jueves, 27 de octubre de 2011

UTILIZACIÓN DE INVERSORES DE CONEXIÓN A RED EN SISTEMAS AISLADOS COMO REGULADORES DE CARGA (MINI-REDES II)

Desde hace ya unos años se vienen introduciendo en el mercado los denominados reguladores de carga MPPT (Maximum Power Point Tracking). En realidad, estos dispositivos son una variante de los sistemas utilizados en la electrónica de potencia de los inversores que se utilizaban y utilizan para las instalaciones denominadas de conexión a red.  No vamos a entrar en detalle en el funcionamiento de estos dispositivos, pero si decir que la función de un MPPT es análoga a la transmisión de un coche. Cuando la transmisión está en una marcha incorrecta, las ruedas no reciben la máxima potencia disponible. Esto se produce o bien porque el motor está trabajando más lento o más rápido para la relación de transmisión entre el cigüeñal y el cambio para el que ha sido diseñada. El propósito de la transmisión es transmitir la potencia del motor a las ruedas, de una forma tal, que las revoluciones a las que gira el motor, permitan un máximo aprovechamiento por las ruedas de la potencia generada.
En el caso de un dispositivo regulador del seguimiento del punto de máxima potencia, su cometido es precisamente el de extraer en todo momento la máxima potencia del generador fotovoltaico en función de su configuración serie-paralelo y poner a disposición de la carga la energía generada.
En los sistemas aislados se utiliza algún tipo de sistema de acumulación que permita disponer de energía en el hipotético caso de que no exista generación solar, eólica o ambas. Esta característica conlleva la necesidad de incorporar algún mecanismo que impida la sobrecarga del sistema de acumulación formado por las baterías. La topología habitual en los sistemas aislados de pequeña-mediana potencia, consiste en el esquema de la Figura 1.
Fig.1
En el esquema anterior, el regulador de carga limita la cantidad de paneles a instalar en el generador fotovoltaico y por tanto la máxima potencia disponible. Esta limitación, en el caso de los reguladores de carga que no disponen de regulación MPPT, viene impuesta tanto por la tensión máxima gestionable, normalmente 48V como por la máxima intensidad que es capaz de admitir, generalmente unos 60-80A. Si nos vamos al caso de utilización de reguladores con MPPT, podríamos llegar a tensiones máximas posibles en el generador del orden de los 140-150 Vdc con tensiones de baterías de 24-48Vdc, permitiendo la utilización de paneles de conexión a red. Las intensidades de operación están también en el entorno de 80A.
Incluso con la instalación de estos últimos equipos tenemos limitaciones a la hora de querer diseñar instalaciones aisladas en el entorno de los 30 kWn en adelante. Para este tipo de proyectos y aprovechando la bajada de precios existente en las denominadas placas de conexión a red, se propone la siguiente configuración, utilizando también inversores de conexión a red.
La configuración propuesta está esquematizada en la figura 2., concepto ampliamente desarrollado por la empresa SMA, si bien se pueden utilizar otros equipos.
Fig.2
En el esquema anterior, podemos ver que el concepto consiste en lo siguiente: lo principal es que ha de existir un equipo de control que tenga como característica esencial que sea bidireccional (inversor de banco de baterías y cargador de batería) con la posibilidad de          formación de una red de tensión alterna autónoma con un alto grado de calidad de onda, esta red de tensión AC, es la que permitirá la utilización de los denominados inversores de conexión a red.
Como se puede ver, el grado de configuraciones es sumamente amplio y permite satisfacer un extenso  rango de posibilidades en cuanto a necesidades de abastecimiento y de generación.
El siguiente equipo básico es el inversor que se utiliza normalmente en las instalaciones de venta de energía fotovoltaica a la red pública de distribución, pero que en el caso que se nos presenta, lo destinaremos como principal característica a gestionar la energía generada en el lado de corriente continua, además de alimentar el inversor de aislada para cargar el banco de baterías. En el caso de que las baterías estén completamente cargadas, la potencia proveniente del inversor de red, en la red aislada, se limita a través de la frecuencia, es decir, se aumenta la frecuencia de la red aislada durante un corto tiempo, de tal forma que los inyectores de CA de los inversores de red se desconectan de la red aislada a causa de esta violación de los límites de la red.
En el caso de que estemos diseñando una mini-red monofásica, - y en este punto enlazamos con el anterior artículo “Mini-redes con generación solar híbrida: Diseño y Optimización -, el modo de proceder para seleccionar el inversor de aislada sería el siguiente:
-Suponemos que debemos de cubrir unas necesidades de carga de consumidores cuya potencia nominal es igual a 5.000 W.
-Seleccionamos por tanto un inversor de aislada que tenga como característica principal que la salida de AC hacia consumidores nos garantice una potencia de 5.000 W, como por ejemplo el de la figura 3.

Fig.3
Como vemos, la potencia que es capaz de suministrar de forma constante a 25ºC es de 5.000W, con la posibilidad de llegar a 6.500W durante 30 min, 8.400W durante un minuto y de 12.000W para picos de arranque de 3s.
El bus AC estará compuesto por la salida AC hacia consumidores proveniente del inversor de aislada, así como las salidas AC de los dos inversores de conexión a red que gestionan tanto el campo del generador fotovoltaico como el del aerogenerador, figura 4.
Fig 4.
En realidad este bus AC es la red aérea de baja tensión monofásica que hemos construido para la alimentación de las viviendas, por lo que debemos de tener presente una centralización de los diferentes dispositivos en la caja de embarrado.
Procedimiento de Configuración del generador fotovoltaico y eólico.
Suponiendo que tuviésemos que dimensionar la misma mini-red que en el primer caso, con esta nueva topología la forma de operar sería diferente.
En primer lugar seleccionaríamos el inversor/cargador en función de su potencia nominal, que deberá de ser igual o superior a la suma de las potencias de las cargas de las viviendas con un factor de simultaneidad de 1. En nuestro caso suponemos que es 5.000 W, por lo que el inversor/cargador de aislada tiene las características de la figura 3.
Según las especificaciones técnicas del inversor, la máxima potencia DC en la entrada AC1, no debe de ser superior al doble de la potencia del dispositivo. En nuestro caso, y como vamos a utilizar dos fuentes de generación renovable (solar y eólica) establecemos como potencia total la suma de los módulos fotovoltaicos más la del aerogenerador (previamente calculada con el software DIMAS); en el que nos indica que la opción óptima según las condiciones del emplazamiento son las siguientes:
·         3,6 kWp de paneles fotovoltaicos,
·         1,5 kW del aerogenerador
Esta potencia híbrida impone las características de los “inversores de red” que debemos de seleccionar para crear el bus AC de alimentación al inversor de aislada. Para el caso que nos ocupa procederíamos de la siguiente forma.
Como la potencia pico del generador fotovoltaico es de 3.600 Wp, elegimos un inversor cuya potencia CC de entrada esté en este entorno. Para el caso, se propone el inversor cuyas características básicas son las que aparecen en la figura 5.
Figura 5. Características eléctricas entrada CC
Estas características de entrada CC son las que impondrán la configuración del generador fotovoltaico y por tanto el tipo de módulo a elegir. Como el motivo del presente artículo es presentar la posibilidad del uso de paneles fotovoltaicos de los denominados de conexión a red, para una red aislada, así como la no utilización de reguladores de carga, seleccionamos para configurar el generador fotovoltaico un módulo de los denominados “conexión a red”.
La selección del módulo viene condicionada, como siempre, por el inversor. Si nos fijamos en la figura 5, observamos que la tensión de funcionamiento nominal es de 200Vcc, por lo que debemos de configurar la serie para alcanzar dicha tensión de funcionamiento, pero, y esto es muy importante, teniendo presente que dicha tensión deberá de alcanzarse en las condiciones más desfavorables de trabajo de los módulos, es decir, con altas temperaturas ambiente. Debemos, por tanto, conocer las máximas temperaturas que se pueden alcanzar en el lugar de ubicación de nuestra instalación, con objetivo de calcular la tensión máxima alcanzable del punto de máxima potencia durante esos períodos de verano, y que ésta supere los 200Vcc en dichas condiciones. Paralelamente, es necesario, considerar que la configuración que se realice para el número de ramas en paralelo (strings), no debe de superar los 16A. Estas dos condiciones de contorno, imponen la selección de la configuración del generador fotovoltaico.
En una primera aproximación podemos dividir los 3600 Wp entre las potencias típicas de los módulos actuales de conexión a red, y seleccionar una cuyo resultado sea un número par y entero. En nuestro caso, seleccionamos el módulo de 225 Wp  para tener un número entero y par, ya que al dividir 3600 Wp/225=16 módulos. Las características eléctricas de dicho módulo son las que se muestran en la figura 6.
Figura 6. Especificaciones eléctricas módulo seleccionado
El siguiente paso que debemos de tener en cuenta son las tensiones de circuito abierto del generador fotovoltaico en condiciones de mínima y de máxima temperatura de célula del módulo. Este cálculo lo llevaremos a cabo para encajar en la ventana de tensiones del inversor de aislada, de una forma óptima en dicho intervalo. Para ello es muy importante conocer los coeficientes de variación de temperatura del módulo, que en nuestro caso son los que se detallan en la figura 7.
Figura 7. Coeficientes de temperatura
Según las especificaciones técnicas del inversor, la máxima tensión de corriente continua son 500 V, por lo que vamos a calcular la máxima tensión de circuito abierto Voc (-10ºC) de nuestro panel, que sería: 36,7+((-35)x(-0,34x36,7/100))=41,06V.
La tensión inicial mínima que necesita el inversor para el funcionamiento del MPPT es de 200Vcc y la tensión nominal de trabajo es de 200Vcc, por lo que vamos a calcular la tensión de máxima potencia para el caso de una temperatura de célula de 70ºC Vmp (70ºC), aplicando la misma fórmula anterior, pero utilizando el coeficiente de disminución del la potencia máxima tendremos: 29,4+(45x(-0,43x29,4/100)=23,71V.
Una vez tenemos establecidos estos dos coeficientes proseguimos con la configuración serie del generador calculando el número de módulos en serie necesario. Para ello, primero dividimos primero 200V/23,71V, para comprobar que en condiciones de alta temperatura de célula alcanzamos la tensión de “arranque”. La división anterior nos da 8,43, por lo que seleccionaremos 9 módulos. Estos nueve módulos en serie proporcionan una tensión de 9x23,71V=213,39V en condiciones de máximas temperaturas. Esta tensión es superior a los 200Vcc de tensión mínima que necesita el inversor para su funcionamiento.Así mismo, calculamos la máxima tensión en circuito abierto que proporcionan los nueve paneles colocados en serie en condiciones de mínima temperatura, que serán 9x41.06=369,54V, es decir, no son superiores a los máximos que admite el inversor de 500 Vcc.
Como la cantidad total de módulos que forma el generador fotovoltaico, hemos calculado que serán 16, y 9 no es múltiplo de éste, necesitamos, por tanto, re-dimensionar el sistema.La colocación de los 8 módulos (múltiplo de 16) de 240 Wp modifica las condiciones a 192,64Vcc en condiciones de máxima temperatura, que implica que en determinados períodos no alcanzamos la tensión mínima de funcionamiento del inversor. Si colocamos 18 módulos de 220 Wp, y realizamos los mísmos cálculos tenemos:
Máxima Tensión de circuito abierto con 9 módulos en serie es 368,6 V<500v el="el" inversor="inversor" p="p" por="por" soportados="soportados">Máxima Tensión en el punto de potencia máxima en condiciones de máxima temperatura es 211,94V>200V
Con este nuevo dimensionado, tenemos una configuración de 9sx2p con una potencia final del generador fotovoltaico de 3960Wp.
Debemos de comprobar que la intensidad máxima de entrada, con un factor de seguridad de 1,25, no supera la máxima admisible por el inversor. En nuestro caso sería 1,25x7,53x2=18,8A, que es inferior a los 20A establecidos.

Una vez hemos diseñado la parte correspondiente a la generación fotovoltaica, pasamos a dimensionar el generador eólico que forma parte del conjunto híbrido de alimentación al inversor aislado y por consiguiente, a la red aérea de baja tensión.
Como ya hemos mencionado anteriormente, la potencia eólica necesaria se ha establecido en 1,5 kW.
Las características del inversor seleccionado se reflejan en la figura 8.
Figura 8.Características eléctricas inversor seleccionado
Como podemos ver, la máxima potencia a instalar es función de las horas equivalentes de la zona de ubicación de la instalación. Otro punto destacable es la tensión nominal de CC y la regulación, según curva polinómica, que toma el inversor como referencia para la inyección a red de la energía generada. Esta curva es ajustable según las necesidades del aero, por lo que en el caso de que necesitemos variarla, debemos de ponernos en contacto con el fabricante del inversor. Es muy importante que nos cercioremos que el aero es compatible con el inversor a red que elijamos. Para ello comunicaremos al fabricante nuestra intención de que el miniaerogenerador lo vamos a utilizar para conexión a red, no para la carga de baterías. Este hecho implica que el regulador del miniaerogenerador tendrá la salida de corriente continua acorde a las tensiones de entrada del inversor de red.
En nuestro caso deberemos de elegir, por tanto, un aero/regulador cuya salida de tensión en corriente continua esté en el entorno de los 180V y que no sobrepase los 12,6A de intensidad máxima.
Nuestra zona de ubicación de la mini-red eléctrica dispone de alrededor de 2.500 horas equivalentes, por lo que será recomendable utilizar un aerogenerador cuya potencia nominal sea de 1.400 W. El aerogenerador seleccionado tendrá las siguientes características:
Figura 9. Características Miniaerogenerador seleccionado.
La salida del cableado del miniaero, en corriente continua a 230 V, se conectará con la entrada CC del inversor. En la imagen 10 podemos ver las entradas de corriente continua, y las salidas de corriente alterna.
Figura 10. Vista exterior de la conexión del inversor de conexión a red eólico.
Del conector para la conexión CA, saldrá el cableado que conectará con la caja de centralización del bus CA, formada por la llegada del bus CA proveniente del inversor de conexión a red asignado al generador fotovoltaico y de éste inversor.
En la figura 11 se puede ver el centro de potencia propuesto.
Figura 11. Vista general del centro de Potencia tipo propuesto.

martes, 24 de mayo de 2011

PLANTA SOLAR TERMOELÉCTRICA DE 50 MW CON COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS EN SONORA –MÉXICO- I

INTRODUCCIÓN
Antes de nada, comenzamos con un poco de información general sobre esta tecnología. En función del rango de aprovechamiento térmico, se distinguen tres tipos de energía solar térmica: de baja, media y alta temperatura. La energía solar térmica de baja temperatura se aplica cuando las temperaturas no son superiores a 80°C, tal es el caso de la obtención de agua caliente sanitaria y la de agua o aire caliente para calefacción de viviendas. La de media temperatura, con temperaturas entre 80°C y 250°C, es la empleada en la producción de vapor para procesos industriales, producción de energía eléctrica a pequeña escala, detoxificación solar1 (descontaminación de gases y aguas residuales), desalación de agua de mar y refrigeración por absorción (compresores térmicos). Finalmente, la de alta temperatura es la que se utiliza cuando se requieren temperaturas superiores a 250°C, aplicándose, fundamentalmente, para la producción de electricidad a gran escala. No obstante, en este rango se contemplan otros usos como por ejemplo la síntesis y/o tratamiento superficial de materiales en hornos solares, producción de hidrógeno y otros combustibles solares (bioeteanol, biodiesel, etc.) e, incluso, experimentos astrofísicos.

Colectores solares de concentración: Haciendo uso de los métodos de concentración con elementos ópticos (lentes y espejos), estos dispositivos, de diseño más complejo, son capaces de captar y concentrar la radiación solar, consiguiendo elevar la temperatura del fluido termoportador por encima de 80°C. Se aplican en el campo de la energía solar térmica de media y alta temperatura. La principal complicación que presentan es la necesidad de un sistema de seguimiento para conseguir que el colector esté permanentemente orientado en dirección al sol.

Se distinguen tres tipos de sistemas de concentración solar térmica: colectores cilindro-parabólicos (Figura 1.a), sistemas de receptor central/ centrales de torre (Figura 1.b) y discos parabólicos (Figura 1.c) (Tabla 1). El primero de ellos pertenece al rango de aprovechamiento térmico de media-alta temperatura (125-450°C) y los dos últimos al que podíamos denominar de alta y/o muy alta temperatura (> 450°C). En la Tabla 1 se muestran las características más representativas de cada uno de estos sistemas.

Cabe destacar que España es líder mundial en este tipo de tecnología solar, como lo demuestra el mapa de las instalaciones que actualmente se encuentran en funcionamiento, en fase de construcción y las que se van a construir hasta el 2014, como se puede ver en la figura 2.

Figura 2.


La potencia total instalada en Mayo de 2011 asciende a 632 MW, una cifra muy importante.

LOCALIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN

Dado el alto potencial solar de la zona de Sonora en México, trataremos de esbozar en esta primera parte el dimensionado del campo de colectores que componen una planta de este tipo.

Uno de los primeros pasos a realizar es la localización de la instalación. Como siempre hemos mencionado para las infraestructuras que nos interesan es necesario un alto recurso solar. A diferencia de las instalaciones fotovoltaicas, las plantas termosolares eléctricas, al utilizar sistemas de concentración, solamente aprovechan la fracción de radiación directa de la componente global, por lo que el parámetro que nos interesa a la hora de seleccionar la ubicación será la radiación directa normal (DNR) incidente en la región.

Para determinar la mejor ubicación desde la perspectiva del recurso solar en México se ha recurrido al documento publicado por el Instituto de Ingeniería UNAM “Irradiación Global, Directa y Difusa en superficies horizontales e inclinadas, así como irradiación directa normal, en la República Mexicana”. En este escrito la irradiación directa normal se muestra en los mapas 13 a 24. Se puede apreciar que durante todo el año la región noroeste del país es la que mayor radiación recibe, con un mínimo de aproximadamente 5,56 kWhm-2 de diciembre a enero y cerca de 8,33 kWhm-2 en los meses sin lluvia. El sureste de Oaxaca recibe energía radiante de más de 5,55 kWhm-2 durante el periodo de octubre a abril, con un máximo de 7,78 kWhm-2 en febrero.

Vemos también una zona definida por los estados de Durango y Zacatecas, que también recibe una buena densidad de flujo de radiación de febrero a mayo, de entre 7,78 y 8,33 kWhm-2.

Teniendo como referencia los mapas elaborados por este estudio, podemos obtener la radiación directa normal media mensual en la zona, cuya referencias geográficas estarían en una malla comprendida entre 30º y 28º Latitud Norte y entre -109º y -112º Longitud Oeste. El cuadro inferior resume los datos propuestos para ubicar las infraestructuras.

Cuadro 1.


Así mismo, podemos corroborar el alto grado de radiación incidente en la región con el siguiente mapa obtenido de la web que la Secretaría de Energía SENER. El color anaranjado coincide con los datos más altos.



Imagen 1. DNR México


Una vez identificada la zona con mayor porcentaje de recurso solar, debemos de tener en cuenta que dadas las características de la instalación, será necesario un punto de abastecimiento de gas para la instalación auxiliar de combustión. Estas instalaciones tienen como objetivo principal la de mantener el fluido térmico que circula por los tubos de los colectores por encima de su punto de solidificación en el caso de una baja radiación y, como es obvio, por la noche. Una segunda posibilidad que permitirían las instalaciones de combustión sería la de seguir produciendo energía incluso en los momentos en los que la radiación no fuese suficiente. Esta posibilidad deberá de ser limitada a un máximo de energía producida mediante la combustión del gas, por motivos obvios de incompatibilidad de criterios.

Una alternativa a la combustión de gas es la utilización de otro recurso renovable, por ejemplo biomasa. Precisamente esta hibridación fue mi proyecto fin de Master allá por el 2002, galardonado con el premio investigación energías renovables por Caja España y que para mi satisfacción, parece ser que en fechas recientes se ha comenzando con la utilización de este criterio en una planta industrial que entrará en operación el próximo año.

Volviendo a lo nuestro y centrándonos en el sistema eléctrico Mexicano, éste está dividido en 9 Regiones. La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali.

La región a la que pertenecerían las instalaciones termoeléctricas según su ubicación, correspondería con la región noroeste. El área de control del noroeste (ACNO) se conforma por los estados de Sonora y Sinaloa. En el primero y el cual nos centramos, se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana-Caborca, Cananea-Nacorazi, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa.

El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su estructura longitudinal, con un total de 1.200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas en niveles de 230 kV y 115 kV. La red troncal del área opera en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Culiacán hasta Guaymas.

En la zona en la que se pretende realizar la planta existen dos subestaciones cercanas, Seis de Abril y Puerto Peñasco, interconectadas mediante una línea de 230 kV de doble circuito. Para la interconexión de la planta solar termoeléctrica se intentará que se acceda por parte del organismo regulador, a una interconexión en T en el punto más cercano a la planta con la línea de alta tensión de 230 kV. En el supuesto de que esto no fuese posible y nos obligasen a conectarnos en una de las SET mencionadas, tendremos que ubicar las instalaciones lo más próximas posibles a una de las SET. En cualquiera de las dos opciones, se deberá de plantear la construcción de una SET que eleve la tensión de salida del generador a la de 230 kV.

La opción de conexión en T es la más rentable ya que evitaría la construcción de las posiciones de línea y transformación complementarias a realizar en la SET de evacuación Seis de Abril o Puerto Peñasco. Aún permitiendo el organismo regulador la conexión en T sobre la línea de alta tensión, serán necesarias adecuaciones de refuerzo en ambas subestaciones.

En las plantas termosolares como ésta, al llevar asociado un ciclo Rankine, será necesario también disponer de un suministro de agua suficiente para mantener el funcionamiento de los sistemas, por lo que habrá que gestionar con las autoridades competentes un volumen anual para fines industriales. Se analizará más adelante las necesidades de esta planta.

INSTALACIÓN SOLAR TERMOELÉCTRICA

La solución técnica supone la instalación de un conjunto de colectores cilindro-parabólicos (espejos auto-orientables con seguimiento solar de 1 eje), concentrando la radiación solar sobre una hilera de tubos colectores situados en la línea focal del colector solar (campo solar).

Por los tubos colectores circula un fluido térmico que se calienta por el aporte solar. Este fluido se lleva al sistema de generación de vapor, donde se produce vapor sobrecalentado, que acciona un conjunto de turbina-alternador convencional, generando electricidad que se exporta en su totalidad a la red.

En los momentos en los que la radiación solar es mayor y la energía aportada por el fluido térmico es superior al del sistema de generación de vapor, el excedente de energía se transfiere a unas sales fundidas a través de unos intercambiadores. Dichas sales calientes, almacenadas en unos tanques, son utilizadas para calentar el fluido térmico cuando la radiación solar no es suficiente. La figura 3 muestra un esquema de la instalación:

Figura 3.


La central solar termoeléctrica se diseña con un campo de colectores cilindro-parabólicos ocupando una superficie de unas 200 Has, a confirmar con los estudios de detalle posteriores. Estos colectores van dotados de un sistema de movimiento en 1 eje, que permite seguir el movimiento del sol, así como plegar los colectores en caso de viento excesivo.

El sistema de almacenamiento de energía térmica, mediante sales fundidas, consiste en dos tanques de sales, que circulan en circuito cerrado. El fluido, calentado hasta 393 ºC en el intercambiador fluido térmico-sales, se almacena en el tanque de sales calientes. Dichas sales se bombean al mismo intercambiador, donde ceden parcialmente su energía térmica, rebajando su temperatura hasta 290 ºC (para evitar solidificaciones de las sales), y bombeándose posteriormente al tanque de sales frías, donde se almacena a esa temperatura.

Las sales fundidas, gracias a su eficiencia térmica, pueden ser almacenadas durante largos períodos de tiempo antes de utilizarlas para generar electricidad. La superficie de colectores y capacidad del tubo colector, están dimensionadas para producir durante las horas diurnas el calor necesario no sólo para generar el vapor que requiere el conjunto Turbina-alternador a pleno rendimiento, sino el calor adicional necesario para disponer de energía térmica de reserva que permite mantener la producción eléctrica durante períodos de hasta 15 h sin recibir irradiación solar. De esta manera, la planta opera con un Factor de Capacidad anual cercano al 41%.

El sistema térmico de la planta se completa con una instalación auxiliar de combustión de gas, de 30 MWt de potencia térmica, que permite mantener la temperatura del fluido térmico en caso de que una baja disponibilidad de irradiación pueda afectar a la entrega prevista de energía, cumpliendo siempre la limitación de que la electricidad generada en cada año con este combustible no supere el 15 % de la producción total de electricidad del mismo período.

Los colectores cilindro-parabólicos, compuestos por espejos en forma de parábola cilíndrica, poseen tubo metálico colector, en cuyo interior circula el fluido caloportador o HTF (aceite), rodeado por un tubo transparente y existiendo vacío entre ambos para minimizar las pérdidas convectiva y conductiva. La radiación solar directa incide según el eje de la parábola, perpendicularmente al plano de apertura, concentrándose sobre el eje focal y siendo absorbida gracias a la elevada absorción del tubo receptor. Este eleva su temperatura, y es susceptible de transmitir calor por conducción al fluido caloportador. Al elevar su temperatura, el tubo irradia energía hacia el espacio, en la medida que su reducida emitancia y el tubo protector de vidrio lo permiten.

Figura 4. Esquema de un tubo absorbente típico


La concentración óptica de la radiación solar hace que la superficie del tubo receptor o absorbente sea mucho menor que el área de apertura del colector, lo que reduce significativamente las pérdidas térmicas del colector, ya que las pérdidas térmicas no dependen solamente de la temperatura de trabajo, sino también de la superficie del absorbente.

Para el dimensionado del campo de colectores cilindro-parabólicos (CCP) es necesario partir de una serie de ecuaciones previas que se obtienen del cálculo de los siguientes parámetros:

• Cálculo de los parámetros básicos

• Cálculo de las pérdidas ópticas y geométricas

• Pérdidas térmicas

• Rendimiento

• Cálculo del ángulo de incidencia

Dimensionado del campo de colectores cilíndrico-parabólicos

Cuando se trata de plantas solares para la producción de electricidad, lo lógico es orientar el eje de giro de los colectores en la dirección Norte-Sur (los colectores giran del Este al Oeste), porque esa es la orientación que permite producir el máximo de electricidad al cabo de un año completo.

El punto de diseño lo fijamos al medio día solar del día 15 de junio, por lo que debemos tener en cuenta que la potencia térmica útil del campo solar en invierno va a ser mucho menor que en el punto de diseño (debido a que la orientación del eje de giro de los colectores es Norte-Sur). Si hubiésemos decidido fijar el punto de diseño en un día de invierno tendríamos que tener presente que en los días de verano el campo solar nos daría una potencia térmica muy superior a la del punto de diseño.

Para el dimensionado de una planta de potencia eléctrica neta de 50 MW, utilizando la información disponible de las plantas actuales en funcionamiento, el rendimiento máximo del ciclo Rankine de una Central solar termoeléctrica es del 37,5%, por lo que la potencia térmica que debe suministrar el campo solar es de:

50MWe/0,375= 133,067 MWt

Para fijar las temperaturas que debe tener el aceite a la entrada y salida del campo solar, debemos de tener en cuenta el ciclo Rankine y el intercambiador de calor aceite/agua de la Central, por lo que dichas temperaturas a la entrada y salida del campo lo fijamos con un sato térmico de 100ºC, es decir:

Ti=293º, To=393ºC

El valor del ángulo de incidencia al mediodía solar del 15 de Junio en la ubicación de la planta, cuyas coordenadas geográficas son:

Latitud=30º 41’ 46’’ N , Longitud= 112º 11’ 47’’ O

es de φ=9,82º.

Como valor de diseño para la radiación solar directa tomamos 875 W/m2, que es el valor obtenido a las 12 horas solar del mes de junio en el lugar de ubicación de la Central. Para la temperatura ambiente podemos suponer un valor de 40°C, que parece un valor razonable para los días de junio al medio día solar.

Ya tenemos definidos los siguientes parámetros para el punto de diseño:

• Potencia térmica neta del campo solar: Pu = 133,067 MWt

• Radiación solar directa: I = 875 w/m2

• Temperatura del aceite a la entrada del campo solar: Ti = 293°C

• Temperatura del aceite a la salida del campo solar: To = 393°C

• Angulo de incidencia ϕ = 9,82°

• Temperatura ambiente: 40°C

En este punto hemos de decidir cuál va a ser el modelo de colector que vamos a instalar. Para grandes Centrales solares termoeléctricas, el modelo de colector cilindroparabólico que resulta actualmente más adecuado es el LS-3, el cual tiene más de 20 años de probada eficiencia, habiendo utilizado los datos facilitados por la empresa LUZ Internacional creadora del mismo. Las características de los Colectores cilindro-parabólicos son las siguientes:

• Modelo: LS3

• Precisión del seguimiento solar: 0,10 (º)

• Máxima velocidad de viento para operar: 56 km/h

• Estructura: Tubular

• Superficie selectiva del absorbente: Cermet

• Absortividad: 95%

• Transmisividad: 93 %

• Emisividad: 18% (350ºC)

• Distancia focal del concentrador solar: 1.71

• Angulo de apertura: 80º

• Reflectividad: 93 %

• Ancho de la parábola: 5,76 m

• Diámetro int./ext. del absorbente metálico: 65/70 mm

• Sección transversal: 33,18.10-4 m2

• Concentración geométrica: 26

• Longitud: 100 m

• Distancia entre apoyos: 12 m

• Superficie de espejos: 545 m2

• Temperatura máxima de trabajo: 390 ºC

• Distancia entre filas paralelas: 15 m

• Factor de interceptación: 93 %

• Eficiencia óptica pico: 0.75

• Superficie colectora neta: 431.640 m2

• Seguimiento solar: Sí

• Caloportador: aceite térmico operando entre 12 y 400 ºC

• Temperatura de entrada/salida del campo solar: 293/393 ºC

• Pérdidas térmicas: 10 %

• Tipo de aceite: M-VP1

• Volumen de aceite: 1.092 m3

Los colectores se agrupan en serie para formar unidades de 100 m de longitud llamados módulos SCA los cuales, a su vez, se unen en filas y éstas en paralelo con otras filas formando lazos hasta conseguir la potencia térmica deseada. Un aspecto importante en los campos de colectores CCP es el modo en que se unen entre si los colectores solares, ya que el elemento que se use debe permitir el movimiento independiente de los colectores dentro de una misma fila, a la vez que debe absorber las dilataciones térmicas de los tubos absorbentes.

En la figura siguiente aparece las dimensiones de un colector cilindro parabólico.

Figura 5.


En las siguientes figuras se muestra tanto el seguimiento solar típico del modelo propuesto, así como la asociación de módulos SCA en serie hasta completar los 100 m.

Figura 6. Seguimiento del CCP
Figura 7. Dimensiones de un colector Cilindro-parabólico LS3


Elección del tipo de aceite y determinación de sus parámetros termodinámicos

El aceite elegido es el Monsanto VP-1 que es el utilizado como fluido de trabajo en las plantas SEGS por la empresa LUZ Internacional para el colector LS-3. La elección de este aceite la hemos corroborado usando el programa “Monsanto.exe” facilitado por el fabricante, en su opción 3 de su menú principal. Se han definido unas temperaturas máxima y mínima de trabajo de 395°C y 100°C respectivamente y el programa nos dice que tanto por precio como por estabilidad térmica el mejor aceite es el VP-1, pero debemos mantenerlo presurizado para que cuando esté caliente no pase a fase vapor.

Las características principales del aceite Monsanto VP-1 son las que se describen a continuación:

• Caloportador: aceite térmico operando entre 12 y 400 ºC

• Temperatura de entrada/salida del campo solar: 293/393 ºC

• Pérdidas térmicas: 10 %

• Tipo de aceite: M-VP1

Para ver cuál es la presión mínima a la que hay que mantenerlo, debemos ver con el programa “Monsanto.exe” cuál es su presión de vapor a la máxima temperatura de trabajo (393°C) y añadirle unos 2 bar sobre ese valor para tener suficiente seguridad de que en ningún momento se nos evaporare el aceite. En el caso del aceite VP-1, su presión de vapor a 393°C es de 10 bar (según el programa “Monsanto.exe”), por lo que deberá mantenerse presurizado a 12 bar como mínimo.

Hecho esto, se obtiene también el valor de la densidad y del calor específico del aceite VP-1 en función de su temperatura. Para facilitar los cálculos posteriores, es útil expresar estos dos parámetros en función de la temperatura, en forma polinómica. Para calcular dichas expresiones, se utiliza nuevamente el programa “Monsanto.exe” y se obtienen los valores concretos para diversas temperaturas puntuales dentro del rango de temperaturas en el que va a trabajar el aceite. Utilizando el programa “Monsanto.exe” para el rango de temperaturas desde 200°C hasta 395°C se obtienen los siguientes valores:

Densidad:
Calor específico:

Haciendo un ajuste polinómico de estos valores se ve que se ajustan bien a un polinomio de primer grado (error < 1%), obteniéndose las expresiones siguientes:

Cálculo del caudal de aceite por cada fila de colectores en el punto de diseño



El caudal de aceite por cada fila de colectores en el punto de diseño ha de hacerse buscando que el valor del número de Reynolds sea siempre suficientemente elevado como para que se garantice una buena transferencia de calor en el interior del tubo absorbedor (régimen turbulento completamente desarrollado). Para ello, vamos a adoptar un valor de 1,5x105 como valor del número de Reynolds en el caso más desfavorable. El caso más desfavorable que se estima es el invierno, que es cuando el caudal de aceite llega a ser sólo un 23% el del verano, debido a la menor radiación solar disponible en esa época del año para colectores con su eje orientado Norte-Sur. Así pues, si queremos que en el caso más desfavorable en invierno el número de Reynolds sea de 1,5x105 y teniendo en cuenta que:

a) el caudal en los días de junio (verano) van a ser del orden de cuatro veces superiores al caudal en los momentos más desfavorables en invierno, y

b) el número de Reynolds es proporcional al caudal (y por consiguiente a la velocidad con que circula el aceite por el interior de los tubos absorbedores), concluimos que en el punto de diseño. La expresión del número de Reynolds es:

Siendo "μ" la viscosidad dinámica del fluido (kg/m.s), "V" la velocidad del fluido, "D" es el diámetro interior de los tubos absorbedores y "ρ" es la densidad del aceite.

Para la determinación de los parámetros del aceite durante la fase de pre-diseño del campo solar es necesario adoptar una temperatura media, que en nuestro caso es: (293 + 393) /2 = 343°C. Si consideramos este valor medio de la temperatura del aceite en el campo solar, el programa “Monsanto.exe” nos da un valor de la viscosidad dinámica, "μ", de 1,826 x 10-4 Pa.s o kg/m.s.

Por otro lado, situando esos mismos 343 ºC de temperatura media en la ecuación (2.42) da un valor de la densidad, ρ, de 766,7 kg/m3.

Ahora ya podemos obtener el valor de la velocidad que necesitamos para que Re=1,5 ⋅105/0,23 = 6,52x105 despejando la misma en su ecuación. Puesto que el diámetro interior del tubo absorbente de un colector LS-3 es de 65 mm, podemos despejar en la ecuación (2.44) la velocidad mínima que ha de tener el aceite dentro del tubo absorbente:


V = 6,52x105 x 1,826x10-4 (kg/m.s) / 766,7 (kg/ m3) x 0,065 (m) = 2,389 m/s

Conociendo todos los parámetros precedentes, estamos en disposición de obtener el caudal másico equivalente a través de la siguiente ecuación:


Siendo, “M” el caudal másico, “V” la velocidad del fluido, “st” la sección transversal de los tubos absorbedores y "D" la densidad del aceite.

Puesto que la densidad del aceite a 343°C es de 766,7 kg/m3 y el tubo absorbente tiene una sección transversal de 33,18x104 m2, el caudal másico equivalente para una velocidad de 2,389 m/s es:

M = 2,389 (m/s) x 33,18 x 10-4 (m2) x 766,7 (kg/ m3 ) = 6,079 kg/s

Con este valor ya tenemos definido el caudal másico de diseño de cada fila de colectores en el punto de diseño.

Cálculo del incremento de temperatura del aceite en un CCP LS-3

A continuación, calculamos cual es el incremento de temperatura que puede alcanzar el aceite en el colector LS-3 bajo las condiciones de diseño definidas anteriormente. Para ello, primero hay que determinar las pérdidas térmicas que van a tener lugar en el colector. El coeficiente global de pérdidas térmicas viene dado por la ecuación:
El valor de los coeficientes "a", "b" y "c" de la ecuación para una temperatura de trabajo del aceite igual o superior a 300°C son: 2,8954; -0,0164 y 0,000065 respectivamente (de acuerdo con las tabla calculadas por el CIEMAT para el colector LS3). De este modo la ecuación queda de la forma:
Debido al flujo de calor desde el exterior del tubo absorbedor hacia el aceite que circula por su interior, la temperatura del absorbente, Tabs , es de unos 10 grados superior a la del aceite (343°C), por consiguiente consideramos que Tabs= 353°C y Tamb= 30°C, con lo que de la ecuación se obtiene un valor de:


UL )abs=2,895–0,016x(353ºC–40ºC)+0,000065x(353 ºC–40 ºC)2 = 4,2549 [W/m2abs ºC]

Puesto que el área total del tubo absorbente de un colector LS-3, cuya longitud es de 100 m, es de 21,77 m2, las pérdidas térmicas en el colector cuya temperatura media del aceite es de 343°C serán:

Qloss=UL x Aabs x (Tabs – Tamb)= 4,2549 x 21,77 x (353-40) = 28.992,93 W

El modificador por ángulo de incidencia, K, depende directamente del ángulo de incidencia, siendo . El valor de K se da como una función que se determina experimentalmente. Para el colector LS3, K viene dado por la expresión polinómica (2.19) para valores de φ comprendidos entre 0 y 80º y para valores de 80º a 90º se utiliza la ecuación 2.20:

Por su parte, el valor del modificador por ángulo de incidencia, K, para un ángulo de =9,82° es de conforme a la siguiente ecuación:


K(0)=1-2,23073x10-4x9,82-1,1x10-4x9,822+3,18596x10-6x9,823-4,85509x10-8x9,824=0,98976737

Por otro lado, de las características del colector LS-3 que figuran anteriormente, sabemos que su rendimiento óptico pico es el de:

ηopt,0º=0,75

El área total de espejos de los 8 módulos cilindro-parabólicos que componen un colector LS3 es de 545 m2 de acuerdo con los datos del fabricante:

A = 545 m2

y de acuerdo con la ecuación de la energía solar incidente sobre el colector, Q ̇sol=Ac x I x cos(ϕ), la energía solar disponible en la apertura del colector LS-3 es de:

Qsol=545 m2 x 875 W/m2 x 0.9853 = 469.888 W

Ahora debemos calcular la potencia térmica útil que nos suministra un colector LS-3 bajo las condiciones de diseño que se han establecido. Para ello se utiliza la ecuación (2.23), estableciendo un factor de ensuciamiento, Fe de 0,95:

Sustituyendo tenemos:

Qutil= 469.888 x 0,75 x 0,98976737 x 0,95 - 28.992,93 = 302.376,43 W

Como, por otro lado, la potencia térmica útil se invierte en aumentar la entalpía del aceite, tenemos que de la ecuación:


Si se expresa el incremento de entalpía, en función del calor especifico del aceite, y se integra entre las temperaturas de salida y de entrada en el colector, se obtienen las fórmulas:

302,376=6,079 x (1,479Tout + 0,0014T2out – 672);

0,00851T2out+8,99Tout-4387,46=0

Tout=362,84ºC

Por consiguiente, el incremento de temperatura en un colector es de:

362,84-343=19,84ºC

Calculo del número de colectores que deben conectarse en serie dentro de cada fila

Puesto que deseamos tener un incremento total de 100 °C en cada fila de colectores, y en un colector se consigue un incremento de 19,84 °C, el número de colectores que debemos conectar en serie dentro de cada fila es:

100/19,84=5,04

A la vista del nº obtenido, en principio sería conveniente colocar 5 colectores por fila, sin embargo, desde el punto de vista constructivo, es conveniente elegir un número par de colectores, para que las filas se puedan disponer en forma de “U” y adoptar una configuración del tipo “alimentación central” para las tuberías del campo de colectores. Así pues, dejamos en seis el número de colectores conectados en serie dentro de cada fila. Como hemos aumentado el número de colectores desde 5,04 a 6, el caudal de aceite por fila tiene que ser aumentado en la misma proporción, de modo que el nuevo caudal de aceite que debe circular por cada fila de tres colectores es:

6,079 x (6/5,04)= 7,236 Kg/s

Con este caudal de aceite la velocidad del fluido, V, se eleva hasta 2,844 obteniéndose un caudal másico, M, de 7,236 kg/s por cada 6 colectores.

Con este caudal de aceite por fila se obtiene un número de Reynolds (7,762•105) incluso superior al inicialmente previsto, por lo que no se pone en peligro una buena transferencia de calor en los tubos absorbedores.

Cálculo del número de filas paralelas necesario

La potencia térmica útil que suministrará cada fila en el punto de diseño será:

6 x 302,376 kWt = 1.814,256 kWt

La planta, como hemos mencionado, se diseña para un almacenamiento de 7 h de funcionamiento, por lo que el campo de colectores deberá de general la potencia térmica necesaria para entregar 133 MWt más el almacenamiento que es de (133MWt x 7h=931MWt).

Para conseguir estas condiciones, si bien se puede realizar de forma iterativa, es mejor realizarlo a través de programas tipo SAM (Solar Advisor Model). Este programa necesita una serie de datos de entrada como son: la potencia de la turbina, el área total de los colectores, las horas de almacenamiento, el tipo de colector, la ubicación geográfica, el salto de temperatura del fluido caloportador y el tipo de fluido caloportador, parámetros que ya hemos indicado anteriormente.

El programa nos indica que el múltiplo solar que cumple con las condiciones indicadas es de 1,8 y así evitar la necesidad de desenfoque de parte del campo solar durante el mes de junio, por lo que la potencia útil que debe de general el campo solar es de:

1,8 x 133 MWt= 239,4MWt

Finalmente para terminar con el diseño del campo de colectores se debe calcular que cantidad de colectores en paralelo es necesario conectar. Se sabe que un colector da una potencia de 302,376 kW, como se conectan 6 colectores en serie por cada lazo proporcionará una potencia de 1.814,256 kW.

Así que:

239,4/1,814=131,97 lazos
Resumen de los datos de diseño

Ref.:



Energía Solar Termoeléctrica. Ciemat


Irradiación Global, Directa y Difusa en superficies horizontales e inclinadas, así como irradiación directa normal, en la República Mexicana. Instituto de Ingeniería UNAM


Programa de obras e inversiones del sector eléctrico (2010-2024). Comisión Federal de Electricidad.


Sistemas Termosolares de Concentración. Manuel Silva Pérez


sábado, 5 de marzo de 2011

MINI-REDES CON GENERACIÓN SOLAR HÍBRIDA; DISEÑO Y OPTIMIZACIÓN (I)

INTRODUCCIÓN
En la actualidad está ampliamente aceptado que para muchas de las localizaciones rurales remotas de los países en vías de desarrollo, es necesaria una alternativa a la extensión de la red eléctrica de media tensión para el suministro eléctrico de estos puntos. En este sentido, además, se suele dar el caso de que la prolongación de la red no es económicamente viable y por tanto la utilización de sistemas de energías renovables suele ser una alternativa competitiva. El coste medio para la construcción de una derivación de una red eléctrica aérea en media tensión, suele estar entre los 7.000€ a 9.000€ por km, llegando incluso a alcanzar la cifra de los 20.000€ en terrenos de topografía irregular.
Los agentes involucrados en la toma de decisiones en el ámbito de la electrificación rural, a menudo, dan prioridad a la minimización del coste inicial y a la maximización de los beneficiarios, con lo que la alternativa de electrificación mediante energías renovables tiene escasas oportunidades de ser seleccionadas. Sin embargo, aunque el coste inicial de los proyectos con estas tecnologías es alto, sobretodo, en comparación con la electrificación mediante los generadores diesel, el reducido coste en operación y mantenimiento, unido a un esquema de gestión económica en el que los beneficiarios aporten un precio de adquisición por la energía consumida, ayuda a compensar el coste inicial.
Concepto de mini-red
Las mini-redes híbridas basadas en tecnologías de energías renovables son sistemas descentralizados que combinan el uso de generadores fotovoltaicos, turbinas eólicas, turbinas hidráulicas de pequeña potencia, etc y sistemas de almacenamiento por medio de baterías para generar la energía eléctrica necesaria que posteriormente se distribuye a las viviendas por medio de una red eléctrica, que dependiendo de la escala, suele ser en baja tensión.
Un buen diseño, junto con un correcto y preciso proceso de operación y mantenimiento, permite a zonas remotas, disfrutar de un servicio eléctrico de calidad similar al de cualquier red de distribución de los países desarrollados.
En esta ocasión, vamos a tratar de establecer unas directrices generales para el diseño y optimización de mini-redes híbridas para la electrificación rural en lugares remotos.
La topología esencial de la que constan las mini-redes basadas en la generación a través de un sistema híbrido es la de la figura 1. Un sistema de generación híbrido aprovecha varios recursos renovables con el objetivo de mejorar la capacidad de producción de energía, compensando los desequilibrios que existen debido a la intermitencia del recurso. Cuando aquí se hable de híbrido se entenderá fundamentalmente eólico-solar, aún cuando existen varias combinaciones posibles. Nos hemos centrado en este sistema en concreto porque consideramos que es el que mejor se ajusta en cuanto a fiabilidad en la disponibilidad de energía generada.

Fig. 1 Ejemplo de Topología de una mini-red con generación solar híbrida

Como vemos, existe una zona en el que se genera la energía eléctrica, que denominaremos Centro de Potencia. En él, estarán ubicadas las fuentes de generación eléctrica de carácter renovable híbrido, normalmente eólica y solar, pero evidentemente puede ser cualquier forma de generación eléctrica con energía renovable como el caso de una pequeña central hidroeléctrica, si bien, en estos casos suele ser ésta la única fuente de generación y no suele estar dotado de bancos de baterías.
Este centro de potencia deberá de estar ubicado lo más “centrado” posible, de ser viable, con relación a la distribución ramificada que forma el cableado de la mini-red, con objeto de que las distancias entre éste y las zonas más alejadas del suministro eléctrico sean lo más cortas posibles y de esta forma optimizar las secciones del cableado de distribución a utilizar. La imagen siguiente muestra una fotografía de un centro de potencia híbrido eólico-solar, edificio con el tejado de color verde, junto con las viviendas a las que suministra en una zona remota.

Fig. 2 Fotografía de un centro de Potencia Híbrido eólico-solar

Mini-red aérea de Baja Tensión
El sistema de distribución representa una proporción notable en el coste total de la instalación, por lo que es importante optimizar el diseño de la distribución de la red eléctrica de baja tensión, ya que ello condiciona la sección del cableado utilizado como se ha mencionado en el párrafo anterior. Dicha sección será seleccionada de tal forma que no influya en la calidad del servicio recibido por el consumidor. El parámetro, por tanto, que debe de ser minimizado es el coste de la distribución de la mini-red, cuya restricción clave es la caída de tensión desde el centro de generación hasta el consumidor más alejado de éste. Para potencias de generación de hasta 5 kW se suelen utilizar distribuciones de 230 V monofásicas, a partir de esta potencia se debe de diseñar la mini-red con tensión trifásica de 400 V. En el supuesto de que por cuestiones de ubicación del centro de potencia, éste estuviese muy alejado de los centros de suministro, se debe de plantear la utilización de transformadores de media tensión para la ejecución de la “línea de transporte” hasta los lugares de consumo.
Cabe destacar que una instalación de 5 kWn de potencia en una zona remota de un país en vías de desarrollo, para cubrir la demanda de iluminación y fuerza básicas de una vivienda, que suele ser de alrededor de 200 W, significa electrificar en torno a 25 hogares.
El diseño de la mini-red se inicia mediante la recopilación de los datos de posición de todos los consumidores teniendo como referencia de origen la posición del centro de potencia. Normalmente este trabajo se realiza utilizando un GPS de mano en el que se almacena la posición relativa de las viviendas en relación al centro de generación. Estas posiciones se descargan posteriormente a una hoja de cálculo, por ejemplo Excel, como coordenadas x-y. A continuación se representan los puntos obtenidos y se puede elaborar un diseño inicial de la distribución del cableado principal. La figura 3 muestra un esquema de un ejemplo real de la forma de actuar según lo comentado en el párrafo anterior.

Fig. 3 Distribución de viviendas a partir del centro de potencia –círculo rojo-

Existe un programa de diseño de optimización denominado ViPOR (Village Power Optimization Model for Renewables) desarrollado por NREL, cuya dirección os dejo por si deseáis descargarlo[1]http://analysis.nrel.gov/vipor/
Una vez están distribuidos los hogares, tendremos consecuentemente las distancias de cableado entre los diferentes puntos o “nodos” de la instalación. El siguiente paso será la selección de la sección óptima para cada uno de los ramales de la mini-red. El límite máximo para la caída de tensión admitida desde un punto de vista técnico-económico suele ser de un 10% en relación a la tensión nominal de trabajo del inversor. Es decir, si la tensión nominal de trabajo establecida por el inversor es de 230 Vac, la máxima caída de tensión permitida entre el centro de potencia y el punto de suministro más alejado será de 23V. Llegados a este punto es conveniente destacar que en la práctica, lo que se hace es programar el inversor para que la salida AC (que es ajustable) sea de un 5% superior a la nominal, con lo que conseguimos que todos los consumidores estén en un rango de tensión de +/- 5% de la nominal establecida, para el caso, estaríamos hablando de tensiones de trabajo en la red de 241,5V-218,5V. En el supuesto de que trabajásemos con 400 Vac trifásicos los umbrales de trabajo de la mini-red serían 420V-380V.
Para el cálculo de las secciones óptimas se puede recurrir a varios métodos, en este caso vamos a recurrir al procedimiento para redes ramificadas de distribución. Para calcular las caídas de tensión desde el origen —normalmente el centro de potencia que alimenta cada circuito— se suele proceder tramo a tramo, considerando cada porción entre dos acometidas o derivaciones como una línea completa, y asignando como su carga la suma aritmética de todas las cargas que cuelgan aguas abajo del tramo. Las caídas de tensión de cada tramo se van acumulando aguas abajo y así se conoce el valor que alcanzan a final de cada uno, localizando y evaluando después las más desfavorables.
Ocurre que la derivación de acometida a cada vivienda puede ser trifásica (en el caso de que la mini-red proyectada sea para el transporte de potencias superiores a 5 kW) o monofásica. Si se necesita recurrir a un suministro trifásico, la carga asignada a ese nudo equivale a tres intensidades idénticas que se suman a las debidas al resto de la red en todos los tramos aguas arriba. Pero si el suministro es monofásico no ocurre así.
El suministro monofásico se proporciona habitualmente conectando la acometida entre una fase y el neutro de la mini-red de distribución trifásica proyectada. Si tuviésemos, por ejemplo, un suministro monofásico de 5.750W suponiendo el caso más habitual de tensión compuesta Un=400V y una tensión simple entre fase y neutro de Vn=230V, para un factor de potencia típico de 0'85 inductivo de la instalación de la vivienda, la intensidad que sobrecarga la fase a la que se conecta es de 29'4A, mientras que las otras dos no sufren incremento alguno.
Habitualmente este hecho no se tiene en cuenta en el diseño de la mini-red: para calcular las caídas de tensión en el tramo se supone que todas las cargas son trifásicas y equilibradas –incluso las monofásicas–, que con su potencia nominal dan lugar a tres intensidades idénticas y desfasadas 120º y que, por ello, la intensidad por el neutro siempre es cero. Así se aplica la fórmula para líneas B.T. trifásicas y equilibradas, tramo a tramo, y se llega a un resultado aproximado de la caída de tensión en cada tramo que se da por suficiente.
El desequilibrio, sin embargo, suele ser permanente y de un valor nada desdeñable, lo que implica que ni la intensidad por el neutro es cero en cada tramo, ni la fórmula para líneas trifásicas equilibradas puede ser usada sin más. El procedimiento más riguroso que aquí describimos se basa en obtener las cuatro intensidades del tramo —fases y neutro— y evaluar con ellas la caída de tensión en él. Las sumas de intensidades serán fasoriales,−tomando VR como origen de fases− lo que acerca el modelo aún más a la realidad, y también será fasorial la expresión de la caída de tensión que se obtenga. Solo al final de las operaciones se calcula el valor eficaz del resultado, para compararlo con el porcentaje máximo que hemos impuesto o que permite el Reglamento. A continuación se resume el procedimiento concreto:
En primer lugar se trata de obtener el valor fasorial de las intensidades en cada tramo, fase por fase. Adoptamos el criterio de sumar aritméticamente los valores eficaces, con independencia del ángulo de desfase de cada intensidad, y así obtenemos un valor superior o a lo sumo igual al real, quedando del lado de la seguridad. Ello equivale a suponer que el ángulo de fase es el mismo en todos los casos.
En segundo lugar es preciso obtener el fasor de la intensidad del conductor neutro en cada tramo, que es la suma de los fasores de las intensidades de las fases.
Por último, conocidas así las cuatro intensidades, es posible calcular la caída de tensión fase por fase producida en cada tramo: es la debida a la corriente que circula por la fase más la debida a la corriente que circula por el neutro, así

Todos estos datos están automatizados en la hoja de cálculo desarrollada por la universidad de Salamanca, con el ejemplo de la figura 3 para uno de los ramales que parten, obviamente, del centro de potencia, va hacia el nudo A (circulo verde claro), y sigue hacia el norte. El mismo cálculo se debe de realizar para cada uno de los ramales que parten del centro de potencia e ir dimensionando así tramo a tramo cada ramal. Esta hoja muestra cómo implementar, de forma sencilla, un riguroso cálculo fasorial de las caídas de tensión en una red eléctrica ramificada de suministro en baja tensión. La hoja de cálculo utilizada permite obtener la solución óptima en función de los criterios de diseño adoptados, y justifica a la vez los datos y resultados.
En el ejemplo de la hoja Excel, con objeto de ver el funcionamiento para una instalación aérea trifásica, se ha realizado con la hipótesis de que cada nudo (circulo verde oscuro), denominado V1,V2,etc tiene una potencia 10 veces superior a la real y asignando cargas monofásicas a cada una de las tres fases (RST). Si necesitásemos dimensionar para una red monofásica, deberíamos de desactivar dos de las fases y colocar en la columna “FASE”, siempre la misma fase, que deberá de coincidir con la fase que no hemos desactivado (casillas G14, H14 ó I14).
En nuestro caso, hemos optado por una mini-red aérea, pero se puede también escoger una red subterránea. Si se inclina por la elección de un tendido aéreo, es muy importante que el recubrimiento del cableado cumpla con las exigencias para intemperie, con objeto de retrasar al máximo su deterioro, si bien, es importante tener una gestión eficiente del mantenimiento de toda la instalación, lo que incluye una revisión del aislante del tendido eléctrico para evitar cortocircuitos. Para redes de baja tensión no se recomienda el uso de cable desnudo tendido sobre poste, ya que normalmente al ser zonas de viento, pueden producirse cortocircuitos por el contacto entre fases, a no ser que las fijaciones sobre los aislantes en los apoyos estén bien ejecutadas y se mantenga la separación física entre conductores a lo largo de todo el recorrido del tendido eléctrico.
La mini-red estará conectada a la salida del inversor a través de una caja de embarrado como por ejemplo el de la Figura a y una caja de contadores de kWh Figura b donde se separan las diferentes líneas.

Se elige una distribución monofásica para nuestro caso (pequeña potencia de 5 kWn) porque los inversores trifásicos tienen limitada la potencia en cada fase a un tercio de su potencia nominal, lo que exige que las cargas estén medianamente equilibradas, es decir, como hemos dicho en párrafos anteriores, exige que la intensidad que circula por el neutro sea próxima a cero. Por este motivo hemos dejado la hoja de cálculo que nos permite dimensionar la red trifásica de una forma óptima para el uso con inversores trifásicos.
Sistema de Puesta a Tierra
El centro de potencia dispondrá de una toma de tierra formada por 4 picas de acero con recubrimiento de cobre de 300 micras de espesor, debiendo de ser su diámetro de 18 mm y su longitud de 2 metros, hincadas a 0,8 m. de profundidad, dispuestas en hilera, separadas entre sí 4 metros y unidas con conductor desnudo de cobre de 50 mm2,  a la que se conectará el armazón de hierro del edificio, la estructura de soporte de los paneles, la torre del aerogenerador y todas las masas metálicas de los equipos. El neutro del inversor también estará puesto a tierra a través de una conexión fija realizada en la caja de embarrado.
En la figura 4, se observa la configuración del electrodo de tierra propuesto para el centro de potencia.


Fig. 4 Electrodo de Tierra para el centro de potencia
La resistencia del electrodo de tierra propuesto se calcula de la siguiente forma:
-          Resistencia del anillo de 13 m. (conductor enterrado horizontalmente)
Rt_anillo=2ρ/L, siendo ρ la resistividad del terreno, que en nuestro caso es arena arcillosa, lo que significa una resistividad de 500 Ω.m, y por tanto Rt_anillo=76,9 Ω
-          Resistencia de las picas ( 4 picas enterradas de 2 metros)
Rt_picas= ρ/NxL = 500/4x2=62,5 Ω
El conjunto de picas y anillo están en paralelo con respecto a tierra por lo que:
1/Rt=1/Rt_anillo+1/Rt_picas operando nos da una Rt=34,48 Ω
En cada vivienda se dispondrá de una caja de acometida, donde se realiza la conexión a la mini-red. En esta caja es dónde colocaremos los fusibles, que serán los que limiten la potencia de conexión de los equipos de las viviendas. Por ejemplo, en el caso que nos ocupa, limitamos la potencia a unos 350W con la colocación de fusibles de 1,5 A (1,5Ax230V). Colocaremos además un contador de A·h para medir el consumo de electricidad (Figura 5). Las cajas estarán situadas a unos 1,5 metros del suelo para facilitar la lectura de los contadores a través de una mirilla.

Fig. 5 Caja de acometida Tipo para cada vivienda
Las instalaciones interiores de las viviendas deberán de ser responsabilidad de los usuarios. Sin embargo y debido a la configuración de puesta a tierra, se recomienda que dispongan de un interruptor diferencial y de una toma de tierra en cada vivienda como la de la Figura 7. Esta disposición que se propone conforma, junto a la puesta a tierra del neutro del centro de potencia, un sistema de puesta a tierra TT (tiene un punto de alimentación, en este caso el neutro, conectado directamente a tierra, y las masas de las instalaciones receptoras -léase viviendas-  conectadas a una toma de tierra separa de la toma de tierra de la alimentación), que es distinto al sistema TN-S recomendado para sistemas FV individuales en el lado de alterna. En el caso de centros de potencia con distribución en mini-redes, este sistema de puesta a tierra tiene ahora varias ventajas, por ejemplo, ante un fallo de aislamiento sólo provoca la interrupción del suministro eléctrico en la vivienda correspondiente y el centro de potencia sigue funcionando, por lo que puede seguir suministrando energía al resto de los consumidores conectados a la red de distribución. Ni que decir tiene, que la protección con sistemas flotantes para mini-redes que superen los 400 m., lo cual es lo más habitual, ya no puede aplicarse en este caso, ya que la red de distribución, si tiene longitudes superiores, no se puede considerar que esté aislada de tierra.

Fig. 6 Interruptor diferencial colocado en la caja general de protección
La sensibilidad del diferencial que se instale debe de ser lo más baja posible y acorde con la resistencia de puesta a tierra máxima de la vivieda (centro de suministro). En el caso de colocar un interruptor diferencial de sensibilidad 30 mA, aplicando la fórmula siguiente Ra≤50V/Id, tendremos que la resistencia máxima admisible de la puesta a tierra de las viviendas será de 1666 Ω, en el supuesto de un interruptor automático de sensibilidad 500mA, la máxima resistencia permitida para que no aparezcan intensidades de defecto peligrosas sería de 100 Ω.
Una forma práctica de verificar esta protección, sin necesidad de medir la toma de tierra de cada vivienda, consiste en provocar un contacto entre la fase, después del diferencial, y la toma de tierra y comprobar que éste se activa.
Fig. 7 Pica de Tierra de 2 m de longitud para las viviendas
Un esquema de la topología propuesta para el sistema de puesta a tierra es el de la siguiente figura.


Fig. 8 Esquema de puesta a tierra TT
Puesta a tierra secundaria de neutro
Esta Puesta a Tierra secundaria de neutro deberá realizarse aproximadamente una vez cada 300 metros de longitud de la línea aérea de baja tensión, eligiendo con preferencia para ello aquellos apoyos de donde partan las derivaciones. Así mismo deberá realizarse en todos los apoyos de final de línea. En el supuesto de que la mini-red no supere la distancia de 300 m. será suficiente con una única puesta a tierra en el centro de potencia y la de final de línea mencionada.
En este caso el Electrodo de Tierra estará formado por una pica hincada a 0,8 metros de profundidad, a 1 metro de la base del apoyo (Figura 9). La Línea de Tierra se subirá por una de las dos caras estrechas del apoyo de hormigón ó tubular de la línea de baja tensión hasta conexionarse con el conductor neutro de la misma mediante una conexión bimetálica. En dicha subida la Línea de Tierra se protegerá mediante un tubo de PVC cuyo grado de resistencia al impacto tipo MEDIO será como mínimo de 3, según norma UNE EN 50086-1, hasta una altura de 3 metros, con respecto al suelo. Para la sujeción en los postes, tanto del tubo como del cable, se emplearán abrazaderas, con sus accesorios, poste/tubo-conductores plásticas o de acero plastificado.


Fig. 9 Puesta a tierra de neutro secundaria y/o de final de línea
Configuración de la instalación del centro de potencia
Como ya hemos mencionado, la generación eléctrica se conseguirá a través de una central de potencia híbrida de 5 kWn, compuesta por un generador fotovoltaico de 3,6 kWp y un aerogenerador de 1,5 kW.
Se establece una tensión de trabajo en el bus DC de 48 V, marcada por el inversor seleccionado. La tensión de trabajo de salida será de 230 V monofásica, estableciendo por tanto ésta como tensión del circuito AC para el suministro eléctrico en la mini-red.
Generador Fotovoltaico
Los paneles fotovoltaicos seleccionados para la configuración son los I-100/12V con una potencia de 100 Wp y con las siguientes características:


La conexión de los módulos fotovoltaicos, un total de treinta y seis, se realizará del siguiente modo, nueve ramas de cuatro paneles en serie cada uno, es decir, una configuración 4sx9p, lo que hace un total de 3.600Wp de potencia. En la figura 10, se puede observar el esquema de conexión propuesto.

Fig. 10 Conexionado de los paneles fotovoltaicos del generador
Las 9 ramas (+ y -) llegarán a una caja de paralelos DC que permitirá agrupar las 9 ramas procedentes de los módulos en dos únicas ramas de salida, las cuales serán la entrada para el regulador fotovoltaico.
En esta caja de conexión se  colocarán también unas bases fusibles DC para fusibles cilíndricos por cada uno de los polos de cada rama, lo que permitirá conectar o desconectar independientemente cada rama del resto sin más que abrir los cartuchos fusibles. En esta caja, se colocará la protección contra sobretensiones Tipo II entre el positivo y el negativo del generador y entre cada uno de ellos y tierra, como se ve en la figura 11.
Fig. 11 Caja de conexionado DC paneles
Regulador de carga fotovoltaico
Para seleccionar el regulador de carga necesario en el subsistema de potencia fotovoltaico habrá que tener como referencia tanto la tensión de trabajo del bus de corriente continua como la máxima intensidad posible de la configuración del generador fotovoltaico. Cabe reseñar que podríamos plantearnos la opción de un regulador MPPT, pero dado que las placas fotovoltaicas seleccionadas en el apartado anterior son específicas para sistemas aislados, no de conexión a red, no optamos por esta posibilidad y elegimos un regulador PWM.
La tensión de trabajo en el lado de continua es de 48 V y la máxima intensidad que debe de soportar el regulador de carga será de 9 x 6,54A=58,86A, que teniendo en cuenta un coeficiente de seguridad del 25%, necesitaremos seleccionar un regulador de al menos 73,5 A.
Dada esta intensidad debemos optar por reguladores especiales que sean capaces de gestionar este rango de intensidades. En nuestro caso optamos por un regulador ISOTEL de cuatro etapas, en versión estándar, ya que cada etapa es capaz de soportar 20A a una tensión de 48V.
Aerogenerador
El aerogenerador seleccionado será un Bornay 1500 con las siguientes características:


Para sostener el aerogenerador a la altura seleccionada se opta por una torre basculante tubular porque ofrece una serie de ventajas: bajo coste, gran efectividad y facilidad de montaje. Sus características permiten bajar el aerogenerador a nivel del suelo, minimizando riesgos de caídas con relativa facilidad y rapidez para realizar revisiones y mantenimiento. Este tipo de torres permite incrementar su altura en un momento dado añadiendo más tramos de tubo y cambiando la distribución de los tensores.
Debido a su relación altura-esfuerzos del viento en su extremo superior, la torre necesita ser sujetada por tirantes. Todos los detalles para su montaje vienen en su manual de instalación.
El aerogenerador incorpora su regulador de carga específico para el control de todas las funciones relacionadas con el estado de las baterías, así como las resistencias internas de disipación de energía en el supuesto de que éstas estuviesen totalmente cargadas y hubiese exceso de viento. (Figura 12)

Fig. 12
El regulador emplea la energía que obtiene del aerogenerador para cargar baterías y emplear esa energía en el consumo eléctrico del usuario. Mientras las baterías estén descargadas y las condiciones climatológicas lo permitan, el regulador estará aportando energía a los acumuladores.
En el momento en el que las baterías estén cargadas al valor pre programado, el regulador hará que el aerogenerador se frene, evitando sobrecargas de las baterías. La forma de realizar ese frenado es mediante impulsos eléctricos, es decir, introduciendo cargas controladas al aerogenerador.
Acondicionamiento de Potencia
Se opta por un inversor de la marca Victron monofásico con las siguientes características:


La tensión de trabajo será de 48V en el lado de continua para adaptarse a la establecida según el banco de baterías, los paneles fotovoltaicos y el aerogenerador.
Se ha optado por instalar un solo inversor por varios motivos, entre los que destaco los siguientes:
-          La no necesidad de configuración master/slave
-          sencillez de la instalación
-          rendimiento óptimo en función de la potencia esperada de trabajo durante la mayor parte del tiempo como podéis ver en la curva de rendimiento esperada

Fig. 13
Como se puede observar de las características técnicas del inversor, éste es capaz de entregar una potencia activa de 4500W de forma continuada a 25ºC, disminuyendo a 4000W en el caso de que la temperatura ambiente, entendida como la que habría en el centro de potencia, fuese de 40ºC; temperaturas bastante habituales alcanzadas en espacios de refrigeración mediante convección natural en verano.
En el transcurso de un día habitual, la potencia que entrega el inversor no es la máxima en todo momento, sino que sigue un patrón “tipo” dependiente de la hora del día y que se puede representar en un gráfico como el de la siguiente imagen.

Fig.14
Este gráfico deberá de estimarse previamente mediante una evaluación en la comunidad objetivo del perfil de cargas que se prevé alimentar.
En la ingeniería es costumbre habitual, porque somos bastante pesimistas, el concepto de “redundancia” para equipos o sistemas “críticos”. En este caso, aparentemente me he saltado uno de las reglas no escritas en este sentido, por lo que para “dormir más tranquilo”, si el presupuesto lo permitiese, será conveniente disponer de un inversor en paralelo totalmente instalado y adecuarlo para que se pueda conmutar en el caso de que falle el principal.
Caja de centralización DC
En el caso de sistemas híbridos como el propuesto para este ejemplo, necesitamos centralizar el bus DC compuesto por los paneles fotovoltaicos, el aerogenerador y el banco de baterías. La imagen siguiente (Figura 14) sintetiza la caja de conexión en la que se pueden ver los siguientes componentes:
-          En la parte izquierda tenemos el regulador fotovoltaico con la entrada (+ y -) procedente de los paneles.
-          En la parte derecha del cuadro está dispuesto el regulador eólico con la entrada trifásica proveniente del aerogenerador.
-          En la parte central distinguimos los fusibles de protección del circuito común al que se conectan las salidas positiva y negativa de ambos reguladores y que a su vez está conectado el banco de baterías.
-          En su parte superior se encuentran dos pletinas de cobre para el polo positivo y negativo, que servirán para la entrada de la línea de baterías y la salida de conexión del inversor.

Fig. 14 Caja de centralización DC
Banco de Baterías
El banco de baterías estará formado por 24 vasos de 2 V conectados en serie, de plomo ácido tipo estacionario. La capacidad del banco de baterías se ha establecido en C20=1200 Ah con una tensión de 48 V nominales, es decir 57,6 kWh de almacenamiento de energía, equivalente a la energía consumida por todo el poblado si estuviesen simultáneamente todas las viviendas conectada su potencia máxima (350W) durante 7,5 horas.
Es importante mantener el centro de potencia bien ventilado, por lo que se recomienda realizar varias chimeneas de pequeño diámetro en el techo, rematadas siempre con algún “sombrero” tipo cono para evitar la entrada de agua de lluvia, polvo, arena etc, y disponer de ventanas o similar, en una de las paredes de la cara que de hacia el norte en el Hemisferio Norte y en la cara que de hacia el sur en el Hemisferio Sur.
Gestión eléctrica del sistema
Los inversores, además de asegurar una correcta operación de las cargas, no deben afectar negativamente a otros componentes del sistema, en especial a las baterías. Este sistema que hemos planteado incorpora dos reguladores de carga, uno fotovoltaico y otro eólico para proteger a las baterías contra sobrecarga y sobredescarga. En principio, para preservar esta última protección, los inversores deberían de considerarse como una carga DC más del sistema y conectarse en la salida de consumo del regulador de carga. Esto requiere que el regulador de carga sea capaz de soportar toda la corriente demandada por el inversor, lo cual no es posible en la práctica para este tipo de instalaciones. La práctica habitual es conectarlo directamente a las baterías, como es nuestro caso, por lo que es muy importante asegurar que el inversor protege a las baterías frente a sobredescarga. Sin embargo, aunque los inversores suelen desconectarse cuando la tensión continua de entrada desciende por debajo de un determinado umbral, lo hacen para protegerse a sí mismo y no como un medio de proteger a las baterías frente a sobredescarga. Esta circunstancia, impone la selección de inversores en los que sea posible ajustar los umbrales de desconexión por baja tensión de baterías así como los umbrales de reconexión. Establecer los correctos umbrales de regulación conlleva tener presentes varios factores y no es posible establecer parámetros generales. Como ya se ha tratado en este blog, las baterías son todo un “mundo” en sí mismas y no vamos a entrar en cómo se establecen estos umbrales ya que escapa al alcance de este artículo. Si que diremos que es muy importante tener presente que los voltajes de corte que dan los fabricantes de baterías, a una determinada intensidad de descarga, son para una profundidad de descarga del 100% de la batería, por lo que no se deben de utilizar. En nuestro caso para intentar compensar dos vectores opuestos, como son disponibilidad de energía y protección de baterías, ajustaremos el umbral de desconexión del inversor en 44,4V para proteger a la batería frente a descargas excesivas.
Una vez establecido la tensión de corte por baja tensión de la batería, que va a ser gestionada por el inversor, debemos asimismo establecer las tensiones de corte por alta tensión de baterías. Esta gestión debe de ser realizada por el regulador de carga para evitar, precisamente sobrecargar las baterías. Nuestro sistema dispone de dos reguladores de carga por lo que será sumamente importante que en ambos reguladores tengamos establecidos idénticos umbrales o al menos que éstos, tengan una diferencia mínima entre ellos. Nuestra propuesta, para el caso, es que se establezca esta tensión en 57,6 V, con objeto de proteger el banco de baterías de la sobrecarga.


Referencias:
-          “A new scheme for the promotion of renewable energies in Developing Countries” Año 2008, Autor: Magda Moner-Girona.
-          “Cálculo de instalaciones ramificadas en Baja Tensión” Año 2004, Autores: Norberto Redondo Melchor, Roberto Carlos Redondo Melchor, Mª Margarita Redondo Melchor.
-          “Mejora de la calidad del suministro eléctrico mediante monitorización de las centrales híbridas fotovoltaicas para electrificación rural” Año 2006, Autor: Mª Luisa de Laiglesia Pérez de Rada.
-          “Recomendaciones sobre el uso de corriente alterna en la electrificación rural fotovoltaica” Año 2004. Autor: Javier Muñoz Cano.
-          REBT y sus ITC asociadas