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TRABAJO FIN DE MÁSTER Curso 2011-2012 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS AUTOR: Dña. Elena Lázaro Campo DIRECTOR: D. Ángel A. Bayod Rújula Máster en Energías Renovables y Eficiencia Energética Programa Oficial de Posgrado: Ingeniería Eléctrica y Energética Septiembre 2012 Repositorio de la Universidad de Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es A mis padres y a Jesús, por su paciencia y apoyo durante todos estos años. Sin vuestro cariño, nunca habría podido llegar a ser lo que soy. RESUMEN La elección del inversor adecuado y la configuración óptima del número de módulos fotovoltaicos en serie y paralelo, constituyen dos de los puntos clave en el diseño de una instalación solar fotovoltaica. El inversor es uno de los elementos más importantes de la instalación. En la conversión DC/AC que realiza, se producen gran parte de las pérdidas del proceso de generación, transformación y evacuación de la energía a la red eléctrica del conjunto de la instalación. No obstante, hoy en día, en la elección del inversor más adecuado, apenas se tienen en cuenta ciertos factores, como su eficiencia máxima o su rendimiento europeo. Sin embargo, estos valores no reflejan la realidad que cada instalación posee en particular. El rendimiento europeo utiliza apenas seis factores de ponderación, asignando a su vez la mayor parte de ellos a bajas potencias. La utilización de un número más elevado de factores de ponderación y una distribución equidistante de ellos a lo largo de todo el rango de potencias, conlleva a la consecución de resultados mucho más fiables y precisos. Por otro lado, la eficiencia total de un inversor varía según el punto de funcionamiento en el que trabaja, repercutiendo en la eficiencia global del sistema. Así, dependiendo de la potencia nominal y del valor de la tensión de trabajo, se obtiene una determinada eficiencia. Como el valor de tensión a la entrada del inversor no es constante (debido a la influencia de la temperatura en los módulos fotovoltaicos) y la potencia depende, a su vez, de los valores de irradiación (que tampoco son constantes), la eficiencia del inversor varía constantemente. De este modo, la configuración en serie y paralelo de los módulos del sistema generador, resulta un factor muy importante en el rendimiento de la instalación. También, influye en la obtención de un buen índice de producción final (Yf), que depende tanto de la energía neta vertida a red, como de la potencia pico del sistema generador fotovoltaico. Así, en la elección del inversor adecuado, se deben valorar todos estos factores, para poder conseguir un diseño óptimo, que permita al inversor seleccionado trabajar en las zonas de máxima eficiencia y, en consecuencia, mejorar el rendimiento final del conjunto de la instalación. Por todo ello, la consideración de diferentes variables y métodos de cálculo del rendimiento en la elección del inversor, puede llegar a aumentar la eficiencia global de la instalación. Para ello, es necesario que los fabricantes de inversores faciliten toda la información sobre el comportamiento de los productos que comercializan, especialmente la que al rendimiento de los mismos se refiere y que se adopten métodos de cálculo mucho más fiables, que se ajusten a la realidad de cada instalación. I ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN 1 2 ESTADO DEL ARTE DE LOS INVERSORES DE SFCR 3 3 CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA DEL INVERSOR FOTOVOLTAICO 5 3.1 DEFINICIÓN Y CURVAS CARACTERÍSTICAS 5 3.2 REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE DEL CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA ___________________________ 6 3.2.1 CÁLCULO DE LA CURVA DE EFICIENCIA: MÉTODO 1 7 3.2.2 CÁLCULO DE LA CURVA DE EFICIENCIA: MÉTODO 2 10 3.3 RENDIMIENTO GLOBAL Y COMPARACIÓN DE MÉTODOS 12 4 DEPENDENCIA DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN 5 ELÉCTRICA CON LA TENSIÓN DE ENTRADA 13 5 COMPARACIÓN DE RENDIMIENTOS 15 5.1 RENDIMIENTO EUROPEO Y RENDIMIENTO CALIFORNIANO 15 5.2 RENDIMIENTO ENERGÉTICO 16 5.3 MÉTODO DE CÁLCULO DEL RENDIMIENTO POR MEDIO DE FACTORES DE PONDERACIÓN ENERGÉTICOS 16 6 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) 21 6.1 DEFINICIÓN Y CÁLCULO 21 6.2 CÁLCULO DE Yf PARA DISTINTAS CONFIGURACIONES DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO 22 6.2.1 CÁLCULO DE Yf AÑADIENDO 1 RAMA EN PARALELO 22 6.2.2 CÁLCULO DE Yf AÑADIENDO 1 MÓDULO EN SERIE 24 7 CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS 25 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 27 II A1 NORMATIVA APLICADA 31 A1.1 NORMA UNE-EN 50530 31 A1.2 NORMA UNE-EN 61683 34 A1.3 NORMA UNE-EN 61724 35 A2 RENDIMIENTO POR ESTACIONES Y MESES DEL AÑO 37 A2.1 EFICIENCIA MENSUAL 37 A2.2 INFLUENCIA DE LA TENSIÓN SOBRE LA EFICIENCIA MENSUAL 38 A3 INFLUENCIA DE LA RADIACIÓN EN LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA 41 A4 COMPARACIÓN DE LA EFICIENCIA EN SISTEMA FIJO Y EN SISTEMA CON SEGUIMIENTO SOLAR 43 A5 SITUACIÓN DE LA FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA. CONTEXTO GENERAL 49 A6 HOJAS DE CARACTERÍSTICAS 51 III ÍNDICE DE FIGURAS Figura 3.1. Ejemplos de curvas de eficiencia para tres tipos de inversores ________________ 5 Figura 3.2. Curva de eficiencia frente a po (método 1) ________________________________ 8 Figura 3.3. Curva de eficiencia frente a pi (método 1) ________________________________ 9 Figura 3.4. Curva de eficiencia frente a po (método 2) _______________________________ 10 Figura 3.5. Curvas de eficiencia del inversor SMA-SMC 5000A y de los inversores estudiados en [12] (método 2) _________________________ 11 Figura 3.6. Curva de eficiencia global. Comparación de curvas de eficiencia calculadas por los métodos 1 y 2 12 Figura 4.1. Gráfico de superficie de la eficiencia de conversión ηinv frente a po y Vin. _______ 13 Figura 4.2. Gráfico de superficie 3D de la eficiencia de conversión ηinv frente a po y Vin ____ 14 Figura 4.3. Eficiencia de conversión frente a po para diferentes tensiones de entrada _______ 14 Figura 5.1. Rendimiento europeo y californiano para distintos valores de tensión de entrada al inversor ________________________________ 16 Figura 5.2. Factores de ponderación energéticos de ηSITE, ηEU y ηCEC para los distintos valores de potencias de trabajo del inversor____________________ 18 Figura 5.3. Comparación de factores de ponderación y de energía _____________________ 19 Figura 6.1. Eficiencia de conversión frente a pi para diferentes tensiones de entrada _______ 23 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 3.1. Parámetros referidos a la salida del inversor _______________________________ 8 Tabla 3.2. Parámetros eléctricos de salida para inversores de alta y baja frecuencia, según [17] _____________________________________ 8 Tabla 3.3. Parámetros referidos a la entrada del inversor ______________________________ 9 Tabla 3.4: Coeficientes de pérdidas del inversor de estudio y de tres tipos distintos de inversores [12], según su estrategia de optimización 11 Tabla 5.1. Valores de ηEU y ηCEC teóricos y reales 15 Tabla 5.2. Resumen de resultados de los valores de ηE, ηEU y ηSITE obtenidos 17 Tabla 6.1. Horas equivalentes de referencia/año, para distintas zonas de irradiación, según RD-L 14/2010 ________________________ 21 2 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS ESTADO DEL ARTE DE LOS INVERSORES DE SFCR 3 2 ESTADO DEL ARTE DE LOS INVERSORES DE SFCR Los inversores son uno de los elementos fundamentales de una SFCR [1], [2], [3]. En los últimos años, tanto el tipo de topología como la electrónica de potencia utilizados, han sufrido importantes cambios y avances, que han permitido optimizar la función del inversor en el conjunto de la instalación y solucionar las limitaciones de las tecnologías pasadas [1], [4], [5], [6], [7]. Las funciones principales de un inversor son la inversión DC/AC, la modulación de la onda de alterna de salida, el seguimiento del punto de máxima potencia (SPMP) y la regulación del valor eficaz de la tensión de salida. Además, el inversor debe ser capaz de trabajar al máximo rendimiento y generar energía con la máxima calidad posible (baja distorsión armónica, elevado factor de potencia y bajas interferencias electromagnéticas). A su vez, debe cumplir con un mínimo de exigencias de seguridad para las personas, los equipos o la red eléctrica. Uno de los requerimientos específicos de la normativa española referente a la seguridad, consiste en que los inversores de conexión a red dispongan de un sistema de aislamiento galvánico (o equivalente) entre la red y la instalación fotovoltaica. Sin embargo, los inversores que poseen dicho transformador, son menos eficientes, más caros, más pesados y de mayor tamaño, que los que no lo incorporan [1], [4]. El rendimiento de conversión eléctrica DC/AC (ηinv), es el parámetro característico del inversor y viene determinado por la utilización o no de trasformador de aislamiento galvánico, así como también por sus características internas. Existen dos tipos de transformadores: de baja frecuencia (LF) y de alta frecuencia (HF). Los transformadores HF utilizan un mayor número de componentes electrónicos, lo que hace que los convertidores sean más complejos y disminuya la fiabilidad de los mismos [5]. Los inversores HF son ligeramente más eficientes que los LF. En la actualidad, los inversores sin transformador pueden llegar a alcanzar eficiencias de hasta un 98 % [1],[2]. El inversor que se estudia en el presente Trabajo Fin de Máster (TFM), está integrado en un SFCR, situado en la localidad de Salillas (Zaragoza). El inversor es el modelo SMASMC 5000A, monofásico de 5 kW de potencia nominal de salida (ver anexo 6). Este inversor posee un transformador de aislamiento galvánico de LF. Existe otro modelo similar del mismo fabricante que posee una topología sin transformador. Mientras que en el primero el rendimiento máximo (según datos del fabricante) es de 96,1 % y el rendimiento europeo es de 95,2 %, en el inversor sin transformador estos valores alcanzan rendimientos del 97 % y 96,5 % respectivamente. Resulta evidente, por lo tanto, que la utilización de transformador sólo se realizará si la normativa de cada país (como es el caso de España) lo exige. En otros países, como es el caso de Alemania, la instalación de inversores sin aislamiento galvánico está permitida. 4 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS Además del rendimiento de conversión (ηinv), otros parámetros, características y topologías de los inversores se tienen muy en cuenta a la hora de mejorar el rendimiento de una SFCR. Se puede citar como ejemplo otro parámetro muy importante, como es el rendimiento SMPP (ηSPMP), que hace referencia a la eficiencia del seguidor del punto de máxima potencia. Hoy en día, los esfuerzos de los fabricantes de inversores se centran en mejorar los algoritmos existentes, para conseguir que los inversores sean capaces de seguir el punto de máxima potencia con la mayor precisión posible. Por otro lado, atendiendo a la forma de conexionado de los inversores, existen diferentes configuraciones, que permiten realizar el diseño de las SFCR atendiendo a las características de cada una de ellas. Por ejemplo, para sistemas menores de 3 kW es frecuente conectar a un solo inversor uno (o varios) strings que conformen todo el generador fotovoltaico. En el caso de que los módulos fotovoltaicos estén instalados con diferente inclinación, orientación o haya zonas de sombras, se suelen utilizar varios inversores, a los que se conectan uno o varios strings. El inversor estudiado está conectado a una SFCR que posee una configuración de este último tipo, permitiendo un número máximo de 4 strings en paralelo. Por su parte, los módulos están integrados en un sistema de seguimiento solar a dos ejes. En grandes instalaciones fotovoltaicas es más común el uso de la configuración de conexión maestro-esclavo, en la cual los distintos inversores que la componen trabajan en función del nivel de radiación solar. Esta configuración mejora la eficiencia de la instalación, puesto que para bajas radiaciones solamente trabaja el maestro y, a medida que la radiación aumenta, lo hacen los inversores esclavos. Otra posibilidad consiste en utilizar un inversor de muy baja potencia (100-200 W) individualizado para cada módulo. Esta configuración es la más adecuada para mejorar la eficiencia del SMPP, ya que permite a cada inversor adaptarse al módulo al que está conectado [5], [8]. CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA DEL INVERSOR FOTOVOLTAICO 5 3 CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA DEL INVERSOR FOTOVOLTAICO 3.2 Definición y curvas características Uno de los parámetros más representativos y que mejor representa el funcionamiento de un inversor fotovoltaico es su curva de eficiencia. El rendimiento del inversor es un parámetro determinante y fundamental en el objetivo de lograr una instalación fotovoltaica eficiente y que funcione de una forma óptima. Todo inversor eléctrico, se divide en dos subsistemas: el acondicionador de potencia y el sistema seguidor del punto de máxima potencia (SMPP). De este modo, la eficiencia total (ηTOTAL) de un inversor se define como el producto de su eficiencia de conversión eléctrica (ηinv) y de su eficiencia de seguimiento del punto de máxima potencia (ηSMPP). Por su parte, ηinv es el cociente entre la potencia de salida AC del inversor, entregada a red, y la potencia de entrada DC, procedente del generador FV (ver anexo 1). Las fórmulas (3.1) y (3.2) muestran lo comentado [9]: (3.1) ⁄ (3.2) La curva de eficiencia de conversión eléctrica se suele representar en función de la potencia de salida: Figura 3.1: Ejemplos de curvas de eficiencia para tres tipos de inversores. En este sentido, la elección del inversor adecuado está estrechamente ligada a la eficiencia del inversor. En la Figura 3.1 se puede observar que la elección de un inversor sobredimensionado puede obligar al inversor a trabajar en las zonas de menor rendimiento. Así mismo, tampoco se debe sub-dimensionar el sistema, ya que las sobrecargas a las que se enfrentaría el inversor, disminuirían su vida útil o incluso podrían llegar a destruirlo [10]. 6 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS Por otro lado, los inversores actuales son capaces de realizar un seguimiento instantáneo del MPP del generador fotovoltaico. Este punto, que varía con la temperatura de célula de los módulos fotovoltaicos y con la radiación, es buscado por medio de algoritmos de control que son propios de cada tipo de inversor. Por lo tanto, también se puede caracterizar un inversor por medio de su curva ηSMPP. El presente TFM tiene por objetivo, tal y como se ha expuesto en el capítulo 1, el estudio de los distintos métodos de cálculo, aplicación y análisis de la eficiencia de conversión eléctrica de un inversor fotovoltaico, únicamente. Por lo tanto, el rendimiento del SMPP no es objeto de estudio del TFM. 3.3 Revisión del estado del arte del cálculo de la eficiencia de conversión eléctrica Como se puede apreciar en la Figura 3.1, existen diferentes tipos de curva que demuestran las diferencias de diseño y funcionamiento de cada inversor. De esta manera, se demuestra que es necesario realizar un análisis detallado y exhaustivo de la curva de rendimiento de un inversor en particular, para poder decidir si es el más adecuado para la instalación donde va a ser utilizado. La curva de ηinv frente a su potencia de salida es un parámetro a priori fundamental. Sin embargo, hoy en día, apenas se tiene en cuenta en el diseño de la instalación, otorgándose mayor importancia a otros valores eléctricos (máximos y mínimos). Es innegable que también deben ser valorados, pero muchas veces este hecho lleva a sobredimensionar en exceso el inversor, en detrimento de una mayor eficiencia óptima del sistema [11]. Los fabricantes de inversores no ofrecen en ocasiones suficientes datos sobre las curvas de rendimiento. En los últimos años se han ido incorporando progresivamente a las hojas de características. Sin embargo, todavía existen algunos fabricantes que ni siquiera las facilitan. Por otro lado, recientes publicaciones científicas y revistas del sector destacan la importancia del estudio de las curvas de eficiencia de los inversores [2], [3], [10], [11], [12], [13], [14]. Un buen número de artículos científicos desarrollan a su vez diferentes métodos para crear dichas curvas [10], [12], [15], [16], [17]. El problema reside en la variabilidad de métodos y en la dispersión de resultados obtenidos. En las siguientes secciones se estudiarán algunos de los métodos encontrados en diferentes publicaciones científicas y se realizará una comparación final con los resultados obtenidos a través de cada método. Para ello, se han utilizado los diferentes datos de potencia (Pin, Pout) registrados durante un periodo de tiempo de un año (octubre 2009-octubre 2010). CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA DEL INVERSOR FOTOVOLTAICO 7 3.3.1 Cálculo de la curva de eficiencia: Método 1 La eficiencia de un inversor se puede expresar en función de la relación entre la potencia suministrada a la red (Pout) y su potencia de entrada (Pin). Sin embargo, resulta conveniente normalizar ambas potencias, con el fin de facilitar la comparación de los resultados obtenidos de un inversor con otros. La potencia normalizada de entrada (pi), se define como la relación entre la potencia DC de entrada al inversor (Pin) y su potencia de salida nominal (Pinv) (3.3): (3.3) Por su parte, la potencia normalizada de salida (po), se define como la relación entre la potencia de salida del inversor (Pout) y su potencia de salida nominal (Pinv) (3.4): (3.4) En todos los métodos empleados a la hora del cálculo de la curva de eficiencia del inversor, el primer paso consiste en modelizar el mismo. La eficiencia de todo inversor puede ser caracterizada por medio de una ecuación polinómica de segundo orden y la normalización de su potencia de salida [13], [17], [18]: (3.5) definen el comportamiento del inversor. Mientras que representan las pérdidas lineales y cuadráticas con la corriente, respectivamente. En dependencia de los componentes utilizados, su topología y su funcionamiento, se obtienen unos parámetros determinados y es posible construir la curva de eficiencia del inversor. Para el cálculo de la curva de eficiencia a partir de este método y de los siguientes, se han utilizado datos quinceminutales del inversor indicado en la sección 2.2 de este documento, durante un periodo de un año. En concreto, para el método 1 se han empleado los datos de potencia de salida del inversor, Pout, los cuales han sido normalizados a po, siendo Pinv = 5000 W. Los resultados obtenidos para el inversor de estudio se muestran a continuación en la Tabla 3.1 y en la Figura 3.2: 8 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS Parámetros Valor 0,00660 0,01706 0,02620 ηinv (máx) 95,84% po (η máx) 0,50 Tabla 3.1: Parámetros referidos a la salida del inversor. Figura 3.2: Curva de eficiencia frente a po (método 1). El valor máximo de eficiencia que se alcanza es de 95,84 % y corresponde a una potencia normalizada de salida de 0,5. Según [17], los valores de los parámetros adimensionales que definen un inversor como de alta o de baja eficiencia son los que se muestran en la Tabla 3.2. Comparando los resultados de dicha tabla con los resultados del inversor estudiado de la Tabla 3.1, se puede deducir que el inversor trabaja con una alta eficiencia para po bajas y que lo hace con menores eficiencias para po más elevadas. Eficiencia Baja 0.010 0.015 0.060 Alta 0.005 0.005 0.060 Tabla 3.2: Parámetros eléctricos de salida para inversores de alta y baja frecuencia, según [17]. Por lo general, se suele normalizar la potencia de salida del inversor (Pout), por medio de su potencia nominal (Pinv), para obtener la potencia de salida normalizada (po). Sin embargo, en otras ocasiones, resulta más conveniente normalizar la potencia de entrada del inversor (Pin), en lugar de la potencia de salida, y obtener la potencia normalizada de entrada (pi) [9], [13], [17]. CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA DEL INVERSOR FOTOVOLTAICO 9 La eficiencia está relacionada con la normalización de las pérdidas de conversión del inversor (pL). A mayor valor de pérdidas, menor es la eficiencia. De esta forma, también es posible calcular la curva de eficiencia del inversor con relación a las pérdidas que se producen en el proceso de conversión DC/AC: (3.6) (3.7) (3.8) son parámetros eléctricos adimensionales que se refieren a la potencia de entrada y que son completamente diferentes a los calculados anteriormente, referidos a la potencia de salida del inversor. Sustituyendo (3.7) en (3.8) y calculando los nuevos valores de eficiencia, el resultado es el que se muestra en la Figura 3.3 y en la Tabla 3.3. Figura 3.3: Curva de eficiencia frente a pi (método 1). Parámetros Valor 0,00654 0,01788 0,02540 ηinv (máx) 95,63% pi (η máx) 0,50 Tabla 3.3: Parámetros referidos a la entrada del inversor. 10 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS 3.3.2 Cálculo de la curva de eficiencia: Método 2 Desde hace unos años, la tecnología electrónica empleada en la fabricación de inversores se ha desarrollado vertiginosamente, permitiendo alcanzar muy altos rendimientos. Por este motivo, en la actualidad, la diferencia entre inversores no radica tanto en el valor de eficiencia alcanzada, como en la forma de sus curvas [12]. Cada inversor se diseña en base a una estrategia determinada, primando, o bien un comportamiento muy eficiente a bajas potencias de funcionamiento, o por el contrario, asegurando un gran rendimiento para potencias cercanas a la nominal. Se ha calculado de nuevo la curva de eficiencia del inversor, siguiendo el método propuesto en [12]. Según este artículo (y continuando con el hilo argumental de la sección anterior) las pérdidas eléctricas se pueden descomponer en la suma de una parte independiente de la carga (pL0) y otra parte proporcional a ella (kpo). Éstas últimas dependen de las pérdidas de conducción en el inversor y las pérdidas de conmutación de los interruptores de potencia. A continuación se muestran las ecuaciones (3.9, 3.10, 3.11 y 3.12), utilizadas en [12]: (3.9) ( ) (3.10) ( ) (3.11) (3.12) La Figura 3.4 muestra la curva de eficiencia que se obtiene de los cálculos anteriores, donde la eficiencia máxima alcanzada es de 96,16 %, siendo p0 igual a 0,42 en dicho punto. Figura 3.4: Curva de eficiencia frente a po (método 2). CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DE CONVERSIÓN ELÉCTRICA DEL INVERSOR FOTOVOLTAICO 11 Como se ha comentado, existen diferencias entre las curvas de eficiencia de cada inversor. Las dos posibles estrategias de optimización de las curvas son: a) Estrategia basada en un bajo autoconsumo y una alta eficiencia para potencias bajas, a costa de una pérdida de eficiencia para potencias cercanas a la nominal (pL0 bajo y k elevado). El pico de eficiencia se consigue para valores de po entre un 30 % y un 40 % de la potencia nominal. b) Estrategia basada en una baja dependencia de la potencia de entrada para valores superiores al 30 % del nominal, unido a un gran rendimiento a final de curva (pL0 elevado y k bajo). El máximo valor de eficiencia se alcanza en torno al 40 % - 50 % de la potencia nominal. Los coeficientes de pérdidas del inversor SMA-SMC 5000A y los coeficientes de los inversores de la Figura 3.1, se muestran en la Tabla 3.4: Parámetros SMA-SMC 5000A Inversor Tipo 1 Inversor Tipo 2 Inversor Tipo 3 pL0 0,008 0.014 0.007 0.008 k 0,047 0.043 0.034 0.114 η10 0,917 0.870 0.930 0.910 η100 0,947 0.945 0.960 0.890 Tabla 3.4: Coeficientes de pérdidas del inversor de estudio y de tres tipos distintos de inversores [12], según su estrategia de optimización. Según los datos de la Tabla 3.4 y tal y como se observa en la Figura 3.5, la forma de curva de la eficiencia del inversor estudiado, se comporta de manera similar a la del inversor tipo 2. Para valores bajos de po, las pérdidas en el tramo del codo de la curva del inversor no son excesivamente elevadas. Por otro lado, para valores de po más elevados, la curva del inversor cae progresivamente a valores de eficiencia inferiores, situándose prácticamente al mismo nivel que el inversor tipo 1, para valores de potencia igual al nominal. El inversor SMA-SMC 5000A, por lo tanto, posee una estrategia de optimización de curva similar a la del inversor tipo 2 (combinación de las estrategias a) y b), anteriormente mencionadas), obteniendo altas eficiencias para todo el rango de po. Figura 3.5: Curvas de eficiencia del inversor SMA-SMC 5000A y de los inversores estudiados en [12] (método 2). 18 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS Figura 5.2: Factores de ponderación energéticos de ηSITE para los distintos valores de potencias de trabajo del inversor. A diferencia del rendimiento europeo y del californiano, el método propuesto discretiza el rango de potencias en 11 valores, todos ellos prácticamente equidistantes entre sí. Tanto ηEU como ηCEC discretizan únicamente en 6 puntos y además concentran la mayor parte ellos en potencias de trabajo no muy elevadas. El rendimiento europeo asigna únicamente 2 factores de ponderación entre el 50 % y el 100% de la potencia nominal de trabajo; mientras que el rendimiento californiano distribuye algo mejor los factores de ponderación, asignándole un valor al 75 % de Pinv. Paralelamente, se han recalculado los factores de ponderación de ηSITE, utilizando esta vez solamente 6 puntos, aunque distribuyendo la mayor parte de los puntos hacia potencias más elevadas y agrupando las menos importantes en un solo punto. Los factores de ponderación son entonces: ∑ (5.5) El resultado de los diferentes métodos puede verse en la Figura 5.3: por un lado, se ha representado la energía producida para cada valor de potencia de trabajo, y por otro lado, los factores de ponderación de ηEU, ηCEC, ηSITE y ηSITE (6 FACTORES). Se puede observar perfectamente cómo los factores de ponderación de ηSITE se ajustan perfectamente en todo el rango de potencia, a la curva de energía. Por su parte, ηSITE (6 FACTORES) presenta factores superiores a dicha curva al principio, donde se han agrupado los rangos de potencia menos elevados. Por otro lado, ηCEC y ηEU se alejan claramente de la curva energética, especialmente el rendimiento europeo, cuyos factores de ponderación se concentran en potencias bajas. Esto demuestra que el rendimiento europeo, no se ajusta con fidelidad a la realidad de la instalación analizada y que, por el contrario, ηSITE es mucho más preciso a la vista de los resultados obtenidos. COMPARACIÓN DE RENDIMIENTOS 19 Figura 5.3: Comparación de factores de ponderación y de energía. 20 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DEL SFCR 21 6 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DEL SFCR 6.2 Definición y cálculo En los apartados 4 y 5.3 ha quedado demostrado que el comportamiento de un mismo inversor varía en función del lugar donde está ubicada la instalación de la que forma parte. La eficiencia depende tanto de la tensión de entrada al inversor, como de la potencia de salida. Por este motivo, el dimensionamiento del generador fotovoltaico resulta determinante para que el inversor trabaje en aquellas zonas de po y Vin en las que la eficiencia y, por ende, la producción, sea mayor [2], [12]. El índice de producción final (Yf) de un sistema se define, según la norma UNE-EN 61724, “Monitorización de sistemas fotovoltaicos. Guías para el intercambio de datos y el análisis (Abril 2000)” [21], como la porción de energía neta de salida de toda la planta FV que fue suministrada por el campo FV por kW de campo FV instalado (ver anexo 1). (6.1) Yf también se conoce como Horas Equivalentes de Sol (HES). El Real Decreto Ley 14/2010, de 23 de diciembre de 2010, define el número de horas equivalentes de funcionamiento de una instalación de producción de energía eléctrica, como el cociente entre la producción neta anual, expresada en kWh y la potencia nominal de la instalación, expresada en kW. Dicho RD presenta una tabla con las horas equivalentes de referencia en un año, para las distintas zonas de irradiación de España. Tecnología Horas equivalentes de referencia/año Zona I Zona II Zona III Zona IV Zona IV Instalación fija 1232 1362 1492 1632 1753 Instalación con seguimiento a 1 eje 1602 1770 1940 2122 2279 Instalación con seguimiento a 2 ejes 1664 1838 2015 2204 2367 Tabla 6.1: Horas equivalentes de referencia/año, para distintas zonas de irradiación, según RD-L 14/2010 22 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS La instalación solar fotovoltaica de Salillas se corresponde con la zona III de irradiación solar y la tecnología empleada es de seguimiento a 2 ejes. Por estos dos motivos, las HES de referencia anuales son de 2015. Se ha calculado el índice de producción final, tal y como se muestra en la Fórmula 6.2: (6.2) Este valor se sitúa cercano al valor de referencia representado en el RD anterior, para la zona y la tecnología de la SFCR objeto de estudio. El índice de producción final es un valor muy utilizado a la hora de comparar instalaciones situadas en diferentes emplazamientos. Una misma instalación construida, por ejemplo, en el sur de España posee un mayor Yf que la misma instalación en Noruega. Es decir, el coste económico es el mismo, pero puede llegar a producir hasta el doble de energía. 6.3 Cálculo de Yf para distintas configuraciones del generador fotovoltaico El generador fotovoltaico conectado al inversor de la instalación de Salillas, está formado por 3 strings de 10 módulos fotovoltaicos de 180 kWp por cada uno de ellos. Es decir, en total están conectados 30 módulos, modelo TSM-180DC01, de la marca Trina Solar (ver anexo 6). El dimensionamiento óptimo del inversor está condicionado por los parámetros eléctricos máximos y mínimos, que acotan el rango de los valores a dimensionar. De esta manera, si se sobredimensiona el sistema, se pierde eficiencia, mientras que si se subdimensiona, se puede llegar a destruir los equipos. En la sección 6.1 se ha calculado el índice de producción final de la instalación, siendo el resultado de 2040 HES. En los Apartados 6.2.1 y 6.2.2 se pretende estudiar la variación de Yf al añadir una rama más de módulos fotovoltaicos, en paralelo con las que están ya instaladas, y un módulo más en serie (para cada una de las tres ramas), respectivamente. 6.3.1 Cálculo de Yf añadiendo 1 rama en paralelo Si se añadiera una rama o string, en paralelo con las tres que posee el generador, se tendría en total 4 ramas de 10 módulos, es decir 7200 Wp. La potencia de entrada se ha calculado a través de la relación de potencias pico totales del generador, real y con la rama extra en paralelo: OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DEL SFCR 23 ( ) ( ) (6.3) Por otro lado, para el cálculo de las potencias de salida se han calculado las curvas de eficiencia frente a pi en función de la tensión de entrada al inversor (ver Figura 6.1). Vin se mantiene constante, puesto que al conectar la rama en paralelo, la tensión no varía. A cada nuevo valor de pi se le ha asignado una curva de eficiencia y a través de dicha curva, se ha calculado el valor de eficiencia para cada quinceminutal de potencia de entrada. A partir de los valores de potencia de entrada y de eficiencia, se han obtenido las potencias de salida que se obtendrían si se incorporara la rama extra en paralelo. Figura 6.1: Eficiencia de conversión frente a pi para diferentes tensiones de entrada. Una vez obtenidas las potencias de salida del inversor, se ha procedido al cálculo del índice de producción final: (6.4) Yf (+ 1 rama) es notablemente menor que Yf. Este resultado pone de manifiesto que para esta instalación, añadir una rama más en paralelo con las tres que realmente existen, no compensa el aumento de la producción energética obtenida. En otras palabras, la inversión realizada para aumentar el número de paneles no se ve recompensada con un mayor número de horas equivalentes al año. 24 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS 6.3.2 Cálculo de Yf añadiendo 1 módulo en serie Si en vez de añadir una rama en paralelo se añadiera un módulo extra en serie en cada una de las tres ramas que componen el generador fotovoltaico, el índice de producción final de la instalación variará del real. El total de módulos añadidos será de tres (uno por rama). En este caso, la tensión de entrada al inversor será diferente de la situación real, mientras que la potencia total del generador ascenderá hasta los 5940 Wp. Se ha procedido al cálculo de la potencia generada por medio de la fórmula (6.5), propuesta en [17] (ver anexo 4 para más información sobre el procedimiento): √ ( ) (6.5) Pin (+3 módulos) se calcula a través de la relación de transformación de la potencia pico total añadiendo los tres módulos, y la potencia pico total real, al igual que en 6.2.1. (6.6) En este caso, Yf (+ 3 módulos) es prácticamente similar a Yf. La energía producida es superior a la real; sin embargo, este resultado se consigue a costa de aumentar significativamente la potencia instalada en el generador fotovoltaico. Por otro lado, un progresivo aumento de módulos en serie conlleva una pérdida de horas equivalentes de sol todavía mayor. Por consiguiente, no compensa instalar más módulos fotovoltaicos en serie. En resumen, tras los resultados obtenidos en las secciones 6.2.1 y 6.2.2, se puede afirmar que el número óptimo de módulos FV y su configuración en serie y paralelo óptimos es la que existe en la realidad. Cualquier aumento de ramas en paralelo o de módulos en serie, hace que disminuya el índice de producción final del sistema. CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS 25 7 CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS En esta sección se expone, de forma clara y concisa, cuál ha sido el trabajo llevado a cabo, los resultados y las conclusiones obtenidas, de cada uno de los puntos de los que consta esta Memoria:  En primer lugar, se ha realizado una amplia y exhaustiva revisión bibliográfica de la normativa internacional aplicable y de los textos científicos y de revistas específicas del sector más relevantes. Dicha revisión se ha centrado en el estado del arte de los distintos métodos para la obtención de la curva de rendimiento, así como de los parámetros que influyen en él (tensión, radiación…) y aquellos estudios referentes al índice de producción final, Yf.  De la bibliografía estudiada se ha concluido que la eficiencia de cualquier inversor, se puede caracterizar por medio de una ecuación polinómica de segundo orden y la normalización de su potencia. Dicha ecuación presenta unos parámetros adimensionales, que pueden estar referidos a la entrada ( ) o a la salida y que definen el comportamiento del inversor.  Se ha calculado la curva ƞinv-po por medio de tres métodos propuestos en la bibliografía estudiada, a partir de los datos registrados a lo largo de un año en un emplazamiento concreto. Las curvas obtenidas con los dos métodos 1 (a partir de los parámetros adimensionales de entrada y de los de salida) son similares y se hallan dentro del grueso de la curva de eficiencias reales. Por su parte, la obtenida por el método 2, sobrestima la eficiencia para valores de potencia en rangos inferiores.  Posteriormente, se ha analizado la dependencia de la eficiencia de conversión eléctrica con la tensión de entrada al inversor. En los resultados obtenidos se puede observar cómo existe un área delimitada por una potencia po entre 0,25- 0,5 y una tensión Vin entre 250-325 V, en la que se alcanzan las mayores eficiencias (por encima de 0,96 %). Por lo general, las curvas de menor tensión alcanzan eficiencias más elevadas.  A continuación, se han comparado los valores de rendimiento europeo (ƞEU), rendimiento californiano (ƞCEC) y rendimiento energético (ƞE). El rendimiento energético es inferior al valor teórico de ƞEU y al de ƞCEC.  Se ha propuesto un nuevo método de cálculo del rendimiento (ƞSITE) en el cual, se utilizan 11 factores de ponderación energéticos, a diferencia de ƞEU o ƞCEC, que solamente utilizan 6. Además, la mayor parte de los factores de ponderación de se asignan a potencias bajas. Por medio de ƞSITE, se logran resultados idénticos al rendimiento energético ƞE, que es considerado el rendimiento real de la instalación. 26 OPTIMIZACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCCIÓN FINAL (Yf) DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA, PARA UN INVERSOR Y EMPLAZAMIENTO DADOS  Por último, se ha calculado el índice de producción final (Yf) de la instalación. A su vez, se ha estudiado la influencia en Yf al redimensionar el generador FV de nuevo. Por un lado, al aumentar una rama en paralelo con las tres ya existentes, Yf disminuye notablemente, puesto que aunque aumente la energía producida, no compensa con la gran cantidad de potencia instalada. Por otro lado, al aumentar un módulo FV en cada una de los tres strings, Yf apenas varía e incluso disminuye ligeramente frente al valor real. Por este motivo, tampoco resulta rentable añadir un mayor número de módulos por string. A modo de resumen, se puede concluir que el rendimiento del inversor es un factor determinante en la consecución de un buen rendimiento global de la instalación. Sin embargo, no se aporta suficiente información por parte de algunos fabricantes de inversores sobre este parámetro, ni se estudia con detenimiento ni rigurosidad por parte de los técnicos especialista en SFCR. El rendimiento europeo es un valor que no siempre refleja la realidad de todas las instalaciones y el rendimiento máximo no se puede utilizar para estimaciones anuales. Por último y como aportación, este TFM propone un nuevo método para el cálculo del rendimiento, mucho más similar al real, y que utiliza un mayor número de factores de ponderación y los asigna equidistantemente a todo el rango de potencias de salida del inversor. Las líneas de trabajo futuras que este TFM posibilita, son las siguientes:  Análisis de la dependencia de la eficiencia de conversión eléctrica con la tensión MPP.  Estudio del método propuesto para el cálculo de un valor de rendimiento real (ƞSITE) en otros SFCR, que estudie la variación de los factores de ponderación obtenidos para distintos emplazamientos.  Generalización del método con tablas de los factores de ponderación, para las distintas zonas de un país.  Análisis de la dependencia de la eficiencia de conversión eléctrica con la temperatura del inversor ya que, debido a que los datos registrados no fueron correctos, no pudo realizarse en este TFM. De igual modo, se debería realizar otro estudio alternativo a los expuestos en los anexos 3 y 4, extrapolando los datos a un periodo de tiempo de un año. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 27 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] E. Koutroulis and F. Blaabjerg “Design Optimization of Grid-Connected PV Inverters”, Applied Power Electronics Conference and Exposition (APEC), Twenty-Sixth Annual IEEE, 691-698, 2011. [2] A. Driesse, P. Jain and S. Harrison “Beyond the Curves: Modeling the Electrical Efficiency of Photovoltaic Inverters”, Photovoltaic Specialists Conference, PVSC '08. 33rd IEEE, 1-6, 2008. [3] M. A. Abella and F. Chenlo, “Estimación de la Energía Generada por un Sistema Fotovoltaico Conectado a Red”, CIEMAT, Laboratorio de Sistemas Fotovoltaicos, 2005. [4] E. Koutroulis and F. Blaabjerg, “Design Optimization of Transformerless Grid- Connected PV Inverters Including Reliability”, IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. PP, Issue 99, 2012. [5] L. G. Junior, M. A. G. de Brito, L. P. Sampaio and C. A. Canesin, “Evaluation of Integrated Inverter Topologies for Low Power PV Systems”, International Conference on Clean Electrical Power (ICCEP), 35-39, 2011. [6] P.P. Barker and J. M. 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