Componentes de la instalación fotovoltaica



El módulo fotovoltaico 

Lógicamente, y salvo muy pocas aplicaciones (juguetería, equipos didácticos, etc.), las células se agrupan en lo que se denomina módulo o panel fotovoltaico, que no es otra cosa que un conjunto de células conectadas convenientemente, de tal forma que reúnan unas condiciones óptimas para su integración en sistemas de generación de energía, siendo compatibles (tanto en tensión como en potencia) con las necesidades y equipos estándares existentes en el mercado.

Normalmente, se habla de paneles de 6 V, 12 V y 24 V, si bien es cierto que su tensión está por encima de las mencionadas, oscilando las potencias producidas entre los 2,5 W y los 180 W, o incluso actualmente más.

Las células que integran un panel fotovoltaico deben estar comprendidas en un rango muy estrecho en cuanto a sus parámetros eléctricos, para evitar las descompensaciones que se producirían en el interior del módulo si unas generaran más corriente que las vecinas. Precisamente por este motivo son de suma importancia las pruebas finales de las células, dentro de su proceso de fabricación.

El módulo fotovoltaico consta de diversas capas que recubren a las células por arriba y por abajo, con el fin de darles una protección mecánica, a la vez que además las protegen contra los agentes atmosféricos, especialmente el agua, que puede llegar a ser causante de la oxidación de los contactos, con lo cual las células quedarían inservibles para la producción de energía.

Componentes del módulo fotovoltaico

Los módulos fotovoltaicos tienen estructuras y formas muy variadas, según los diferentes fabricantes. Podríamos hacer una división general diciendo que un módulo puede estar formado por:

Cubierta exterior.

Capa encapsulante anterior.

Células fotovoltaicas.

Capa encapsulante posterior.

Protección posterior.

Marco soporte.

Contactos eléctricos de salida.

Las principales cualidades que deben presentar los materiales que se usan para la fabricación de los módulos fotovoltaicos son por componente las siguientes: 

Cubierta exterior

Tiene una función eminentemente protectora, ya que es la que debe sufrir la acción de los agentes atmosféricos. Por este motivo, se suele utilizar vidrio en vez de siliconas como hace algunos años, pues presentaban problemas de durabilidad.

El vidrio, especialmente el templado, presenta unas cualidades que confieren al módulo fotovoltaico grandes ventajas respecto a otros tipos de materiales, ya que presenta una buena protección contra los impactos a la vez que tiene una excelente transmisión a la radiación del espectro solar.

El cristal utilizado para la fabricación de módulos y paneles fotovoltaicos debe ser, en su parte exterior, sumamente liso y capaz de no retener suciedad. No ocurre normalmente así en la posterior, que está en contacto con el encapsulante, y es rugosa con el fin de mejorar la penetración de la radiación y la adherencia con éste, donde están embutidas las células.

Capas encapsulantes

Son las encargadas de proteger las células solares y los contactos de interconexión. Los materiales utilizados (siliconas, EVA o etil-vinilo-acetileno, polivinilo butiral, etc.) deben presentar sobre todo una excelente transmisión a la radiación solar, así como una nula degradación frente a las radiaciones ultravioletas, ya que si no es así, puede disminuir el rendimiento del módulo. El encapsulante debe cumplir también la misión de proteger y amortiguar las posibles vibraciones e impactos que se puedan producir, así como actuar de adhesivo entre las cubiertas posterior e inferior.

Protección posterior

Su misión consiste fundamentalmente en proteger contra los agentes atmosféricos, ejerciendo una barrera infranqueable contra la humedad. Algunos fabricantes utilizan cristal, pero normalmente suelen emplearse materiales acrílicos, siliconas, TEDLAR o EVA. Estos últimos materiales, cada día más usados, proporcionan unas características inigualables, ya que son hasta 2300 veces menos absorbentes de la humedad que la silicona.

Habitualmente suele tener color blanco, ya que esto favorece el rendimiento del panel, debido a que al reflejar la radiación incidente entre los intersticios que dejan las células, ésta se refracta en las rugosidades del vidrio en su parte interior, haciendo que incida de nuevo sobre las células.

Marco soporte

Es la parte que presta rigidez mecánica al conjunto y permite su inserción en estructuras que agruparán a más módulos. El marco suele ser de aluminio anodinado o acero inoxidable, y a veces puede aplicarse un tratamiento especial para hacerlo aún más resistente al ambiente marino, que tan perjudicial es para los metales.

Los marcos soporte deberán llevar los taladros necesarios para su anclaje a un bastidor, evitando tener que ser manipulados posteriormente. Un marco no debe ser taladrado bajo ningún concepto, ya que las vibraciones producidas pueden hacer estallar al cristal. Algunos módulos llevan acoplados una toma de tierra, que deberá ser utilizada, especialmente, si el número de unidades que van a ser instaladas es grande.

Contactos eléctricos

Son aquellos que nos permitirán acceder a la energía producida por el módulo fotovoltaico. Las formas son variadas, pero normalmente suelen disponerse en una o dos cajas de conexión de intemperie, con los contactos accesibles mediante tomillo, clema, conector o cualquier otra forma de contacto eléctrico fiable. A veces, especialmente si se trata de módulos de pequeña potencia, se los dota de un cable de salida de longitud suficiente e incluso de unos simples contactos de tomillo que posteriormente se cubren mediante una protección de goma.

Evidentemente, la protección mediante caja de conexiones de intemperie resulta ser la opción más fiable y duradera en el tiempo, además de poder incorporar en su interior ciertos elementos de protección como los diodos de by-pass, que evitarían los desperfectos por sombras parciales.

Fabricación de un módulo fotovoltaico

Una vez que se dispone de las células solares debidamente seleccionadas y agrupadas, se interconexionan en serie para conseguir una tensión normalizada y, por tanto, fácil de trabajar con ella. Generalmente se dispone de un total de 30 a 36 células, número que variará en función del tipo y tensión de cada una.

Dispuesto el circuito eléctrico se depositan, por una parte, el cristal y una capa de encapsulante, y por la contraria, otra capa de encapsulante y la de protección posterior. Este conjunto es introducido en un horno especial para su laminación, donde se realizará el vacío para hacer desaparecer toda bolsa de aire que pueda quedar en el interior. Seguidamente se va aumentando la temperatura, de tal forma que el encapsulante empiece a fundirse (ya que su punto de fusión es más bajo que el del resto de los materiales), rodeando totalmente a células y contactos, a la vez que hace de adhesivo con el cristal y la capa posterior, quedando el conjunto totalmente estanco.

Una vez que todas estas capas han formado un bloque compacto, se aplica el marco soporte mediante goma butílica o silicona, para permitir sin problemas las dilataciones del conjunto por efecto del calor.

El proceso siguiente consiste en incorporar las bornas de conexión y realizar las pruebas finales del módulo, que permitirán clasificarlos por potencias para que, mediante algún código, puedan ser identificadas a la hora de su instalación y, al igual que las células, el conjunto de módulos presenta características comunes que no permitan descompensaciones entre los grupos serie - paralelo.

Normativa sobre módulos fotovoltaicos

Desde hace unos años, y debido al incremento en la utilización de los módulos fotovoltaicos, se han desarrollado normativas de cualificación que, aun no siendo de obligado cumplimiento para los fabricantes, sí son una buena referencia de calidad para los clientes, de tal forma que la práctica totalidad de las fábricas de módulos homologan según estos estándares. Aunque para la incorporación de instalaciones a programas de ayudas la certificación por un laboratorio acreditado será obligatoria.



La de capa delgada, por la que se realizan pruebas a los módulos en las condiciones más adversas, que aseguren el buen funcionamiento en el duro trabajo que les queda por desarrollar en su vida útil. Los principales ensayos que se realizan a estos equipos son los siguientes:

Inspección visual.

Medidas en las condiciones estándar (1000W/m2, 25° C, AM l.5).

Ensayo de aislamiento eléctrico.

Medida de los coeficientes α y β.

Medida de la temperatura de operación nominal.

Funcionamiento.

Funcionamiento a baja irradiancia.

Ensayo de exposición en exterior.

Ensayo a la resistencia de formación de "puntos calientes".

Pruebas de resistencia a la radiación ultravioleta (UV).

Ensayo de ciclos térmicos (200 ciclos de -40° C a + 85° C).

Prueba de humedad / congelación.

Ensayo continuo de calor húmedo (1000 horas a 85°C y 85% de

humedad relativa).

Ensayo de resistencia al granizo.

Ensayo de carga mecánica.

Prueba de robustez de terminales.

Prueba de torsión.

Como es lógico, después de cada prueba degenerativa se vuelven a medir los parámetros eléctricos, con el fin de verificar que el estado del módulo está dentro de rango.

Calidad de los módulos fotovoltaicos

Los estándares de calidad con que se construyen los módulos fotovoltaicos son bastante elevados, especialmente en aquellos casos que se acompaña una homologación bajo una norma de calidad como las descritas anteriormente.

Realmente, la calidad está en función directa de los materiales empleados, si bien es cierto que la manipulación y el almacenamiento de éstos deben ser controlados para evitar degradaciones en el tiempo de vida útil de los módulos. No obstante, la mayoría de los fabricantes acreditados y con experiencia dan a sus productos garantías mínimas de diez años contra defectos de fabricación y disminución de potencia, lo cual hace pensar sobre el alto grado de fiabilidad de los mismos.

A pesar de todo, se suele decir que un panel es mejor que otro por la medida de su potencia, y éste es un punto absolutamente importante que requiere algún comentario.

En primer lugar, no existe una célula igual a otra, y por extensión no existe un módulo igual a otro, siendo éste el motivo por el que los fabricantes suelen dar una variación de potencia de más / menos 10 % para cada modelo, lo cual no quiere decir que uno sea mejor que otro, sino que da más potencia.

Curiosamente, sin embargo, lo más importante no sería el análisis de la potencia del módulo, sino su corriente eléctrica, que es lo que hará que una instalación esté bien o mal equilibrada. Por tanto, un buen instalador fotovoltaico se preocupará de pedir a su suministrador el rango de corrientes de los módulos que adquiera, con el fin de poner en serie los de valores más próximos entre sÍ, ya que de nada serviría colocar en una serie de cuatro módulos, por ejemplo, tres que nos den 5 A y uno que dé 4.5 A, pues el resultado de dicha conexión sería que el grupo constituido nos daría tan sólo 4.5 amperios.

Este agrupamiento por la corriente de los módulos es el más efectivo para conseguir buenos resultados prácticos en las instalaciones, siempre y cuando la conexión sea en serie, ya que en el caso de ser sólo en paralelo, no tendría especial relevancia, pues las corrientes se sumarían.

Vida útil de los módulos fotovoltaicos

Los datos expuestos sobre esta cuestión están referidos exclusivamente a las tecnologías de silicio monocristalino y policristalino, no habiendo datos sobre otros tipos de materiales al no haberse comercializado en cantidad suficiente como para desarrollar estudios teóricos y reales de su esperanza de vida, excepto el silicio amorfo que según algunos estudios tiene problemas de estabilidad de su potencia con el tiempo.

Hablar de la vida de un módulo fotovoltaico puede hacerse desde dos puntos de vista, el simulado en pruebas de envejecimiento prematuro y el de la experiencia. Con el primero de estos análisis, y después de pruebas exhaustivas de diversos laboratorios, todos parecen coincidir en la afirmación de que la vida esperada de un módulo fotovoltaico, sin reducción de rendimiento efectivo, se podría situar en los veinte años y que después de éstos perdería progresivamente eficiencia, probablemente a un bajo ritmo.

No obstante, el análisis más razonable debería provenir de la experiencia práctica, que indica que módulos con más de veinte años de antigüedad están prácticamente como el día de su instalación, desde el punto de vista eléctrico. De hecho, la frontera de los 30 años parece ser ya casi una realidad, y más en el estado tecnológico actual, donde los materiales que se incorporan son de mejor calidad que los utilizados en tiempos pasados, así como los procesos constructivos que hoy día se emplean en la fabricación de estos elementos.

Actualmente hay todavía en servicio módulos instalados en las primeras fases de investigación hace más de 30 años, y fabricantes de módulos de tecnología normal ya garantizan el 80% de la producción a los 20 años.

En consecuencia, se puede afirmar que, a la vista de los datos de laboratorio y los contrastados bajo funcionamiento en circunstancias reales, el módulo fotovoltaico tiene una dilatada vida útil, mucho mayor que lo que en la actualidad se pide a prácticamente la totalidad de los aparatos que nos rodean.

Nadie espera que un automóvil nos dure veinticinco o treinta años con un funcionamiento diario, o que nuestro televisor, frigorífico y el resto de los electrodomésticos que nos rodean alarguen su existencia durante tanto período de tiempo, cuando, por ejemplo, la estimación de vida para el cálculo de la amortización de un repetidor de telefonía se evalúa en 15 años como máximo.

Acumuladores

Conceptos generales

La energía solar llega a la Tierra de una forma variable no sólo respecto al día y la noche, sino también a la época del año, condiciones meteorológicas, etc. Algunas de estas variaciones son perfectamente predecibles, como las estaciones o la duración de la noche, pero no ocurre así con la nubosidad, que es mucho más aleatoria, lo que hace necesario la utilización de acumuladores o baterías capaces de alimentar el consumo previsto inicialmente durante los días que dure la perturbación.

El acumulador o batería es un dispositivo capaz de transformar una energía potencial química en energía eléctrica. Se compone esencialmente de dos electrodos sumergidos en un electrolito donde se producen las reacciones químicas en los procesos de carga o descarga.

La capacidad de un acumulador se mide en amperios-hora (Ah), para un determinado tiempo de descarga. Si este tiempo es muy corto, la capacidad de la batería disminuye, mientras que si el tiempo de la descarga aumenta haciéndose ésta lenta, la capacidad de la batería aumenta.

Se define la capacidad como la cantidad de electricidad que puede obtenerse durante una descarga completa del acumulador plenamente cargado. Esta capacidad es el producto de la intensidad de descarga por el tiempo que ésta actúa, calculada hasta que se alcanza la tensión final. En definitiva, si tenemos un acumulador de 180 Ah medido a 10 horas de descarga, significa que el acumulador puede damos 18 A durante 10 horas.

La misión principal del acumulador dentro de un sistema solar fotovoltaico consiste en suministrar energía tal y como es demandada por la carga, independientemente de la producción eléctrica del panel en ese preciso momento.

Cumple, por otra parte, una misión de fiabilidad, ya que también tiene la función de poder alimentar a la carga durante varios días, cuando la producción del panel es baja debido a las condiciones meteorológicas adversas.

Al acumulador que ha de ser usado para aplicaciones solares se le debe exigir el cumplimiento de unas condiciones básicas, como son:

Aceptar todas las corrientes de carga que suministre el panel solar.

Mantenimiento nulo o mínimo.

Fácil transporte e instalación.

Baja autodescarga.

Rendimiento elevado.

Larga vida.

Se encuentran diferentes tipos de baterías en el mercado, pero fundamentalmente se pueden hacer dos grandes grupos: las de níquel-cadmio (Ni-Cd) y las de plomo-ácido.

Las primeras presentan unas cualidades excepcionales, pero debido a su elevado precio se usan con menos frecuencia.

Por el contrario, las baterías de plomo-ácido en sus diferentes versiones son las más usadas para las aplicaciones solares, adaptándose a cualquier corriente de carga y teniendo un precio razonable.

Componentes y funcionamiento de un acumulador de plomo-ácido

Una batería de plomo-ácido está compuesta por los siguientes elementos básicos:

Placa positiva, construida con dióxido de plomo (PbO2).

Placa negativa, formada por plomo esponjoso.

Separadores, cuya misión consiste en separar las placas de diferente polaridad aislándolas entre sí.

Electrolito, constituido por una solución diluida de ácido sulfúrico.

Carcasa, construida de polietileno o polipropileno, y encargada de alojar en su interior los diferentes elementos descritos anteriormente.

Terminales de conexión.

En los ciclos de carga y descarga se dan distintos efectos químicos que tienen lugar en una batería de plomo-ácido. Durante la descarga se produce un aumento de sulfato plúmbico y una disminución progresiva de los elementos que componen las placas, tanto positiva como negativa, así como una disminución de la concentración de ácido sulfúrico del electrolito.

Una vez que la batería ha llegado a su estado de carga bajo y se comienza la recarga, las condiciones se van invirtiendo hasta restablecer las proporciones iniciales de cada elemento, finalizando entonces la carga del acumulador.

Las placas están construidas con pasta de plomo, cuya cantidad determina la capacidad de la batería así como la profundidad de descarga a que puede ser sometida.

Cada vez que la batería se descarga, esta pasta, al irse desprendiendo, pierde volumen. Por este motivo, si la batería debe responder a descargas muy profundas, sus placas deben ser muy gruesas y estar formadas con pasta de plomo de alta densidad.

La vida de una batería de plomo-ácido llega a su fin normalmente por dos motivos principales. Uno se produce al no haber suficiente pasta de plomo en las placas para reaccionar con el electrolito, y el otro, por no existir suficiente electrolito para reaccionar con el plomo.

Esto último puede ser paliado en parte utilizando mayor reserva de electrolito por medio de una carcasa mayor, pero se deberá tener cuidado, si existe evaporación de agua, de que la concentración de ácido no alcance valores peligrosos que puedan dañar al acumulador.

En una carga, y particularmente en su fase final, el acumulador desprende gases de hidrógeno y oxígeno, produciendo una pérdida de agua que forma parte del electrolito.

Esta pérdida de agua puede evitarse en parte utilizando tapones catalizadores que, en vez de dar salida a los gases hacia la atmósfera, hacen que éstos pasen por sustancias catalizadoras que los vuelven a convertir en agua, permitiendo un menor mantenimiento del acumulador.

Profundidad de descarga y vida útil del acumulador. Se denomina profundidad de descarga al valor de la carga, en tanto por ciento con respecto a la total, que se ha sacado del acumulador en una descarga.

Por ejemplo, si a una batería de 200 Ah se le ha sometido a una descarga de 80 Ah,

esto da como resultado una profundidad de descarga del 40% sobre la capacidad total de la batería.

Se pueden dividir los acumuladores en dos tipos principales (siempre refiriéndonos a los de plomo-ácido): los de descarga superficial y los de descarga profunda.

Al primer grupo pertenecen aquellas baterías cuya descarga rutinaria se encuentra entre el 10% y el 15% y esporádicamente pueden descargarse a valores más profundos (40% - 50%). Este tipo de batería utiliza generalmente placas planas de plomo con aleación de antimonio, calcio, o una mezcla de estos dos componentes. A este grupo pertenecen las baterías sin mantenimiento, que últimamente se están utilizando mucho en aplicaciones fotovoltaicas ya que presentan notables ventajas, sobre todo en aplicaciones remotas como son repetidores, telemetría, etc. No obstante, este tipo de baterías debe utilizarse con suma precaución a la hora de hacerlas trabajar en grandes descargas, ya que su vida se acortaría mucho, llegando a su destrucción total en pocos meses.

El otro grupo de baterías, las de descarga profunda, lo forman aquellas que permiten sin deterioro muy apreciable descargas de hasta el 80% de su capacidad, fijando su descarga media en un 20 % - 25 % en su uso diario. Los acumuladores de ciclo profundo incorporan bien placas planas o bien placas tubulares.

En las baterías de placas planas, tanto el positivo como el negativo son rejillas empastadas, pero la placa positiva está envuelta con otras placas de cristal esterado, para retener la pasta de material activo que cae de la rejilla durante el ciclo de carga - descarga.

En las baterías de placas tubulares, la placa positiva está formada por un sistema de tubos porosos que contiene cada uno un conductor central rodeado por material activo, mientras que la placa negativa es igual a la que utilizan las baterías de placas planas.

Las baterías de placas tubulares tienen la ventaja sobre las de placas planas de que suelen tener mayor capacidad y duración. Como se ha visto anteriormente, la capacidad de una batería disminuye a medida que la descarga que se le aplica es más rápida. Esto demuestra que si la descarga se produce en un período largo, representará una profundidad de descarga menor que si se realiza en un período corto, ya que la capacidad del acumulador aumentaría en función del tiempo que durara la descarga.

Directamente relacionada con la profundidad de descarga está la vida de una batería. Ésta se expresa en ciclos, que se definen como el número de veces que se produce una carga - descarga. La vida de una batería depende también del espesor de las placas y de la concentración del electrolito, pero fundamentalmente está marcada por la profundidad de cada descarga, ya que, cuanto más profunda sea la descarga, el número de ciclos se hace menor y se llega antes al fin del acumulador.

Carga del acumulador

Todas las baterías están compuestas por elementos de 2 V nominales y una capacidad que dependerá del modelo y tipo de placas utilizadas. Después de su fabricación se venderán comercialmente como elementos sueltos para interconexionar entre sí, o bien ya conectados y presentados como un bloque, en tensiones de 12 ó 24 V normalmente. No obstante, hablaremos de la carga de los acumuladores en su versión básica, esto es, por elemento de 2 V.

En un elemento de plomo - ácido la tensión varía según el estado de carga, el peso específico del electrolito y, desde luego, según esté sufriendo una carga o una descarga. El voltaje de circuito abierto en una batería cargada es de 2,14 V a 25 °C y el peso específico de electrolito, de 1300.

Dado que todas las baterías sufren una autodescarga, necesitan una pequeña corriente de mantenimiento para conservarlas completamente cargadas incluso cuando no están trabajando.

En la práctica esta corriente es suministrada por el panel, siendo el voltaje de alimentación de unos 0,2 V por encima del voltaje de circuito abierto del elemento acumulador. En definitiva, se necesita una tensión de flotación de 2.34 V para mantenerla completamente cargada.

Un elemento que ha sido descargado puede llegar a un estado de plena carga con la tensión mencionada anteriormente, pero tardaría bastante tiempo. Por lo tanto, para hacer que una batería cargue más rápidamente se necesitará un voltaje de carga mayor, que oscilará entre los 2.60 y 2.65 V / elemento, siendo el tiempo empleado función de la intensidad que se le pueda proporcionar.

Se ha de tener en cuenta que, aproximadamente entre los 2.35 V y los 2.40 V, el elemento acumulador empieza a gasificar. Este hecho no es demasiado perjudicial en las baterías de placas tubulares (ya que, de lo contrario, podría estratificarse el electrolito y dañar las placas), pero representa una pérdida de agua que debemos compensar realizando un mantenimiento periódico.

También es cierto que no podemos permitir una sobrecarga fuerte en el acumulador, ya que nos llevaría a una disminución de la vida útil del mismo, siendo por este motivo por el que se usan diversos dispositivos que anulan o limitan la corriente de carga del panel fotovoltaico, evitando así una sobrecarga en el acumulador. A estos dispositivos se les denomina reguladores de carga.

Efecto de la temperatura. Congelación

La temperatura está estrechamente ligada a la tensión de carga, ya que el voltaje se deberá incrementar a medida que desciende la temperatura, y viceversa. En la curva del voltaje de carga recomendado para aplicaciones fotovoltaicas, en una batería sin mantenimiento de ciclo superficial, se puede observar que para una temperatura de unos 25° C el voltaje máximo de carga para una batería de 12 V sería de 14 V, en cambio, para 15° C pasaría a ser de 14.5 V y para 38° C, de 13.7 V. Según lo anterior, y manteniendo una tensión constante, ocurriría que si aumentara la temperatura se sobrecargaría la batería, y si disminuyese, no se llegaría a cargar plenamente.

Algo parecido ocurre con la capacidad del acumulador. Si la temperatura aumenta, la capacidad se incrementa y si disminuye, decrece.

Un fenómeno particularmente importante en el uso de los acumuladores, y con el que se debe tener cuidado, es la congelación del electrolito que contiene el acumulador. El ácido sulfúrico actúa como un anticongelante. Cuanto más fuerte es el ácido, más bajo es su punto de congelación.

A plena carga es muy improbable que una batería llegue a la congelación, dado que la densidad del electrolito es elevada. Pero no ocurre esto cuando el acumulador ha sufrido una descarga y la densidad ha bajado, en cuyo caso, el punto de congelación puede estar cercano a la temperatura ambiente si el frío es intenso.

Se puede decir que una batería que puede llegar a estar sometida a temperaturas mantenidas inferiores a 0 °C, deberá calcularse con mayor capacidad de la requerida, para de esta forma, disminuir la profundidad de descarga y, por lo tanto, mantener la densidad del electrolito lo más elevada posible, evitando así su congelación. Este aumento de la capacidad del acumulador que va a funcionar con temperaturas bajas, abunda en lo expuesto anteriormente sobre la disminución de la capacidad por efecto de la temperatura, pues una batería que funciona con temperaturas medias de 0 °C, tan sólo nos va a proporcionar el 72 % de su carga medida a 25°C, que es como se nos presenta en catálogo.

El acumulador solar. Dimensionado


Dado que en la mayoría de las aplicaciones fotovoltaicas va a ser preciso la utilización del acumulador, éste deberá cumplir unos requisitos básicos que aseguren el correcto funcionamiento del sistema. Éstos son:

Garantizar el suministro en las horas en que no existe insolación.

Asegurarla estabilidad de la tensión para el buen funcionamiento de los equipos que alimenta el grupo solar.

Proveer de energía a la carga cuando se presentan días con bajo nivel de radiación.

El acumulador solar difiere de otros tipos de acumuladores básicamente por las bajas intensidades de descarga. Es normal especificar la capacidad de un acumulador solar en un tiempo de 100 horas, dado que en muchos casos se habla de autonomías de cinco o más días. Por tanto, la descarga se produciría en 24 x 5 = 120 h.

Por este motivo precisamente los acumuladores de arranque no prestan buenos servicios en aplicaciones fotovoltaicas, ya que su diseño se ha previsto para unas descargas fuertes durante corto tiempo y no para descargas pequeñas en un largo plazo.

Fundamentalmente, existen dos tipos de acumuladores idóneos para aplicaciones solares: los estacionarios de plomo-antimonio (Pb - Sb) y los de plomo calcio (Pb -Ca). Los primeros se encuadran dentro del tipo de ciclo profundo, por lo que deben ser usados en aquellas aplicaciones en que la descarga pueda llegar a límites bajos de una forma obligatoria y, en general, donde el ciclo diario supere el 15 % de la capacidad de la batería. No obstante, ofrecen un buen funcionamiento en todos los casos, presentan una vida elevada y en algunos modelos se incorpora una gran reserva de electrolito que hace su mantenimiento menos constante.

Otro tipo de acumulador solar es el constituido por una aleación en las placas de Pb - Ca. Estos acumuladores presentan en algunos de sus modelos la ventaja de no tener mantenimiento, hecho que es particularmente importante en aquellas instalaciones remotas o de difícil acceso. A diferencia de los estacionarios, que se presentan generalmente en elementos de 2 V, los de Pb - Ca suelen construirse en tipo monobloc de 12V y con unas capacidades máximas de 150Ah (a 100 h), lo que los hacen interesantes para pequeñas instalaciones donde el ciclo de descarga diario no supere el 10 % y, en emergencias, el 50% como máximo. La auto descarga de las baterías de Pb - Ca es considerablemente más baja que en las de Pb – Sb, aunque este dato, salvo algunas excepciones, no es muy importante, ya que en los sistemas fotovoltaicos que utilizan baterías, éstas casi siempre se encuentran en carga o en descarga, lo que hace anular en parte el efecto de la autodescarga.

Se puede decir que las baterías fotovoltaicas cuya aplicación se destine a descargas profundas deben ser, sin lugar a dudas, del tipo estacionario, al igual que en aquellos otros casos donde la capacidad sea elevada, pues si dispusiéramos una gran cantidad de pequeñas baterías disminuiríamos excesivamente la fiabilidad del conjunto.

Por el contrario, si la instalación fotovoltaica es de pequeña dimensión o bien el mantenimiento es muy difícil, no sólo en el coste sino en facilidades de acceso, la decisión se decantaría hacia las baterías sin mantenimiento, cuidando siempre de que las descargas no sean excesivamente profundas para evitar el envejecimiento prematuro del acumulador.

Los datos necesarios para un diseño adecuado del acumulador integrado en un sistema fotovoltaico serían los siguientes:

Tensión de funcionamiento.

Descarga máxima al final de los días de autonomía.

Temperatura media de funcionamiento.

Temperatura mínima.

Días consecutivos en los que se pueden producir bajas temperaturas.

Tipo de regulador usado.

Facilidad de acceso de montaje y mantenimiento del acumulador en el lugar de la instalación.

Con estos datos básicos podremos calcular la capacidad y número de elementos necesarios, así como definir el porcentaje de descarga diario y en cada época del año en que se va a producir, sabiendo de esta forma, por lo menos aproximadamente, la vida de la batería en ciclos según la curva proporcionada por el fabricante.

El acumulador de gel

Desde hace unos años, algunos fabricantes de acumuladores han desarrollado un tipo de baterías sin mantenimiento con unas características similares a las estacionarias tradicionales, tanto por la clase de materiales utilizados como por las prestaciones que ofrecen. La razón de que no precisen mantenimiento se debe al hecho de estar dotadas de un electrolito en forma de gel, que las hacen muy idóneas para el uso en los acumuladores estacionarios de gel. Tienen una característica muy interesante en los sistemas fotovoltaicos: la facilidad y seguridad en el transporte, así como su versatilidad en cuanto a la disposición final, ya que pueden ponerse en cualquier posición sin pérdida de electrolito como ocurre en los tradicionales. Estas características los hacen muy interesantes para algunas instalaciones de difícil acceso.

Funcionamiento

A diferencia de las baterías de plomo - ácido, en las que se produce una pérdida de agua durante el ciclo de carga, en las baterías de gel se recombina el oxígeno liberado por las placas positivas con el hidrógeno, a través del electrolito, y por reacción electroquímica se convierte en agua. De esta manera se hace innecesaria la adición de agua durante toda la vida de la batería.

Componentes

a) Placas positivas

Constituidas por una serie de tubos de poliéster, material resistente al ácido y de alta porosidad, que sirven de soporte a una gran cantidad de materia activa formada por óxido de plomo de esmerada elaboración.

b) Placas negativas

Son del tipo empastado, formadas por una rejilla de aleación de plomo que sirve de soporte eficaz a la materia activa por su especial diseño. Su rendimiento es equivalente al de las placas positivas a las que acompaña.

c) Separadores

Son de plástico microporoso inalterable a la acción del ácido sulfúrico y de una elevada porosidad.

d) Terminales

Por su diseño deben de eliminar toda posibilidad de corrosión y garantizar la absoluta estanquidad entre el interior y exterior del elemento.


e) Recipiente y tapa

De plástico de alta resistencia a impactos e inalterables al ácido. Deberían incorporar válvulas de seguridad para facilitar la salida de gases al exterior en caso de sobrepresión producida por una carga incorrecta.

f) Electrolito

Constituido por una solución de ácido sulfúrico que se presenta en forma de gel debido a la adición de una sílice especial.

El acumulador de níquel-cadmio

a) Los acumuladores de níquel-cadmio (Ni - Cd) o alcalinos se diferencian de los de plomo fundamentalmente por los cuatro motivos siguientes:

Puesto que el acumulador de Ni-Cd tiene una resistencia interna más baja, presenta una disponibilidad muy grande para soportar descargas elevadas y esto hace que su capacidad pueda ser menor para realizar el mismo trabajo que un acumulador de plomo. Si en una determinada aplicación fotovoltaica se necesitase, con batería de plomo, una capacidad de 200 Ah, de los cuales se descargarían 120 Ah (60 %), su equivalente en Ni-Cd necesitaría una capacidad total de unos 140 Ah, puesto que podría soportar descargas de hasta el 85 % - 90 % de su capacidad total.

b) La tensión por elemento en descarga se mantiene mucho más estable, y tan sólo al final de la descarga (85% - 90 %) cae hacia valores más bajos que el nominal.

c) El acumulador de Ni-Cd presenta una vida mucho más larga que los de plomo, a igualdad de ciclos de trabajo.

d) Puede resistir temperaturas más bajas que el de plomo e incluso la congelación de su electrolito, ya que una vez que éste se deshiele, la batería podrá trabajar otra vez con normalidad. Como ejemplo, se puede decir que a una temperatura de -20 °C, la capacidad disponible es del 75 %, comparada con el 50 % de una de plomo.

La batería de Ni - Cd presenta, además, otras características que si bien no son de suma importancia, hacen de estos elementos unos buenos útiles de trabajo. Por ejemplo, puede soportar el cortocircuito sin que la batería se deteriore. También puede soportar la falta de agua de su electrolito, dejando tan sólo de funcionar temporalmente hasta que se le añada.

En un acumulador alcalino el mantenimiento puede llegar a espaciarse hasta diez años si su construcción y características son las adecuadas, presentando, con este hecho, unas incalculables ventajas para la aplicación fotovoltaica en lugares remotos o difícilmente accesibles. La autodescarga se sitúa entre el 0.1 % y 0.2 % diario, lo que representa del 3 % al 6 % mensual.

Otra característica importante es la ausencia de gases corrosivos en la carga de los acumuladores, hecho que beneficia la inclusión de los mismos en el armario donde están los equipos electrónicos a los cuales puede alimentar.

Obviamente, no todo podían ser ventajas en los acumuladores de Ni - Cd, y como es lógico, éstos presentan un gran inconveniente que hace raro, por el momento, su uso en aplicaciones fotovoltaicas, y éste es su precio, que puede suponer hasta tres veces más que su equivalente en plomo.


Composición y funcionamiento de un acumulador de Ni-Cd


La tensión de cada elemento de una batería de Ni-Cd es de 1,2 V nominales, en vez de los 2 V por elemento de plomo. Según esto, una batería de 12 V nominales tendrá que estar formada por diez de estos elementos unidos en serie. El proceso electroquímico de un acumulador de Ni-Cd se basa en la construcción de una placa positiva, formada por hidróxido de níquel, y una negativa de óxido o hidróxido de cadmio. Estas dos placas se encuentran inmersas en un electrolito que forma parte del proceso químico como conductor, y que suele ser una disolución acuosa al 20 % de hidróxido de potasio con otros elementos.


Durante la descarga el oxígeno pasa de la placa positiva a la negativa, dando lugar a óxido de cadmio. Es durante la carga cuando el oxígeno vuelve a pasar de la placa negativa a la positiva.


Como ya se ha explicado, en todo el proceso anterior el electrolito juega un papel de


mero conductor, puesto que su densidad permanece invariable durante la reacción química que tiene lugar.


Es por este motivo por el que el electrolito apenas sufre, todo lo contrario que en las baterías de plomo. Otra característica de este tipo de electrolito es que no es peligroso, ya que no es ácido y además no produce el típico fenómeno de la sulfatación.


Las materias activas se encuentran en las placas en forma de polvo, contenidas en bolsas de fleje de acero perforado. Las placas positivas y negativas están separadas de tal forma, que las burbujas de gas que se desprenden al final de la descarga ascienden libremente a lo largo de la placa ejerciendo una libre circulación del electrolito, lo que evita la formación de puentes entre las placas, que son la causa de su cortocircuito.


La superficie de las placas es de vital importancia para el posterior funcionamiento del acumulador, ya que cuanto mayor es la superficie de éstas, mayor es el poder de descarga. El poder de descarga se define como la intensidad de corriente que un elemento puede proporcionar bajo unas determinadas condiciones sin que la tensión baje del valor adecuado.


De esta forma pueden construirse baterías de alta capacidad utilizando pocas placas, o bien, baterías de menor capacidad pero con un gran poder de suministrar puntas elevadas de intensidad, si se utiliza la misma materia activa pero distribuida en un mayor número de placas.


Baterías herméticas


Se dan, en algunas ocasiones, casos en los que los consumos son muy bajos o el tiempo de duración de éstos es muy corto. En estas circunstancias, al hacer el cálculo del sistema fotovoltaico, resulta una capacidad de batería muy pequeña que puede ser muy bien cubierta con los diversos modelos de baterías herméticas.


Las baterías recargables de este tipo pueden ser de plomo o níquel-cadmio,


prácticamente con las mismas características descritas en las páginas anteriores. No obstante, existen pequeñas diferencias que resumiremos seguidamente:


Son totalmente herméticas, no existiendo peligro de pérdida de electrolito.


Están libres de mantenimiento a lo largo de su vida útil.


Funcionan en cualquier posición, lo que reporta grandes ventajas a la hora de su ubicación.


No emiten gases, gracias al sistema de recombinación que incorporan.


Amplio rango de temperatura, ya que existen modelos que pueden trabajar durante la descarga y la carga entre -60° C y +60° C.


Amplia resistencia mecánica a choques y vibraciones.


Estas baterías tienen, por su tamaño y características, una vida útil bastante discreta, ya que pueden conseguir hasta 1600 ciclos a una profundidad de descarga del 25 %. Para una descarga del 60 % pueden alcanzar los 700 ciclos.


Se pueden encontrar en diversos formatos, desde los elementos de 2 V hasta los monoblocs de 4 V, 6 V y 12 V para las de plomo.


Las capacidades oscilan desde los 0.5 Ah a los 65 Ah, aunque últimamente están apareciendo de hasta 300 Ah, que pretenden ocupar un puesto en aquellas instalaciones donde el mantenimiento puede ser crítico.


Reguladores de carga


Como ya se ha visto anteriormente, los módulos fotovoltaicos tienen una tensión nominal superior a la tensión nominal de las baterías o acumuladores usados en las instalaciones. Este hecho es debido fundamentalmente a dos causas:


La tensión nominal del panel debe ser más elevada, para paliar la disminución que se puede producir debido al aumento de temperatura.


La tensión a circuito abierto del panel fotovoltaico debe ser siempre mayor que la tensión máxima de batería, para poder cargada adecuadamente. Como se ha estudiado en el capítulo anterior, para alcanzar un pleno estado de carga en una batería de 12V nominales,


necesitamos una tensión mínima de 14 V (2.34 V por elemento de batería). La misión del regulador se centra, por lo tanto, en evitar que, debido a una sobrecarga excesiva proporcionada por el panel, éste pueda en algún momento causar perjuicios al acumulador, acortando la vida del mismo.


En definitiva, el regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del acumulador a la vez que limita la tensión de la batería a unos valores adecuados para el mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías.


La misión del regulador de carga es de suma importancia en la mayoría de los casos, ya que estamos trabajando con una fuente de energía totalmente variable y estacional.


Supongamos, por ejemplo, un consumo fijo durante todos los días del año. Si calculamos el número de módulos solares necesarios, lógicamente deberemos tomar como base la radiación invernal para asegurar el correcto funcionamiento del sistema en la peor época.


Sin embargo, esto nos da pie para pensar que, cuando llegue el verano, el valor de la radiación pueda duplicarse, por lo que la producción sería el doble a la calculada para la estación invernal y, por el contrario, el consumo sería el mismo. De no existir un sistema regulador, se produciría un exceso de corriente que sería capaz de hacer hervir el electrolito, con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo acumulador, al no estar limitada la tensión.


Habitualmente, el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la medida de la tensión en bornas, usando los datos proporcionados por los diferentes fabricantes, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. De esta forma, el circuito de control del regulador de carga sabe cuándo éste debe empezar a actuar limitando la corriente proporcionada por el grupo fotovoltaico.


Esencialmente, existen dos grandes grupos de reguladores: los de tipo shunt o paralelo y los de tipo serie. La misión en ambos casos es la misma, y se diferencian en la forma de trabajo y prestaciones de cada uno de estos elementos. Seguidamente comentaremos el funcionamiento de estas dos clases de reguladores básicos.


Regulador shunt


El método tradicional de controlar la carga de las baterías en los sistemas eléctricos solares es el regulador en shunt. Los dispositivos de este tipo, colocados en paralelo con el grupo solar y el sistema de baterías, detectan la tensión de los bornes de la batería, y cuando ese potencial alcanza un valor establecido de antemano, crean una vía de baja resistencia a través del grupo solar, derivando con ello la corriente y apartándola de las baterías.


Un diodo en serie, situado entre el regulador en derivación y la batería, impide que la corriente del acumulador retorne a través del regulador o del grupo solar. Como el sistema al que se está dando energía toma corriente de la batería, su tensión en los bornes descenderá hasta que se desconecte el regulador en derivación y se reanude la carga.


Los reguladores del tipo shunt han de disipar toda la corriente de salida del grupo solar cuando el sistema de baterías alcanza el estado de plena carga. Esto resulta una tarea razonable cuando los sistemas eléctricos solares son pequeños, pero con los grandes sistemas se requieren disipadores térmicos de grandes dimensiones o disipadores menores múltiples, lo que conduce a problemas de fiabilidad y de coste elevado.


Este tipo de reguladores, muy utilizado en los inicios del desarrollo de los módulos fotovoltaicos, está hoy día en desuso, ya que el avance en los microprocesadores y la electrónica en general ha facilitado el diseño de equipos más compactos y con más prestaciones que las que ofrecían aquéllos, todo ello con un coste mucho más contenido y la posibilidad de alojarlos en cajas estancas, cosa que no se podía hacer en el caso de los reguladores shunt, puesto que disipan calor y en consecuencia debe dejarse una salida para su evacuación.


Regulador serie


Como se ha comentado, la tradicional forma de regular la corriente que proviene del panel solar por medio de un regulador tipo shunt, ha dejado paso, de forma casi universal, a la utilización de los reguladores serie. Éstos se basan lógicamente en el concepto de regulación en serie, en la que el grupo solar se desconecta del sistema de baterías cuando se logra un estado de plena carga. En otras palabras, este sistema es equivalente a un interruptor conectado en serie que proporciona una vía de baja resistencia (de decenas de miliohmios) desde el grupo solar al sistema de baterías durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo y la batería cuando ésta se encuentra plenamente cargada.


En el regulador serie que utilice relé electromecánico no se disipa nada de energía en ninguno de los estados, porque cuando está en la posición cerrado no hay caída de tensión en el interruptor y cuando se encuentra en posición abierto no hay paso de corriente. La única potencia consumida es la requerida para el propio funcionamiento de los circuitos de control y, en su caso, la producida por la caída de tensión en el diodo de bloqueo, si se le dota de este elemento al regulador.


Los primeros reguladores serie que se empezaron a usar utilizaban relés electromecánicos, pero a medida que se avanzaba en el empleo de los sistemas fotovoltaicos y las potencias y tensiones de trabajo eran mayores, se derivó el uso a relés de estado sólido, que evitaban los considerables tamaños y consumos de las bobinas que necesitaban para su funcionamiento los relés tradicionales, así como la destrucción prematura de sus contactos, especialmente en tensiones de trabajo de más de 24 V, debido a los arcos voltaicos que es capaz de producir la corriente continua en estos valores.


Después de lo expuesto, se deduce que la calidad de un regulador serie está definitivamente ligada a la calidad del relé que utiliza, que es lo que dará una vida prolongada a este equipo. Hoy en día la práctica totalidad de reguladores serie utilizan relés de estado sólido, con una circuitería de control más o menos sofisticada que hará que sus funciones sean más o menos avanzadas en cuanto a regulación de carga se refiere.


Si enumeramos las funciones necesarias para que un regulador de carga tipo serie, con uso en sistemas fotovoltaicos, sea válido a los requerimientos de carga tecnológicamente disponibles en la actualidad, deberíamos exigirle como mínimo los siguientes condicionantes:


Relé de estado sólido, de elevada fiabilidad de funcionamiento en el tiempo.


Selección automática de la tensión de entrada, como mínimo en valores estándar de 12 V y 24 V nominales.


Sistema de regulación en fases diferenciadas, que nos proporcionen una carga adecuada de los acumuladores, evitando el "todo" o "nada" de los primeros reguladores serie que usaban relés tradicionales. Esto se consigue mediante el uso de microcontroladores que implementa una variación en las tensiones de carga que mejora sustancialmente el nivel de carga de los acumuladores, llegando incluso a la carga completa y equilibrada del 100 %. Variación de los niveles de carga con la temperatura, mediante un sensor externo o interno que modifique dichos niveles en función de la temperatura ambiente a que se encuentre el acumulador, asegurando de esta forma una carga adecuada a la batería y evitando la falta de carga o la sobrecarga por variaciones de la temperatura. Esta función es especialmente importante en países donde la diferencia de temperatura entre el invierno y el verano es considerable.


En resumen, los reguladores serie utilizados hoy en día para el control de carga de la batería de acumuladores nos aseguran un eficaz trabajo y una mayor vida de los sistemas fotovoltaicos. En la medida que el sistema de regulación realice fases de carga diferenciadas, podremos asegurar un mayor y mejor nivel de carga, lo cual redundará, sin duda, en el mejor aprovechamiento de los recursos de almacenamiento del acumulador y, como consecuencia, en una mayor disposición de energía útil.

Describiremos seguidamente un sistema de regulación de la carga utilizado con gran

éxito y desarrollado en colaboración con los fabricantes de baterías.

Básicamente consta de dos fases, con una actuación variable en la segunda dependiendo de la historia reciente de la instalación, obtenida gracias a los datos almacenados en el microprocesador que incorpora, como luego veremos.

La primera fase consta de una carga profunda donde toda la corriente que puedan dar los módulos fotovoltaicos fluye directamente a la batería, hasta alcanzar una tensión final de carga. Esta tensión depende de varios factores, como son la temperatura, la diferencia de intensidad de carga y descarga, la capacidad del acumulador y el valor de tensión prefijado. Los dos primeros los calcula y ajusta el propio regulador, mientras que los otros dos deben ser introducidos por el instalador en el momento del montaje, ya que de no ser así, el propio regulador tomará los ya ajustados previamente por el fabricante como valores estándar.

Esta carga profunda que realiza el regulador, hasta un valor de tensión calculado en función de los parámetros mencionados anteriormente, da paso a la denominada fase de flotación, donde el microprocesador establece unos valores máximo y mínimo de tensión, entre los cuales el relé de estado sólido va abriendo y cerrando el circuito de conexión entre el panel solar y el acumulador, para terminar con éxito el proceso de carga. Dichos valores máximo y mínimo son ajustados automáticamente por el microprocesador en función del estado de carga que ha alcanzado la batería en los días anteriores, de tal forma que son más altos cuanto menor fuera el estado de carga

y más bajos en el caso contrario. Con esta actuación diferenciada se consigue que baterías que han estado sometidas a grandes descargas pasen por un período de igualación en su fase final de carga, y viceversa, que instalaciones que no se usaron apenas no se las sobrecargue y produzcan gases innecesarios que acorten los períodos de mantenimiento de dichos elementos.

Módulos fotovoltaicos autorregulados

También existen en el mercado fotovoltaico paneles solares que no necesitan usar regulador de carga. Este hecho proporciona múltiples ventajas en coste y fiabilidad, ya que tan sólo trabajan los dos elementos más robustos: el panel y la batería.

La curva de carga de un módulo fotovoltaico autorregulado tiene que cumplir el requisito básico de lograr un grado elevado de carga en la batería, disminuyendo entonces la corriente producida hasta un mínimo de mantenimiento. De esta forma, se consigue una carga adecuada sin producir evaporación de electrolito.

Para conseguir lo anteriormente descrito es necesario que la relación voltaje -

corriente sea inversa, es decir, que una demanda de tensión en la batería que se produzca entre el 90% y el 100% de su estado de carga, haga trasladar el punto de trabajo del panel solar fuera del codo de su curva característica y, en consecuencia, se genere una corriente eléctrica cada vez menor que haga mantener automáticamente el nivel de carga idóneo. Si en ese momento conectáramos algún consumo a la batería, éste haría bajar su voltaje, con lo cual, el punto de trabajo volvería a desplazarse a lo largo de la curva hasta dar la máxima intensidad posible en función de la radiación solar en ese momento y la tensión a la que quedase la batería.

Habitualmente, el número de células que incorpora un módulo autorregulado se sitúa entre las 30 y las 32, dependiendo de la tensión generada por célula y tipo de curva.

No obstante, se han llegado a hacer sistemas fotovoltaicos equilibrados con tan sólo 28 células, pero no es recomendable debido a los incrementos de temperatura que pueden sufrir los módulos, así como en previsión de pérdidas en las líneas eléctricas de unión con el acumulador.

Debemos de tener en cuenta, a la hora de utilizar un sistema fotovoltaico autorregulado, que la capacidad del acumulador ha de estar en proporción con la potencia pico que sea utilizada en el sistema. Según esto, una proporción de 100 Ah de batería por cada 40 Wp de panel sería idónea. Como ejemplo práctico, podríamos suponer que en el caso de tener una potencia total en módulos de 120 Wp a 12 voltios, la capacidad debería rondar los 300 Ah.

Existen determinados casos donde el panel autorregulado no es apropiado, como por ejemplo grandes instalaciones, lugares donde la temperatura pueda ser excesivamente alta y mantenida o, por el contrario, excesivamente fría y con elevada radiación, aplicaciones donde la capacidad de la batería sea muy pequeña, etc. Pero en definitiva, podemos afirmar que el panel autorregulado presenta unas notables ventajas en pequeñas instalaciones remotas donde el mantenimiento sea costoso, o en instalaciones de tipo doméstico, donde habitualmente el número de paneles solares utilizados no es excesivo.

Sistemas de medida y control

Se encuadran en este apartado todos aquellos aparatos que nos van a dar una idea de las magnitudes eléctricas que rigen el sistema fotovoltaico. En general, si sólo disponemos de módulo solar, regulador de carga y acumulador, el sistema funcionará perfectamente, pero no podremos tener "noticia" de lo que ocurre con él. Por el contrario, con tan sólo un amperímetro y un voltímetro, empezaremos a hacemos una idea de a qué régimen carga el panel fotovoltaico, la tensión de la batería, la corriente consumida por los diferentes equipos conexionados, etc. En definitiva, una información

capaz de hacemos comprender en cada momento el estado en el que se encuentra el sistema.

Son realmente muchos los equipos del mercado que incluyen estas funciones, pero en la mayoría de los casos se encuentran incorporados al propio regulador como una función de información adicional, muy conveniente para el control por parte del usuario del estado del sistema fotovoltaico. Generalmente los voltímetros y amperímetros digitales son los más usados, y estos últimos, además, tanto para informar de la corriente del grupo fotovoltaico como la de los consumos conectados.

En reguladores más reducidos, para pequeñas aplicaciones, estos aparatos de medida se sustituyen por leds de colores, que dan una apreciación de los niveles tanto de corriente como de tensión del sistema. Existen incluso reguladores que en su aparamenta de medida nos dan el estado de carga de la batería en %, pero esa información debe de ser tomada como una mera aproximación, puesto que medir el estado de carga de una batería con rigor es sumamente difícil, e inviable técnica y económicamente en unos equipos de estas características.

Muchos de estos sistemas de medida llevan incorporada una alarma acústica, que nos avisa en el caso de producirse una descarga importante, indicándonos con antelación de un posible deterioro del subsistema de almacenamiento.

La misión de esta alarma es sumamente importante, ya que indica al usuario no sólo que la batería está baja de carga, sino algo mucho más importante como es el hacerle pensar el porqué de ese bajo estado de carga, que puede deberse a un consumo excesivo, una producción menor de los módulos fotovoltaicos, poca reserva de batería frente a posibles días nublados, etc. Estas causas podrán hacer modificar el dimensionado o las funciones del generador solar, en previsión a posibles fallos futuros.

Otro tipo, cada vez más usado, de alarmas que controlan el buen funcionamiento de los sistemas fotoeléctricos, son las que trabajan por alta y baja tensión de batería mediante relé libre de potencial. Este tipo de señales, que generalmente detectan fallos en el sistema, son introducidas en las instalaciones de telecomunicación a los sistemas de transmisión para dar señal de fallo en el centro de recepción de señales remotas, y de esta forma detectar posibles averías con anterioridad a que se produzcan.

Una señal de alarma por alta tensión de batería, significa casi con toda seguridad un fallo en los sistemas de regulación, y la alarma por baja tensión de batería sería equivalente a lo comentado respecto a la alarma acústica. En ciertos equipos, además, en paralelo con la alarma de baja tensión, se suele añadir otro relé adicional que puede arrancar un equipo auxiliar de carga, como pudiera ser un grupo electrógeno, para recargar la batería o hacerse cargo de los consumos, con el fin de evitar la parada de la instalación.

Actualmente se pueden encontrar en el mercado equipos altamente sofisticados que aglutinan un elevado número de funciones y posibilidades de expansión. Estos equipos nacen de la necesidad de disponer de toma de datos para un seguimiento efectivo de la instalación que se pretende monitorizar, y presentan una configuración intermedia entre lo que sería un regulador de carga y un sistema tipo Data Logger para toma y grabación de datos.

Además hay que recordar que no solo es necesario el control en los sistemas con acumulación, en los sistemas conectados a red, el seguimiento de la instalación también es de vital importancia, aunque es cierto que es más a nivel informativo.

La información recogida de la instalación se graba normalmente en tarjeta Eprom, o bien directamente en un ordenador que nos permita, una vez tratado, adecuadamente los ficheros generados, evaluar el completo funcionamiento de sistema solar y consumos conectados, en la fracción de tiempo que inicialmente se programase en el citado equipo.

Como ejemplo de valores que pueden ser medidos por estos equipos podemos citar:

energía producida y consumida, radiación solar, temperaturas, tensión de batería, consumos de cargas específicas, etc.

Desconectadores

Existen muchos casos donde los sistemas fotovoltaicos están totalmente desatendidos, como pueden ser: repetidores de TV, equipos de toma de datos, sistemas de riego automático, etc. En todas estas utilizaciones no se usa un sistema acústico o visual de alarma por baja tensión, ya que nadie podría verlo ni escucharlo, y en algunos casos tampoco pueden acoplarse los sistemas con relé libre de potencial, pues se necesitaría un equipo transmisor independiente que podría ser costoso. ¿Cuál es entonces la solución para prevenir posibles descarga excesivas de la batería? Para este caso se han diseñado unos aparatos que en el momento que la tensión de batería se iguala a una tensión de referencia (previamente ajustada), hacen que se abra un relé que interrumpe la alimentación de la carga conectada a la batería. Cuando la batería se ha recuperado, este contacto de relé vuelve a cerrarse, reanudándose la alimentación.

Por este procedimiento se evita la destrucción de la batería, aunque sea a costa de no alimentar el receptor. No obstante, debemos remarcar la idea de que estos aparatos están previstos para una emergencia fuera de lo habitual y que si funcionaran muchas veces seguidas, deberíamos pensar en replantear el cálculo de la instalación o revisar los diferentes componentes que la integran, pues se podría dar el caso de una posible avería que fuera la causante de las perturbaciones en el funcionamiento.

Actualmente los desconectadores suelen venir incluidos de serie en los reguladores comerciales, utilizándose o no a elección del instalador. La única precaución que se debe tener si se usa esta función, es la de no sobrepasar la intensidad máxima permitida por el fabricante, causante en muchos de los casos de las averías del relé de estado sólido de desconexión.

Debido a lo anterior, y como regla general, los desconectadores no deben de ser usados conectados a la entrada de un inversor, salvo que éste sea de muy pequeña potencia, ya que la gran corriente que solicitan en su trabajo podría acarrear las averías citadas.

Además, la mayoría de los inversores tienen una protección por baja tensión de batería incorporada, permitiendo conectarlos con toda seguridad a la batería directamente, y los consumos en continua, si es que existen, se conectarían entonces a las bornas de salida del sistema de desconexión.

Interruptores horarios

Estos aparatos son muy utilizados dentro de las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica en aquellos casos donde necesitamos una serie de maniobras (conexiones y desconexiones) de una forma automática, dado que la instalación está normalmente desatendida. Pensemos, por ejemplo, en granjas donde se precise alargar la iluminación a los animales, o bien en el caso de faro las, balizas, elementos de señalización, etc.

Generalmente, los interruptores horarios constan de unos caballetes insertados en una esfera compacta en donde se programa el encendido y apagado diario. El sistema está accionado por un motor paso a paso con oscilador de cuarzo y reserva de funcionamiento de tres días. El consumo suele ser de 0.5 W, totalmente despreciable en cualquier instalación, y el poder de maniobra en el circuito exterior, de 10 A.

La gran ventaja de este tipo de interruptores horarios es que se encuentran en versiones de 12 Vcc 24 Vcc y 48 Vcc, y la cadencia de tiempo entre maniobra y maniobra es de media hora, lo que da como resultado 48 maniobras diarias máximas. Aunque tenemos que recordar que la progresión de la microelectrónica proporciona posibilidades nuevas que abarcan lo imaginable.

Algunos de estos modelos tienen la posibilidad de que al abrir un circuito se cierre otro, lo cual le confiere todavía más utilidad a estos pequeños equipos, que a veces pueden prestar una ayuda muy importante en determinadas instalaciones solares.

También se encuentran en el mercado interruptores electrónicos que incorporan un sinfín de posibilidades de maniobras y selección de actuaciones, pudiendo accionar los circuitos por días, semanas o meses, de forma conjunta o independiente. Su consumo es mínimo y pueden prestar muy buenas soluciones a los problemas planteados en las instalaciones al tratar de automatizar el funcionamiento de diferentes cargas.

Temporizadores

Existen muchas instalaciones fotovoltaicas donde es preciso temporizar una carga durante un tiempo determinado. Generalmente son utilizados en la práctica dos tipos de temporizadores, uno que limita siempre el mismo tiempo de uso y otro en el que este tiempo puede ser variado a voluntad. Seguidamente analizaremos el funcionamiento de ambos y su utilización práctica.

Temporizador a tiempo fijo

Es un pequeño circuito, alimentado habitualmente a 12 V, 24 V ó 48 V, que es actuado mediante un pulsador, dando en ese momento alimentación a la carga y temporizando su funcionamiento durante un tiempo, determinado en su diseño, pero siempre fijo para cada actuación.

La principal aplicación suele consistir en el encendido y apagado de luces, para evitar que por un descuido se quedasen encendidas, cuando en los cálculos de diseño este hecho no se hubiera previsto. Éste es el caso, por ejemplo, de los puntos de luz instalados en casetas para equipos repetidores, lugares de paso, iluminación de torres de faros, etc.

Temporizador a tiempo variable

Contrariamente al caso anterior, donde el tiempo es siempre fijo en cada actuación, y si se quiere modificar habría que actuar sobre los valores de algunos componentes del circuito electrónico, no permitiendo por tanto su cambio por el usuario, en el temporizador a tiempo variable el circuito ha sido diseñado para que los valores de tiempo se puedan modificar cómodamente, y así dar la posibilidad a su variación cuando convenga.

Estos cambios pueden ser accesibles mediante microinterruptores, puentes, potenciómetros, por programación con pulsadores o mezcla de estos sistemas.

Una de las aplicaciones del sistema de temporización a tiempo variable, muy usado en sistemas de electricidad solar, son los controles de encendido y apagado de farolas fotovoltaicas. En estos sistemas el encendido de la luz se realiza usualmente cuando el Sol se oculta, y para ello se dispone de una fotocélula o un circuito adicional de detección de baja tensión del propio módulo fotovoltaico, que da la orden de cierre del circuito, empezando entonces la temporización del elemento lumínico empleado (generalmente lámparas de ahorro de energía tipo PL o lámparas de sodio a baja presión SOX). Un hecho importante a destacar de estos aparatos es que si la luz del día retorna, la programación se anula, abriéndose entonces el circuito e interrumpiendo la alimentación de la carga. A este respecto es necesario cerciorarse que el diseño del equipo que utilicemos incorpore un retardo de esta maniobra, ya que se podrían producir apagados no deseados por acción de luces que no corresponden a la del Sol (por ejemplo, luces de vehículos que iluminan momentáneamente a la fotocélula o a los módulos de la instalación).

Hoy en día la industria fotovoltaica ofrece este tipo de temporizadores programables después de la puesta de sol con regulador incorporado, de tal forma que sólo necesitaríamos conectar el panel solar, la batería y el consumo, procediendo posteriormente al ajuste de la temporización deseada, así como al del nivel umbral al cual queremos que comience la temporización.

Existen proyectos avanzados sobre estos equipos para que, mediante el uso de microprocesadores, la función de temporización se realice de "forma inteligente", esto es, dependiendo del estado de la batería y de la energía recolectada en los días anteriores, programe más o menos horas de luz nocturna. De esta forma, no sería necesaria la reprogramación del tiempo dependiendo de qué época del año nos encontremos, ya que el propio sistema se encargará de proporcionar más luz en verano, disminuyéndola en invierno al tener menos aportación de energía por parte de los módulos fotovoltaicos.

Equipos de iluminación en CC.

De todos es conocido que para proporcionar una cantidad de luz con bombilla de incandescencia es necesario gastar entre 2 y 3 veces más potencia que si ese mismo nivel de luz fuera obtenido con un tubo fluorescente. Éste precisamente ha sido el motivo que ha dado pie al desarrollo de reactancias o balastos, capaces de encender un tubo fluorescente con alimentación en corriente continua de una forma segura y fiable.

Las reactancias de corriente continua constan de un circuito electrónico donde un transistor, funcionando a alta frecuencia, produce la descarga en el interior del tubo.

Estas reactancias suelen tener un funcionamiento fiable, siempre y cuando los componentes y diseño estén realizados conforme a las normas existentes. Podemos decir que los balastos que utilizan cuatro hilos (dos a cada extremo del tubo fluorescente), hacen que la vida de éstos sea mayor que los que sólo utilizan un hilo por cada extremo. De esta forma su coste, un poco más elevado, queda compensado por el menor número de tubos utilizados a lo largo de su vida.

Es muy importante que la frecuencia de oscilación del transistor de la reactancia esté por encima de los 20 Hz, ya que, además de no producir interferencias radiofónicas ni ser audible para el oído humano, se emite un flujo luminoso aproximadamente un 15% mayor que el previsto para una frecuencia de 50 Hz. Por éste y otros motivos, la utilización de equipos fluorescentes a corriente continua es sumamente económica, dado que su consumo eléctrico a igualdad de lúmenes es significativamente menor. En los últimos años el aumento del número de instalaciones solares fotovoltaicas ha incidido directamente en la mejora progresiva de este tipo de reactancia, por lo que hoy en día se fabrican protegidas contra inversión de polaridad e incluso contra la desconexión del tubo mientras aquélla funciona, pues al trabajar en vacío se podría deteriorar.

La gama de reactancias electrónicas en CC cubre normalmente todas las necesidades que se puedan plantear en las instalaciones, ya que hacen funcionar los tubos de 8 W, 13 W, 15 W, 18 W, 20 W, 22 W, 32 W y 40 W.

Otro aspecto importante en la utilización de tubos fluorescentes es no limitarse a un modelo determinado, y aplicar el tipo de luz conveniente para cada instalación.

Se comercializan dentro del sector fotovoltaico unos casquillos de material plástico, donde se aloja la reactancia electrónica, que por un extremo incorporan una rosca de portalámparas convencional y por el otro el zócalo para la conexión de lámparas de ahorro de energía, que proporcionan un mayor nivel lumínico que los fluorescentes convencionales. Las potencias suelen estar entre los 9 W y los 13 W, más o menos la luz que puede dar una bombilla incandescente de 40 W y 60 W respectivamente. La ventaja que proporcionan estos casquillos es que pueden ser usados en la mayoría de la amplia oferta de portalámparas presente en el mercado.

Existen, independientemente de las reactancias sencillas comentadas anteriormente, otras posibilidades de mucha mejor calidad y prestaciones que, además de poder servir como las anteriores para el encendido de tubos fluorescentes convencionales, pueden ser usadas para el encendido de tubos especiales, como los de ahorro de energía (tipo PL) o sodio a baja presión (tipo SOX), muy utilizados en las aplicaciones de alumbrado público o en cualquier otra aplicación que requiera un alto poder lumínico empleando la menor energía posible.

La diferencia técnica fundamental estriba en que el oscilador que utiliza para crear la corriente alterna es del tipo controlado, donde tanto la forma de onda como sus parámetros se mantienen fijos e inalterables en el transcurso del funcionamiento, incorporando además protecciones adicionales que aseguran un rendimiento y una vida muy superiores a los de las reactancias más económicas.

El tipo de reactancia electrónica de oscilador controlado es el único que es capaz de acometer el trabajo de encendido de sistemas de iluminación pública que usen las mencionadas lámparas tipo PL o SOX, no sirviendo para este cometido las de oscilador libre descritas al principio.

También están empezando a aparecer en el mercado las primeras luminarias que utilizan diodos electro-luminiscentes (LED), que pueden ser la revolución en el futuro para aplicaciones en electricidad solar, puesto que su bajísimo consumo, unido a una altísima vida útil, las hacen candidatas a ser empleadas masivamente.

En la actualidad los inconvenientes se centran en el ángulo de emisión de luz y en el precio, especialmente de los leds de color blanco, pero a la velocidad que se mueve hoy la industria, probablemente pronto dispondremos de estos elementos a precios razonables y con los problemas técnicos resueltos.

Convertidores continua-continua

Existen algunas aplicaciones en las cuales es preciso alimentar eléctricamente varios equipos, dándose el caso de no poder hacer coincidir las tensiones de funcionamiento.

Para esos casos el uso de un convertidor continua-continua (CC / CC) se hace totalmente imprescindible, ya que sería una mala solución el tomar tensiones parciales del grupo de baterías, pues generaría pasos de corriente entre elementos que no favorecerían precisamente a la vida de éstos.

Mediante el uso de convertidores CC / CC la descarga de la batería se hace por igual, a la vez que se consigue, en el equipo que usa el convertidor, una tensión totalmente estable que favorecerá el perfecto funcionamiento de éste, sobre todo si se trata de algún equipo electrónico de precisión.

En un convertidor CC / CC la corriente continua es transformada a corriente alterna mediante el uso de un inversor, y una vez que este cambio está realizado, elevamos o reducimos su voltaje mediante un transformador hasta el valor adecuado, para volver a convertir a corriente continua. De esta forma conseguimos la tensión adecuada, con la ventaja del aislamiento galvánico que nos produce el transformador.

Hemos de tener en cuenta que en todo cálculo que realicemos con convertidores CC / CC, hay que aumentar las pérdidas por rendimiento del propio equipo convertidor para evitar quedamos cortos en el cálculo del consumo. El dato del rendimiento deberá figurar en las especificaciones del fabricante.

Existen otro tipo de aparatos que cumplen la misión de disminuir la tensión de línea, que reciben el nombre de estabilizadores. Estos equipos electrónicos presentan una buena fiabilidad, tensión estable de salida y bajo precio respecto a los convertidores CC / CC descritos anteriormente, pero presentan el inconveniente de que el consumo en amperios del receptor es el mismo que el que se produce en la fuente primaria, y por lo tanto, el consumo real es elevado.

En resumen, si disponemos de una fuente de 24 V y deseamos alimentar una carga de 1A a 12 V, tenemos dos opciones: utilizar un convertidor CC / CC o emplear un estabilizador electrónico. Si usamos el convertidor, el consumo será de 12 W más el debido al rendimiento de éste, que si suponemos del 80 %, nos daría un consumo en la línea de 15 W (12 W/0.8 = 15 W). Ahora bien, si utilizamos el estabilizador, el consumo sería de 24 W más el propio consumo interno del equipo, ya que lo único que hace es reducir la tensión, pero la intensidad consumida a 12 V es absorbida íntegramente de la línea de 24 V x 1 A = 24 W. Vemos entonces la diferencia entre uno y otro equipo, que será sustancialmente más grande cuanto mayor sea el número de amperio s consumidos por la carga.

Convertidores de acoplamiento

Estos dispositivos consiguen aumentar de forma apreciable la intensidad eléctrica suministrada por el generador solar a la batería. Para comprender cómo se producen estos amperios adicionales es necesario realizar algunas consideraciones previas sobre los módulos fotovoltaicos y su funcionamiento directo sobre los acumuladores.

En sistemas autónomos con batería, hay una gran diferencia entre la potencia nominal del módulo y la potencia útil que realmente se aprovecha, ya que el módulo fotovoltaico, cuando trabaja a tensiones inferiores a su punto de máxima potencia, proporciona una intensidad prácticamente constante.

Tomemos como ejemplo un módulo cuyos datos en el punto de máxima potencia de su curva típica fueran: 53 W a 17.4 V y 3.05 A. Cuando lo conectáramos directamente a un acumulador cuya tensión entre bornas en ese momento fuera de 12 V, el módulo tendría que trabajar a 12 V. En estas condiciones, si dispusiéramos de radiación solar pico, el módulo fotovoltaico generaría una intensidad de 3.05 A. Si calculamos ahora la potencia que el módulo está entregando realmente en esta situación, nos daría: 3.05 A x 12 V = 36.6 W. Es decir, de los 53 W disponibles teóricamente del módulo, cuando se carga directamente una batería que tiene 12 V de tensión en sus bornas, la potencia aprovechada es de tan sólo 36.6 W, lo que supone casi un 31% menos de lo que se podría esperar.

Ahora la pregunta es: ¿Dónde están los 16.4 W que faltan hasta completar los 53 W máximos que puede dar este módulo a 100 mW/cm2? La respuesta es simple: esta potencia no ha sido generada, ya que la curva característica de funcionamiento del módulo a 12 V proporciona los mismos 3.05 A que si se trabaja a 17.4 V. este exceso de tensión en los módulos es absolutamente necesario, ya que permite su funcionamiento en situaciones particulares tales como las que se enumeran a continuación:

Si la temperatura ambiente a que está sometido el módulo es muy elevada, la tensión del mismo desciende.

Si la tensión en bornas de la batería es alta, el módulo debe continuar la carga, por lo que la corriente correspondiente al punto de trabajo del módulo debe ser suficiente.

Las características del módulo deben ser tales que se puedan absorber con comodidad las posibles caídas que se produzcan hasta el acumulador debido a diodos de bloqueo, relés de los elementos de regulación, alguna pequeña caída de tensión de la línea, etc.

Por tanto, los módulos fotovoltaicos necesitan unas características I - V en exceso, que garanticen la carga en situaciones como las expuestas, aunque este exceso no sea aprovechado normalmente.

Ahora se puede intuir claramente cuál podría ser el trabajo de un convertidor de acoplamiento. La instalación de uno de estos equipos en la línea de carga permite el trabajo del módulo fotovoltaico a una tensión superior a la del acumulador, convirtiendo el exceso de tensión del panel en potencia disponible para contribuir a una mayor carga en amperios del acumulador, recibiendo este efecto el nombre de ganancia.

En definitiva, este accesorio de instalación fotovoltaica aprovecha la diferencia de tensiones de trabajo entre el módulo y el acumulador. Cuando la tensión de la batería es baja (batería más descargada), dicha diferencia es mayor, y por lo tanto la gananciaa aumenta. En cambio, a medida que el acumulador aumenta de tensión (batería más cargada), se reduce la diferencia, y por lo tanto también la ganancia, si bien es cierto que en ese momento el aprovechamiento de los recursos del módulo es óptimo.

Entre los factores que hacen aumentar la ganancia están situaciones como que la batería esté descargada, que exista en ese momento consumo o que el módulo esté sometido a baja temperatura.

Por el contrario, si la batería está cargada, no existe consumo por parte de la instalación receptora o la temperatura es elevada, se produce muy escasa ganancia por parte del convertidor de acoplamiento. No obstante, las condiciones más adversas para los sistemas fotovoltaicos, como son el invierno, bajo nivel de carga en el acumulador, etc., son precisamente las situaciones en las que la ayuda de este equipo electrónico es mayor. En consecuencia, se podría decir que, en términos generales, la ganancia de un convertidor de acoplamiento es tanto mayor cuanto más se necesita de su trabajo.

Estos equipos, dentro de una instalación solar, son intercalados entre el panel solar y el equipo de regulación, no necesitando ningún ajuste ni cuidado especial.

Convertidores continua-alterna

Los convertidores continua-alterna, también llamados inversores u onduladores, son dispositivos que convierten la corriente continua de una batería en corriente alterna. Su aplicación en sistemas solares fotovoltaicos hace que las instalaciones se conviertan en "normales". Ello es lógico, puesto que estamos acostumbrados en nuestra vida cotidiana a manejar la corriente alterna para alimentar prácticamente la totalidad de los aparatos que la sociedad de consumo nos ofrece. Un convertidor CC / AC consta de un circuito electrónico, realizado con transistores o tiristores, que trocea la corriente continua, alternándola y creando una onda de forma cuadrada. Este tipo de onda puede ser ya utilizada después de haberla hecho pasar por un transformador que la eleve de tensión, obteniendo entonces los denominados convertidores de onda cuadrada, o bien, si se filtra, obtener una forma de onda sinusoidal igual a la de la red eléctrica.

Para muchas aplicaciones en energía solar, es suficiente utilizar convertidores de onda cuadrada, pues las cargas no son especialmente sofisticadas (luces incandescentes, pequeños motores, etc.) y presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que al no existir filtro, las pérdidas son más pequeñas.

No debemos olvidar, por otra parte, que si utilizamos convertidores CC / AC, debemos reflejar en los cálculos el rendimiento de este equipo y tener además muy en cuenta que el mismo puede disminuir a medida que utilizamos menos potencia de la nominal del equipo inversor.

Por ejemplo, un convertidor de 1000 W que tenga un rendimiento (η) del 90% significa que, si nosotros sacamos de ese equipo los 1000 W, él absorberá a la batería 1111 W,

pues:

η = Potencia de salida / potencia de entrada

luego:

Potencia de entrada = Potencia de salida / η = 1000 W / 0.9 = 1111 W.

Ahora bien, si no exigimos del convertidor los 1000 W, sino que nuestra utilización se limita a 500 W, el rendimiento puede ser más bajo, ya que el consumo interior del equipo sería prácticamente el mismo. El valor de este rendimiento se debe buscar en los datos proporcionados por el fabricante, pues en muchas de las aplicaciones el consumo nominal del equipo será variable, por lo que tendremos que promediar este valor aproximándonos al rendimiento medio de las diferentes potencias consumidas.

La gama de convertidores en el mercado es amplia, tanto en onda cuadrada como en onda senoidal, y la decisión de utilizar uno u otro se deberá tomar en función del tipo de carga que se le conecte, aunque lógicamente, el que siempre alimentará correctamente la carga será el de onda senoidal que, en contrapartida, presenta un coste más alto.

Otra posibilidad de elección en los convertidores es el arranque automático, que consiste en un circuito adicional que al detectar la conexión de una carga, automáticamente da orden a la etapa de potencia del convertidor para su puesta en marcha. Una vez que la carga deja de consumir, el convertidor se para y tan sólo queda en funcionamiento el equipo detector, con un bajo consumo. Es muy interesante usar estos convertidores cuando los consumos se conectan y desconectan varias veces al día. Si, por el contrario, el uso fuera esporádico, convendría entonces utilizar uno de encendido manual, que reduciría el coste.

Se debe tener en cuenta que los convertidores de arranque automático habitualmente necesitan una potencia de unos 20 W aproximadamente para detectar su conexión.

Por debajo de esta potencia el inversor no arranca.

Si usamos un convertidor CC / AC automático con tubos fluorescentes, observaremos que tampoco su circuito de arranque funciona, ya que a todos los efectos detecta un circuito abierto. No obstante, en este caso, basta colocar una resistencia en paralelo para que el circuito de detección entre en funcionamiento y dé la orden de arranque, con lo cual queda el problema resuelto. Normalmente, el valor suele oscilar alrededor de 180 kΩ - 1 W, pero hay algunos equipos, según el diseño del arranque, que precisan condensadores.

Es cada día más frecuente y extendido el uso de inversores dentro del sector fotovoltaico, salvando así las caras y tediosas instalaciones en corriente continua.

En gran medida, este hecho se produce por la aparición de las lámparas fluorescentes de encendido electrónico, que representan un ahorro energético de hasta cinco veces con respecto a las de incandescencia, siendo además cargas que no incorporan energía reactiva y excitan los arranques automáticos de los inversores sin necesidad de elementos auxiliares.

Por otra parte, la mejora de rendimiento y fiabilidad de los inversores de la última generación hace posible su uso sin reducir casi la fiabilidad del sistema completo, y da la posibilidad de uso de un sinfín de equipos básicos, especialmente en la aplicación de viviendas aisladas.

La incorporación de efectivos sistemas de protección contra sobrecargas,

cortocircuitos, baja tensión de batería, etc., asegura un funcionamiento prolongado y sin problemas de estos aparatos, siempre y cuando la elección del inversor, potencia y uso al cual está destinado sea el adecuado, así como la compensación de la energía reactiva susceptible de ser conectada a uno de estos equipos.

También pueden encontrarse algunos modelos de inversores susceptibles de conectarse en paralelo. Esta propiedad técnica añade una ventaja adicional importante a la hora de ampliaciones en las instalaciones ya realizadas, puesto que nos evita el prescindir del que ya teníamos, y simplemente añadiéndole otro más pasamos a tener el doble de la potencia instalada en un principio. Por otra parte, en el caso de avería de uno de los equipos, siempre tendríamos un inversor en servicio que se hiciera cargo de las cargas esenciales.

Otra variante de inversor existente en el mercado es el inversor cargador.

Básicamente se trata de un inversor reversible, es decir, utilizando un símil, si la corriente circula de izquierda a derecha (de batería a consumo a través del inversor), nos convierte la corriente continua en alterna, como cualquier inversor convencional, y si ponemos una fuente de corriente alterna (usualmente un grupo electrógeno) en bornas de salida del inversor y la corriente va de derecha a izquierda, se comportará como un rectificador, cargando la batería.

Esto representa una cierta ventaja en instalaciones que dispongan de grupo electrógeno, ya que ante una emergencia podremos cargar la batería usando un solo equipo (el inversor cargador), o bien, en utilizaciones de dicho grupo, aprovechar el remanente de energía para reponer carga en la batería.

El único condicionante es que sólo puede hacer una de las dos cosas, o invierte y pasa de continua a alterna, o rectifica y pasa de alterna a continua, por lo que tendremos que cablear la instalación de tal forma que podamos usar estas dos funciones sin producir averías indeseadas.

Sin embargo, la gran difusión de estos equipos ha llegado con los sistemas conectados a red. Estos equipos ya suelen incluir todos los elementos de mando y protección necesarios para la instalación conectada a red, incluso con posibilidades de conexión GPS para el control de la misma y el equipamiento necesario para cumplir con la normativa vigente española en materia de seguridad.

Medidores de amperios-hora

Los medidores o contadores de amperios - hora (Ah) son aparatos diseñados para contabilizar la cantidad de energía que circula por una determinada línea eléctrica. Sus usos son muy diversos, ya que nos permiten conocer los Ah producidos por el panel fotovoltaico, el consumo de los equipos conectados a batería, etc.

Normalmente, estos medidores almacenan el total de corriente que ha pasado por la línea donde están intercalados desde el día en que se puso en funcionamiento. Su presentación visual puede ser por medio de contador mecánico o de cristal líquido, teniendo la ventaja el primero de que en un corte de la alimentación de sus circuitos de control, el dato almacenado hasta ese momento no se pierde. En el caso del de cristal líquido, suele llevar una pequeña pila accesoria que lo mantendrá durante un tiempo no excesivamente prolongado.

El método por el cual un contador mide la cantidad de amperios que pasan a lo largo del tiempo por una línea eléctrica, se basa en la caída de tensión que se produce en un shunt. Lógicamente, el rango de medida de un equipo contador de Ah lo da la corriente máxima capaz de aguantar el shunt intercalado en la línea, por tanto, éste será elegido en función de la corriente máxima que pueda circular, ya que en caso de superarse ésta de una forma continuada, se podría averiar el aparato.

Existen medidores de Ah en el mercado con shunt interiores de hasta 15 A. Si la medida a realizar puede superar esta corriente, deberá acoplarse un shunt exterior como base de referencia para la circuitería electrónica de medida. Generalmente, estos medidores sólo registran la corriente continua en un único sentido.

Estructuras soporte para paneles fotovoltaicos

Otro de los elementos importantes de un sistema solar fotovoltaico es la estructura soporte, que asegura un buen anclaje del generador solar a la vez que proporciona no sólo la orientación necesaria, sino también el ángulo de inclinación idóneo para el mejor aprovechamiento de la radiación.

Estos elementos, a veces tan olvidados a la hora de dimensionar un grupo fotovoltaico, son los encargados de hacer a los módulos y paneles fotovoltaicos resistentes a la acción ejercida por los elementos atmosféricos, y son precisamente más importantes cuanto más incontrolados sean éstos.

Supongamos que disponemos de una superficie de paneles de 1 m2, y en la zona

donde están instalados pueden producirse vientos de 200 Km./h. La fórmula que

expresa la presión máxima del viento es:

P = F / S= 0,11 v2 ; F = 0.l1 v2S

donde:

F es la fuerza del viento en kp.

v es la velocidad del aire en m / s.

S es la superficie receptora en m2.

p es la presión del viento en kp/m2.

Si aplicamos los datos anteriores, resulta:

200 km/h = 55.5 m/s

F= 0.11 x (55.5)2 x l

Este ejemplo demuestra el gran efecto que puede hacer el viento sobre un grupo de módulos solares, y nos hace pensar en las graves consecuencias de un mal anclaje o un erróneo diseño de la estructura que soporta el conjunto.

No sólo es la acción del viento el problema de los soportes y estructuras, también debemos tener cuidado con la nieve, lluvia, heladas, tipo de ambiente donde se encuentra la instalación, etc. En efecto, algunas de las acciones descritas anteriormente (nieve, lluvia) afectan al emplazamiento y forma del soporte de sustentación, mientras que las heladas o determinados ambientes (por ejemplo, los cercanos a las costas) afectan más al tipo de materiales empleados para la construcción de las estructuras.

Como ya se ha mencionado, el soporte del panel fotovoltaico cumple una doble misión. Por una parte, mecánica, al proporcionar y asegurar el perfecto ensamblaje y afianzamiento, y por otra, funcional, al procurar la orientación precisa, así como el ángulo o ángulos idóneos para aprovechar la máxima radiación, o la más interesante para la aplicación a la cual se destine.

La orientación ha de ser siempre sur (si estamos en el hemisferio norte), pues es la única posición donde aprovechamos, de una forma total, la radiación emitida por el Sol a lo largo de todo el día. Tan sólo en circunstancias muy especiales podremos variar ligeramente la orientación hacia el poniente o el levante, como puede ser en el caso de existir un obstáculo natural (montaña, etc.) que durante un cierto período impida aprovechar la radiación directa del Sol. Entonces puede ser interesante orientar el panel solar unos grados hacia la derecha, si la sombra se produce a primeras horas de la mañana, para aprovechar al máximo el sol a su puesta, o bien, por el contrario, orientar el conjunto fotovoltaico hacia la izquierda si el obstáculo se encuentra al atardecer. Hemos de decir que esto no representa un incremento grande en cuanto a la potencia eléctrica generada, ya que la salida y la puesta de Sol son los momentos de radiación más débil. No obstante, puede notarse algo más en la estación estival, cuando el Sol tiene su mayor recorrido.

La trayectorias del Sol en las diferentes estaciones varia, y podemos observar su corto recorrido en invierno, a la vez que comprobamos que la trayectoria de la radiación es entonces más horizontal que en verano. Es ésta la causa por la que la inclinación de los paneles fotovoltaicos suele ser grande, de tal forma que aprovechemos lo más posible la escasa radiación invernal, haciendo incidir sus rayos normalmente. Como consecuencia, se produce una pérdida en verano que podría ser compensada, si así se diseña el soporte, variando la inclinación del conjunto a un ángulo de inferior valor, volviendo a hacer incidir los rayos solares en un ángulo lo más cercano a los 90° sobre la superficie del panel solar.

Tipos de estructuras

Podemos hacer varias clasificaciones al hablar de soportes, pero lo más interesante es hacer las distinciones en función de la forma de situación.

Instalación en suelo

Es la clásica forma de instalar los grandes conjuntos de módulos fotovoltaicos, puesto que otro método acarrearía mayores inconvenientes para su montaje. Este tipo de estructuras es muy robusto, y no debemos olvidar que en esta disposición la acción del viento es menor, pues, como todos sabemos, a mayor altura, mayor es la fuerza del viento que en las capas bajas queda más atenuado. Presenta además esta forma de montaje una gran facilidad para su instalación, tanto de la propia estructura soporte como de los paneles fotovoltaicos, ya que se trabaja a ras de suelo. Como inconvenientes están su excesiva accesibilidad y la mayor probabilidad de que puedan producirse sombras parciales.

A la mayoría de estas instalaciones se las suele proteger por medio de un cerramiento metálico, para evitar el paso de personas y animales que pudieran ejercer acciones perjudiciales para el buen funcionamiento de las mismas.

El montaje de este tipo de sustentación del conjunto solar no es demasiado apropiado para aplicaciones en montaña, donde pueda producirse la presencia de nieve, ya que ésta, caída en grandes cantidades, podría llegar a tapar parcial o totalmente los paneles solares. No obstante, este inconveniente puede verse subsanado con la creación de unos asientos más elevados, de acuerdo con la altura que puedan alcanzar las precipitaciones en forma de nieve.

Instalación en poste

Este sistema es usado principalmente en instalaciones donde ya se disponga de un mástil, aunque no queda descartada la posibilidad de un montaje especial, dada la facilidad y simplicidad que presenta. Las instalaciones para las cuales es recomendado este tipo de implantación no deben ser excesivamente grandes, contando con poco más de un metro cuadrado de superficie de módulos, ya que si ésta es mayor, nos obligaría a sobredimensionar e incluso arriostrar el mástil, siendo posible entonces que otro sistema pudiera ser más económico y de más fácil montaje.

Este método de sustentación es muy utilizado en las instalaciones de repetidores, donde ya se dispone de una antena que puede hacer las veces de mástil, con lo que tan sólo bastaría hacer el marco soporte de los módulos y los herrajes de unión con la torre.

Instalación en pared

Otra alternativa, cada vez más utilizada sobre todo en instalaciones domésticas, consiste en acoplar la estructura a una de las paredes del recinto donde se va a instalar energía solar fotovoltaica. Presenta este método evidentes ventajas, no sólo en seguridad debido a la altura a la cual se puede instalar, sino también en la liviana estructura que se utiliza, ya que la base presenta un buen punto de anclaje, que además está construido.

Puede este sistema adaptarse mediante tacos de expansión o bien realizando una pequeña obra donde se inserte la estructura. La acción del viento queda drásticamente disminuida ya que no puede incidir prácticamente por la parte posterior, y un viento frontal no hará más que ejercer fuerza directa sobre los puntos de apoyo.

Esta opción sólo tiene el inconveniente de que es obligatorio que una de las fachadas dé al Sur. Cualquier variación presentará problemas accesorios que complicarán la estructura, al tener que dotada de un ángulo lateral para su perfecta orientación.

Instalación en cubierta

La instalación en la cubierta de un edificio es uno de los métodos más usados a la hora de realizar el montaje de un equipo solar, ya que normalmente siempre podremos disponer del lugar adecuado para garantizar la perfecta orientación, además de suficiente espacio. Lo comentado para el caso de la instalación sobre el suelo, respecto a los problemas con la nieve, debe ser tenido también en cuenta en este caso.

El anclaje en general no presenta inconvenientes, pero debemos asegurar el perfecto restablecimiento de la impermeabilidad y no permitir que puedan producirse depósitos de agua que perjudiquen posteriormente. Un sistema rápido y seguro, que es aplicable a casetas de instalaciones de telecomunicación, telemetría, etc., que por lo general suelen ser de tejado plano, es taladrar el techo introduciendo un espárrago roscado con sus tuercas y arandelas, tanto por abajo como por arriba, dejando firmemente seguro el anclaje de la estructura. Para que el conjunto quede perfectamente impermeabilizado, se sellan con silicona todas las uniones, impidiendo así el paso de agua.

Tipos de materiales utilizados

Los materiales empleados para la construcción de estructuras soporte pueden variar en función del tipo, medio ambiente al cual están sometidos, resistencia, etc.

Los principales materiales utilizados son los siguientes:

Aluminio

Es un material ampliamente usado para las pequeñas estructuras (de uno a seis módulos habitualmente), ya que presenta grandes ventajas por su fácil mecanización, liviano peso y gran resistencia. Es muy conveniente, casi imprescindible, que el aluminio a utilizar sea anodizado, para que su vida pueda dilatarse a grandes períodos de uso.

Los soportes realizados en aluminio pueden formarse bien con tubos o con angulares, de dimensiones y grosores adecuados a las fuerzas a que se vea sometido por acción del viento. Toda la tornillería debe ser de acero inoxidable.

Hierro

Es el material habitualmente usado para instalaciones de gran número de paneles o que deben soportar potentes vientos, ya que se encuentra en una gama de dimensiones, formas y grosores muy amplia. En todos los casos, las estructuras soporte construidas con hierro deben ser sometidas a un galvanizado que le confiera propiedades anticorrosivas durante muchos años. Este baño galvánico debe incorporar a la superficie un grosor no menor de 100 micras, para asegurar una perfecta protección.

Debemos tener en cuenta que todos los trabajos de corte, soldadura, etc. deben ser ejecutados con antelación al galvanizado, ya que cualquier modificación posterior haría perder la protección en el lugar donde se realizó. No obstante y teniendo en cuenta que puede ocurrir que a la hora de la instalación se necesite hacer algún ajuste imprescindible, se dispone en el mercado de un producto para pequeños retoques de galvanizado en frío que, aplicados al lugar del desperfecto, lo protegerán contra toda acción corrosiva.

Al igual que en el caso anterior, toda la tornillería utilizada debe ser de acero inoxidable, con el fin de alargar su vida y permitir en cualquier momento el cambio de algunos de los elementos que la componen.

Acero inoxidable

Es el material más perfecto que pueda ser utilizado para la construcción de estructuras, ya que es inatacable por casi todas las acciones externas y tipo de ambientes. El acero inoxidable es muy utilizado en instalaciones que estén situadas en ambientes salinos, que como ya se sabe, son altamente corrosivos. La contrapartida en la utilización del acero inoxidable para la construcción de soportes metálicos estriba en su elevado precio y en la especial manipulación en las soldaduras, que hace encarecer todavía más su coste. No obstante, este inconveniente puede quedar absorbido por la calidad y larga vida que proporcionará su utilización.

Cuando se utiliza acero inoxidable para la construcción de estructuras soporte, hay que tener en cuenta que si el marco de los módulos fotovoltaicos es de aluminio, deberá evitarse el contacto directo de estos dos materiales, mediante un aislador, dado que juntos producen una corrosión galvánica elevada, especialmente en ambientes salinos. La instalación de inhibidores de corrosión galvánica es, en este caso, de uso obligatorio.

Fibra de vidrio

Desde hace algún tiempo, los nuevos materiales sintéticos están sustituyendo en algunas aplicaciones a los materiales tradicionales. Éste es el caso de la fibra de vidrio Composite, que presenta unas características físicas y mecánicas excelentes, junto a una disminución de peso considerable respecto a los aceros. Su nula corrosión la hace especialmente indicada en aplicaciones solares, además de presentar un aislamiento eléctrico que, en algunos casos, nos puede evitar la puesta a tierra del conjunto.

La fibra de vidrio puede presentarse en diferentes colores y perfiles, bien en «L» o en forma de tubo, por lo que se acopla a multitud de aplicaciones y tipos de estructuras soporte, ya sea utilizando únicamente este material o en combinación con acero galvanizado.

Puntos de apoyo

Uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta respecto a las estructuras son los puntos de apoyo, pues de ellos depende la solidez del conjunto. De nada sirve calcular un angular que soporte vientos muy fuertes si no afianzamos de forma segura la estructura al suelo, cubierta o cualquier otro lugar. En el caso de utilizar mástil debemos pensar la posibilidad de arriostrar éste y dotarle de una base sólida.

Se pueden realizar varias configuraciones, y dependerá también de la superficie y el sistema de montaje que se realice.

Para estructuras en el suelo se puede utilizar una losa de hormigón con base perimetral; ésta debe ser reforzada en sus extremos con tirantes alrededor del perímetro y a través del centro de la losa. También se puede utilizar la clásica disposición con cimientos de vigas de madera, más rápidas de instalar pero de una duración menor. Semejante a este tipo, pero mucho más resistente es una estructura que utiliza bloques de hormigón, que es aconsejable que se refuercen con tirantes de 1/4 de pulgada a lo largo del bloque. Es posible una disposición con cimientos metálicos, pero este tipo de cimientos debe estar firmemente anclado a tierra, ya que no tiene suficiente masa para resistir vientos elevados, y es posible que exija cimentación.

Existen formas de acoplar la pata de la estructura al cimiento mediante tomillos.

Existe otro procedimiento, muy usado también, que consiste en introducir unas piezas metálicas en la base de hormigón, de tal forma que al fraguar éste quedarán sólidamente unidas.

Estas piezas disponen de uno o varios espárragos roscados, donde se introducirán las patas de la estructura soporte, abrochándolas posteriormente mediante tuercas. Como es lógico, soldados a esta pieza y por la parte de abajo, estarán las garras introducidas en el hormigón que aseguran la perfecta unión.

El componente principal de la instalación es el módulo fotovoltaico, que realmente es una agrupación de células solares conectadas eléctricamente y dispuestas sobre una estructura para que sea cómodo de usar. Estos equipos tienen garantizada una vida útil de más de 25 años. Para sistemas aislados y que se necesiten utilizar fuera de horas de sol necesitaremos un acumulador o batería, que es un dispositivo capaz de transformar una energía potencial química en energía eléctrica de forma reversible.

El regulador de carga es fundamental para el correcto funcionamiento del sistema acumulador.


Los sistemas de medida y control nos proporcionan información además de velar por el correcto funcionamiento de la instalación. Hoy estos sistemas son cada vez más sofisticados gracias al avance de las tecnologías de la información.


En una instalación conectada a red un elemento de casi tanta importancia como el módulo es el inversor, que se encarga de transforma la corriente continua en alterna, haciendo esto de forma perfecta para poder seguir acoplado a la red eléctrica.
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