT), eficiencia 92% del 38% al 100% de capacidad, operación automática, manufacturados por la American Power Conversión Corp.

• Inversores comerciales/institucionales: Conmutados por línea, 3φ, 120/208 V, operación automática, manufacturados por Acheval Wind Electronics Corp.

• Protecciones: Contra transitorios de voltaje (varistores), diodos de bloqueo, sistema de tierra con resistencia en serie (100 kΩ) e interruptores de aislamiento de rama (string).

• Instrumentación con analizadores electrónicos de potencia. • Equipo de Medición (kWh): tipo “Consumo neto”. CRÉDITO DE LA ENERGÍA:

• La compañía compró la energía al mismo precio de venta (100% de crédito). RESULTADOS IMPORTANTES:

• Se comprobó el concepto de soporte a alimentadores satisfactoriamente puesto que se trata de una sección de la red con demanda pico por la tarde y en verano.

• Fue demostrada la confiabilidad de los equipos, de los cuales sólo los inversores tuvieron algunas fallas menores en 7 años de funcionamiento.

• Se determinó que la distorsión armónica no es un problema, ya que la THD previamente existente en la red es mayor que la magnitud de los armónicos producidos por los inversores

• Como consecuencia directa del programa se inició el desarrollo de un inversor modular de bajo costo, para conectarse a un módulo de 240 Wp, que cumple con las características mínimas requeridas por un inversor conectado a la red.

B.1.2 Programas en Europa [68]

Existe un gran interés entre la Comunidad Europea por desarrollar las tecnologías de energías renovables, particularmente la eólica y la FV. La finalidad es llevarlas a niveles de penetración de gran escala y contribuir a la producción energética global. La Comisión para la Comunidad Europea provee fondos para investigación y desarrollo en sistemas FV a través de sus organismos. El Directorado General para la Ciencia, la Investigación y el Desarrollo implementó el programa JOULE (Joint Opportunities for Unconventional or Long Term Energy Options) en 1989. El presupuesto del programa JOULE para energías alternas en el período 1992-1994 fue de 141 millones de ECU (1 ECU ó Euro = US$1.28 en noviembre-94), de los cuales el 22% se destinó al área FV [68]. El Directorado General de Energía estableció el Programa de Demostración FV en 1978, el presupuesto de éste fue de 10 millones de ECU entre 1978 y 1989. El programa THERMIE (European Technology for Energy Management) fue establecido en 1989 por este mismo organismo. En 1994 el consejo de ministros de la comisión decidió establecer un programa conjunto JOULE-THERMIE con un presupuesto de 220 millones de ECU para el período 1995-1998. Para este mismo período el programa de demostración contó con un presupuesto de 130 millones de ECU. El porcentaje de estos presupuestos para investigación en el área FV fue entre 20 – 25% [68]. Este porcentaje incluyó proyectos en las áreas de dispositivos y sistemas.


166

La Comisión para la Comunidad Europea no ha sido la única fuente de financiamiento para proyectos FV, varios países han establecido programas importantes que operan de forma aislada o en coordinación con JOULE-THERMIE. Entre los países con mayor interés en desarrollar e implementar la tecnología FV en sistemas conectados a la red están Suiza, Alemania e Italia, con esfuerzos más modestos pero también de gran importancia en el resto del bloque europeo occidental.

B.1.2.1 “Proyecto Megawatt” (Suiza) [69]

DESCRIPCION GENERAL:

• El proyecto fue concebido e impulsado por la compañía Alpha Real AG cuyo giro es la ingeniería en sistemas de energía, como respuesta a la moratoria impuesta a las plantas nucleoeléctricas en Suiza por demanda social.

• Planteamiento original: instalar 333 sistemas residenciales de 3 kW c/u, montados en techos residenciales.

• Las actividades de investigación y desarrollo iniciaron en 1987 (fase Cero del proyecto). En ella se diseñó e instaló el prototipo de sistema residencial de 3 kW para probar el concepto, en 1988 se instaron 10 sistemas más. El inversor utilizado (Solcon 3000) fue desarrollado por la Escuela de Ingeniería de Biel, Alpha Real y Concept Technology para el proyecto Megawatt. El área total de cada arreglo FV es de 25 m2.

• La fase I se inició en 1989 usando el sistema estandarizado de 3 kW desarrollado en la fase 0. En 1990 se instalaron 100 sistemas como parte de la fase I. La “economía de volumen” hizo posible abatir costos.

• La fase II inició en Septiembre de 1990 con la sociedad entre Alpha Real AG y Glas Trösh AG, la compañía manufacturera de vidrio más grande de Suiza. El planteamiento fue llevar la comercialización del sistema de 3 kW a nivel de los multi-megawatts. De esta asociación surgió el proyecto Gigawatt cuyos fines son puramente comerciales, con importantes aportaciones a la tecnología.

OBETIVOS:

• Promover la instalación en gran escala de sistemas FV de pequeña capacidad, particularmente del tipo conectado a la red.

• Establecer una alternativa energética a la moratoria impuesta a la energía nuclear en Suiza y desarrollar el mercado FV que se favorece de ella.

ESPECIFICACIONES:

Módulos: No Definidos (N/D) Inversor (SOLCON 3000) [33]: Capacidad Nominal 3 kW, 1φ, autoconmutado, salida senoidal PWM de alta frecuencia (50 kHz), las dos etapas (modulación e inversión) usan MOSFETs, eficiencia > 90% entre 10% - 100% de la capacidad nominal, FP = 1. Equipo de Protección: N/D Equipo de Medición (kWh): tipo “Consumo neto” o kilowatthorímetros espalda con espalda. CREDITO DE LA ENERGIA:

• Se estableció un costo de la energía de uno a uno entre kilowatts-hora vendidos y comprados a las compañías suministradoras.


RESULTADOS IMPORTANTES:

• Es importante resaltar la importancia del logro del 100% en el crédito de energía en un país en el que hay más de 1500 compañías suministradoras de energía eléctrica, y para un programa concebido e impulsado por la iniciativa privada; situación que habla del grado de sensibilización entre empresarios y la conciencia social con respecto a la necesidad de alternativas energéticas.

• Este programa es uno de los más grandes a nivel mundial, fue pionero en Europa y a su vez ha fomentado el desarrollo de programas similares a gran escala en el viejo continente como es el caso del Programa 1000 Roofs en Alemania.

• Expansión de la tecnología modular de 3 kW para instalación de estaciones generadoras de mayor capacidad.

• Desarrollo de inversores para interconexión de generadores FV con la red de 3 y 20 kW. • Uno de los logros importantes es que gracias a la aceptación del proyecto entre la población suiza,

Aplha Real AG y Glas Trösh AG han implementado el proyecto Gigawatt, que prevé la comercialización en gran volumen de productos FV para instalaciones residenciales desarrollados por estas compañías. Entre estos productos están un módulo FV para integración en techos que substituye a las tejas, un inversor modular (130 W), un detector de arcos y equipos periféricos de protección e interconexión [18].

B.1.2.2 El programa residencial Alemán 1000 Roofs [70, 71, 72]


• El programa es auspiciado por el Ministerio Federal de Investigación y Tecnología de Alemania (50%) y los gobiernos estatales (20%); el 30% restante debe ser sufragado por el usuario.

• El costo máximo permisible fue de 27,000 Marcos por kWp • Después de la unificación Alemana el programa se extendió a los nuevos estados sumando un total de

2,250 sistemas que ya han sido instalados para un total de 5.5 MWp. OBJETIVOS:

• El objetivo principal es utilizar las áreas disponibles en techos residenciales para la producción descentralizada de energía y adquirir experiencia en este tipo de sistemas.

• Determinar el grado de confiabilidad y seguridad de los sistemas, así como sus requerimientos de mantenimiento.

• Determinar eficiencia global y eficiencias por subsistema. • Determinar la capacidad de ajustar la producción de generadores FV a la demanda de energía. ESPECIFICACIONES:

• Los generadores FV no cuentan con almacenamiento, como en la mayoría de los sistemas residenciales conectados a la red.

• Módulos: alrededor de 50Wp, normalmente montados sobre techo y en unos pocos casos integrados al mismo.

• Inversor: Varios tipos; conmutados por línea y autoconmutados, 1φ y 3φ • Equipo de protección: Diodos de bloqueo por cada circuito paralelo, fusibles, interruptores en CD y

CA, varistores y protección contra fallas. • Instrumentación: El programa de monitoreo intensivo instrumentó completamente (voltaje, corriente,

frecuencia, potencias, temperatura ambiente, temperatura del arreglo, radiación horizontal, radiación en el arreglo) 199 sistemas para recabar datos de todo el país, los cuales eran enviados vía módem al


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Fraunhofer Institute for Solare Energiesysteme (FhG-ISE). El resto de los sistemas cuentan con tres medidores de energía y sus lecturas son tomadas periódicamente.

• Equipo de medición (kWh): Medidor de potencia de salida del generador (AC) y medidores espalda con espalda para registrar kWh comprados y vendidos a la compañía suministradora.

• Cableado: La sección transversal está calculada para una caída máxima del 1%. CREDITO DE LA ENERGIA:

• El gobierno Alemán aprobó en 1991 una ley federal que obliga a las compañías suministradoras a comprar la energía producida por fuentes renovables por lo menos en un 90% de la tarifa de venta.

RESULTADOS IMPORANTES:

• Se estableció paralelamente un programa de monitoreo y evaluación para medir el funcionamiento de los sistemas que duró hasta finales de 1997. El programa de monitoreo fue un instrumento para lograr los objetivos del programa mayor y a la vez determinar el grado de cumplimiento de los mismos. Este programa paralelo permitió evaluar las instalaciones con gran precisión y establecer estrategias de mejora, así como avenidas de investigación y desarrollo en el campo de los sistemas FV.

B.1.2.3 Sistemas conectados en Holanda [73]

Holanda es otro de los países europeos que ha iniciado grandes esfuerzos en el área a través de investigación en dispositivos y sistemas, así como en la implementación de programas piloto. Como en la mayoría de los países de Europa Occidental, la red cubre prácticamente a todos los usuarios y la tierra es escasa, de manera que el interés primordial es en sistemas residenciales conectados. El presupuesto federal para investigación FV ha sido incrementado en US$ 6.5 MDD anualmente desde 1990. El énfasis es en el desarrollo de las tecnologías más promisorias manteniendo el mejor compromiso entre costo y eficiencia. Desde el punto de vista sistema, han desarrollado inversores de alta eficiencia para interconexión con la red. Hasta 1994 se tenía instalado un total de 1.5 MWp, principalmente sistemas aislados. En la primera fase de introducción en gran escala (learning programme) de 1994-1996, se instalaron 1.3 MWp principalmente en sistemas residenciales conectados que contemplaba más de 500 casas. En la segunda fase (tender programme) de 1997-1999 se instalaron alrededor de 9.1 MWp principalmente en sistemas residenciales (4000 casas). En la tercera fase (comercialización) de 2000-2010 se planea realizar la aplicación en gran escala con un objetivo de 240 MWp y 100,000 casas.

B.1.3 Programas en Asia

Dentro del contexto asiático también existe gran entusiasmo hacia las energías renovables, particularmente hacia las tecnologías solares. Varios países del sureste asiático, como Indonesia, Malasia, Filipinas y Tailandia entre otros, cuya población es predominantemente rural, han establecido programas intensivos de electrificación en el campo, sin embargo en materia de investigación y desarrollo tecnológico en sistemas conectados a la red Japón es el que más trabajo ha realizado. La India cuenta también con un largo acervo en investigación y desarrollo de tecnología FV, es productor de silicio, celdas y módulos. El programa FV de la India es encabezado e impulsado por el sector eléctrico que es público como en nuestro país, han instalado numerosos sistemas de electrificación rural y algunas plantas de pequeña capacidad (25kW) conectadas a la red [74].


Es importante resaltar que los países interesados en implementar la tecnología en la región asiática ven en Japón al hermano próspero y en la gran mayoría de los casos prefieren asesorarse y comprar tecnología y productos del Japón que de occidente (además porque son competitivos en costo).

B.1.3.1 El programa FV Japonés [75]

Japón es uno de los países pioneros en el área de sistemas FV. Siendo un país cuyo alcance de la red eléctrica es cercano al 100% de la población y con escasa disponibilidad de terrenos, las actividades de investigación y desarrollo, así como los programas de implementación han estado enfocados hacia los sistemas residenciales conectados a la red prácticamente desde su inicio. En 1974 la Agencia para la Ciencias Industriales y el Desarrollo que depende del Ministerio de Comercio Internacional e Industria creó The Sunshine Project, el objetivo del programa ha sido financiar el desarrollo de tecnologías para la explotación de fuentes alternas de energía. En el contexto de The sunshine Project, en 1980 fue creada NEDO (New Energy Development and Industrial Technology Organization). NEDO es un organismo operativo que se encarga de establecer los lineamientos de la investigación, así como contratar y administrar los proyectos específicos. El desarrollo japonés en materia de sistemas FV abarca tanto dispositivos y sistemas, así como tecnologías de manufactura. En estas áreas, se puede destacar el desarrollo de tecnologías y productos comerciales para interfaz con la red (inversores y detectores de operación en modo isla), desarrollo de celdas y módulos para aplicaciones específicas, desarrollo de productos FV (refrigeradores y aire acondicionado) y el desarrollo de líneas de manufactura en serie para producción a gran escala de celdas FV. Otra característica del programa japonés es el apoyo incondicional que el gobierno federal ha dado a la diseminación de esta tecnología a través de dos canales: 1) incentivos económicos como la reducción de impuestos a inversionistas, generosos subsidios del 50 y 66% para particulares e instituciones respectivamente que deseen instalar sistemas FV, y el establecimiento de la tarifa de compra de energía al mismo precio de venta por parte de las compañías suministradoras en 1993; 2) revisión de políticas regulatorias que resultó en la reducción substancial de requisitos legales para instalación de generadores FV en 1990 (no se requiere permiso para instalar plantas de <100 kW y sólo se requiere dar aviso a las autoridades competentes para instalar plantas entre 100 y 500 kW). A través de este mismo canal se han desarrollado y editado prácticas recomendadas de interconexión para usuarios. Entre otros estudios, NEDO ha determinado que es potencialmente factible instalar 35.73 GW fotovoltaicos, integrados en techos residenciales y edificios en Japón, con una producción total de 37,600 MWh/año (factor de planta de 12%), lo que corresponde a 5% del consumo total de ese país. Entre los objetivos importantes de NEDO está la reducción de costos a ¥ 300,000/kW en 2000 y ¥ 200,000/kW en el 2010. Uno de los proyectos más interesantes de NEDO en materia de sistemas conectados es el de la isla de Rokko, el cual se describe a continuación.

B.1.3.2 Estación de investigación y demostración en la isla Rokko (Japón) [76]


• En el marco de The Sunshine Project, administrado por NEDO: Kansas Electric Company (KEPCO) y Central Research Institute of Electric Power Industry (CREPI) llevaron a cabo este proyecto.


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• La estación cuenta con 100 sistemas de tamaño residencial (2 kW) para un total de 200 kW. Cada uno con su inversor independiente. En la estación hay un sistema de distribución de 6 kV y 10 km. de longitud simulado con impedancias en serie y paralelo. Cada 10 generadores están conectados a un transformador de distribución que proporciona aislamiento con la línea de 6 kV.

• La instalación fue concluida en diciembre del 87, sin embargo las actividades de investigación iniciaron desde marzo del mismo año.

OBJETIVOS:

• Identificación y análisis de los aspectos relacionados con la interfaz de la red eléctrica con un gran número de generadores FV dispersos.

• Desarrollar las tecnologías de control apropiadas para la interconexión de generadores FV con la red. ESPECIFICACIONES:

• Arreglos: son del tipo fijo, 15 están instalados en techos de cabinas prefabricadas, acondicionadas como viviendas y con cargas residenciales reales. El resto están montados en estructuras y cuentan con cargas artificiales de reactancia y resistencia cuyo perfil es programable.

• Módulos: Se instalaron dos tipos, de silicio policristalino (9% < η < 10%) y del tipo de silicio cristalino (11% < η < 12%). Fueron suministrados por cinco fabricantes diferentes.

• Inversores autoconmutados: 2kVA, 200 VCD / 105 VCA, con supresión armónica, η ≈ 90%. Fueron suministrados por 6 fabricantes diferentes.


• Se determinaron las causas del fenómeno de operación en modo isla y su relación con la variación de los parámetros eléctricos, principalmente potencia activa y reactiva producidas y demandadas.

• Se desarrollaron varios métodos de detección de la operación en modo isla, estudiándose sus resultados.

• Diseño de detectores de operación en modo isla, como unidades compactas que pueden ser integradas al inversor.

B.1.4 Programas en Oceanía

Este continente cuenta con un gran acervo tecnológico en materia de generación FV. Sus autoridades y la población en general han desarrollado una cultura encaminada a la preservación del medio ambiente. En este contexto, las tecnologías de conversión de energía solar están experimentando un gran auge. En Australia se encuentra uno de los laboratorios líderes en el desarrollo de dispositivos FV. En el campo de sistemas, Telecom, una de las compañías telefónicas de ese país, ha instalado varios MW de generación FV para alimentar estaciones repetidoras, por este motivo es una de las organizaciones que más han desarrollado la tecnología a nivel de sistemas aislados en todo el mundo. La situación de Nueva Zelanda es muy similar al respecto. A pesar de contar con un gran acervo tecnológico, los sistemas conectados no han proliferado en el continente por varias razones. En general la red eléctrica cubre a un alto porcentaje de la población, sus sistemas de potencia son considerados entre los más eficientes del mundo (bajo costo de producción y excelente servicio). Las comunidades aisladas de la red son alimentadas con sistemas híbridos (FV-eólico-diesel). Las inversiones tanto públicas como privadas se caracterizan por una planeación muy cuidadosa desde el punto de vista costo-beneficio.


A pesar de condiciones económicas adversas para los sistemas FV conectados, existen numerosos proyectos de demostración e investigación en este campo. El sector eléctrico ha vislumbrado la generación FV como una alternativa viable a mediano plazo y está realizando inversiones importantes para el desarrollo de la tecnología en combinación con centros de investigación, universidades y comunidades interesadas. Algunos ejemplos de ello es la estación de investigación de Litle Bay en Sydney, que cuenta con un arreglo conectado a la red con sistemas de adquisición de datos y monitoreo en línea, la tecnología fue desarrollada por la Universidad de Nueva Gales del Sur; Sydney Electricity provee los fondos para el proyecto. Existen otros proyectos operando y en construcción en varios estados de Australia, en su mayoría son desarrollos residenciales en áreas suburbanas que cuentan con generadores FV conectados a la red; en la mayoría de los casos se instala un arreglo fijo de varios kW para un grupo de casas. B.2 Estaciones centrales

B.2.1 Estación central en Hesperia, 1 MW (EUA) [77, 78]


• Diseñada, construida y operada por Arco Solar Inc. Inició su operación en Diciembre de 1982 vendiendo la energía producida a la compañía Southern California Edison.

• Capacidad nominal de 1 MW, capacidad medida en condiciones estándar 728 kW. • Localizada en Hespria, California, enclavada en el alto desierto californiano, al Noroeste de Los

Angeles. Adyacente a la subestación de Lugo de Southern California Edison. • Participante del programa de monitoreo de sistemas FV auspiciado por DOE. En coordinación con

Sandia N.L. y EPRI. OBJETIVOS:

• Proyecto de demostración para estudiar la factibilidad técnica y económica de la generación FV centralizada.

ESPECIFICACIONES:

• Arreglo: 108 seguidores en dos ejes, cada seguidor con 128 módulos Arco Solar modelo AS116-200 y 128 módulos ASI M51. Cada seguidor con aproximadamente 9 kWp de módulos.

• Inversores: - Dos inversores autoconmutados de 500 kW c/u, operados en paralelo, manufacturados por

Helionetics, η ≈ 95% - Un inversor conmutado por línea, operado solo, 1000 kW, manufacturado por Garret AiResearch.

• Sistema de adquisición de datos de los parámetros eléctricos, insolación, condiciones climáticas y temperatura del arreglo.


• Buena correlación de la producción pico y la demanda pico en verano. • Producción anual ≈ 5244 MWh. • Eficiencia global promedio 62%. • Factor de capacidad promedio 35% @ 728 kW de capacidad pico. • Se determinó que el 83% de las pérdidas son causadas por el mal funcionamiento de los seguidores

debido a vientos fuertes.


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• Tiempo de mantenimiento 0.2 hrs/MWh. • Costos de mantenimiento US $ 0.005/kWh @ US $ 25/hr. • Los inversores autoconmutados presentan menor distorsión armónica y mejor FP.

B.2.2 Estación central de Carrisa Plains de 5.2 MW (EUA) [79, 80, 81]


• Hasta 1996 esta planta FV era la de mayor capacidad que había sido instalada (actualmente fuera de operación). Se incluye como referencia por su importancia en el desarrollo de plantas generadoras de gran escala. La experiencia que de la planeación, construcción y operación de esta planta se derivaron, sentó algunas bases importantes en las tecnologías de sistemas generadores FV.

• Carrisa Plains fue un proyecto dentro del programa PVUSA (Photovoltaics for Utility Scale Applications). Fue planeada y construida por Siemens Solar (antes Arco Solar) entre 1983 y 1985. La operación parcial inició en 1984.

• Localizada a unos 100 kilómetros al Este de San Luís Obispo, California. • La planta presentó degradación progresiva en los módulos con espejo de concentración y fue

desmantelada entre 1990 y 1994 porque Carrizo Solar, compañía que adquirió la planta en 1990, determinó que era más rentable vender los módulos que vender la energía a la Pacific Gas and Electric Co.

OBJETIVOS:

Proyecto de demostración ESPECIFICACIONES:

• Arreglo: Dividido en 10 segmentos. - Los segmentos 1-9 constaron cada uno de 84 seguidores en dos ejes, con espejos en “V” para aumentar la potencia de salida; cada segmento con un total de 10,752 módulos y un área aproximada por segmento de 3,995 m2. - El segmento 10 contaba con 43 seguidores sin espejos, con un total de 17,200 módulos y un área total aproximada de 6,390 m2. - El voltaje nominal por segmento era de 550 VCD

• Módulos: Manufacturados por Arco Solar, modelo M52 • Inversores: Cada segmento con inversor independiente, los segmentos 1-9 con inversor Helionetics de

700 kW, el segmento 10 con Inversor Toshiba de 750 kW. - El voltaje de salida era de 480 VCA. Cada inversor tenía un transformador para incrementar el voltaje a 12 kV y finalmente era llevado a la tensión de la línea de transmisión (115 kV) en una subestación central.


• Se demostró la viabilidad de operar estaciones centrales FV. Se observó un elevado factor de capacidad en períodos de demanda pico durante los primeros 3 años de operación y la disponibilidad de la planta fue superior a 97%.

• Los perfiles de generación fueron favorables para la reducción de la demanda pico de la red de Pacific Gas and Electric.

• Pruebas de los componentes en operación de estación central, lo que permitió establecer nuevas especificaciones.


-En el caso de los módulos FV, se determinó que la degradación de las celdas, y de la resina EVA (etil vinil acetato) para encapsulado, fue usar módulos convencionales en condiciones de concentración. -El encapsulado EVA fue substituido por nuevos materiales en el proceso de manufactura de Siemens Solar (antes Arco Solar).

• Se desarrolló gran experiencia en cuanto a operación y mantenimiento de estaciones centrales. Los gastos de operación y mantenimiento del segmento 10 (sin espejos de concentración) fueron de US $0.0025 / kWh.

• El análisis de resultados de Carrisa Plains sirvió para desarrollar las especificaciones de las estaciones centrales de la siguiente generación en todo el mundo.

B.2.3 Estación central de SMUD, 2 MW (EUA) [79, 80]


Sacramento Municipal Utility District (SMUD) obtuvo financiamiento del DOE (US $ 13.6 MDD) y de la Comisión de Energía de California (US$ 2 MDD) para construir la central. • SMUD era la dueña y la operadora de la planta localizada en Sacramento California. • La Central consta de dos arreglos independientes: FV1 (1 MW) que entró en operación en 1984 y FV2

(1MW) en 1986. • El costo total de la primera planta FV1 fue de US$ 12 MDD OBJETIVOS:

• Proyecto de demostración e investigación cuyo objetivo inicial fue la construcción de un sistema de generación de 100 MW en fases.

ESPECIFICACIONES:

• FV1: Consta de 112 seguidores en un eje (E-O); cada seguidor tiene 256 módulos Arco Solar M52-N. El área total de módulos es 10,838 m2. El inversor es autoconmutado por línea, 1 MW, marca Omnion, con eficiencia promedio de 98%.

• FV2: Consta de 92 seguidores en un eje, con módulos Arco Solar M52-L, Solarex PM132-1 y Mobil Solar RA155-11-B, el número total de módulos es 21,400 para un total de 10,358 m2 de área del arreglo. Con un inversor Toshiba de1 MW, autoconmutado, con eficiencia promedio de 96%.


• Los costos de operación y mantenimiento en 1987 fueron de US 0.001/ kWh. • Le eficiencia global de la planta osciló alrededor del 7%; una cifra alta para plantas de primera

generación. • Esta planta fue la única de las estaciones centrales de gran escala con mayor tiempo de operación en su

momento. • Como en el caso de todas las centrales de gran escala, la experiencia en diseño, construcción,

operación y mantenimiento, ha sentado las bases para la planeación y el diseño de estaciones de nuevas generaciones.

B.2.4 Estación central de 1 MW (España) [14, 25, 26]


• Este proyecto fue promovido y financiado por tres entidades: La Unión Europea en el marco de los programas JOULE y THERMIE, el gobierno español y el ministerio federal de investigación y tecnología de Alemania.


174

• El costo total de la planta fue de 8,750,000 ECU, de los cuales el 53% corresponde a módulos y su montaje, 13% a ingeniería y administración de proyecto, 12% a estructuras, 9% a obra civil, 5% a operación, 4% a acondicionamiento de potencia y 4% al terreno.

• La planeación, construcción y operación de la planta ha sido un esfuerzo de tres compañías: Unión Europea y ENDESA de España, y RWE Energie AG de Alemania.

• La estación se encuentra ubicada en la localidad de La Puebla de Montalbán, Provincia de Toledo. La capacidad total de la planta es 1 MWp. La superficie total ocupada es de 50,000 m2.

• En 1992 se inició la planeación y el diseño del sistema, la construcción comenzó a principios de 1993 y la operación de la planta en junio de 1994.

OBJETIVOS:

• Diseñar, construir y operar una estación FV de gran capacidad con la tecnología europea más reciente, optimizando costos.

• Prueba de un nuevo tipo de celda solar. • Reducir los costos de operación y optimizar el diseño del sistema. • Prueba de inversores conmutados por línea y autoconmutados de gran capacidad. • Diseño de un arreglo de 100 kW con seguimiento en un eje y bajos costos de mantenimiento. • Operación de la planta FV en paralelo con una hidroeléctrica con capacidad de almacenamiento. ESPECIFICACIONES:

• Arreglo: La planta fue dividida en tres subsistemas o subarreglos, cada uno con su inversor y transformador de acoplamiento a la red independiente. -Arreglo fijo con 2112 módulos Nukem, modelo PP204MC; 456 kWp (condiciones estándar), inclinación Sur 30º, 4309 m2, inversor de 450 KVA; voltaje ± 400 VCD con centro a tierra. -Arreglo con seguimiento en un eje, con 1120 módulos BP, modelo BP495; 101 kWp (condiciones estándar), 703 m2, inversor de 80 kVA, 400 VCD flotante.

• Módulos: -PP204MC (Nukem): celdas de silicio monocristalino, 216 Wp (2m2), η = 10.6 % sin marco (encapsulado en vidrio y resina). - BP495 (BP): celdas de silicio monocristalino, 90Wp, η = 14.3%.

• Inversores: 450 kVA: manufacturados por Enerton, conmutados por línea (tiristores), 12 pulsos, con compensación de FP y filtros armónicos, η = 0 96% al 50% de carga. THD < 5%. Ambos inversores forman una unidad de 24 pulsos. 80 kVA: manufacturado por Enerton, autoconmutado, interruptores IGBT, frecuencia de conmutación de 2.5 kHz, η = 93% con carga nominal, THD < 3% y FP = 1.


• El costo de la energía fue estimado en 0.23 ECU/kWh considerando una vida útil de 30 años. • Se demostró la viabilidad de conectar plantas FV con alimentadores de baja capacidad, sin embargo

fue necesario modificar el control de los inversores. • Se probaron de manera satisfactoria nuevas técnicas de montaje de módulos sin marco con resinas. • Este tipo de proyectos ha acelerado la legislación europea para interconexión de plantas FV. • Promoción de la tecnología, apoyo a la industria FV.

B.2.5 Estación central híbrida en la isla de Pellworm (Alemania) [82, 83]


DESCRIPCION:

• El proyecto fue financiado por la Secretaría de Investigación y Tecnología de Alemania, la Comunidad Europea y Deutsche Aerospace AG (antes AEG Telefunken Systemechnik). Desde 1989 la compañía suministradora de Schleswag es el dueño y administrador de la planta.

• La inversión en la primera fase fue de 11.3 millones de Marcos Alemanes. En la tercera fase se invirtieron 7.5 millones de Marcos en el arreglo FV y 1 millón en el aerogenerador.

• La planta se encuentra en la isla de Pellworm, en el Mar del Norte. El área que ocupan las fases 1 y 2 es de 28,000 m2. La tercera fase se instaló en un terreno adyacente de 21, 000 m2.

• La capacidad instalada en la primera fase (1983) fue de 300 kW fotovoltaico; en la segunda fase (1988) 100 kW eólico; y en la tercera fase (1992) 300 kW fotovoltaico + 300 kW eólico. La capacidad total instalada hasta 1992 era de1 MW.

• El sistema se operó con almacenamiento por baterías electroquímicas durante 7 años. Al llegar éstas al término de su vida útil se eliminaron del sistema.

OBJETIVOS:

• Proveer de energía eléctrica al centro recreativo de la isla de Pellworm. El flujo inverso de potencia hacia la red en general se evita durante el verano, debido a que la compañía suministradora ha asignado un crédito de la energía de aproximadamente 1/3. Si se requiere energía se compra a la compañía.

• En la etapa inicial el centro de recreación sólo operaba durante el verano, las expansiones del sistema han tenido por objeto cubrir la creciente demanda y permitir su operación de primavera a otoño.

• Los objetivos a partir de la 3ª. Etapa (1992) fueron la optimización de la producción de energía, minimizar el área y las pérdidas del arreglo FV-II con la experiencia del anterior, reducir los costos de instalación del arreglo FV-II, así como el estudio comparativo de los inversores.

ESPECIFICACIONES:

• Planta: La planta está dividida en cinco bloques de generación, dos de ellos FV y tres eólicos. Cada bloque cuenta con su sistema de conversión y transformador de acoplamiento a la red. -Arreglo FV-I: tipo fijo, área total de módulos 4,500 m2, voltaje nominal 346 VCD: 17,568 módulos. -Arreglo FV-II: tipo fijo, área total de módulos 3,000 m2, área total del arreglo 9,500 m2, voltaje nominal 900 VCD; 6,048 módulos.

• Módulos: -Arreglo FV-I: manufacturados por Telefunken, modelo PQ 10/20 -Arreglo FV-II, manufacturados por Telefunken, modelo PQ 40D, η > 12%.

• Inversores -Inversor 1: consta de 2 unidades de 75 kVA, autoconmutados, 3φ, 380 VCA, THD = 3%; más una unidad de 450 kVA para interacción con la red, conmutado por línea, 3φ, 380 VCA, 12 pulsos. -Inversor 2: consta de 2 inversores autoconmutados, PWM, interruptores IGBT, 3φ, 380 VCA, 12 pulsos.

-Convertidor 1: 300 kW, con etapa intermedia CD/CD, conmutado por línea, 12 pulsos. • Banco de baterías

-6,000 Ah, 2500 kWh, dividido en 2 bloques independientes. RESULTADOS IMPORTANTES:

• Después de operar por 7 años prácticamente como sistema aislado, desde 1992 la planta opera en paralelo con la red eléctrica, que no es exclusiva de la isla pero es débil en ese punto. Las experiencias de interconexión en Pellworm serán de gran valía para futuras estaciones híbridas.


176

B.2.6 Estación central de Serre de 3.3 MW (Italia) [22, 23]


• En el contexto del Programa Nacional de Energía Italiano, ENEL, la compañía suministradora, desarrolló la primera estación central FV de gran escala en ese país: 330 kWp (subarreglos con seguimiento). Fueron financiados por la Comunidad Europea a través del programa THERMIE.

• El costo total de la planta fue de US $8,000/kWp (6,500 ECU/kWp), de los cuales, aproximadamente 59% corresponde a los módulos y 41% al resto de los componentes (BOS). El sistema eléctrico de CD representa el 10%, las estructuras y cimientos del arreglo 7.2%, la preparación del terreno y cercado 5.5%, el acondicionamiento de potencia 5% y la ingeniería 3.7%, entre otros rubros de BOS.

• La planta se encuentra en la localidad de Serre, en la región de Salerno (Sur de Italia). La capacidad total instalada es de 3.3 MWp. Ocupa una extensión total de 70,000 m2.

• La construcción se llevó a cabo en el periodo 1992-1995. Entró en operación en junio del 1994 con 2MW instalados, en diciembre del 1994 se conectó 1 MW más; la instalación del décimo subarreglo de 330 kWp con sistema de seguimiento en un eje para completar la capacidad total de la planta no fue completada.

OBJETIVOS:

• Probar la factibilidad técnica y económica de plantas centrales FV de gran capacidad, interconectadas a la red de potencia en las líneas de distribución de medio voltaje.

• Impulsar a la industria FV italiana. • Desarrollar las habilidades técnicas para el sector eléctrico en esta área. ESPECIFICACIONES:

• Arreglo: La planta está dividida en 10 subarreglos eléctricamente independientes de 300 kW, con un voltaje nominal de 330 VCD. El área total de módulos es de 32,000 m2. Cada subarreglo tiene su inversor y transformador de acoplamiento a la red de distribución de 20 kV. El número total de módulos es 60,000. Nueve subarreglos están montados en estructuras de acero fijas con un ángulo de inclinación de 20º, el décimo se planeó para tener sistema de seguimiento en un eje (Este-Oeste) con su eje Norte–Sur horizontal.

• Módulos: Nueve subarreglos tienen módulos de Silicio policristalino y el décimo módulos de silicio monocristalino. Provienen de cinco fabricantes diferentes: 1,650 kWp ANIT (Italia), 330 kWp Helios (Italia), 330 kWp Kyocera (Japón), 330 kWp Photowatt (Francia) y 330 kWp Solarex (EUA). Todos con certificación CEC-JRC 503.

• Inversores: Conmutados por línea, doce pulsos, con capacidad de 500 kVA. Manufacturados por SEIRA (Italia). Cuentan con sistema de búsqueda del punto de máxima potencia (MPPT), η = 97% con carga nominal y η = 93% al 25% de carga (eficiencia global incluyendo transformador). La planta tiene una sola unidad de filtrado y un banco de capacitores para corrección del FP, lo que reduce costos por estos conceptos (ver diagrama 2.4 en el capítulo 2).

• General: Como todas las plantas de demostración cuenta con sistema de adquisición de datos que permite registrar el funcionamiento de la estación en tiempo real, así como establecer bases de datos que registren el historial de operación. El sistema de control permite el monitoreo y operación remota usando los sistemas de comunicación de la red de potencia. La operación de la planta es completamente automática, no requiere personal.


• Evaluar los criterios empleados en la realización del proyecto.


• Determinar el efecto de las economías de volumen en los costos de componentes y de instalación. • Posiblemente el logro más relevante de ENEL en el desarrollo de esta central ha sido identificar las

áreas de oportunidad para reducir costos en este tipo de instalaciones. La reducción de costos factible identificada, considerando que el precio de módulos es el mismo (cuando en realidad la tendencia es a la baja), fue de 16%.

• ENEL identificó también la viabilidad técnico económica de utilizar plantas FV para apoyo a la red de distribución (7.5 MW), así como estaciones del orden de hasta 10 MW para apoyo a subestaciones primarias (en alto y medio voltaje).

• Otro logro importante fueron optimizaciones en el diseño con el propósito de estandarizarlo para futuras instalaciones de ENEL.

• Evaluación del efecto de las variaciones en la radiación solar en alimentadores de medio y bajo voltaje.

B.2.7 Estación central Phalk Mont-Soleil de 500 kW (Suiza) [27]


• El consorcio PHALK Mont-Soleil es el dueño y operador de esta planta. Fue diseñada y construida por Electrowatt Enginering Services Ltd., Zurich (EWI). Una parte del proyecto fue financiada por el Fondo Para Investigación en Energías de Suiza y el gobierno local de Berna, el resto por el sector eléctrico Suizo. La Oficina Federal de Energía provee los fondos para investigación y desarrollo.

• El costo total del proyecto fue de 8.5 millones de Francos Suizos. Los módulos representan el 43% de este costo, y la unidad de acondicionamiento de potencia el 10%. Estas cifras arrojan un costo unitario de 17,000 Francos por kilowatt CA o 15,000 Francos por kilowatt pico CD (en condiciones de medición estándar). El consorcio calculó un costo anual de la planta de 780,000 Francos incluyendo costo de capital más costos de operación y mantenimiento; con una producción estimada de 700 MWh/año, el costo de la energía es de 1.10 Francos por KWh; cifra no competitiva en el mercado eléctrico, sin embargo los fines de esta planta no son comerciales (todas las cifras corresponden al año 1992).

• Se encuentra ubicada en Mont-Soleil, en la comunidad de Saint Imier, región de Berna. El área total es de 20,000 m2.

• En 1986/87 EWI desarrolló la ingeniería general para una planta de 500 kW con el financiamiento de la Oficina Federal de Energía. En 1988 la compañía Bernese Power (BKW) y EWI acordaron la construcción del proyecto. Para 1989 se habían incorporado otras ocho compañías generadoras para financiar el proyecto. En 1990 el consorcio recibió el permiso de construcción. La planta inició operaciones en marzo de 1992.

OBJETIVOS:

• El proyecto “PHALK Mont-Soleil” se estableció con fines de investigación, desarrollo y demostración en el área de centrales FV.

• Establecer un sistema generador técnica y económicamente óptimo de acuerdo con el desarrollo de la tecnología en ese momento.

• Demostrar al sector eléctrico y al público las posibilidades de ésta tecnología, así como contribuir al desarrollo global en esta área.

ESPECIFICACIONES:

• Operación: Totalmente automática • Arreglo: Costa de 10,560 módulos, agrupados en 220 ramas y un total de 110 unidades

mecánicamente independientes (mesas).


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-El voltaje nominal en CD es ± 420 V (con centro a tierra) -La planta cuenta con un solo inversor y transformador de acoplamiento a la red de distribución de 16 kV.

• Módulos: Manufacturados por Siemens, modelo M55, laminados sin marco. • Inversor: Una de las características más interesantes de esta planta es el uso de un inversor

autoconmutado tipo fuente de voltaje con interruptores GTO. Fabricado por ABB Drives AG. La frecuencia de conmutación es de 250 Hz, y produce una señal de salida lo suficientemente aceptable para evitar el filtrado. La eficiencia especificada es > 92% al 15% de carga y > 96% entre 50 y 100% de la capacidad nominal. El control cuenta con todas las funciones básicas necesarias como MPPT, sincronización, operación automática, control de potencia reactiva, etc., adicionalmente realiza una serie de tareas supervisorias y de control sobre el arreglo completo.

• Protecciones: -La planta no cuenta con pararrayos para protegerla contra descargas atmosféricas, bajo la premisa que evitar el daño local por incidencia directa sobre el arreglo es un tanto difícil. Para proteger el sistema general contra sobrevoltajes inducidos debido a rayos se instalaron supresores de picos en tres niveles del sistema de CD (cajas de conexión de cada mesa, cubículo de cada subarreglo y en el bus general de CD), se aterrizaron todas las estructuras metálicas y se usó fibra óptica para enviar las señales de los sensores del sistema de adquisición de datos. -Otras medidas de seguridad incluyen: En caso de paro de emergencia se abren los interruptores de CD de cada subarreglo y el general. El paro de emergencia puede ocurrir de tres formas: manual, automático (por falla eléctrica), y por alarma de fuego. La señal de paro de emergencia es parte de las señales al sistema de control de la compañía suministradora.


• Desarrollo de un inversor auxiliar para formar un sistema híbrido de acondicionamiento de potencia con mayor eficiencia y filtrado dinámico por cancelación de armónicos.

• Se llevan a cabo múltiples actividades de investigación relacionadas con generadores FV de gran escala.

• Mejoras en las técnicas de montaje para estaciones centrales.

B.2.8 Estación central en Saijo de 1 MW (Japón) [84]


• El proyecto fue llevado a cabo por Shikoku Electric Power Company y CRIEPI (Central Research Institut of Electro Power Industry), bajo la coordinación de NEDO (New Energy Development Organization).

• La planta está ubicada en la localidad de Saijo. Prefectura de Ehime. La capacidad total instalada es de 1 MW. Cuenta con almacenamiento por baterías, lo que es poco usual en instalaciones de esta capacidad.

• El proyecto se realizó en 3 etapas, la primera constó de 200 kW, la segunda de 400 kW y la tercera de 400 kW

OBJETIVOS:

• Proyecto de investigación ESPECIFICACIONES:


• Arreglo: Dividido en tres subarreglos de acuerdo con las etapas de construcción, paneles planos de tipo fijo.

• Módulos: eficiencia real 8.2% • Inversores: Cada subarreglo cuenta con su propio inversor cuya capacidad es la misma que la del

subarreglo correspondiente. Los tres inversores son del tipo autoconmutado. • Banco de Baterías: 7 grupos operados en paralelo, cada grupo con capacidad de 200 kWh para un total

de 1,400 kWh. RESULTADOS IMPORTANTES:

• Saijo es una planta central de primera generación, por lo que la experiencia en el diseño y operación han permitido desarrollar la tecnología de los sistemas de generación y detectar las áreas de mejora en módulos, inversores, estructuras, y el resto de los componentes (BOS).

• La planta ha sido operada con el banco de baterías con la finalidad de producir una potencia de salida fija y para propósitos de nivelación de carga.

B.3 Estaciones de apoyo a la red

El concepto de las estaciones FV localizadas estratégicamente en la red de distribución ha sido expuesto en la sección 1.3.3. A Continuación se describen las características técnicas, resultados obtenidos, y los costos implicados de la estación para apoyo a la subestación de Kerman en el Valle de San Joaquín, California. Kerman es la única estación que ha sido concebida y construida con el propósito de proporcionar apoyo a un sistema de distribución. Los análisis de factibilidad técnica y económica pueden ser encontrados en [6]. Los detalles técnicos y resultados han sido publicados [9, 10, 85]. Sin embargo se han realizado estudios en otros países con fines similares y es probable que algunas otras estaciones para apoyo a la red sean instaladas en los próximos años [86, 87].

B.3.1 Estación en Kerman, 500 kW (EUA)


• El desarrollo de la planta fue promovido por el proyecto PVUSA (Photovoltics for Utility Scale Applications). PVUSA es una asociación entre el sector eléctrico y agencias de gobierno de los EUA, cuyo objetivo es demostrar y evaluar sistemas FV de gran escala para aplicación dentro del sector eléctrico.

• La licitación se llevó a cabo en enero 1992. El proyecto fue otorgado a la empresa Siemens Solar y la construcción inició en septiembre 1992. La instalación concluyó en abril de 1993 y las operaciones iniciaron oficialmente en junio de 1993, después del periodo de pruebas de aceptación.

• El sistema fue vendido a PVUSA en US$ 4.77 MDD (US$ 9.58/Watt). PVUSA proporcionó el terreno y su preparación, pavimentación, drenaje, sistema SCADA, interruptores de 12.5 kV y edificios por un valor de US $ 1.99 MDD De manera que el costo total fue de US$ 6.77 MDD (US$ 13.59/Watt).

• La planta se encuentra interconectada con el sistema de distribución de Pacific Gas & Electro Co. de California (PG&E), en la localidad de Kerman a 15 millas al este de Fresno. Está ubicada en un terreno de 10 acres de los cuales el arreglo ocupa la mitad.


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OBJETIVOS:

• Evaluar los costos y beneficios de la generación FV distribuida, localizada estratégicamente en un sistema de transmisión y distribución.

• Proporcionar alivio térmico al transformador de distribución de la subestación del poblado de Kerman. ESPECIFICACIONES:

• La filosofía en la ingeniería del sistema fue el empleo de tecnologías comerciales en módulos y componentes (BOS).

• La planta fue instalada bajo las especificaciones técnicas para subestaciones eléctricas de PG&E. El voltaje de interconexión es 12.47 kV.

• Operación: Totalmente automática, supervisada y controlada remotamente desde el centro de control de energía de la compañía.

• Arreglo: Consta de 12,240 módulos Siemens Solar M55VJ, en 17 mesas mecánicamente independientes con sistema de seguimiento en un eje, del tipo pasivo. El área total de módulos es 5210 m2. -El arreglo está conectado con el centro a tierra, el voltaje nominal es ± 477 VCD (Voc) -El sistema de seguimiento sigue la posición del sol de Este a Oeste, manufacturado por Robbins Engineering Inc. Usa cilindros hidráulicos que actúan por diferencia de presión. La precisión es ± 5%.

• Inversores: Dos unidades Omnion de 275 kW, serie 3200; tipo autoconmutado; la frecuencia de conmutación es de 7 kHz; cada inversor consta de seis puentes trifásicos de 50 kW conectados en paralelo; los semiconductores de potencia son IGBTs; el control es por microprocesador y está enlazado con el sistema SCADA de la planta.

• El sistema SCADA de la planta está conectado a la red SCADA de PG&E. RESULTADOS IMPORTANTES:

• A pesar de que el valor comercial para este tipo de aplicación es aún mayor que el costo competitivo marginal, se ha recabado suficiente evidencia para sustentar que los beneficios tradicionales y los no tradicionales (estratégicos) son medibles, predecibles y significativos.

• Los beneficios estratégicos (ver sección 1.3.3.) duplican el valor de la estación en Kerman con referencia al valor tradicional de una estación central [85].

• Los métodos de evaluación aplicados en Kerman son repetibles y aplicables a otras formas de generación distribuida.

• La retroalimentación de los operadores del sistema de distribución PG&E refleja una aceptación mayor que la esperada, desde el punto de vista del sistema como recurso de generación, así como de una herramienta para solucionar problemas en el sistema de distribución.

• Se ha identificado que el costo de la planta puede ser optimizado para futuras instalaciones. Los costos de Kerman no fueron particularmente bajos por ser un proyecto de investigación y desarrollo.

• Los resultados obtenidos a la fecha en Kerman se están aplicando al desarrollo de normas técnicas. Los procedimientos utilizados para certificación de módulos y para aceptación del sistema, han proporcionado información valiosa a los comités normativos internacionales.

• Los sistemas de este tipo pueden ser instalados completamente (desde el otorgamiento del proyecto hasta la operación comercial) en menos de 9 meses.

• El diseño y construcción requiere de ingenieros experimentados en integración de sistemas. • La disponibilidad de inversores en el mercado para este tipo de aplicaciones es limitada.


• La operación totalmente automática y el control remoto son una alternativa viable y económica. • Las horas-hombre necesarias para mantenimiento son prácticamente despreciables. • Los seguidores pasivos en un eje parecen ser la mejor solución de acuerdo con el estado actual de la

tecnología.


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Anexo C Normas y regulaciones

Este Anexo contiene un listado de las normas internacionales que tienen que ver con la interconexión de sistemas FV con la red, ya sea de manera directa o indirecta. Asimismo, se hace una revisión un poco más detallada de las normas IEC (Internacional Electrotechnical Commission) y las IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers), porque su aplicación en México es común y porque éstas son aceptadas internacionalmente.

La IEC es el organismo internacional que se encarga de emitir normas relacionadas con aplicaciones eléctricas y electrónicas, 49 países están afiliados a IEC y existen grupos de trabajo en cada uno de ellos. IEC tiene nexos con la mayoría de las instituciones normativas del mundo, y los esfuerzos de todas ellas están encaminados hacia la unificación de los criterios a nivel mundial a través de IEC. Dentro de su estructura existen diversos comités técnicos, cada uno encargado de cierta área de normalización. El comité técnico TC 82 es el responsable de la elaboración y emisión de normas referentes a sistemas FV. A su vez, el comité técnico TC 82 está dividido en 4 grupos de trabajo (WG). Cada grupo de trabajo tiene asignada una sub-área de normalización. La IEC coopera con numerosas organizaciones internacionales, particularmente con ISO (International Standards Organization) y con CENELEC (Comité Europeo para Normalización Electrotécnica).

EL IEEE es un homólogo de IEC para los EUA. IEEE coopera con el Instituto Nacional de Normas Americanas (ANSI) quien adopta algunas de sus normas. IEEE tiene su propio peso internacional, particularmente en el continente americano, sin embargo su labor de normalización no se contrapone al trabajo de la IEC. En la actualidad existen nexos entre IEEE e IEC. Algunos de los miembros de los comités de normalización forman parte de ambas organizaciones. El contenido de algunas de las normas IEEE es muy similar al de las IEC y existen esfuerzos para la homologación y revisión de las normas, para unificar criterios, por parte de IEEE. C.1 Normas específicas sobre sistemas FV

C.1.1 Normas referentes a sistemas FV terrestres

IEC 1277 (95) Terrestrial Photovoltaic (PV) Power Generating Systems General Guide, First Edition

Esta norma internacional constituye una guía general sobre sistemas FV terrestres y los elementos que los constituyen. Sirve también como marco de referencia para otras normas IEC sobre sistemas FV.

Los temas que abarca están organizados como sigue:

1. Alcance

2. Resumen de los posibles Componentes Mayores de Subsistemas e Interfaces

3. Descripción de los Principales Subsistemas, Componentes e Interfaces del Sistema


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La sección 3 de la norma describe las funciones que debe cumplir cada subsistema, los elementos que lo constituyen, sus características principales, los parámetros que deben especificarse y las consideraciones más importantes en el diseño.

ANSI/IEEE 928 (86) IEEE Recommended Criteria for Terrestrial Photovoltaic Power Systems

El propósito de las recomendaciones contenidas en ella es establecer un criterio general sobre el funcionamiento de sistemas FV terrestres y proveer un marco de referencia para las normas detalladas sobre el mismo tema. Incluye también recomendaciones sobre el funcionamiento de subsistemas y métodos estándar para medir los parámetros de operación.

La organización del contenido es como sigue:

1. Introducción

2. Definiciones

3. Tipos de Sistemas

4. Criterios para el Diseño

5. Criterios de Funcionamiento

6. Pruebas al sistema

7. Instalación

8. Operación

9. Mantenimiento

C.1.2 Normas sobre interconexión de sistemas FV con la red

IEC 1727 (95) Photovoltaic (PV) Systems Characteristics of the Utility Interface, First Edition

Analiza los requerimientos para la interfase del sistema FV con la red eléctrica. En la discusión se consideran sistemas sin almacenamiento de energía y cuyas señales de control son autónomas (no provienen del sistema de potencia al que estén conectados). Por consiguiente se excluyen estaciones centrales y sistemas con almacenamiento por baterías.


1. Alcance

2. Normas de Referencia

3. Definiciones

4. Calidad de Potencia

5. Equipo de Protección del Sistema FV y Seguridad del Personal

La sección 4 tiene que ver con la calidad de la energía producida por el sistema FV. Los temas que abarca son limites de voltaje, fluctuaciones de voltaje, frecuencia, armónicos y FP. Se dan recomendaciones generales pero no se especifican límites estrictos, dejándose éstos a las regulaciones de la compañía suministradora y a los códigos eléctricos aplicables.

Normas y regulaciones 185

En la sección 5 sobre protección y seguridad se especifican: protecciones contra operación en modo isla, desconexión por desviación de frecuencia y voltaje, tiempo mínimo de recuperación de la red, protección contra inyección de CD, puesta a tierra, protección contra picos de voltaje, protección contra corto circuito del lado de CA, e interruptor de desconexión de la interfase. Con respecto al interruptor de desconexión no se especifica si éste debe ser accesible al personal de la compañía suministradora. En cuanto al tipo de dispositivos de protección y los valores de calibración, también se deja al criterio establecido por los códigos eléctricos locales.

ANSI/IEEE 929 (88) IEEE Practice Far Utility Interface of Residential and Intermediate

Photovoltaic (PV) Systems

El contenido de esta norma es esencialmente el mismo que el de la IEC 1727 (descrita arriba). En realidad la norma IEC está basada en la ANSI/IEEE 929 con muy pocas diferencias en su contenido. Una de las diferencias que vale la pena mencionar es que en la presente si se especifica que el interruptor de desconexión de la interfase debe ser accesible al personal de la compañía suministradora.

C.1.3 Normas referentes a protección y seguridad

IEC 1173 (92) Overvoltage Protection for Photovoltaic (PV) Power Generating Systems

Esta norma internacional es una guía de protección contra sobrevoltaje tanto en sistemas FV autónomos, como en los conectados a la red. Identifica las causas de sobrevoltaje (incluyendo rayos) y define los tipos de protección como puesta a tierra, guardas conductoras, pararrayos y dispositivos de protección.


1. Alcance y Objetivo

2. Normas de Referencia

3. Causas de Sobrevoltaje

4. Métodos para Reducir Sobrevoltaje

La sección 3 presenta brevemente las causas internas y externas de sobrevoltaje. La sección 4 describe los métodos de protección e incluye: equipotencialización, puesta a tierra, guardas conductoras, pararrayos, dispositivos de protección (i.e. varistores, dispositivos de cámara de gas, etc.), y principio de operación de los dispositivos.

Se trata de una guía general, los temas son tratados de manera breve y concisa. Se da mayor atención a los esquemas de puesta a tierra.

IEC 1215 (93) Crystalline Silicon Terrestrial Photovoltaic (PV) Modules – Design Qualification and Type Approval

ANSI/UL 1703 (93) UL Standard for Safety Flat Plate Photovoltaic Modules and Panels, Second Edition

Las áreas que cubre esta norma son (Fuente [44]):

Construcción. Materiales, cableado, conectores, resistencia al fuego.

Características de funcionamiento. Temperatura, voltaje, corriente, potencia, corriente de fuga, capacidad de aislamiento (voltaje máximo), prueba de esfuerzo y otras pruebas mecánicas


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Pruebas de producción. Capacidad de aislamiento (voltaje máximo), características I-V y P-V, continuidad de tierra.

Datos de placa

ÖNORM E-2750 (92) Requerimientos de Seguridad en Sistemas FV. Norma Preliminar (Austria)

Austria fue uno de los primeros países en decretar una norma nacional sobre seguridad en sistemas FV. Está enfocada a sistemas residenciales instalados a la red. Está basada en los lineamientos establecidos por el comité técnico TC 82 de IEC, en el Código Eléctrico Austriaco y en la Reglamentación Preliminar de Seguridad para sistemas FV emitida por el Inspectorado Suizo de la Industria Eléctrica en 1990. Fuente [88].

STI 23306900 (90) PV Power Plants-Preliminary Safety Guidelines (Suecia)

DOE/JPL 955392-3(91) Safety Requirements for Wiring Systems and Connections for Photovoltaic

Systems

Este documento examina una serie de métodos de cableado del Código Eléctrico Nacional de los EUA (NEC) y se seleccionan seis tipos de cableado apropiados para instalaciones FV. Adicionalmente se investigan varios tipos de terminales. La información contenida en él es un tanto obsoleta porque las prácticas de cableado del NEC han cambiado (fuente [44]).

C.1.4 Normas sobre equipo de acondicionamiento de potencia

UL Subject 1741 (82) Outline of Investigation for Power Conditioning Units for Use in Residential Photovoltaic Power Systems

Este proyecto de norma para unidades de acondicionamiento de potencia para la interfase de generadores FV con la red eléctrica, está enfocado principalmente a aspectos de seguridad del personal y riesgos de incendio, más que a cuestiones de funcionamiento eléctrico. Los tópicos que incluye son: construcción (i.e. materiales, métodos de montaje y cableado, conectores, PCBs, etc.), protección contra lesiones a personas (i.e. guardas, interruptores, temperaturas, etc.), características de funcionamiento (i.e parámetros de operación, aislamiento, distorsión armónica, resistencia dieléctrica, capacidades, etc.), letreros y datos de placa, y pruebas de producción. Se trata de un documento detallado y completo pero no muy reciente (fuente [44]).

JIS C 8967 (93) Measuring Procedure of Power Conditioner Efficiency for Photovoltaic Systems

No hay traducción al inglés disponible de esta norma.

C.2 Normas sobre sistemas eléctricos de potencia aplicables a sistemas FV

C.2.1 Normas sobre la calidad del suministro y disturbios en la red

IEC 555 (82) Disturbances in Supply Systems Caused by Household Appliances and Similar Electrical Equipment

Esta norma internacional es ampliamente utilizada en todo el mundo para determinar los disturbios admisibles por aparatos electrodomésticos y similares (ej. inversores) que son diseñados para conectarse a


las líneas de distribución de baja tensión (1Φ hasta 240V y 3Φ hasta 415V) a 50 ó 60 Hz. Originalmente está constituida por tres partes descritas en los párrafos siguientes:

• IEC 555-1. La parte 1 (Definiciones) es introductoria. Contiene un glosario de términos; plantea las consideraciones sobre las impedancias relacionadas con la interconexión y describe brevemente los disturbios principales (armónicos, regulación de voltaje y fluctuaciones de voltaje).

• IEC 555-2. La parte 2 (Armónicos) fue retirada y reemplazada por la norma IEC 1000 - 3 - 2 (parte 3, sección 2)

• IEC 555-3. La parte 3 (Fluctuaciones de Voltaje) establece los límites de las fluctuaciones de voltaje producidas por aparatos electrodomésticos y similares, probados bajo las condiciones de operación especificadas. Describe los métodos de prueba y cálculos. El contenido incluye las señales características de los diferentes tipos de fluctuaciones de voltaje, las condiciones de prueba y la determinación de los efectos de las fluctuaciones.

IEC 725 (81) Considerations on Reference Impedances for Use in Determining the Disturbance Characteristics of Household Appliances and Similar Electrical Equipment

En esta norma se registra la información disponible y los factores que fueron tomados en cuenta para determinar las impedancias de referencia incorporadas en la norma IEC 555.

IEC 816 (84) Guide on Methods of Measurement of Short Duration Transients on Low Voltage Power and Signal Lines, First Edition

IEC 827 (85) Guide to Voltage Fluctuation Limits for Household Appliances (Relating to IEC publication 555-3), First Edition

EL reporte explica la manera en que fueron establecidos los límites y los métodos de prueba en la norma IEC 555-3, con el propósito se ayudar a entender dicha norma y la manera en que debe usarse.

IEC 868 (86) Flickermeter – Functional and Design Specifications

IEC 1000 Electromagnetic Compatibility (EMC)

La norma IEC 1000 sobre compatibilidad electromagnética es muy competa. Describe los límites tanto en las perturbaciones producidas, como en las que deben tolerar los equipos conectados a un sistema de alimentación de baja tensión. Los inversores europeos son manufacturados para cumplir con sus especificaciones. Consta de 4 partes descritas a continuación:

• IEC 1000-1 (Parte 1. General). Se refiere a la aplicación e interpretación de términos y definiciones fundamentales.

• IEC 1000-2 (Parte 2. Medio Ambiente). Contiene 6 secciones: 1- Descripción del medio ambiente electromagnético en sistemas de potencia; 2- Niveles de compatibilidad electromagnética para disturbios conducidos de baja frecuencia en sistemas de distribución; 3- Interferencia radiada y conducida no propia de la red; 4- Niveles de compatibilidad para disturbios conducidos de baja frecuencia en plantas industriales; 5- Clasificación de ambientes electromagnéticos; 6-Evaluación de los niveles de emisión en el suministro eléctrico de plantas industriales con referencia a disturbios conducidos de baja frecuencia.

• IEC 1000-3 (Parte 3. Limites). Contiene 3 secciones: 2- Limites de emisión de corrientes armónicas (equipos cuya corriente de entrada es menor que 16 A / fase); 3- Limites de variación de voltaje y fluctuaciones en sistemas de distribución de baja tensión para equipos cuya corriente


188

nominal es menor o igual que 16 A / fase; 5- Límites de variación de voltaje y fluctuaciones en sistemas de distribución de baja tensión para equipos cuya corriente nominal es mayor que 16 A / fase.

• IEC 1000-4 (Parte 4. Métodos de Prueba y Medición). Consta de 11 secciones en las que se describen principalmente las pruebas de inmunidad a las emisiones electromagnéticas conducidas y radiadas; a descargas electrostáticas; a transitorios y picos de voltaje; a campos magnéticos pulsantes y oscilatorios; a caídas de voltaje, variaciones e interrupciones cortas y a ondas oscilatorias. También se describen los métodos de medición de emisiones armónicas.

ANSI/IEEE C63.12 (87) Electromagnetic Compatibility Limits – Recommended Practice

Norma de carácter general, describe el medio ambiente electromagnético, parámetros a medir, métodos de medición y límites de emisiones para protección de radio transmisores.

IEEE C63. 13 (91) Guide on the Application and Evaluation of EMI Power Line Filters for Commercial Use

Presenta de manera básica la aplicación, evaluación y las consideraciones de seguridad para filtros de interferencia electromagnética. Describe la construcción y funcionamiento de un filtro para emisiones electromagnéticas conducidas en la red de potencia. Se discuten las funciones de cada componente del filtro, en particular de inductores y capacitores. Explica porqué filtros aparentemente iguales pueden no proveer el mismo nivel de protección en una aplicación particular. Se discute su instalación apropiada en equipos. Las consideraciones de seguridad se tratan de manera breve.

IEEE 1159 (95) Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality

Describe los disturbios en la red causados por los equipos no lineales (como convertidores estáticos), los métodos y equipos para monitoreo así como la interpretación de resultados. Incluye definiciones sobre calidad de potencia y terminología, impacto de una calidad de potencia pobre en equipos de la red y de los usuarios y medición de fenómenos electromagnéticos.

ANSI C84.1 (89) Electric Power Systems and Equipment - Voltage Ratings (60 Hz)

Establece las clases de voltajes nominales y tolerancias de operación para sistemas de potencia de 60 Hz mayores a 100 V y hasta 230 kV. También hace recomendaciones a otros grupos de normalización con respecto a los voltajes nominales de los equipos propios del sistema de potencia, así como de los equipos conectados a la red.

EN 60555 Disturbances in Supply Systems Caused by Household Appliances and Similar Electrical Equipment

Norma europea idéntica a la IEC 555 y a la DIN VDE 838 alemana.

UK G5/3 Limits for Harmonics in UK. Electricity Supply Systems

UK P28 (89) Planning Limits for Voltage Fluctuations Caused by Industrial, Commercial

and Domestic Equipment in the UK

C.2.2 Normas sobre cogeneración

ANSI/IEEE 1001 (88) IEEE Guide for Interfacing Dispersed Storage and Generation Facilities with Electric Utility Systems


Es un documento muy completo que trata todos los aspectos relacionados con sistemas de generación y almacenamiento, dispersos y conectados con la red. Varias de las secciones son relevantes para sistemas FV interconectados con la red [44].

1. Sección l: Regulaciones.

2. Sección 2: Reseña sobre sistemas de distribución típicos.

3. Sección 3: Discute las tecnologías de generación dispersa y de almacenamiento.

4. Sección 4: Lista de normas aplicables a generación y almacenamiento dispersos.

5. Sección 5: Describe los requerimientos que interesan a las compañías suministradoras.

6. Sección 6: Consecuencias en las operaciones del sistema de potencia.

7. Sección 7: Protección de generadores y almacenamiento dispersos.

8. Sección 8: Comunicaciones (señales de control).

9. Sección 9: Seguridad (incluye ambos lados de la interfase).

10. Sección 10: Bibliografía.

EPRI AP/EM-3124 (83) Interconnecting DC Energy Systems. Response to Technical Issues

CEI 11-20 (91) Electrical Energy Dispersed Generation (Italia)

Enfocada principalmente a generadores rotatorios.

UK G59 (85) Recommendations for the Connection of Private Generating Plants to the Electricity Board's Distribution Systems

Enfocada principalmente a generadores rotatorios (Gran Bretaña).

C.2.3 Normas referentes a convertidores electrónicos de potencia

IEC 146 PT 1 (91) Semiconductor Converters - General Requirements and Line Commutated Converters (corrección agosto de 1993)

Adoptada como norma europea (CENELEC EN 60146 - 1 - 1: 1993).

IEC 146 PT 2 (74) Semiconductor Converters - Semiconductor Self Converters First Edition

ANSI/IEEE 519 (92) IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in

Electrical Power Systems

A pesar de que el título no lo sugiere, la norma trata acerca de los convertidores estáticos conectados a sistemas de potencia, comerciales e industriales. Discute los temas sobre control de la distorsión armónica y la compensación de potencia reactiva, incluyendo una guía de aplicación. Se recomiendan límites en los disturbios ocasionados al sistema de distribución que afectan a otros equipos y sistemas de comunicación. No cubre aspectos de radio interferencia.

IEEE 388 (92) Standard for Transformers and Inductors in Electronic Power Conversion Equipment

ANSI/IEEE 1035 (89) IEEE Recommended Practice: Test Procedure for Utility – Interconnected Static Power Converters


190

Norma retirada en mayo de 1995.

UL 508C (93) UL Standard for Safety Power Conversion Equipment First Edition

C.2.4 Normas relacionadas con protección y seguridad

IEC 364 Electrical Installations of Buildings

Esta norma internacional constituye un código eléctrico residencial completo. Es igual a la norma alemana VDE 0100. Los sistemas FV en Europa se instalan de acuerdo con sus especificaciones. Para el programa FV residencial alemán (1000 Roofs) se utilizó esta norma como guía, haciendo las adecuaciones e interpretaciones pertinentes para sistemas FV. Se compone de 7 partes que a su vez constan de uno o varios capítulos.

• Parte 1: Alcance, Objetivo y Principios Fundamentales.

• Parte 2: Definiciones

• Parte 3: Evaluación de las Características Generales

• Parte 4: Protección para Seguridad. Incluye protección contra las siguientes condiciones: descargas eléctricas, efectos térmicos, sobrecorriente, bajo voltaje, sobrevoltajes y fuego. Contiene guías de aplicación de las medidas de protección; otros tópicos en la parte 4 son aislamiento e interruptores.

• Parte 5: Selección e Instalación de Equipo Eléctrico. Incluye reglas básicas, sistemas de cableado, interruptores, equipo de control, puesta a tierra y conductores de protección, servicios de seguridad, capacidad de conductores y sistemas generadores de baja tensión.

• Parte 6: Verificación

• Parte 7: Requerimientos Para Instalaciones o Lugares Especiales

IEC 1543 (95) Residual Current-Operated Protective Devices (RCDs) for Household and Similar Use - Electromagnetic Compatibility, First Edition

IEC 1312 PT 1 (95) Protection Against Lightning Electromagnetic Impulse – Part 1: General Principles First Edition

IEEE C62.33 (82) Standard Test Specifications for Varistor Surge Protective Devices (Revisada 1994)

IEEE C62.35 (87) Standard Test Specifications for Avalanche Junction Semiconductor Surge Protective Devices (Revisada 1994)

IEEE C62.36 (94) Standard Test Methods for Surge Protectors Used in Low Voltage Data, Communications and Signalling Circuits

IEEE C62.41 (91) IEEE Recommended Practice on Surge Voltages in Low-Voltage AC Power Circuits

IEEE C62.48 (95) Guide on Interactions Between Power System Disturbances and Surge-Protective Devices

C.3 Códigos eléctricos, especificaciones y normas no oficiales


National Electrical Code NEC-ANSI/NFPA 70- 1993

El código eléctrico de los EUA es un documento muy amplio sobre seguridad de instalaciones eléctricas. Es aplicable a sistemas residenciales y comerciales.

El artículo 690 del NEC está dedicado a los sistemas FV, define los requerimientos de los equipos e instalaciones con detalle. Considera tanto sistemas autónomos como conectados a la red. Otros artículos del NEC que son aplicables a sistemas FV son el 240 “Protección contra Sobrecorriente”, el 250 “Puesta a tierra” y el 705 “Fuentes de generación interconectadas”.

National Electrical Code Handbook NFPA

La asociación Nacional de Protección contra Incendio publica un manual del NEC que contiene el texto completo del NEC más explicaciones y figuras adicionales (que clarifican algunos puntos). El texto y las figuras adicionales no son parte del código pero facilitan su interpretación.

National Electrical Safety Code NEC-ANSI/NFPA C2-1993

El NESC es el código eléctrico y de seguridad aplicable a instalaciones de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como a instalaciones industriales. Contiene recomendaciones de seguridad para sistemas FV que son propiedad de la compañía suministradora.

Norma 30.01-24B Compañía Sevillana de Electricidad

Esta norma, de una compañía suministradora española, contiene los requerimientos técnicos y administrativos que deben cumplir los sistemas FV interconectados a sus líneas de distribución. Constituyen una guía muy útil en cuanto a las condiciones técnicas necesarias para una interconexión apropiada y segura. Especifica equipos de medición, funciones de protección, condiciones de puesta a tierra, y establece límites de emisiones de armónicos entre otras cosas.

Edificios FV Conectados a la Red: Propuesta para Una Normativa Técnica

Este reporte fue elaborado por el Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid. Forma parte de un documento mayor llamado “Aplicación de la Energía y Edificación de Madrid”, publicado en enero de 1995 por la Dirección General de Arquitectura de la Consejería de Política Territorial de la comunidad autónoma de Madrid. El número de documento es ISBN 84 - 451 - 0746-1.

El reporte digiere años de trabajo y experiencia en el campo FV, arribando a una serie de recomendaciones que tienen que ver con la seguridad de las personas, protecciones y buen funcionamiento de generadores FV conectados a la red eléctrica en edificios. Este reporte contiene una introducción sobre el generador FV y definiciones, pasando por aspectos de instalación, seguridad, protecciones a la red, protecciones al generador, consideraciones sobre el establecimiento de una norma, y consideraciones sobre el diseño.

Guías Técnicas para La Conexión de Sistemas FV a la Red de Baja Tensión (Austria 1991).

Requerimientos Técnicos y Guías de Trabajo para Plantas FV Conectadas a La Red de La Compañía Suministradora en Austria (1992). Fuente [13].

Photovoltaic Power Systems and The National Electrical Code: Suggested Practices (1993). John C. Wiles; Southwest Technology Development Institute New Mexico State University.

Este documento distribuido por Sandia National Laboratories es una guía que complementa las recomendaciones del NEC. Los tópicos que incluye son módulos FV, cableado y capacidad de


192

conductores, protección contra fallas a tierra, puesta a tierra, protección contra sobrecorriente, medios de desconexión, módulos y gabinetes, baterías, controladores de carga, y marcas y letreros. También incluye una lista de proveedores especializados en equipo FV.

SAND87-3146 The interconnection Issues of utility Intertied Photovoltaic Systems John Stevens; Albuquerque, NM 8/185

El reporte presenta un estudio interesante sobre las implicaciones técnicas de la interconexión de sistemas FV con la red. Los temas que se tocan son: armónicos, FP, fluctuaciones de voltaje y dinámica de la red (respuesta a situaciones de falla y operación en modo isla). En el se incluyen resultados de mediciones de campo y pruebas de laboratorio realizadas por diferentes instituciones y compañías suministradoras.

SAND94-1057 The interconnection Issues of Photovoltaic Power Systems with The Utility Grid

Robert H. Wills; Solar Design Associates, Inc. Architects and Designers, Harvard, MA

El documento fue preparado para Sandía Nacional Laboratories. Constituye un resumen muy completo sobre las implicaciones técnicas y administrativas de la interconexión de generadores FV dispersos. Refleja las prácticas utilizadas en los EUA. Contiene una sección muy útil y extensa de referencias con anotaciones.

EPRI GS- 7230 Photovoltaic Power Conditioning: Status and Needs (1991). Fuente [44].

EPRI EL-6754 Photovoltaic Generation Effects on Distribution Feeders, Vol. 1 (1990).

Presenta los resultados de los estudios realizados en el marco del proyecto residencial en Gardner, Massachussets; por la compañía New England Electric, Ascension Technology y el InstItuto Politécnico de Worcester. Es uno de los proyectos pioneros en el mundo sobre sistemas FV conectados a la red. Sus resultados han servido de guía para otros proyectos residenciales.

JPL.PUBL-82-63 Distributed Photovoltaic Systems: Utility Interface Issues and Their Present Status (1982)

Jet Propulsion Laboratory, California

SAND87-7024 Investigation of Potential Islanding of Dispersed Photovoltaic System (1988)

Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM 87185

EPRI GS-7227 Experiences and Lessons Learned with Residential Photovoltaic Systems (1991). Fuente [44]

IEEE-C5 Static Power Converters of 500 k W or Less Serving as a Re/ay Interface Package for Non-Conventional Generators

IEEE Power Systems Relaying Committee, Working Group C5

El grupo de Trabajo C5 preparó un reporte en el que se determinan las funciones de protección de la interfase que puede cumplir el convertidor de potencia. Fuente [44]. Power Producers Interconnection Handbook (1992)

Pacific Gas and Electric Company, California. Fuente [44].

Safety, interference and Interconnection Guidelines for Cogeneration Small Power Producers and Customer Owned Generator (1991)

Public Service Company of Colorado. Fuente [44].


En Japón, MITI ha establecido los requerimientos técnicos para la interconexión. Fuente [88].

En Suiza, el Inspectorado General Para Instalaciones de Alta Corriente ha emitido regulaciones de seguridad preliminares que deben respetarse. Fuente [88].

En Italia, ENEL y la industria FV han estado trabajando en establecer regulaciones específicas para interconexión de sistemas FV. Es probable que a estas fechas CEI (la organización normativa italiana) las haya aprobado. Fuente [88].


194

195

Anexo D Recurso solar en la República Mexicana

Irradiación Global (promedio anual)

Watts/m2-día

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