Estudio de sistemas de conexión a red de parques fotovoltaicos

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Estudio de Sistemas de Conexión a Red de Parques Fotovoltaicos Autor: Isaac Guillén Núñez Tutor: Alejandro Marano Marcolini Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2016 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Estudio de Sistemas de Conexión a Red de Parques Fotovoltaicos Autor: Isaac Guillén Núñez Tutor: Alejandro Marano Marcolini Profesor Contratado Doctor Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2016 Trabajo Fin de Grado: Estudio de Sistemas de Conexión a Red de Parques Fotovoltaicos Autor: Isaac Guillén Núñez Tutor: Alejandro Marano Marcolini El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2016 El Secretario del Tribunal A mi familia A mis maestros A mis compañeros Agradecimientos En primer lugar me gustaría agradecer a la Universidad de Sevilla la posibilidad de formarme como ingeniero. A todos los profesores que he tenido en estos años y de los que he aprendido a lo largo de este viaje. Gracias por hacerme mejor y empujarme a mejorar día tras día. Gracias a mi familia por el apoyo recibido y la paciencia en los malos momentos, porque sin ellos esto no habría sido posible. Me gustaría agradecer a mis compañeros los momentos compartidos, su generosidad y buenos consejos. Gracias a mi tutor por su disponibilidad y ayuda a lo largo de la realización de este proyecto y el buen trato recibido. Isaac Guillén Núñez Sevilla, 2016 2 El problema con las energías renovables actualmente es su alto coste de implementación, aunque se prevé que las mejoras tecnológicas de los próximos años impulsen aún más su uso, reduciendo dichos costes. Estas previsiones predicen un crecimiento en la producción de energía solar fotovoltaica desde los 67 GW existentes en 2011 hasta 600 GW en 2035. Entre los beneficios del consumo de energías renovables están las bajas o nulas emisiones de gases de efecto invernadero, uno de los grandes problemas actuales, que tendrán que ser atajados más pronto que tarde. El mayor beneficio de estas tecnologías es quizás la evolución paulatina hacia un modelo en que los centros de generación pasen a ser cada vez más distribuidos en lugar de estar centralizados. Lo cual hace que la población no dependa del precio del petróleo al utilizar fuentes energéticas que no dependen de él. Esto no afecta únicamente al precio de las facturas eléctricas, sino que es un factor que afecta al precio de los mercados de casi cualquier producto de consumo, lo cual supondrá grandes cambios en la economía global. Éste nuevo escenario presenta dificultades, como lo es el almacenamiento de energía. En el caso de la energía solar fotovoltaica, la generación depende de las horas de sol, lo cual supone un problema de falta de energía en las horas nocturnas. En la actualidad aún no hay sistemas de almacenamiento eficientes a un coste razonable, con lo cual es un campo de estudio y desarrollo que será sin duda clave para el futuro de estas fuentes de energía. La generación distribuida acarrea también problemas de seguridad en el sistema eléctrico, necesitando una gran inversión en el control y operación del sistema. A pesar de estos inconvenientes, no cabe duda de que la energía solar fotovoltaica se presenta con un futuro esperanzador y como una de las grandes alternativas en el cambio del modelo energético venidero. Todo esto hace necesario un conocimiento profundo de los sistemas de generación fotovoltaica y un estudio riguroso de su aplicación y funcionamiento. En este marco, este TFG pretende analizar el comportamiento de un centro de generación fotovoltaico, modelar los elementos principales y finalmente valorar los resultados del modelo teórico para diferentes situaciones de operación del sistema. 3 2. Objetivos Estudiar el funcionamiento interno de las unidades componentes del sistema. En este caso, la célula fotovoltaica, así como los módulos fotovoltaicos; elementos de interconexión y diferentes partes del mismo. Modelar y describir matemáticamente el funcionamiento de cada parte del sistema, con el fin de elaborar un modelo suficientemente detallado para reproducir de manera rigurosa el comportamiento del sistema completo. Explicar paso a paso el desarrollo del proceso, con el fin de no generar contradicciones. Este punto es importante, ya que muchos de los modelos que se analizaron incluían contradicciones y falta de información en el cálculo de determinados parámetros, que no son proporcionados por los fabricantes, y requieren ser calculados. Elaborar un modelo en Matlab/Simulink que permita estudiar datos eléctricos y de consumo, así como distintas configuraciones. Pudiendo modificar fácilmente el modelo para emplear un inversor monofásico, o parques fotovoltaicos con una potencia nominal distinta por parte de cualquier usuario para diferentes fabricantes de módulos fotovoltaicos, inversores, etc. Demostrar su validez a través de diferentes simulaciones para diferentes condiciones de operación del sistema, y comparar los resultados, con los datos de curvas y magnitudes proporcionadas por los fabricantes elegidos. 4 5 3. Sistemas Fotovoltaicos “Un sistema fotovoltaico (FV) es una instalación basada en módulos fotovoltaicos para producir energía eléctrica. Los módulos fotovoltaicos transforman la luz del Sol directamente en energía eléctrica.” Así se define un sistema fotovoltaico en el texto [2]. Para poder profundizar en el estudio es necesario definir primero qué es un módulo fotovoltaico y cómo funciona en posteriores capítulos. Los sistemas fotovoltaicos pueden clasificarse, respecto a su configuración, en dos grupos: - Sistemas fotovoltaicos aislados: son aquellos que no están conectados a la red eléctrica, sino que se utilizan para alimentar pequeñas viviendas normalmente, para uso individual. Se caracterizan por el uso de baterías (acumuladores) para regular el consumo eléctrico en las horas de ausencia de sol. En estos sistemas tiene sentido el uso de baterías porque son de menor capacidad. - Sistemas fotovoltaicos conectados a red: son aquellos que están conectados a la red eléctrica y deben emplear elementos que regulen la potencia generada y la adecúen a la tensión y frecuencia de red. Por la forma en que se produce la energía solar fotovoltaica existe un límite importante en la producción, que depende inevitablemente de las horas de sol, y por lo tanto no se produce electricidad durante la noche. Depende de la radiación emitida por el sol, que se mide y es proporcional a la magnitud irradiancia solar que incide sobre su superficie. Esto supone un problema, puesto que hay momentos del día en que se demanda potencia y la energía solar no puede satisfacerla, del mismo modo que en otros momentos del día hay un excedente de producción que no se demanda. En este caso se necesita implementar un sistema de almacenamiento energético o de acumulación. En los sistemas fotovoltaicos la energía producida se almacena en baterías. En otras aplicaciones, como los sistemas conectados a la red, no se necesitan baterías, ya que la energía se acumula en la propia red eléctrica. [2] M. A. Abella, Sistemas Fotovoltaicos. 6 Este TFG se centra en los sistemas fotovoltaicos conectados a la red, por lo tanto se describirá la estructura de éstos únicamente. En general un sistema fotovoltaico conectado a la red consta de los siguientes elementos: Figura 1. Sistema fotovoltaico conectado a red 3.1. Generador fotovoltaico: está formado por una agrupación de módulos fotovoltaicos conectados en serie o en paralelo entre sí. Un conjunto de módulos conectados en serie entre sí constituye una “rama”. La corriente total del generador es el resultado de la suma de las corrientes de salida de cada rama. La tensión global es la tensión generada por una sola rama. La potencia nominal del sistema es la suma de la potencia nominal de cada módulo fotovoltaico. 7 Figura 2. Parque de paneles fotovoltaicos Como se observa en la imagen se dimensiona el campo de paneles para que cada rama tenga el mismo número de paneles en serie. De este modo la tensión de cada rama es la misma. El dimensionamiento del número de paneles conectados en serie y en paralelo se explicará posteriormente. Es importante señalar que al conectar módulos fotovoltaicos es necesario conectar diodos de paso y diodos de bloqueo. Si los paneles conectados en serie no son idénticos o trabajan en condiciones diferentes de temperatura, sombra, etc. lo cual siempre ocurre, algunas celdas pueden convertirse en cargas, disipando la potencia producida por las demás. Para evitar esto se conectan los denominados diodos de paso. Figura 3. Conexión en serie de paneles fotovoltaicos 8 En el caso de los paneles conectados en paralelo sucede algo dual, se conectan diodos de bloqueo. Figura 4. Conexión en paralelo de paneles fotovoltaicos Conexión serie-paralelo. Configuración general de los módulos fotovoltaicos. El punto de funcionamiento no es el más óptimo para cada panel, pero sí es el más óptimo para el conjunto de todos los paneles fotovoltaicos. Se conectan ambos, diodos de paso y de bloqueo del siguiente modo: Figura 5. Conexión serie-paralelo de paneles fotovoltaicos 9 3.2. Inversor: un inversor fotovoltaico es un convertidor que transforma la energía de corriente continua procedente del generador fotovoltaico en corriente alterna. Éstos se subdividen en inversores aislados e inversores conectados a red. En este TFG se hará referencia a los inversores conectados a red. De acuerdo a su número de fases se clasifican en inversores monofásicos e inversores trifásicos. Con respecto a la configuración del sistema, se suelen clasificar en: inversores centralizados, inversores en cadena (string) e inversores modulares (AC módulos). Asimismo, con respecto al número de etapas, se pueden distribuir entre los inversores de una etapa, de dos etapas y multietapas. Figura 6. Inversor centralizado 10 Figura 7. Inversores en cadena o rama Figura 8. Inversores modulares 3.3. Conexión a red: en el caso de España la frecuencia definida por la red es 50 Hz. La salida del inversor es trifásica, adaptándola a la corriente demandada por la red. La forma de onda sinusoidal y la tensión de salida es la definida por el fabricante del inversor elegido. 3.4. Protecciones: aseguran la calidad de la energía vertida a la red actuando contra sobretensiones, sobreintensidades y funcionamiento en modo isla. En determinadas ocasiones, estas protecciones se integran directamente en el inversor. 11 4. Radiación Solar El sol produce energía en forma de radiación electromagnética, que es la fuente energética básica para la vida en la Tierra. El origen de esta energía está en el interior del sol, donde tienen lugar las reacciones de fusión, por las que cuatro átomos de hidrógeno dan lugar a dos átomos de helio y la masa atómica sobrante se transforma en energía de acuerdo con la célebre fórmula de Einstein E=m𝑐2. Es decir, el sol se comporta como un reactor de fusión situado a 150 millones de kilómetros. Debido a la gran distancia entre el sol y la Tierra, la radiación solar en la superficie terrestre es sólo una pequeña parte de la emitida por el sol (3,86·1026W que, por unidad de superficie del sol es 6,35·107W/𝑚2). En concreto, al planeta Tierra llegan como valor medio 1367 W/𝑚2 que se denomina constante solar. [3] 4.1. Magnitudes y unidades La radiación solar se valora en varias magnitudes físicas concretas. Las más utilizadas son irradiancia, que es la potencia de la radiación solar por unidad de área y se expresa en unidades del Sistema Internacional (W/𝑚2), y la irradiación, que es la energía por unidad de área, y se expresa en J/𝑚2. En éste último caso, y por razones prácticas, también se expresa en kilovatio por hora (kWh) en lugar de Julios. 1 kWh=3,6 MJ. Figura 9. Espectro de radiación electromagnética La proporción de la radiación solar en las distintas regiones del espectro es aproximadamente: 18 semiconductores porque sus átomos son muy sensibles a la energía de los fotones de la radiación solar incidente cuya longitud de onda está entre los 0,35 y 3 micrómetros. El efecto fotovoltaico fue reconocido por primera vez en 1839 por el físico francés Becquerel, pero la primera célula solar no se construyó hasta 1883. Su autor fue Charles Fritts, quien recubrió una muestra de selenio semiconductor con un pan de oro para formar el empalme. Este primitivo dispositivo presentaba una eficiencia de solo un 1 %. En 1905 Albert Einstein dio la explicación teórica del efecto fotoeléctrico. Russell Ohl patentó la célula solar moderna en el año 1946, aunque Sven Ason Berglund había patentado, con anterioridad, un método que trataba de incrementar la capacidad de las células fotosensibles. 5.2. Funcionamiento En una muestra de metal, los electrones exteriores de sus átomos, denominados electrones de valencia pueden moverse libremente. Se dice que están deslocalizados en regiones del espacio que ocupan toda la red cristalina, como si de una malla se tratase. En términos energéticos esto quiere decir que los electrones de la última capa del átomo ocupan niveles de energía altos que les permite escaparse del enlace que les une a su átomo. El conjunto de estos niveles, muy próximos unos de otros, forman parte de la llamada banda de conducción (BC). Esta banda está formada, además, por niveles de energía vacíos y es, precisamente, la existencia de estos niveles vacíos la que permite que los electrones puedan saltar a ellos cuando se les pone en movimiento, al aplicar un campo eléctrico. Precisamente esta circunstancia permite que los metales sean conductores de la electricidad. Los demás electrones del átomo, con energías menores, forman la banda de valencia (BV). La distancia entre ambas bandas, en términos de energía, es nula. Ambas bandas se solapan de manera que los electrones de la BV con más energía se encuentran, también, en la BC. El átomo de silicio forma una malla cristalina estable. Cada átomo de silicio tiene cuatro electrones de valencia en su capa exterior. Para formar una configuración electrónica estable, forman redes cristalinas compartiendo sus electrones con los de los átomos contiguos formando enlaces de pares de electrones. Para que el silicio funcione como productor de energía, se introducen impurezas en el silicio, lo que se conoce como proceso de dopado, como son átomos de fósforo y boro. Estos átomos son de dos tipos, los que tienen un electrón más en su capa de valencia externa (fósforo), y los que tienen un electrón menos (boro) que el silicio. Si se añaden átomos de fósforo al silicio puro, éste se convierte en un semiconductor de tipo n, dopado negativamente, con exceso de carga negativa. Si se añaden átomos de boro al silicio puro, éste se convierte en un semiconductor de tipo p, dopado positivamente, con exceso de carga positiva. 19 Al unir estos dos semiconductores entre sí se crea una unión p-n, que es justamente el mismo efecto que se produce en un diodo. Se crea una acumulación de carga en ambos semiconductores que crea un campo eléctrico desde la zona n a la p, que da origen a una diferencia de potencial. Si a la unión p-n la exponemos a la radiación solar, los fotones asociados a la radiación tienen una energía que es capaz de romper los enlaces y crear pares electrón-hueco, dirigiéndose el electrón a la zona n y el hueco a la zona p, produciéndose una corriente eléctrica en el sentido del campo eléctrico. Para construir una célula solar, además de realizar la unión p-n, se deben realizar otras tareas como añadir a esta unión unos electrodos para extraer la corriente, así como encapsularla de tal forma que se proteja de las condiciones ambientales adversas como polvo, humedad, etc. Y procurar que sobre la misma incida la máxima irradiancia. La primera generación de células fotovoltaicas consistía en una gran superficie de cristal simple. Una simple capa con unión diodo p-n, capaz de generar energía eléctrica a partir de fuentes de luz con longitudes de onda similares a las que llegan a la superficie de la Tierra provenientes del Sol. Estas células están fabricadas, usualmente, usando un proceso de difusión con obleas de silicio. Esta primera generación (conocida también como células solares basadas en oblea) era en 2007 la tecnología dominante en la producción comercial y constituía, aproximadamente, el 86 % del mercado de células solares terrestres. La segunda generación de materiales fotovoltaicos se basa en el uso de depósitos epitaxiales muy delgados de semiconductores sobre obleas con concentradores. Hay dos clases de células fotovoltaicas epitaxiales: las espaciales y las terrestres. Las células espaciales, usualmente, tienen eficiencias AM0 (Air Mass Zero) más altas (28-30 %), pero tienen un costo por vatio más alto. En las terrestres la película delgada se ha desarrollado usando procesos de bajo coste, pero tienen una eficiencia AM0 (7-9 %), más baja, y, por razones evidentes, se cuestionan para aplicaciones espaciales. Las predicciones antes de la llegada de la tecnología de película delgada apuntaban a una considerable reducción de costos para células solares de película delgada. Reducción que ya se ha producido. Actualmente hay un gran número de tecnologías de materiales semiconductores bajo investigación para la producción en masa. Se pueden mencionar, entre estos materiales, al silicio amorfo, silicio monocristalino, silicio policristalino, teluro de cadmio y sulfuros y seleniuros de indio. Teóricamente, una ventaja de la tecnología de película delgada es su masa reducida, muy apropiada para paneles sobre materiales muy ligeros o flexibles. Incluso materiales de origen textil. La llegada de películas delgadas de Ga y As para aplicaciones espaciales (denominadas células delgadas) con potenciales de eficiencia AM0 por encima del 37 % que están actualmente, en estado de desarrollo para aplicaciones de elevada potencia específica. La segunda generación de células solares constituye un pequeño segmento del mercado fotovoltaico terrestre, y aproximadamente el 90 % del mercado espacial. 20 La tercera generación de células fotovoltaicas que se están proponiendo en la actualidad son muy diferentes de los dispositivos semiconductores de las generaciones anteriores, ya que realmente no presentan la tradicional unión p-n para separar los portadores de carga fotogenerados. Para aplicaciones espaciales, se están estudiando dispositivos de huecos cuánticos (puntos cuánticos, cuerdas cuánticas, etc.) y dispositivos que incorporan nanotubos de carbono, con un potencial de más del 45 % de eficiencia AM0. Para aplicaciones terrestres, se encuentran en fase de investigación dispositivos que incluyen células fotoelectroquímicas, células solares de polímeros, células solares de nanocristales y células solares de tintas sensibilizadas. Una hipotética cuarta generación de células solares consistiría en una tecnología fotovoltaica compuesta en las que se mezclan, conjuntamente, nanopartículas con polímeros para fabricar una capa simple multiespectral. Posteriormente, varias capas delgadas multiespectrales se podrían apilar para fabricar las células solares multiespectrales definitivas. Células que son más eficientes, y baratas. Basadas en esta idea, y la tecnología multiunión, se han usado en las misiones de Marte que ha llevado a cabo la NASA. La primera capa es la que convierte los diferentes tipos de luz, la segunda es para la conversión de energía y la última es una capa para el espectro infrarrojo. De esta manera se convierte algo del calor en energía aprovechable. El resultado es una excelente célula solar compuesta. La investigación de base para esta generación se está supervisando para determinar si esta tecnología es viable o no. Figura 14. Estructura de una célula fotovoltaica 21 Figura 15. Funcionamiento interno de una célula fotovoltaica 5.3. Circuito equivalente Se puede representar la célula fotovoltaica mediante un circuito eléctrico equivalente. Figura 16. Circuito equivalente de una célula fotovoltaica La célula solar es pues, un diodo. La iluminación de una célula añade una corriente fotogenerada a la curva característica I-V, de modo que: 22 𝐼=𝐼0[exp(𝑞𝑉 𝑚𝑘𝑇)−1]−𝐼𝐿 (1) La incidencia de la luz tiene el efecto de mover la curva I-V hacia abajo, en el cuarto cuadrante. No obstante, por acuerdo, la curva I-V suele representarse en el primer cuadrante mediante la siguiente ecuación: 𝐼=𝐼𝐿−𝐼0[exp(𝑞𝑉 𝑚𝑘𝑇)−1] (2) 𝐼𝐿: Corriente fotogenerada 𝐼0: Corriente de saturación del diodo q: Valor de la carga k: Constante de boltzman T: Temperatura V: Tensión aplicada m: Factor de idealidad del diodo I: intensidad de salida 5.4. Curva característica Para cada punto de la curva I-V, el producto de la corriente y el voltaje representa la potencia de salida en las condiciones de operación. La máxima potencia en condiciones estándar de medida (1000 W/𝑚2 y 25 º C) se conoce como potencia de pico de la célula. 23 Figura 17. Curva característica I-V de la célula fotovoltaica Donde: 𝐼𝑠𝑐: Intensidad de cortocircuito de la célula 𝑉𝑜𝑐: Tensión de circuito abierto 𝐼𝑚𝑝: Intensidad del punto de máxima potencia 𝑉𝑚𝑝: Tensión del punto de máxima potencia Las células solares presentan una resistencia serie y una resistencia paralelo asociadas que reducen el factor de forma. La resistencia serie, 𝑅𝑆 debida principalmente a la resistencia del volumen del material, a las interconexiones y a la resistencia entre los contactos metálicos y el semiconductor. La resistencia paralelo, 𝑅𝑝 es debida a la no idealidad de la unión p-n y a las impurezas cerca de la unión. Con la presencia de ambas resistencias, serie y paralelo, la curva I-V de una célula fotovoltaica viene dada por: 𝐼=𝐼𝐿−𝐼0[exp(𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑚𝑘𝑇 𝑞)−1]−𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑝 (3) 24 Habitualmente esta ecuación se expresa como: 𝐼=𝐼𝐿−𝐼0[exp(𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑚𝑣𝑡)−1]−𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑝 (4) Siendo: 𝑣𝑡: Tensión térmica 𝑣𝑡=𝑘𝑇 𝑞 (5) 25 6. Módulos Fotovoltaicos Un módulo fotovoltaico consiste en un conjunto de células fotovoltaicas eléctricamente conectadas unas a otras, encapsuladas montadas en una lámina y una estructura soporte o marco. Los módulos están diseñados para suministrar electricidad a un determinado voltaje, especificado por el fabricante. La corriente producida depende del nivel de la insolación. La estructura del módulo protege a las células del medioambiente haciendo que sean muy durables y fiables. Aunque un solo módulo puede ser suficiente para muchas aplicaciones es habitual conectar un determinado número de ellos entre sí para formar un generador fotovoltaico. Los módulos se conectan entre sí en paralelo o en serie del modo en que se ha descrito anteriormente en el subapartado “3.1. Generador fotovoltaico”. La curva característica y las ecuaciones que describen el comportamiento de un módulo fotovoltaico son análogas a las de una célula, teniendo en cuenta que un módulo es la agrupación, normalmente en serie, de un número de células que indica el fabricante en su catálogo. 6.1. Tipos de módulos - Paneles Solares Fotovoltaicos Monocristalinos: Se obtiene del silicio puro fundido y dopado con boro. Numerosas fases de cristalización, para formar el monocristal. Son típicos los azules homogéneos y la conexión de las células individuales entre sí. Rendimiento en laboratorio: 24% Rendimiento directo: 15-18% 26 Figura 18. Panel monocristalino - Paneles Solares Fotovoltaicos Policristalinos: Se obtiene del silicio puro fundido y dopado con boro, pero a diferencia del monocristalino se reducen las fases de cristalización. Por lo tanto, es más económica su fabricación. La superficie está estructurada en cristales, y a simple vista se distinguen distintos tonos azules. Rendimientos en laboratorio: 19-20% Rendimiento directo: 12-14% Figura 19. Panel policristalino 27 - Paneles Solares Fotovoltaicos Amorfos: Son fabricados mediante la colocación de una fina capa de silicio amorfo (no cristalino), sobre una superficie como vidrio o plástico. Es el módulo más económico en su fabricación. Posee un color homogéneo, pero no existe conexión visible entre las células. Rendimiento en laboratorio: 16% Rendimiento directo: <10% Figura 20. Panel amorfo Como se ve, el panel solar monocristalino es el más eficiente, ya que con él se obtienen rendimientos mayores. No obstante, actualmente podemos indicar, que las dos tecnologías monocristalina y policristalina se equiparan en prestaciones, ya que en el funcionamiento real, ante un aumento de temperatura, los policristalinos se comportan mejor que los monocristalinos, debido al coeficiente térmico y al color de los cristales al ser más claros. 6.2. Ecuaciones y variables de interés Para el cálculo de las variables del modelo se han utilizado las siguientes ecuaciones: 𝐼=𝐼𝑝𝑣−𝐼0[exp(𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝛼𝑉𝑡)−1]−𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑝 (6) Donde todo es análogo a lo descrito para la célula fotovoltaica pero se introduce un pequeño cambio de notación en la fotocorriente 𝐼𝑝𝑣 para adaptarla a la notación del texto “Solar PV and Wind Energy Conversion Systems” que sirve de referencia para el cálculo de las resistencias serie y paralelo y parte del modelo de panel fotovoltaico. 34 Figura 28. Curvas I-V para distintas temperaturas del módulo fotovoltaico Se puede observar que a igualdad de temperatura, cuando se varía la irradiancia en las condiciones del panel fotovoltaico, a medida que decrece la irradiancia, la curva característica I-V se va desplazando hacia abajo, en una escala de valores que suelen estar entre los 100 W/𝑚2 y 1000 W/𝑚2. El valor de 1000 W/𝑚2 es el que se toma estandarizado para unas condiciones de máxima radiación solar. Normalmente, en los países europeos este valor nunca se alcanza, aunque como se verá más adelante, en la ciudad de Sevilla, en la que se desarrolla este TFG, en algunas ocasiones se alcanzan valores de 950 W/𝑚2. Con respecto a la temperatura, su valor estandarizado es de 25 ºC, y se puede apreciar que las variaciones de la curva son pequeños desplazamientos hacia la izquierda, a medida que se reduce la temperatura y hacia la derecha a medida que se aumenta la misma. En este caso los desplazamientos de la curva son menores, con lo que se puede concluir que el grado en que la energía solar fotovoltaica depende de la irradiancia es mayor que el grado en que depende de la temperatura. Como se verá en las simulaciones del parque de paneles fotovoltaicos, las curvas responderán, ante variaciones de los parámetros de entrada, como la teoría predice. Cabe mencionar que en el caso de la irradiancia, los valores posibles para las curvas, se tomarán menores que 1000 W/𝑚2. Aunque teóricamente se podría simular condiciones para irradiancias mayores, por ejemplo 1200 W/𝑚2, lo cual se observa en algunos estudios. En el caso de la temperatura se simularán condiciones del panel para temperaturas mayores y menores a 25 º C. En este caso se simularán condiciones extremas como 70º C para que se aprecie mejor el desplazamiento de la curva. 35 7.1. Dimensionamiento del sistema Para dimensionar el sistema es necesario definir tanto el fabricante de inversores elegido como el fabricante de módulos fotovoltaicos. Figura 29. Catálogo del módulo fotovoltaico de atersa Se elige esta gama de módulos del fabricante atersa, A-250P SOL. Los datos de este catálogo se incorporan al modelo en Matlab como se describe posteriormente. La curva característica sirve para evaluar el resultado de las simulaciones y también para ajustar el valor de ciertos parámetros como el coeficiente de idealidad del diodo, que debe quedar comprendido entre 1 y 2. Consta de 60 células conectadas en serie. 36 El tipo es monocristalino de gran rendimiento. Se puede apreciar la tonalidad única del cristal. En el caso de los policristalinos se aprecian distintos tonos de azules. Figura 30. Módulo fotovoltaico del fabricante atersa El inversor elegido es del fabricante Gamesa. La modalidad de 1,3/1,1 MW. Figura 31. Inversor del fabricante Gamesa 37 Figura 32. Hoja técnica del inversor del fabricante Gamesa 38 En la ficha técnica anterior se toman como referencia los datos de la columna de la derecha para el inversor de 1,3/1,1 MW. Este estudio se diseña para una producción de 1 MW, por eso este inversor de 1,1/1,3 MW supone una potencia cercana a la que queremos producir, ya que por las condiciones de operación de temperatura e irradiancia, no siempre se trabaja en condiciones óptimas. Para dimensionar el parque fotovoltaico se tienen en cuenta los datos de potencia del módulo fotovoltaico y la potencia demandada por el inversor. Cada módulo produce una potencia nominal de 250 W. Si el inversor a la entrada demanda 1 MW son necesarios un total de: 1·106 W/250 W = 4000 módulos fotovoltaicos. Esta es una primera estimación. Hay que tener en cuenta que la potencia pico indicada por el fabricante de inversores oscila entre 1,1 y 1,3 MW, por lo que serán necesarios un mayor número de módulos. Para definir este número con exactitud se calculan el número de módulos en serie y en paralelo del siguiente modo: El valor máximo de la tensión a la entrada del inversor corresponde a la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura del módulo es mínima. La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima y una irradiancia mínima. Para la ciudad de Sevilla se definen -5 ºC y 100 W/𝑚2. La temperatura del panel se calcula como: 𝑇𝑝=𝑇𝑎+(𝑇𝑂𝑁𝐶−20 800 )𝐺 (10) TONC=48 temperatura de operación nominal de la célula. 𝑇𝑝=−1,5 ºC Puede ocurrir que el inversor se pare por un fallo en el sistema y que al volverse a encender se de una tensión de circuito abierto alta en el generador y por ello el inversor no arranque. Por eso la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico debe ser siempre inferior a la tensión máxima de entrada en el inversor. Así: 𝑉𝑐𝑜(𝑇𝑚𝑖𝑛)=𝑉𝑐𝑜(25º)[1+(𝑇𝑝−25)𝐾𝑉]=40,788 𝑉 (11) 39 𝐾𝑉=−0,0032/ºC coeficiente de temperatura de tensión 𝑉𝑐𝑜(25º)=37,6 V Datos del fabricante. Nótese que el coeficiente de temperatura está dado en porcentaje por el fabricante, por lo que es necesario multiplicarlo por la tensión de circuito abierto para obtenerlo en por unidad. Número máximo de paneles por rama: 𝑁𝑚𝑎𝑥=𝑉𝑚𝑎𝑥 𝑉𝑐𝑜(𝑇𝑚𝑖𝑛)=24,5 (12) 𝑉𝑚𝑎𝑥=1000 𝑉 Para el inversor. Por lo tanto el número máximo de paneles en serie es de 24,5. Para calcular el número mínimo de paneles en serie designamos una Temperatura máxima del panel de 80 para una irradiancia máxima de 900, como se definió anteriormente para la ciudad de Sevilla con temperatura ambiente de 48,5 ºC: 𝑇𝑝=𝑇𝑎+(𝑇𝑂𝑁𝐶−20 800 )𝐺=80 º𝐶 (10) Hay que realizar dos comprobaciones en el punto de máxima potencia, tanto para temperatura máxima como para temperatura mínima. 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑚𝑎𝑥)=𝑉𝑚𝑝(25º)[1+(𝑇𝑝−25)𝐾𝑉]=24,33 𝑉 (13) 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑚𝑖𝑛)=𝑉𝑚𝑝(25º)[1+(𝑇𝑝−25)𝐾𝑉]=32,03 𝑉 (13) 𝑁𝑚𝑖𝑛=𝑉𝑚𝑖𝑛 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑚𝑎𝑥)=23,4 (14) 40 𝑉𝑚𝑖𝑛=570 𝑉 Para el inversor Se toma 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑚𝑎𝑥) porque su valor es más restrictivo. Queda definido que el número de paneles es 24. Como comprobación se diseña la siguiente hoja de cálculo de Excel para construir la siguiente tabla: Vmp Voc alpha Tamb Tpmax Tpmin Tmax Tmin TONC Imax Imin 29,53 37,6 -0,0032 25 80 -1,5 45 -5 48 1000 100 Iscmax Isc Beta Np SD Np2 Ppmax 1760 8,91 0,0004 193,278732 0,2 200 250 Las tres ecuaciones utilizadas anteriormente dan valores multiplicados por el número de paneles en serie. Cuando los tres valores de las tres columnas estén dentro de rango, cumplen las condiciones y dan el número de paneles en serie. Se comprueba que la columna correspondiente a 24 módulos en serie es la única que cumple las tres condiciones. Las tres son menores que 1000 V y mayores que 570 V. 41 Vtmin Vtmax Vcotmin 32,034144 24,33272 40,78848 Npserie 1 32,034144 24,33272 40,78848 2 64,068288 48,66544 81,57696 3 96,102432 72,99816 122,36544 4 128,136576 97,33088 163,15392 5 160,17072 121,6636 203,9424 6 192,204864 145,99632 244,73088 7 224,239008 170,32904 285,51936 8 256,273152 194,66176 326,30784 9 288,307296 218,99448 367,09632 10 320,34144 243,3272 407,8848 11 352,375584 267,65992 448,67328 12 384,409728 291,99264 489,46176 13 416,443872 316,32536 530,25024 14 448,478016 340,65808 571,03872 15 480,51216 364,9908 611,8272 16 512,546304 389,32352 652,61568 17 544,580448 413,65624 693,40416 18 576,614592 437,98896 734,19264 19 608,648736 462,32168 774,98112 20 640,68288 486,6544 815,7696 21 672,717024 510,98712 856,55808 22 704,751168 535,31984 897,34656 23 736,785312 559,65256 938,13504 24 768,819456 583,98528 978,92352 25 800,8536 608,318 1019,712 26 832,887744 632,65072 1060,50048 27 864,921888 656,98344 1101,28896 28 896,956032 681,31616 1142,07744 29 928,990176 705,64888 1182,86592 30 961,02432 729,9816 1223,6544 Para calcular el número de módulos máximo en paralelo (𝑁𝑝𝑚𝑎𝑥) también hay que tener en cuenta la temperatura. En este caso la restricción viene dada por la corriente continua máxima admisible por el inversor (1760 A). 𝐼𝑠𝑐(𝑇𝑚𝑎𝑥)=𝐼𝑠𝑐(25º𝐶)·(1+𝛽(𝑇𝑚𝑎𝑥−25)) (15) 42 𝛽=𝐾𝐼=0,0004/ºC dado por el fabricante de módulos. Coeficiente de temperatura de intensidad. 𝑁𝑝𝑚𝑎𝑥=𝐼𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑠𝑐(𝑇𝑚𝑎𝑥)=193,279 (16) Donde 𝐼𝑚𝑎𝑥 es la intensidad máxima admisible por el inversor. El sobredimensionamiento (SD) que admite el inversor se calcula a partir de la máxima potencia en corriente continua = 1300 kWp. No es necesario calcularlo pero sí la restricción para el número de paneles en paralelo: 𝑁𝑝𝑚𝑎𝑥=𝑃𝑚𝑎𝑥/𝑐𝑐 𝑁𝑠𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜/𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜=1300000 𝑊 24·250 =216 (17) Se toman 193 paneles en paralelo por ser una condición más restrictiva que cumple las dos anteriores. Por lo tanto el sistema tiene 193·24=4632 módulos fotovoltaicos, cifra cercana a los 4000 que se estimaron inicialmente. Es importante señalar que al no ser lineal la curva I-V de los módulos hay un error elevado en la estimación inicial, por ello es siempre necesario realizar estos cálculos. El parque fotovoltaico constaría entonces de 193 ramas formadas por 24 módulos fotovoltaicos conectados en serie cada una. 43 Figura 33. Parque de paneles fotovoltaicos 7.2. Modelo del módulo fotovoltaico Se parte del circuito equivalente del módulo fotovoltaico, análogo al de la célula fotovoltaica. Figura 34. Circuito equivalente del módulo fotovoltaico 50 Figura 37. Modelo del módulo fotovoltaico 2 Que se alimenta a su vez de otros tres bloques. Uno para 𝐼𝑝𝑣, teniendo en cuenta el factor de irradiancia y de temperatura, otro para 𝐼0, y otro para la constante del término exponencial: Figura 38. Modelo del módulo fotovoltaico 3 51 Figura 39. Modelo del módulo fotovoltaico 4 Figura 40. Modelo del módulo fotovoltaico 5 Todo según las ecuaciones anteriores. El modelo en su entrada es realimentado y recibe una tensión. En la práctica dicha tensión se mide y es la que vuelve a la entrada del sistema para realimentarlo, se controla mediante un convertidor electrónico de continua, abriendo y cerrando el interruptor con un Duty Cycle programado para que el sistema opere en el punto de máxima potencia. En este TFG se va a elaborar un modelo matemático, calculando matemáticamente el punto de máxima potencia y alimentando con la tensión que corresponde a dicho punto el resto del sistema. Lo que compone el siguiente bloque MPPT. Para terminar se obtienen las curvas I-V y se comparan con la característica ofrecida por el fabricante. Como se dijo anteriormente, el valor del factor de idealidad del diodo indicado en el texto de referencia, es un valor para otro modelo de módulo fotovoltaico. Probando diferentes valores del mismo y comparando las gráficas I-V del modelo y del fabricante se llega a la conclusión de que su valor es aproximadamente 1,34. Se muestra el modelo de módulo fotovoltaico completo: 52 Figura 41. Modelo del módulo fotovoltaico completo 53 Formado por todos los bloques anteriores. Para obtener la característica I-V del campo de paneles se multiplica la intensidad de cortocircuito por el número de paneles en paralelo y la tensión de circuito abierto por el número de paneles en serie. Figura 42. Modelo del módulo fotovoltaico. Conexión del subsistema 54 Figura 43. Curva característica del campo de paneles Figura 44. Curva característica del fabricante de módulos 55 Hay que tener en cuenta que el modelo está reproduciendo la curva del campo entero de paneles, mientras que la curva del fabricante proporciona la de un solo módulo, de ahí la diferencia de escala. La forma aproximada y la pendiente de caída casi idéntica ofrecen un buen resultado de simulación, en términos generales. 7.3. Cálculo del punto de máxima potencia MPPT Una placa o célula solar puede operar en un amplio rango de voltajes e intensidades de funcionamiento. Esto puede lograrse variando la resistencia de la carga, en el circuito eléctrico, por una parte, y por la otra variando la impedancia de la célula desde el valor cero (valor de cortocircuito) a valores muy altos (circuito abierto) y se puede determinar el punto de potencia máxima teórica, es decir, el punto que maximiza V y potencia frente a I, o lo que es lo mismo, la carga para la cual la célula puede entregar la máxima potencia eléctrica para un determinado nivel de radiación. El punto de potencia máxima de un dispositivo fotovoltaico varía con la iluminación incidente. Para sistemas bastante grandes se puede justificar un incremento en el precio con la inclusión de dispositivos que midan la potencia instantánea por medida continua del voltaje y la intensidad eléctrica (y de ahí la potencia transferida), y usar esta información para ajustar, de manera dinámica, y en tiempo real, la carga para que se transfiera, siempre, la máxima potencia posible, a pesar de las variaciones de luz, que se produzcan durante el día. Para determinar el punto de máxima potencia se parte de la ecuación teórica de la potencia del panel. 𝐼=𝐼𝑝𝑣−𝐼0[exp(𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝛼𝑉𝑡𝑁𝑆)−1]−𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑝 (18) 𝑃=𝑉{𝐼𝑝𝑣−𝐼0[exp(𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝛼𝑉𝑡𝑁𝑆)−1]−𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑝} (25) Se quiere calcular el valor de V que hace que la potencia sea máxima. Ya que lo que se busca es el valor de V que hay que proporcionar como entrada al panel fotovoltaico para que opere en el punto de máxima potencia. Por tanto hay que hallar el valor de V que hace que la función potencia tenga derivada nula, ya que en ese punto se encuentra su máximo. Se deriva la función potencia con respecto a V y se iguala a cero: 56 𝑃=𝑉𝐼𝑝𝑣−𝑉𝐼0[exp(𝑉+𝐼·𝑅𝑠 𝛼𝑉𝑡𝑁𝑆)−1]−𝑉2+𝑉𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑝 (25) 𝑑𝑃 𝑑𝑉=𝐼𝑝𝑣−𝐼0 { [exp(𝑉+𝐼·𝑅𝑠 𝛼𝑉𝑡𝑁𝑆)−1]+[𝑉exp(𝑉+𝐼·𝑅𝑠 𝛼𝑉𝑡𝑁𝑆) − 1] }− 2𝑉+𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑝=0 (26) Figura 45. Curva de potencia en función de la tensión Construyéndolo en simulink, se construye un bloque funcional fcn seguido de un algebraic constraint. Se le proporcionan 3 entradas a la función, donde u(1) será la tensión, u(2) la temperatura y u(3) la irradiancia. Figura 46. Modelo del MPPT 57 La salida es la tensión de máxima potencia. El bloque se realimenta con la propia tensión, iterando hasta hallar el valor que hace nula la función. Se construye un subsistema y se crea una máscara donde se definen las variables de la función y se les dan valores. Figura 47. Bloque función para calcular el MPPT Que es justamente la ecuación indicada en la página anterior. Figura 48. Mask del subsistema MPPT 58 Figura 49. Parámetros del MPPT Una vez creado el subsistema se conecta al resto para obtener el valor de 𝑉𝑚𝑝 a la salida: Figura 50. Subsistema MPPT 59 7.4. Modelo del inversor trifásico El inversor trifásico es el elemento que transforma la potencia en continua que llega a la entrada, en potencia en alterna en trifásica a la salida. Como la salida del bloque del generador fotovoltaico es una señal de corriente, se diseñará un inversor trifásico que constará de una fuente de intensidad controlada conectada a una fuente de tensión de valor fijado. Este valor fijado es el valor de tensión de salida del inversor que proporciona el fabricante. La potencia de entrada al inversor se calcula como: 𝑃𝑚𝑝=𝐼𝑚𝑝𝑉𝑚𝑝 (19) Esta potencia es la que se calcula como el producto de la salida del bloque del campo de paneles por la tensión correspondiente a dicho punto, que es la que proporciona el bloque MPPT. A su vez, el rendimiento del inversor se define como: 𝜂=𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑃𝑚𝑝 (27) Que es el cociente entre la potencia que realmente llega a la red y la que entra en el inversor. Hay que aclarar que este valor de 𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 no es el valor de potencia inyectada a la red, ya que la potencia inyectada es en trifásica y en alterna. Se puede entender este valor como la potencia que queda cuando la potencia que llega pasa al inversor. Se calcula la intensidad que entra como el cociente entre la potencia que entra y la tensión de red en valor RMS. El valor RMS es utilizado como dato por los fabricantes y significa “root mean square”, que en español es media cuadrática. Es una medida estadística de la magnitud de una cantidad variable. Puede calcularse para una serie de valores discretos o para una función matemática de variable continua. El nombre deriva del hecho de que es la raíz cuadrada de la media aritmética de los cuadrados de los valores. 66 Se observan tres cosas: - La forma de onda y el desfase entre fases es el que se ha diseñado, es potencia trifásica. - La frecuencia de la potencia es el doble de la frecuencia de la tensión y de la intensidad. Lo cual tiene sentido, ya que la potencia instantánea es función del doble de la frecuencia angular. - El valor de las tres magnitudes a la salida es correcto, ya que la tensión es de 360 Vrms, y el valor de la intensidad (RMS) es inferior a los 2165 A que indica el fabricante para 25ºC. Hay que tener en cuenta que el campo de paneles nunca opera realmente en estas condiciones óptimas, ya que se producen pérdidas y el punto de trabajo de cada panel es diferente, por lo tanto nunca estarán trabajando todos los paneles al máximo. Además al aumentar la temperatura el rendimiento del panel baja, por lo tanto aunque en Sevilla trabajara un día en un pico de 900 W/𝑚2 de irradiancia la elevada temperatura haría que el rendimiento bajara bastante. Por lo tanto este rendimiento máximo es teórico y ofrece bastante margen de seguridad para el diseño. Respecto al valor de la potencia, está en torno a 1,13 MW, que entra dentro del rango de diseño de 1,1 MW del parque fotovoltaico que se pretendía inicialmente. El modelo completo queda del siguiente modo tras conectar los diferentes bloques: Figura 56. Modelo del parque de paneles fotovoltaicos completo 67 8. Simulaciones Para probar el modelo se realizan simulaciones para diferentes condiciones de irradiancia y temperatura. Para ello se toma el modelo del módulo fotovoltaico y se conecta a un bloque XY graph, multiplicando la tensión del módulo por el número de módulos en serie de cada rama (igual para todas las ramas), y multiplicando la intensidad por el número de ramas (igual al número de ramas en paralelo). Como entrada se aplica una rampa de rango [0,37.6], que es la tensión a circuito abierto. Al analizar las potencias en la segunda parte de las simulaciones, hay que tener en cuenta que se analizan datos de potencias medias. En electricidad y electrónica, en corriente alterna, se denomina valor eficaz de la tensión o de la corriente al valor cuadrático medio (en inglés root mean square, abreviado RMS o rms). Se define como el valor de una corriente rigurosamente constante (corriente continua) que al circular por una determinada resistencia óhmica pura produce los mismos efectos caloríficos (igual potencia disipada) que dicha corriente variable (corriente alterna). De esa forma, una corriente alterna es capaz de producir el mismo trabajo que su valor eficaz en corriente directa o continua. [4] De tal modo para la intensidad: 𝐼𝑃𝐼𝐶𝑂=√2·𝐼𝑅𝑀𝑆 (33) Para la tensión: 𝑉𝑃𝐼𝐶𝑂=√2·𝑉𝑅𝑀𝑆 (34) Y por tanto para la potencia: 𝑃𝑃𝐼𝐶𝑂=𝑉𝑃𝐼𝐶𝑂·𝐼𝑃𝐼𝐶𝑂=2·𝑃𝑀𝐸𝐷𝐼𝐴 (35) Se tiene en cuenta que la carga es puramente resistiva. En una instalación conectada a la red eléctrica el factor de potencia se puede compensar con la red por lo que se puede estimar que es 1. [4] https://es.wikipedia.org/wiki/Valor_eficaz 68 Figura 57. Simulación para condiciones estándar 1000-25 Figura 58. Simulación 900-25 69 Figura 59. Simulación 800-25 Figura 60. Simulación 700-25 70 Figura 61. Simulación 600-25 Figura 62. Simulación 500-25 71 Figura 63. Simulación 400-25 Figura 64. Simulación 300-25 72 Figura 65. Simulación 200-25 Figura 66.Simulación 100-25 73 Figura 67. Simulación 1000-(-5) Figura 68. Simulación 1000-5 74 Figura 69. Simulación 1000-15 Figura 70.Simulación 1000-35 75 Figura 71. Simulación 1000-35 Figura 72. Simulación 1000-70 82 Figura 83. Potencia en septiembre Figura 84. Potencia en octubre 83 Figura 85. Potencia en noviembre Figura 86. Potencia en diciembre 84 Como las potencias que genera el modelo son valores de potencia instantánea, no tendría sentido hacer un balance de potencia sino de energía media producida mensualmente. Mes Potencia media (kW) Energía producida (kWh) Enero 110 79200 Febrero 157 113040 Marzo 222 159840 Abril 276 198720 Mayo 310 223200 Junio 345 248400 Julio 345 248400 Agosto 300 216000 Septiembre 234 168480 Octubre 157 113040 Noviembre 113 81360 Diciembre 88,3 63576 Se realiza la conversión de kW a kWh, teniendo en cuenta las 720 horas que tiene cada mes y se construye el gráfico de producción mensual. Figura 87. Balance energético anual 0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 Energía producida (kWh) Energía producida (kWh) 85 Se puede observar cómo en los meses de verano la energía producida es bastante mayor, lo cual es lógico en España, un país del hemisferio norte donde los meses más soleados son junio y julio. En el hemisferio sur, los datos pico de potencia estarían en los meses de verano correspondientes (enero y febrero). Como se puede observar en las gráficas de potencias mensuales, la potencia senoidal tiene un pico del doble de la potencia media, que es la que se utiliza como base para calcular la energía en ese período de tiempo. La potencia así calculada debe entenderse como la media de la potencia instantánea durante los días de ese mes determinado. Así, se calcula la energía producida teniendo en cuenta que durante las horas nocturnas no se produce energía. De tal modo, como se indicó en el capítulo sobre la radiación solar, las horas solares pico se calculan durante las horas diurnas. Por lo tanto, en algunos momentos del día la irradiancia será bastante mayor que la media obtenida por los datos de aemet. Concretamente en las horas diurnas la irradiancia será del orden del doble de dicha media. La potencia que proporciona el modelo es una potencia instantánea, la que se transmite en todo momento a la red, y en una visión global del comportamiento, se apreciaría que la potencia en un día varía con el tiempo, alcanzándose un pico entre las 12 y las 16 horas y bajaría hasta que se pusiera el sol. Como se explicó en el capítulo 3, la orientación solar determina la cantidad de radiación que realmente reciben los paneles. Hay software especializados en determinar la orientación óptima de los paneles y la separación entre ellos al colocarlos en el terreno, para minimizar las pérdidas por sombras. Existen, por tanto, pérdidas en la práctica que reducen el rendimiento del parque de paneles fotovoltaicos. El valor de estas pérdidas depende de la instalación, del lugar geográfico y de otros factores que son variables añadidas a un hipotético modelo ampliado. Habría que tener en cuenta que estas pérdidas no se han añadido en el balance anual de producción pero existen y pueden ser calculadas una vez definidos dichos parámetros. 86 9. Conclusiones En este TFG se ha desarrollado un modelo en Matlab/Simulink de un parque fotovoltaico de 1,1 MW situado en la ciudad de Sevilla, cerca de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Sevilla. Aunque se requiere una gran superficie para dicho fin, se podría imaginar que el Estadio Olímpico de la Cartuja decidiera cubrir su fachada de paneles fotovoltaicos para hacer la zona más productiva y visualmente más moderna, o se podría suponer simplemente que este es un estudio teórico. Como conclusión cabe destacar que el modelo creado ofrece buenos resultados, fáciles de interpretar, de varios modos, a través de las curvas I-V o bien directamente a partir de las gráficas de potencia, intensidad y tensión trifásicas. Al ser un modelo matemático es preciso, pero habría que tener en cuenta que en la realidad el comportamiento de cada panel es diferente, por lo tanto nunca sería exacto, pero es una buena aproximación, sobre todo para estudiar el comportamiento global de producción de una central eléctrica fotovoltaica, y su ponderación a diferentes casos de potencia nominal. Este modelo se ha desarrollado para una potencia de 1 MW, por lo tanto es sencillo extrapolar los resultados para centrales de diferente potencia. El cálculo de cada parámetro necesario para el modelo se ha desarrollado paso a paso, de modo riguroso, sin estimaciones simplistas, intentando demostrar de dónde procede cada dato de entrada al modelo. Es fácilmente modificable, para introducir posibles mejoras o funciones y adaptable a diferentes condiciones de operación, por ejemplo, de distintos países, para hacer un estudio comparativo entre ellos. Otra conclusión es el potencial de Sevilla y España en general para la energía fotovoltaica, basándose en los datos de potencia y en el mapa de irradiancia. La potencia obtenida en las simulaciones es una media ponderada de la cantidad que se produciría en cada instante durante un día promedio de un mes determinado. Esto puede ser muy útil para estudiar el sistema a medio y largo plazo y hacer un balance anual de producción, tal y como se ha hecho como ejemplo para el caso de la ciudad de Sevilla. Como dato, al haber modelado un sistema de generación fotovoltaica, se ha puesto la salida del sistema (potencia inyectada a la red) como función de variables climatológicas que son las entradas del sistema, temperatura e irradiancia. Se podrían programar bloques interesantes que modelaran las condiciones climatológicas de una región 87 determinada, día a día y hacer un estudio anual de producción bastante más detallado, como aplicación práctica del modelo desarrollado. No cabe duda de que aún queda mucho por recorrer en este camino, pero el potencial sigue siendo enorme. 88 10. Bibliografía - www.wikipedia.org - http://www.grupoelektra.es/ - Design of Smart Power Grid Renewable Energy Systems - Ali Keyhani - Matlab Control Systems Engineering - César Pérez López - Modeling and Smulation of Grid-Connected Photovoltaic Generation System - E. Benkhelil and A. 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