ricardo orduz marzal

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID INSTITUTO DE ENERGÍA SOLAR

DEPARTAMENTO DE ELECTRÓNICA FÍSICA

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE

INGENIEROS DE TELECOMUNICACIÓN

TESIS DOCTORAL

CONTRIBUCIÓN A LOS SISTEMAS

DE CONTROL DE POTENCIA MICRO-DISTRIBUIDA

EN EDIFICIOS FOTOVOLTAICOS

AUTOR: D. RICARDO ORDUZ MARZAL

INGENIERO ELECTRÓNICO

UNIVERSIDAD COMPLUTENSE DE MADRID

DIRECTOR: D. MIGUEL ANGEL EGIDO AGUILERA

INGENIERO DE TELECOMUNICACIÓN

PROFESOR TITULAR DE LA E.T.S.I. TELECOMUNICACIÓN

MADRID, JULIO DE 2009

A mis padres y hermanos, Por su apoyo y valioso ejemplo de superación

A Isabel, Por su cariño y paciencia infinita

A mis familiares y amigos, Que tuvieron siempre una palabra de ánimo y optimismo

Agradecimientos

Quiero agradecer sinceramente a todas las personas que me apoyaron y contribuyeron al desarrollo de esta tesis doctoral.

Especialmente agradezco a D. Miguel Ángel Egido por darme la oportunidad de trabajar en los proyectos de investigación que hicieron posible este trabajo, así como por su apoyo y dirección. También agradezco a D. Estefanía Caamaño por sus consejos y recomendaciones durante los primeros años.

A las personas con las que trabajé en los proyectos de investigación, especialmente a D. Eduardo Román, D. Ricardo Alonso, D. Susana Uriarte y D. Juan Carlos Jimeno.

A mis compañeros de despacho, por el compañerismo y el buen ambiente que concibieron un trabajo ameno y creativo. En mis recuerdos están Blen, Javier, Pablo, Michael, Marcos, Salva, Mery y Dany. Así como a las personas con quienes he compartido en el IES-UPM, entre comidas y tertulias, con especial aprecio y amistad.

En aquello de hacer que las ideas se hagan tangibles, agradezco la inmensa ayuda de Pepe y Zamorano, en los trabajos de taller y laboratorio. También a Ricardo, Montse, Estrella, Lola, Rosa y Mª Elena, por su ayuda en todo lo relacionado con la gestión y trámites, en los viajes y congresos.

RESUMEN

Enriquecida con diversos estudios, simulaciones, desarrollo de instrumentación y

software, así como de importantes resultados de ensayos; esta tesis doctoral pretende

contribuir al análisis del comportamiento y control de potencia de generadores fotovoltaicos

constituidos por “módulos MPPT”, módulos fotovoltaicos con un seguidor individual del punto

de máxima potencia; sistema de especial aplicación en edificios.

Cabe destacar inicialmente, el desarrollo de instrumentación y software para la

caracterización de módulos fotovoltaicos y convertidores MPPT. Con el fin de validar la

instrumentación, se realiza una amplia campaña de ensayos utilizando varios modelos y

fabricantes de módulos. Adicionalmente, con el fin de identificar el comportamiento del

MPPT, se llevan a cabo estudios sobre los efectos producidos por el sombreamiento.

Como segunda contribución, se realiza un extenso estudio teórico acerca del

comportamiento y desempeño de módulos MPPT conectados al generador de un sistema

fotovoltaico conectado a red. Se desarrolla un conjunto de expresiones matemáticas que

permiten estimar el voltaje de entrada del inversor, los parámetros eléctricos y la máxima

relación de conversión de los convertidores considerando diferentes condiciones de

funcionamiento. Se realizan además varias simulaciones por ordenador, las cuales permiten

predecir el comportamiento del sistema en diversas situaciones. Por último, y tomando como

ejemplo práctico la Pérgola Fotovoltaica de la Moncloa, se realiza una simulación energética

anual considerando módulos MPPT con diferente inclinación y orientación.

En último lugar y a partir de un prototipo de convertidor MPPT desarrollado por

Robotiker Tecnalia, se desarrolla y explica un algoritmo para identificar los estados de

operación y detectar fallos del prototipo. Mediante una amplia campaña de ensayos, en la

que se prueban cuatro prototipos conectados en serie a un inversor conectado a red, se lleva

a cabo la caracterización de los convertidores, se estudia su comportamiento en diversas

condiciones de sombreamiento, y se analizan las situaciones de funcionamiento de los

módulos MPPT en las que es posible extraer la máxima potencia del generador fotovoltaico.

ABSTRACT

Enriched with a variety of studies, simulations, development of instrumentation and

software, as well as important test results; this thesis aims to contribute to the behaviour

analysis and the power control of photovoltaic generators made by “MPPT modules”,

photovoltaic modules with an individual maximum power point tracking converter; system

with special application on buildings.

It should consider initially, the development of instrumentation and software for the

characterization of PV modules and MPPT converters. In order to validate the

instrumentation, an extensive tests campaign using different models and manufacturers of

PV modules has been successful carried out. Additional studies to identify the MPPT

behaviour under shading effects are performed.

As a second contribution, an extensive theoretical study about the behaviour and

performance of MPPT modules in a typical grid connected PV system is carried out. A set of

useful mathematical expressions are developed and explained, which allows the input

voltage estimation of the PV inverter, the electrical parameters and the maximum conversion

ratio of MPPT converters considering different operating conditions. Several simulations have

been made, which allow making a prediction of how the system works on different situations.

Finally, Moncloa Photovoltaic Pergola with different tilt and orientation of its PV modules is

taken as an example to simulate its annual energy, but considering a hypothetic case of

MPPT modules installed its PV generator.

In the last stage and starting from a prototype MPPT converter developed by

Robotiker Tecnalia, an algorithm to identify the operation state and possible failures of the

prototype is developed and explained. An extensive tests campaign is successfully

performed, four prototypes in series connected to a PV inverter to the grid are tested, it is

carried out the MPPT converters characterization, their behaviour in different shading

conditions is studied and the operation conditions of the MPPT converters where it is possible

to extract the maximum power of the photovoltaic generator is analyzed.

ÍNDICE 1 Introducción y objetivos .........................................................1 1.1 Escenario energético actual ...............................................................................1 1.2 Situación actual de la fotovoltaica ......................................................................3 Fotovoltaica en España...........................................................................................3 Fotovoltaica en el mundo........................................................................................4

1.3 Sistemas fotovoltaicos en edificios......................................................................8 1.4 Pérdidas energéticas en edificios fotovoltaicos .....................................................9 1.4.1 Compromiso entre integración y perdidas ....................................................9 1.4.2 Desacoplamiento de corrientes y pérdidas entre módulos fotovoltaicos interconectados................................................................................................... 10

1.5 Objetivos ...................................................................................................... 11 1.5.1 Antecedentes ......................................................................................... 11 1.5.2 Objetivos generales ................................................................................ 12 1.5.3 Objetivos específicos............................................................................... 12

1.6 Estructura de la tesis...................................................................................... 13 1.7 Referencias ................................................................................................... 14

2 Estado del arte ........................................................................17 2.1 Introducción .............................................................................................. 17 2.2 Revisión a la normativa técnica .................................................................... 17 2.2.1 Situación de la normativa técnica española ................................................ 18 2.2.2 Situación de la normativa internacional sobre SFCR .................................... 19

2.3 El generador fotovoltaico............................................................................. 21 2.3.1 Modelado............................................................................................... 21 2.3.2 Células y módulos fotovoltaicos: efecto del conexionado en serie.................. 23 2.3.3 Configuración de los diodos de paso en módulos comerciales ....................... 25 2.3.4 Medida y caracterización de módulos y generadores fotovoltaicos ................. 26

2.4 Sistemas de control de potencia en edificios fotovoltaicos................................ 27 2.4.1 Inversores fotovoltaicos: topologías y tendencias ....................................... 28 2.4.2 MPPT en inversores comerciales ............................................................... 30 2.4.3 Control de potencia distribuida mediante convertidores MPPT....................... 33 2.4.4 Control distribuido con convertidores DC/DC acoplados a módulos individuales 35

2.5 Referencias................................................................................................ 36 3. Caracterización de generadores fotovoltaicos .........................41 3.1 Introducción .............................................................................................. 41 3.2 Antecedentes............................................................................................. 42 3.3 Instrumentación y método de medida de la característica I-V de módulos fotovoltaicos .......................................................................................................... 42 3.3.1 Método de medida exterior ...................................................................... 42 3.3.2 Generador de barrido I-V......................................................................... 49 3.3.3 Software de procesamiento de datos......................................................... 51 3.3.4 Alcances ................................................................................................ 52

3.4 Medida y caracterización de módulos fotovoltaicos: Validación de la instrumentación desarrollada ................................................................................... 52 3.4.1 Curva I-V típica a CEM ............................................................................ 53 3.4.2 Característica I-V y P-V a condiciones reales de operación en un día típico de verano 54 3.4.3 Medida de la potencia máxima a CEM y a diferentes condiciones de operación 55

3.5 Caracterización de los módulos utilizados ...................................................... 59 3.5.1 Curvas características y parámetros eléctricos a CEM .................................. 61 3.5.2 Caracterización en polarización inversa...................................................... 63

3.6 Estudio del comportamiento de módulos fotovoltaicos bajo sombreamiento localizado...........................................................................................................64 3.6.1 Ensayos de sombreamiento sobre un módulo con diodos de paso en configuración serie............................................................................................65 3.6.2 Ensayos de sombreamiento sobre un módulo con diodos de paso en configuración redundante...................................................................................70 3.6.3 Conclusiones de los ensayos de sombreamiento ........................................73

3.7 Referencias.............................................................................................74 4 Estudio del comportamiento de convertidores MPPT en módulos y generadores fotovoltaicos ...........................................................77 4.1 Introducción .............................................................................................. 77 4.2 Convertidores DC-DC y MPPT: topologías y modelado ..................................... 78 4.2.1 Convertidor elevador o tipo Boost ......................................................... 79 4.2.2 Convertidor reductor o tipo Back........................................................... 89 4.2.3 Convertidor reductor-elevador o tipo Buck-Boost .................................... 94 4.2.4 Análisis comparativo de las diferentes topologías .................................... 98

4.3 Simulación de un convertidor MPPT elevador usando MatLab/Simulink .............. 99 4.3.1 Modelo Simulink y simulación a nivel de circuito del módulo fotovoltaico.... 99 4.3.2 Modelo Simulink de un convertidor MPPT elevador ................................ 102 4.3.3 Simulación de un convertidor MPPT durante un día típico de verano ........ 104

4.4 Modelado y análisis del comportamiento de convertidores MPPT interconectados con un inversor comercial...................................................................................... 107 4.4.1 Relación entre corrientes y voltajes de entrada y salida ......................... 107 4.4.2 Relación entre el desacoplamiento entre corrientes y el voltaje óptimo del inversor 109

4.5 Análisis comparativo de la mejora en potencia de convertidores MPPT respecto a un sistema convencional desde el punto de vista de la característica P-V del generador 113 4.5.1 Características del software de simulación “MPPT Tracer”....................... 114 4.5.2 Comportamiento de los convertidores MPPT respecto al nivel de sombreamiento sobre una célula ......................................................................... 116

4.6 Simulación energética de convertidores MPPT e inversores convencionales en un sistema fotovoltaico real: La Pérgola Fotovoltaica del Palacio de la Moncloa ................. 119 4.6.1 Objetivo........................................................................................... 119 4.6.2 Sistema Fotovoltaico de la Pérgola de la Moncloa .................................. 119 4.6.3 Modelo de comportamiento de convertidores MPPT elevadores en módulos fotovoltaicos conectados en serie con diferente orientación e inclinación................... 122 4.6.4 Procedimiento de cálculo para la simulación ......................................... 124 4.6.5 Resultados de la simulación................................................................ 127

4.7 Conclusiones............................................................................................ 129 4.8 Referencias.............................................................................................. 130

5 Prototipo de un convertidor MPPT elevador: caracterización y resultado de ensayos ...................................................................131 5.1 Introducción ............................................................................................ 131 5.2 Características generales del prototipo ........................................................ 132 5.2.1 Convertidor MPPT elevador – GIE........................................................ 132 5.2.2 Unidad de control y supervisión – UCS................................................. 134 5.2.3 Método de monitorización y detección de fallos..................................... 135 5.2.4 Viabilidad económica e implementación práctica ................................... 141

5.3 Ensayos individuales modulo-convertidor .................................................... 142 5.3.1 Caracterización I-V y P-V del GIE ........................................................ 142 5.3.2 Curva de eficiencia vs radiación durante un día típico de verano ............. 145

5.4 Ensayo de convertidores interconectados a un sistema convencional............... 147 5.4.1 Sistema de medida e instrumentación utilizada..................................... 147 5.4.2 Cálculo del voltaje de entrada constante del inversor............................. 149 5.4.3 Error y Eficiencia MPPT bajo condiciones estáticas................................. 150 5.4.4 Sombreamiento progresivo sobre un módulo mediante un perfil de sombra 153 5.4.5 Máxima potencia extraída por los convertidores con módulos sombreados 158 5.4.6 Experiencias de los ensayos ............................................................... 161

5.5 Referencias.............................................................................................. 162 6 Conclusiones generales y futuras líneas de investigación ...163 6.1 Principales contribuciones ............................................................................. 163 6.2 Caracterización de módulos fotovoltaicos y convertidores MPPT ......................... 164 6.2.1 Alcances .............................................................................................. 164 6.2.2 Validación y resultados de ensayos ......................................................... 165

6.3 Módulos MPPT en edificios fotovoltaicos .......................................................... 165 6.4 Resultados de ensayo de un nuevo prototipo de convertidor MPPT...................... 166

6.5 Líneas de investigación en marcha ................................................................. 167 6.6 Propuestas de ampliación de estudios específicos y/o nuevas líneas de investigación 168 6.6.1 Caracterización de módulos fotovoltaicos................................................. 168 6.6.2 Caracterización de convertidores MPPT .................................................... 169 6.6.3 Comportamiento de convertidores MPPT .................................................. 169 6.6.4 Aplicación de convertidores MPPT en otras áreas científico-tecnológicas....... 170

6.7 Artículos ..................................................................................................... 170 Anexos .........................................................................................173

Anexo I: ...........................................................................................................173 Carga capacitiva: Descripción del procedimiento de medida de módulos fotovoltaicos y convertidores MPPT..................................................................173

DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE MEDIDA ................................................ 175 Anexo II: ..........................................................................................................181 Carga capacitiva: Manual de operación y mantenimiento .................................181

MANUAL DE HARDWARE ................................................................................... 183 Anexo III: ........................................................................................................193 Carga capacitiva: Manual de software ..............................................................193

MANUAL DE SOFTWARE.................................................................................... 195

Listado de figuras Figura 1-1 Consumo energético por habitante en España en el 2005 (Fuente ASIF) .............2 Figura 1-2 Modelo de evolución de las sociedades a través de ciclos energéticos [1]............2 Figura 2-1. Esquema eléctrico unifilar de un SFCR según RD1663/2000. .......................... 18 Figura 2-2. Diagrama de bloques de una instalación fotovoltaica ..................................... 19 Figura 2-3. Elementos funcionales de un SFCR.............................................................. 20 Figura 2-4. Circuito equivalente de una célula fotovoltaica.............................................. 21 Figura 2-5 Configuración serie de diodos de paso .......................................................... 25 Figura 2-6. Configuración redundante de diodos de paso................................................ 26 Figura 2-7 Tendencia de inversores fotovoltaicos conectados a red.................................. 28 Figura 2-8. Comparación de diferentes topologías de inversores...................................... 29 Figura 2-9. Estructura general de un convertidor multi-string ......................................... 30 Figura 2-10 Comportamiento errático del método P&O con cambios rápidos de la irradiancia................................................................................................................................ 32 Figura 2-11. Topología de la electrónica de potencia de un inversor multi-string Sunny Boy 5000. ...................................................................................................................... 34 Figura 2-12. Convertidor DC-DC integrado en cada módulo FV en un sistema fotovoltaico conectado a red. ....................................................................................................... 35 Figura 3-1. Ejemplo de medida - utilizando la instrumentación desarrollada - de las resistencias serie y paralelo mediante la pendiente a la curva cerca de VOC e ISC respectivamente. ...................................................................................................... 46 Figura 3-2. Instrumentación necesaria para la medida de módulos FV ............................. 47 Figura 3-3. Señales gráficas de corriente y voltaje con respecto al tiempo (izquierda) y como pares de valores I-V (derecha).................................................................................... 50 Figura 3-4: Aspecto de la carga capacitiva desarrollada ................................................. 51 Figura 3-5. Diagrama de flujo del programa ................................................................. 52 Figura 3-6 Medida típica de una curva I-V de un módulo fotovoltaico ............................... 53 Figura 3-7 Curvas I-V a diferentes condiciones de operación........................................... 54 Figura 3-8 Cambios en potencia máxima respecto al voltaje en un módulo típico .............. 55 Figura 3-9 Potencia máxima a CEM de módulos individuales a irradiancias entre 600 y 1000 W/m2....................................................................................................................... 56 Figura 3-10. Corrección del efecto de caída de tensión debido a la resistencia serie .......... 56 Figura 3-11 Correspondencia de medidas del IES y CIEMAT............................................ 57 Figura 3-12 Ventana del programa PVGen en el que se muestra el resultado de medida de calibración del módulo MBm52 con el patrón MBm51 calibrado por El Ciemat. .................. 59 Figura 3-13 Potencia máxima a STC de tres módulos fotovoltaicos individuales corregidos usando módulos patrón.............................................................................................. 59 Figura 3-14 Curva característica medida a CEM del módulo I-70R/12.............................. 60 Figura 3-15 Curva característica medida a CEM del módulo I-94/12................................ 62 Figura 3-16 Curva característica de una medida en polaridad inversa para comprobar el funcionamiento de los diodos de paso del módulo I-70R/12............................................ 63 Figura 3-17 Funcionamiento de los diodos de paso en configuración redundante en un módulo en polarización inversa. .................................................................................. 64 Figura 3-18 Curva característica con polaridad inversa para comprobar el funcionamiento de los diodos de paso en del módulo I-94/12. ................................................................... 64 Figura 3-19. Curvas I-V y P-V del módulo MBm5.2 con sombreamiento sobre una sola célula............................................................................................................................... 66 Figura 3-20 Resultados del sombreado progresivo de células en el módulo MBm52. .......... 67 Figura 3-21. Sombreamiento de todo el lado corto del módulo Mbm52 en el que entran en funcionamiento los dos diodos de paso. ....................................................................... 68 Figura 3-22 Curvas I-V y P-V del módulo I-70R/12 bajo sombreamiento sobre una sola célula. ..................................................................................................................... 69

Figura 3-23. Zonas de influencia de donde actúan los diodos de paso en una configuración redundante............................................................................................................... 70 Figura 3-24 Curvas I-V y P-V del módulo I-94/12 en diferentes zonas de actuación de los diodos. .................................................................................................................... 71 Figura 3-25 Recorrido de las corrientes dentro del módulo I-94/12, cuando se sombrea una célula completamente en uno de los extremos del lado largo. ......................................... 72 Figura 3-26 Recorrido de las corrientes dentro del módulo I-94/12, cuando se sombrean once células completamente en uno de los extremos del lado largo. ............................... 72 Figura 3-27 Recorrido de las corrientes dentro del módulo I-94/12, cuando se sombrean 11 células de la parte media. .......................................................................................... 73 Figura 3-28 Sombreamiento de dos filas del lado corto del módulo I-94/12 en el que entran en funcionamiento los dos diodos de paso. ................................................................... 73 Figura 4-1 Señal de control de conmutación de un convertidor DC/DC ............................. 78 Figura 4-2 Circuito equivalente de un convertidor elevador ideal. .................................... 79 Figura 4-3 Comportamiento de la el voltaje de salida en un convertidor elevador .............. 80 Figura 4-4 Relación de conversión M(D) del convertidor Boost ideal................................. 82 Figura 4-5 Circuito equivalente de un convertidor elevador no ideal................................. 83 Figura 4-6 Relación de conversión M(D)= Vo/Vi vs. el ciclo de trabajo D para un convertidor elevador no ideal....................................................................................................... 85 Figura 4-7. Eficiencia vs. M(D) en un convertidor elevador real. dependiente de RL/Z ........ 85 Figura 4-8 Diagrama de bloques del sistema Módulo convertidor DC/DC .......................... 85 Figura 4-9 Curva característica teórica de un convertidor elevador acoplado a un módulo fotovoltaico y generada al variar su impedancia de salida............................................... 86 Figura 4-10 Convertidor MPPT como adaptador de impedancia........................................ 87 Figura 4-11 Comparativa de voltajes de entrada y salida en un convertidor elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=10, en un día típico de verano........................... 88 Figura 4-12 Comparativa de potencia de salida y Zi vs. D en un convertidor elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=10, en un día típico de verano............................ 89 Figura 4-13. Circuito equivalente de un convertidor reductor .......................................... 90 Figura 4-14 Comportamiento de la el voltaje de salida de un convertidor reductor............. 90 Figura 4-15 Relación de conversión M(D) vs. Ciclo de trabajo D en un convertidor reductor................................................................................................................................ 91 Figura 4-16 Curva característica teórica de un convertidor reductor al variar su impedancia de salida. ................................................................................................................. 92 Figura 4-17 Comparativa de voltajes de entrada y salida en un convertidor reductor integrado en un módulo I-70/R, para Z=3, en un día típico de verano ............................ 93 Figura 4-18 Comparativa de potencia de salida y Zi vs. D en un convertidor reductor integrado en un módulo I-70/R, para Z=3, en un día típico de verano. ............................ 94 Figura 4-19. Circuito equivalente de un convertidor elevador .......................................... 94 Figura 4-20. Relación de conversión M(D) vs. Ciclo de trabajo D en un convertidor reductor................................................................................................................................ 95 Figura 4-21 Curva característica teórica de un convertidor reductor al variar su impedancia de salida. ................................................................................................................. 97 Figura 4-22. Comparativa de voltajes de entrada y salida en un convertidor reductor-elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=3, en un día típico de verano. .............. 97 Figura 4-23. Comparativa de potencia de salida y Zi vs. D en un convertidor reductor-elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=10, en un día típico de verano............... 98 Figura 4-24. Comparación del grado de utilización de los interruptores en diferentes convertidores DC-DC ................................................................................................. 99 Figura 4-25. Modelo Simulink a nivel de circuito de un módulo fotovoltaico .................... 101 Figura 4-26. Diagrama de bloques Simulink para simulación del funcionamiento de una carga capacitiva que mide la curva I-V del módulo fotovoltaico I-94/12 bajo sombreamiento .... 101 Figura 4-27. Resultado de simulación Simulink de la característica I-V del módulo I-94/12 con sombreamiento en la parte media del módulo....................................................... 102 Figura 4-28 Diagrama de bloques Simulink del convertidor Boost .................................. 103 Figura 4-29. Ejemplo de simulación de un convertidor boost como variador de impedancia para el barrido de un módulo fotovoltaico................................................................... 103 Figura 4-30. Diagrama de bloques Simulink para la simulación de un convertidor boost MPPT............................................................................................................................. 104

Figura 4-31. Resultado de simulación Matlab/Simulink de un convertidor boost MPPT ...... 105 Figura 4-32 Resultados de simulación de un convertidor MPPT Boost en el que se aprecia el detalle del rizado de los parámetros eléctricos de entrada y salida................................. 106 Figura 4-33. Módulos con convertidores MPPT interconectados en serie en un sistema fotovoltaico convencional ......................................................................................... 108 Figura 4-34 Gráfica que relaciona la el voltaje Vo óptima y el desacoplamiento de un módulo en un sistema compuesto por cuatro módulos-convertido en serie................................. 111 Figura 4-35. Sombreamiento sobre dos módulos en la simulación con MPPT Tracer ......... 115 Figura 4-36. Aspecto del programa “MPPT Tracer” con un ejemplo de sombreamiento sobre 4 módulos................................................................................................................. 115 Figura 4-37 Ventana de configuración del programa de simulación “MPPT Tracer” para el ejemplo concreto de cuatro módulos-convertidor en el que se sombrean dos módulos ..... 116 Figura 4-38 Simulación que muestra la transición del MPPT en un módulo fotovoltaico sombreado ............................................................................................................. 118 Figura 4-39 Resultado de simulación de la curva característica de un sistema de cuatro módulos en serie con un módulo sombreado el 30% sobre una célula............................ 119 Figura 4-40. Ilustración y Fotografía de la pérgola fotovoltaica de la Moncloa. ................ 120 Figura 4-41 Perspectiva lateral de la Pérgola de la Moncloa donde se muestra las inclinaciones de los módulos y orientación de la estructura........................................... 120 Figura 4-42. Interconexión de strings del campo A (izquierda) y B (derecha) en la pérgola de la Moncloa.............................................................................................................. 121 Figura 4-43. Esquema eléctrico de cada instalación del sistema fotovoltaico de la pérgola de la Moncloa.............................................................................................................. 122 Figura 4-44 Resultados comparativos de simulación de la energía anual entregada por el generador fotovoltaico de la Pérgola de la Moncloa en el caso de utilizar convertidores MPPT por módulo............................................................................................................. 129

Figura 5-1. Diagrama de bloques del prototipo de convertidor MPPT GIE ........................ 133 Figura 5-2. Circuito de potencia convertidor DC-DC elevador integrado en el GIE ............ 133 Figura 5-3. Aspecto físico exterior e interior del prototipo de convertidor GIE.................. 133 Figura 5-4. Aspecto interno de la UCS y el software de supervisión y control .................. 135 Figura 5-5. Diagrama de flujo correspondiente al algoritmo de calibración del convertidor 138 Figura 5-6 Diagrama de flujo de los estados de operación del convertidor ...................... 139 Figura 5-7 Diagrama de flujo de la rutina de detección de fallos del convertidor .............. 140 Figura 5-8. Diagrama de bloques del sistema módulo-GIE-Carga para la caracterización del convertidor MPPT .................................................................................................... 143 Figura 5-9. Fotografías de la instalación del sistema módulo convertidor GIE utilizado para las medidas. ........................................................................................................... 143 Figura 5-10 Característica I-V y P-V del convertidor MPPT elevador GIE ......................... 144 Figura 5-11 Eficiencia vs irradiancia del convertidor GIE............................................... 146 Figura 5-12 Esquema de conexión y parámetros eléctricos de medida del sistema compuesto por 4 convertidores GIE en serie conectados a un inversor configurado a un voltaje constante de entrada ............................................................................................................. 148 Figura 5-13 Instrumentación utilizada para la medida de convertidores GIE conectados a un sistema fotovoltaico conectado a la red...................................................................... 148 Figura 5-14. Fotografías del sistema de cuatro convertidores GIE conectados en serie instalados en la estructura de medida de módulos de la terraza del IES-UPM.................. 149 Figura 5-15 Esquema de conexión con el inversor Sunny Boy control y el inversor SB 700, para configurar el modo de voltaje constante y los niveles de voltaje de entrada............. 149 Figura 5-16 Gráfica que relaciona el voltaje VO óptimo y el desacoplamiento de un módulo en un sistema compuesto por cuatro módulos-convertidor GIE en serie.............................. 150 Figura 5-17 Sistema de selección de conexiones mediante interruptores para independizar las medidas de la potencia del sistema con convertidores y la disponible en el generador. 151 Figura 5-18 Fotografía que muestra el paso de un perfil de sombra sobre un módulo cubriendo el 50% de 3 células .................................................................................. 154 Figura 5-19. Termofotografía del efecto de sobre temperatura del convertidor ................ 162

Figura 6-1. Posibilidades de integración arquitectónica utilizando convertidores MPPT 166

Listado de Tablas

Tabla 1-1. Capacidad fotovoltaica acumulativa mundial....................................................5 Tabla 1-2. Desarrollo de los precios de las compañías eléctricas y los costes de generación FV. ............................................................................................................................7 Tabla 1-3. Previsión de superficie y energía producida por sistemas fotovotaicos integrados en edificios.................................................................................................................8 Tabla 3-1 Promedio y desviación de medidas IES vs CIEMAT .......................................... 58 Tabla 3-2 Parámetros característicos del módulo I-70R/12 y I-94/12............................... 60 Tabla 3-3 Parámetros eléctricos medidos a CEM del módulo I-70R/12.............................. 61 Tabla 3-4 Parámetros eléctricos medidos a CEM del módulo I-94/12................................ 62 Tabla 4-1 Irradiancias y temperaturas correspondientes ................................................ 88 Tabla 4-2 Parámetros eléctricos de un sistema de cuatro módulos-convertidor conectados en serie, en el que se produce un desacoplamiento en corrientes del 40% en uno de ellos.... 112 Tabla 4-3 Parámetros eléctricos de un sistema de cuatro módulos-convertidor conectados en serie, en el que se produce un sombreamiento sobre un módulo con al menos un 75% de área cubierta sobre una célula. ................................................................................. 113 Tabla 4-4 Características eléctricas (proporcionados por el fabricante) de los módulos fotovoltaicos “Tipo A” y “Tipo B” de la pérgola de la Moncloa. ....................................... 121 Tabla 4-5 Datos de partida para la simulación del sistema fotovoltaico de la pérgola de la Moncloa ................................................................................................................. 128 Tabla 5-1 Análisis de viabilidad económica para cada GIE............................................. 142 Tabla 5-2 Comparativa entre parámetros del módulo FV y el GIE. ................................. 146 Tabla 5-3 Resultados de medida de cuatro convertidores GIE interconectados en serie, donde se compara su eficiencia y error MPP respecto a la curva característica I-V del generador fotovoltaico formado por los módulos asociados a los convertidores............................... 152 Tabla 5-4-A Resultados de medida en el que se realiza un sombreamiento progresivo mediante un perfil superpuesto al módulo asociado al convertidor GIE 1, en un sistema de cuatro convertidores en serie acoplados a un inversor con voltaje de entrada constante e igual a 105V. .......................................................................................................... 156 Tabla 5-5. Resultados de sombreamiento localizado en un sistema de cuatro convertidores en serie para conocer la eficiencia MPPT mediante comparativa con la máxima potencia extraída del generador............................................................................................. 160

1

Capítulo 1

1 Introducción y objetivos

1.1 Escenario energético actual

El desarrollo de toda sociedad está ligado directamente a la disponibilidad y consumo

energético, la energía es por tanto un factor esencial para el desarrollo y el crecimiento

económico, de manera que la aparición de una crisis energética desemboca

irremediablemente en una crisis económica. Es por esto que la utilización eficaz de la

energía, así como su uso responsable, es esencial para la sostenibilidada. A través de la

historia, cada descubrimiento y avance tecnológico nos ha proporcionado: por un lado, una

infinidad de artefactos tecnológicos y de consumo para mejorar o mantener nuestro confort y

disminuir nuestro esfuerzo; y por otro, nos ha provisto de nuevas fuentes de energía que

han aliviado y reemplazado poco a poco las fuentes de energía que no han podido mantener

el crecimiento de consumo.

Desde el punto de vista de la demanda y eficiencia energética, la relaciónb entre el

consumo final de energía media diaria por persona en España y su necesidad energética

básicac [1] (3000 kcal por persona y día) es de 22; es decir, 21 se destina a la “comodidad”

y 1 a existir. La Figura 1-1 proporcionada por ASIFd [2], lo refleja gráficamente. Si bien es

cierto que la “comodidad” nos ha proporcionado una mejor calidad de vida, también nos ha

acostumbrado a hacer un mal uso de la energía debido a su amplia disponibilidad y acceso, y

bajo coste por el subsidio de la energía primaria. Efecto opuesto es el que se encuentra en

países en vías de desarrollo en donde la energía es un bien escaso, y por tanto muy

preciado, allí se lleva a cabo controles de consumo mediante el racionamiento de la energía y

el establecimiento de tarifas por niveles de consumo. Es por eso que mientras las nuevas

fuentes de energía se desarrollan, es preciso crear medidas e incentivos para incrementar la

eficiencia energética y el buen uso de la energía, el IDAEe es uno de los promotores de estas

medidas en España.

a Se recoge como definición en el Principio 3 de la Declaración de Río (1992): "aquel desarrollo que satisface las necesidades de las generaciones presentes sin comprometer las posibilidades de las generaciones futuras para atender sus propias necesidades" y se encuentra en el documento conocido como Informe Brundtland (1987), fruto de los trabajos de la Comisión de Medio Ambiente y Desarrollo de Naciones Unidas, creada en Asamblea de las Naciones Unidas en 1983.

b 2,4 tep de energía final por habitante y año, donde 1 tep=10x106 kcal, por tanto 2,4 tep=65753 kcal por día.

c “Las necesidades energéticas del ser humano están dadas por la suma de dos componentes principales: el metabolismo basal (situación en reposo, 1 kcal por Kg de peso y hora) y la actividad física que puede variar desde 2,5 kcal por minuto para un oficinista a 10 kcal por minuto en un deportista. Reuniendo estos dos componentes, en general, los valores más frecuentes están en el margen de 2500 kcal a 3000 kcal por día” (extraído de la referencia).

d Asociación de la Industria Fotovoltaica española.

e Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.

Contribución a los Sistemas de Control de Potencia Micro-Distribuida en Edificios Fotovoltaicos Tesis Doctoral

2

Figura 1-1 Consumo energético por habitante en España en el 2005 (Fuente ASIF)

Cada organización social a través de la historia ha tenido grandes cambios en su

desarrollo debido principalmente a los ciclos energéticos de agotamiento y resurgimiento de

las fuentes de energía. Este fenómeno de concebir la historia a través de ciclos, se ha escrito

en varios libros y artículos [3][1]. Como se describe en la Figura 1-2 “las sociedades

humanas se comportan como sistemas y, como tales, su funcionamiento exige un flujo

continuo de energía. Para mantener este flujo, los sistemas deben organizarse de tal forma

que sean capaces; primero, de captar recursos energéticos externos; segundo, de asimilarlos

y transformarlos a través de una innovación tecnológica para extraer orden de ellos; y por

último, librarse o reutilizar (si es sostenible) los residuos resultantes del proceso”[3]. Toda

crisis puede terminar rápido si el sistema es capaz de incorporar una nueva tecnología que

restaure rápidamente la disponibilidad energética e inaugure un nuevo ciclo.

Figura 1-2 Modelo de evolución de las sociedades a través de ciclos energéticos [1]

La teoría del pico de Hubbert, conocida como del cenit del petróleo, es una teoría

acreditada acerca de la tasa de agotamiento a largo plazo del petróleo, así como de otros

combustibles fósiles. Apoyándose en los datos de producción, la Asociación para el Estudio

Capítulo 1. Introducción y objetivos

3

del Pico del Petróleo y el Gasf, consideró que el pico del petróleo ocurriría en 2007, y el pico

del gas natural entre el 2010 y 2020. Pero no solo es preciso darse cuenta que estamos

iniciando la crisis definitiva del recurso energético más importante del planeta, si no que

además sus residuos están provocando un cambio climático que puede cambiar nuestra

forma y esperanza de vida a corto plazo. Cronológicamente, el coste del petróleo ha ido

subiendo estrepitosamente y sin parar desde febrero del 2003, hito histórico de la guerra de

Irak, situándose el precio del barril a más del doble, de 40 a 90 dólares a finales del 2007.

En 2008 todo el mundo fue participe de dos acontecimientos que marcaron historia, el

escalón de precios del barril de petróleo más trascendente y una crisis financiera mundial sin

precedentes. La causa, la volatilidad de la evolución al alza del petróleo se ha visto

acentuada por la mermada capacidad en el lado de la oferta [4]; por razones políticas (Irán,

Venezuela, Israel, entre otros) y debido a la creciente conciencia respecto al cenit del

petróleo que agudizó el temor de una posible escasez, teniendo en cuenta además la

demanda espectacular de India y China. La subida más importante se produjo en el primer

semestre del 2008, cuando el petróleo subió al pico máximo histórico de 146,69 (3 de julio)

dólares el barril, y la bajada se produjo cuando la crisis financiera estadounidenseg incentivó

una debilitación de la demanda poniendo el precio del barril a los 80 dólares a finales de año,

a principios de 2009 llegó a 44,8 dólares [5]. Esto último corresponde a un escalón con

diferencias del 300% entre base y pico en menos de un año. Estos cambios nos dan a

entender la relación entre volatilidad y dependencia energética.

El depender de fuentes de energía no renovables, tiene varias desventajas. La

desigual distribución del recurso se ve limitado por su localización geográfica, lo que

ocasiona conflictos geopolíticos. Por otro lado, el cambio hacia una nueva fuente de energía

implica grandes cambios en infraestructuras, lo cual repercute en inmovilizar enormes

cantidades de dinero.

La diversificación de las fuentes de energía de origen renovable proporciona un

abanico enorme de posibilidades: permite el desarrollo de diferentes fuentes cuyo recurso

puede extraerse en la mayor parte del planeta y en la mayoría de los casos es ilimitadoh y

sostenible, lleva la producción al mismo lugar donde se consume, contribuye a la

independencia energética, y finalmente no emite residuos que afecten a la salud del ser

humano ni al planeta a corto y largo plazo.

1.2 Situación actual de la fotovoltaica

Fotovoltaica en España

Se han realizado muchos esfuerzos por incrementar la instalación de sistemas

fotovoltaicos, empezando por los incentivos proporcionados en el Plan de Fomento de

Energías Renovables y el RD 2818/1998, en el que se otorga la prima de 40 c€ para

instalaciones menores de 5 kW y 22 c€ para potencias mayores con una revisión a 4 años y

f Association for the Study of Peak Oil&Gas -ASPO

g Estados Unidos de América consume una cuarta parte del petróleo mundial.

h como es el caso de la solar, eólica y la oceánica.


4

un límite de potencia total instalada de 50 MW para el 2010. Posteriormente con el

crecimiento de las instalaciones, el RD 2818/1998 fue revisado y mediante el RD 436/2004

el límite se extendió de 50 MW a 150 MW para el 2010, además del disfrute de la prima

máxima a instalaciones de 100 kW y una garantía del cobro de la prima a 25 años. El

crecimiento del sector prosperó y así las expectativas del límite impuesto para el 2010. De

esta forma se deroga el anterior Real Decreto por el RD 663/2007 que permitió la instalación

de grandes centrales fotovoltaicas de mega vatios sobre suelo con un prima de 41 c€, tan

solo unos 4 c€ más baja que la máxima, así mismo el límite de potencia instalada se situó en

371 MW. Bajo estas últimas condiciones, se generó una oportunidad de negocio muy

importante para los grandes inversionistas y empresas promotoras. A mediados de 2007 el

sector superó esta cifra y entró en un año de prórroga, en el que se permitía inscribir las

instalaciones hasta el 29 de septiembre del 2008. El Ministerio de Industria no se percató de

que en un solo año podrían hacerse varios gigavatios. Esto ocasionó un sobre-calentamiento

del sector aprovechando la oportunidad de construir muchas mega-plantas en menos de un

año, el resultado fue el salto de los 371 (ya superados) a 3130 MWi; algo verdaderamente

espectacular, un hito histórico que pone inmediatamente en primera posición a España como

el país con más potencia instalada del mundo en 2008. El Ministerio de Industria redactó,

pocos días antes de la fecha límite de aquel 29 de septiembre, el nuevo RD 1578/2008, en el

que se pretende estabilizar el crecimiento del sector poniendo límites a las mega plantas y

favoreciendo a las pequeñas instalaciones sobre cubiertas y edificios. Esta medida provocó

una parada en seco del sectorj, mediante una reducción paulatina de la prima empezando en

un 35% ligada al “cupo” de potencia instalada (4 convocatorias fijas al año) para el 2009 de

400 MW (267 MW en edificación + 133 MW sobre suelo). Sin embargo, esta medida obligará

a una baja importante en los precios de los módulos fotovoltaicos, inversores, y en menor

medida, a los demás componentes de la instalación.

Fotovoltaica en el mundo

El mercado fotovoltaico en el mundo crece a un ritmo enorme. La industria

fotovoltaica mundial, en particular en Europa, EE. UU., China y Japón, está realizando fuertes

inversiones en nuevas instalaciones de producción y tecnologías. A finales de 2007, la

capacidad acumulativa instalada de los sistemas fotovoltaicos de todo el mundo superó los

9,2 GW, mientras que en 2008 se instalaron 5,6 GW, esto significa un crecimiento del 60%

alcanzando los 15 GW de potencia mundial acumulada. En la Tabla 1-1 [6] se muestra con

más detalle el desarrollo histórico de la potencia fotovoltaica acumulada. Desde 1994,

Europa ha sido el líder del mercado fotovoltaico mundial, en 2008 representó el 80%. En el

progresivo desarrollo del mercado durante el 2008, cabe destacar en primer lugar a España,

que ha quintuplicado la potencia instalada en 2007, significa el 45 % (2,511 MW) [6] del

mercado mundial; también por orden de potencia instalada a: Alemania (1,5 MW), Estados

Unidos (342 MW), Japón (230 MW), Italia (258 MW), Corea del Sur (274 MW); así como los

mercados fotovoltaicos emergentes en: Francia (105 MW), República Checa (51 MW),

i Dato proporcionado por la Comisión Nacional de la Energía, a octubre de 2008. No se ha podido

confirmar con exactitud esta cifra, las estimaciones pueden tener una inexactitud de hasta 500 MW. j Arrastrando a más de quince mil puestos de trabajo y el cierre de muchas empresas.


5

Portugal (50 MW) y Bélgica (48 MW) [6]. Las instalaciones de células y módulos FV en todo

el mundo han aumentado a una tasa media anual superior al 35% desde 1998 [6][7].

Tabla 1-1. Capacidad fotovoltaica acumulativa mundial

Los precios de los sistemas fotovoltaicos varían entre países, de acuerdo al nivel de

desarrollo del mercado fotovoltaico local, el cual es estimulado por las políticas energéticas

de cada país, mediante normativas e incentivos económicos. Un precio promedio estimativo

para sistemas del orden de kW, podrían estar entre los 5 €/Wp en sistemas fotovoltaicos

conectados a red y 7,5 €/Wp en sistemas fotovoltaicos autónomos; mientras que, para

parques fotovoltaicos conectados a red del orden de unos cuantos megavatios, el precio está

por debajo de los 4 €/Wp. Teniendo en cuenta la vida útil de estos sistemas, el coste medio

de la energía de origen fotovoltaico está en torno a los 0,2 €/kWh (sistemas conectados) y 1

€/kWh, cuyos valores dependen directamente de la radiación local, el coste y financiamiento

de la instalación. Por ejemplo, existen actualmente regiones donde la energía primaria es

más cara que la energía fotovoltaica, donde se ha alcanzado ya “la paridad de red”, esto

hace que sea rentable por sin misma sin el uso de incentivos, es el caso de los estados de

Californiak en los Estados Unidos de América y algunas poblaciones de Japón [8], entre otros.

Desde el punto de vista tecnológico, la cuota de cada tecnología de célula, de mayor

a menor: 45,2 % en Si multicristalino, 42,2 % en Si monocristalino, 5,2 % en Si amorfo y

micro cristalino (Si-a/Si uc), 4,7 % en Teluro de Cadmio (CdTe), 0,5 % en diseleniuro de

cobre e indio (CIS, CIGS) [8]. La tecnología más predominante sigue siendo el silicio cristalino

debido a que está ampliamente disponible, la tecnología es muy conocida, y emplea la

k Los precios de la electricidad aumentan en especial en verano, llegando hasta 50 $ct/kWh en California, es también el periodo en que la cantidad de electricidad producida por los sistemas FV es más elevada.


6

misma tecnología que la industria electrónica. El rendimiento máximo en células cristalinas

para producción en serie está en torno al 20 % y en el panel estándar entre el 14 al 16 %, el

uso del silicio ha disminuido a la mitad desde el 2003 situándose el espesor medio en 0,17

mm en 2008 [8].

Desde el punto de vista de costes, a principios del 2009 se podían comprar

contenedores de módulos (100 kWp aproximadamente) por debajo de los 2,5 €/Wp en silicio

cristalino y 1,75 €/Wp en amorfo. Con estos costes el tiempo de retorno energético (TRE)

con tecnología cristalina está en torno a dos años [8]; es decir, un sistema FV basado en

tecnología cristalina en el sur de Europa habrá generado la misma energía que se necesitó

para producir e instalar todos sus componentes. En un sistema de capa delgada, el TRE es

aproximadamente de un año. Según el progreso de la tecnología fotovoltaica, la energía

empleada en la producción de sistemas FV se reduce constantemente, el TRE de un sistema

FV típicol sobre tejado esta en tres años y medio [8].

Desde el punto de vista de la materia prima, la demanda del silicio fotovoltaico ha

superado las expectativas de las empresas fabricantes de silicio de la industria de

semiconductores. En el 2005 la industria fotovoltaica usó el 45% del total de la producción

mundial de silicio de alta pureza y en el 2006 uso más silicio que la industria

microelectrónica, mientas que en el 2000 esta fracción fue de tan solo el 10% [8]. El

abastecimiento de silicio provocó una crisis en el sector fotovoltaico entre el 2006 y 2007;

sin embargo, ésta ha sido superada rápidamente. Con la construcción de varias plantasm de

producción de polisilicio de grado solar en España, independiente de la industria

microelectrónica y capaz de cubrir más de cinco veces las necesidades actuales, España

pretende independizarse parcialmente del abastecimiento de silicio. Como nota alentadora, el

mayor productor de silicio del mundo Hemlock Semiconductor planea antes de 2013 ampliar

su capacidad de producción a 70.000 toneladas y fijar los precios para permitir a la industria

lograr la paridad de red con la electricidad solar [9].

Estas cifras sueltas no resultan ser relevantes sin antes dar respuesta a la pregunta:

¿cuándo conseguiremos una bajada de costes fotovoltaicos tal que el kWh que generamos en

nuestro tejado, o en nuestro patio, iguale el precio del kWh que tenemos que pagar en

nuestro recibo de electricidad?. Para estos existen varios modelos. Según el modelo que

presenta la EPIAn, la evolución de los costes de generación FV para pequeños sistemas

distribuidos en la mayoría de las principales ciudades del mundo, muestran que en 2020, el

coste de la electricidad solar se habrá reducido más de la mitad; mientas que, en zonas con

alta radiación solar (sur de Europa) y/o costes de electricidad altos, ya se habrá conseguido

la “paridad de red” en 2010, como puede verse en la Tabla 1-2 [8]. Esto lo haría competitivo

l En el que se incluyen todos los elementos eléctricos y mecánicos de la instalación. m En abril de 2007 se inaugura en Los Barrios (Cádiz) la empresa Silicio Energía, la primera planta dedicada a la fabricación de polisilicio en España, promovidas por Endesa, Isofotón y la Junta de Andalucía. Se realiza en dos Fases, la primera permitirá alcanzar una capacidad de producción de 2.500 toneladas de polisilicio al año y la segunda comenzará a finales de 2010, que tendrá una capacidad total de producción de 5.000 toneladas al año. Fuentes: Expansión 30/11/2006, Consultores de Comunicación Global y ASIF. Revista Energética XXI Boletín Nº 84.

n European Photovoltaic Industrial Asociation


7

con los precios normales que se pagan por la electricidad de consumo doméstico. Una razón

de ello es que, mientras que los costes de generación FV descienden continuamente, los

precios de la electricidad subirán previsiblemente, o lo que es lo mismo, disminuirán las

ayudas de energía primaria de fuentes convencionales. Con la paridad de red, cada kWh de

energía FV consumido supondrá un ahorro económico con respecto a la energía más cara de

la red. Se espera que la paridad de red se alcance inicialmente en los países meridionales, y

que después se extienda sistemáticamente hacia el norte. Como ejercicio, en España el

precio final horario “diurno” de producción de energía primaria está en torno a los 7,2

c€/kWh (el que se pagaría sin la prima actual), con un ratio de producción fotovoltaico de

1400 kWh/kWp (zona media y sur de España e Italia, en sistemas fijos a 30º sur) y 25 años

de explotación, el coste de la instalacióno tendría que estar por debajo de los 2,5 €/Wp para

llegar a la paridad de red y debajo de 1,5 €/Wp considerando una amortización de 15 años.

Tabla 1-2. Desarrollo de los precios de las compañías eléctricas y los costes de generación FV.

En la predicción anterior se consideran sistemas fotovoltaicos conectados a red, pues

en sistemas autónomos sin acceso a la red pública es rentable por si misma, suponiendo el

caso en que el coste de llevar la red eléctrica es mayor que el de la propia instalación.

Por otro lado, más de 1600 millones de personas no tienen acceso a la energía

eléctrica hoy en día. En 2007 se instalaron 100 MW en sistemas fotovoltaicos autónomos de

energía solar FV en zonas rurales de países en vías de desarrollo, que dio acceso a la

electricidad aproximadamente a un millón de familias [8]; sin embargo, estas cifras siguen

o Cálculo que proviene de multiplicar el coste de la energía primaria diurna [€/kWh] por la productividad de la instalación [KWh/Wp] (1,4 para el sur de España en sistemas fijos) y por los años de explotación.


8

siendo insuficientes. Pero también sabemos que el continuo descenso en los precios de la

fotovoltaica debido al aumento de las instalaciones en las ciudades en países desarrollados,

hará que en la próxima década sea asequible consiguiendo cubrir las necesidades

energéticas en los países en vía de desarrollo. Manteniendo ésta perspectiva, habrá valido la

pena el esfuerzo en investigar sobre nuevas tecnologías que permitan mejorar el rendimiento

de los sistemas fotovoltaicos conectados a red en edificios.

1.3 Sistemas fotovoltaicos en edificios

El uso sostenible de la energía se ha convertido en un asunto de vital importancia

para el presente y futuro de las ciudades, los edificios significan un 42% del total de energía

consumida en Europa y las áreas urbanas representan el 40% del total de la producción de

CO2 [10]. Así que, la utilización de la tecnología solar fotovoltaica es una oportunidad única

para una gestión energética más sostenible, debido a su fácil integración en elementos

arquitectónicos multifuncionales. Además, su versatilidad y modularidad pueden formar parte

de nuevos y atractivos diseños arquitectónicos, a la vez que contribuyen a la demanda

energética local.

Los edificios que integran sistemas fotovoltaicos se conocen como Sistemas

Fotovoltaicos Integrados en Edificios (SFIE) o Edificios Fotovoltaicos Conectados a Red (en

adelante EFCR), que en el ámbito internacional es conocido por la abreviatura BIPV (Building

Integrated Photovoltaic Systems). Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica

(en adelante SFCR) son el tipo específico de sistemas que se utilizan en los edificios

fotovoltaicos, cuya función es la de entregar a la red eléctrica toda la energía generada por el

sistema.

Con el objetivo de facilitar la incorporación de los EFCR, los países de la Unión

Europea han ido introduciendo un conjunto de normativas e incentivos económicos para

fomentar este tipo de sistema. En España, el Código Técnico de la Edificación (CTE),

específicamente el documento básico HE5 “Contribución fotovoltaica mínima de energía

eléctrica” para nuevas edificaciones, pretende contribuir al crecimiento del mercado de los

EFCR.

La potencialidad de los Sistemas Fotovoltaicos integrados en edificios se ve reflejada

en el informe de la EPIA, “Photovoltaics in 2010”. La Tabla 1-3 recoge la previsión de

generación de energía eléctrica en el año 2010 mediante Sistemas Fotovoltaicos en cubiertas

de edificios.

Tabla 1-3. Previsión de superficie y energía producida por sistemas fotovotaicos integrados en edificios.


9

Los primeros EFCR instalados en Europa [11] surgieron a finales de la década de los

ochenta en Alemania, Austria y Suiza, y el primer edificio institucional que funcionó en

España lo hizo en 1994 en el edificio del Instituto de Energía Solar de la Universidad

Politécnica de Madrid [12].

Un SFCR está compuesto principalmente por un generador fotovoltaico conectado a

un inversor, el cual tiene como funciones principales: la búsqueda y selección del punto de

trabajo del generador fotovoltaico a su punto de máxima potencia, y la transformación de

corriente continua en alterna para inyectar la energía generada a la red eléctrica.

De especial atención, es la interfase entre el generador fotovoltaico y el inversor, en

la que se enfoca esta tesis doctoral; en particular, de los aspectos de control de potencia

necesarios para garantizar que los módulos trabajen en su máxima potencia; y de especial

aplicación respecto a la topología convencional, cuando en el diseño de la integración

arquitectónica se prevé: diferente inclinación y orientación de los módulos, sombreamientos,

suciedad o diferentes modelos de módulos en un mismo generador.

1.4 Pérdidas energéticas en edificios fotovoltaicos

1.4.1 Compromiso entre integración y perdidas

En nuevas construcciones de edificios fotovoltaicos, las directrices técnico-

urbanísticas han de estar basadas en las interacciones existentes entre los parámetros de

diseño urbanístico y los requisitos técnicos de las instalaciones fotovoltaicas. Es decir, debe

existir un compromiso entre la integración arquitectónica y las exigencias técnicas necesarias

que afectan directamente a la producción de energía fotovoltaica. Sin embargo, desde la fase

de planteamiento no suelen tratarse de forma conjunta estas directrices técnico-urbanísticas.

Esto trae como consecuencia que, en algunos casos, se decida dar flexibilidad a las

exigencias técnicas fotovoltaicas para conseguir una mejor integración arquitectónica.

El generador fotovoltaico, en muchos casos, conforma la piel del edificio como

elemento arquitectónico en muros y fachadas, en los que por ejemplo el vidrio de un muro

cortina es reemplazado por módulos de lámina delgada semitransparente. Por otro lado, los

compromisos en las directrices técnico-urbanísticas suelen conducir muchas veces a la

división del generador en varias partes y/o con diferentes inclinaciones y orientaciones o a

que se produzcan sombras parciales durante el día. Esto trae como consecuencia efectos de

desacoplo de corrientes entre células y/o módulos fotovoltaicos, afectando directamente a la

producción de energía del sistema. Por tanto, el generador fotovoltaico es el elemento

arquitectónico más sensible a producir las mayores pérdidas del sistema en EFCR. La Figura

1-3 muestra la sede ACQUE (Italia), un ejemplo de cómo la integración arquitectónica puede

llegar a sacrificar la producción, la fachada fotovoltaica se arquea con un ángulo de 120º de

este a oeste, con 11 inversores que combinan strings con diferente orientación, la instalación

fotovoltaica proporciona un promedio de 741 kWh/kWp. El otro ejemplo que se muestra en la

Figura 1-4, es la pérgola fotovoltaica del Palacio de la Moncloa en Madrid; presenta seis

combinaciones de inclinación y orientación y 8 strings de 36 módulos en serie que son

conectados a dos inversores.


10

Las pérdidas asociadas con la integración arquitectónica producen desacoplamientos

entre módulos que afectan al funcionamiento del sistema. Se han realizado diversos estudios

que demuestran, mediante el seguimiento y monitorización de edificios fotovoltaicos,

pérdidas de energía globales cercanas al 25% [13][14][15][16], las cuales podrían

minimizarse con un control adecuado de la potencia distribuida entre módulos

interconectados [17].

Otro aspecto importante es que el generador fotovoltaico se encuentra integrado en

el edificio generalmente en lugares de difícil acceso para realizar el mantenimiento y

detección de averías. En estos casos, es necesaria una técnica y procedimiento para localizar

fallos sin tener que acceder directamente al generador.

1.4.2 Desacoplamiento de corrientes y perdidas entre módulos fotovoltaicos interconectados

El generador fotovoltaico suele estar dispuesto en lugares del edificio donde puede

producirse irremediablemente desacoplamientos de corrientes, incluso de voltajes.

El efecto de desacoplamiento de corriente se produce cuando existen diferencias en

las características eléctricas de los módulos o en los niveles de irradiancia incidente sobre

células de un mismo modulo o entre módulos de un mismo generador, como es el caso

práctico del sombreamiento o diferencias de orientación e inclinación cuando son

interconectados en serie formando “strings”. Como consecuencia, surge una dependencia del

punto de trabajo del generador al módulo con menos corriente, generando pérdidas por

efecto de desacoplamiento. Este problema se soluciona parcialmente con el uso de diodos de

derivación (conocido internacionalmente como “by-pass diodes”) puestos en paralelo a un

determinado número de células, sin embargo, su uso origina varios problemas: por un lado,

la búsqueda del punto de máxima potencia MPP (Maximum Power Point) del inversor; y por

otro lado, la pérdida de potencia de las células bajo el diodo de paso que se activa. Otro

aspecto importante es el efecto de asociaciones en paralelo de agrupaciones de módulos con

diferente voltaje, éstas diferencias pueden surgir como causa de un mal funcionamiento del

los diodos de derivación (cortocircuito, sobre-temperatura, entre otros), este efecto provoca

que la agrupación de módulos con menos voltaje funcione como carga recibiendo corriente

Figura 1-3. Sede central de la compañía de aguas ACQUE, Châtillon, Italia. Figura 1-4. Pérgola fotovoltaica de la Moncloa,

Madrid, España.


11

de los demás. Este problema se soluciona normalmente poniendo diodos de bloqueo en cada

string; sin embargo, estos diodos suman pérdidas de conducción al sistema.

En un típico sistema fotovoltaico conectado a red, para extraer la máxima potencia

del generador fotovoltaico, es necesario incorporar un seguidor del punto de máxima

potencia o MPPT (Maximum Power Point Tracking), normalmente es un convertidor DC-DC

con MPPT (en adelante, convertidor MPPT) que es puesto entre el generador y el inversor.

Para garantizar que el generador trabaje en el MPP es necesario implementar un algoritmo

de búsqueda, que consiste en realizar una aproximación iterativa para cambiar el punto de

operación del generador y encontrar la dirección para la cual la potencia sea máxima,

aumentando o disminuyendo su voltaje de operación.

En un generador fotovoltaico sombreado parcialmente y con módulos con diodos de

paso, se originan en la curva de potencia-voltaje varios puntos máximos relativos, en los que

el algoritmo de búsqueda MPPT podría dirigirse a alguno de estos puntos distintos al máximo

absoluto y en definitiva podría conducir a una pérdida global del sistema cuya magnitud

puede ser significativa [17].

Un modulo fotovoltaico ideal está compuesto por células idénticas que se

interconectan en un mismo módulo, y un generador fotovoltaico ideal por módulos idénticos

interconectados sobre los que incide una irradiancia homogénea y uniforme. En la práctica,

las células nunca se fabrican idénticas, lo que origina que durante los procesos de fabricación

de módulos fotovoltaicos deban ser clasificadas; aún así, las células difieren en sus

corrientes, y finalmente, esta dispersión es trasladada a la potencia del módulo, que en

definitiva, da origen (en su mayor parte) a la tolerancia de potencia proporcionada en las

especificaciones técnicas del fabricante. Del mismo modo, cuando los módulos son

interconectados en serie para formar un generador, la dispersión de corrientes de las células

se extiende a los módulos interconectados, este efecto es conocido como “mismatch” o

dispersión de parámetros. Las pérdidas de “mismatch” se definenp como: “la diferencia entre

la potencia máxima total de dispositivos conectados en serie o en paralelo y la suma de cada

dispositivo medido separadamente bajo las mismas condiciones”.

En la experiencia, se encuentran diferencias entre los parámetros eléctricosq de

módulos en controles de calidad [18] muy por debajo de los valores nominales de catálogo,

con diferencias significativas de potencia entre ellos.

1.5 Objetivos

1.5.1 Antecedentes

Para alcanzar el objetivo propuesto, esta tesis tiene como punto de partida y fuente

de información el extenso trabajo de estudio y desarrollo de convertidores MPPT realizado

con un consorcio formado por el Instituto de Energía Solar, la Universidad del País Vasco y

p Expuesto en IEC 61836 TS Ed. 2.0. Solar photovoltaic energy systems – Terms, definitions and symbols.

q Parámetros eléctricos a condiciones estándar de medida (1000W/m2 de radiación incidente y 25ºC de temperatura de célula) proporcionado por el fabricante.


12

las empresas Robotiker e Isofotón S.A., a través del proyecto GENIUS “Gestión de Energía

Integrada para Uso Solar Fotovoltaico” (TIC 2002-04245-C02).

De igual forma, en colaboración con el proyecto TaQSolRE (Tackling the Quality in

Solar Rural Electrification), cofinanciado por la Comisión Europea (NNE5-2002-00098), se ha

trabajado en el diseño e implementación de instrumentación electrónica, método de medida

y software para la caracterización de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino.

Se realizaron además, auditorias técnicas de calidad de diez Edificios fotovoltaicos

conectados a red en el proyecto “Tejados solares fotovoltaicos en centros educativos del

municipio de Coslada (Madrid)” a través de un contrato con la empresa Isofotón.

1.5.2 Objetivos generales

Esta tesis doctoral pretende contribuir al estudio y solución de los problemas

relacionados con el control de potencia en edificios fotovoltaicos. Puede dividirse en tres

líneas fundamentales:

En primer lugar, se trata de realizar el estudio del comportamiento eléctrico de

módulos y generadores fotovoltaicos, así como de convertidores MPPT acoplados a módulos

fotovoltaicos (en adelante, módulo MPPT). Cuyo fin será estudiar los parámetros eléctricos

de diferentes modelos y tecnologías, estudiar los efectos producidos por el sombreamiento y

desarrollar un método para identificar fallos. Para lograr este objetivo es necesario el

desarrollo de instrumentación electrónica y software para su medida y caracterización.

En segundo lugar, se pretende realizar un análisis teórico mediante simulación del

comportamiento de módulos MPPT. Comprende el desarrollo de modelos matemáticos y

programas de simulación por ordenador.

Por último, se realiza una campaña de ensayos de un prototipo de convertidor MPPT,

con el fin de comprobar y analizar su funcionamiento y su viabilidad práctica.

1.5.3 Objetivos específicos

Desarrollo de instrumentación electrónica para la medida de la característica I-V y P-V de

módulos fotovoltaicos en polarización directa e inversa. Adaptada para poder caracterizar

módulos MPPT. A ésta instrumentación se añade el desarrollo de un software de

procesamiento de datos, capaz de leer, procesar y visualizar las curvas de medida I-V y

P-V en directa e inversa. Calculará los parámetros eléctricos característicos a CEMr y

tendrá un procesamiento y una interfaz gráfica optimizada para la localización de fallos y

los efectos producidos por la dispersión de parámetros y sombreamiento parcial. Se

realizará la validación del método e instrumentación mediante una amplia campaña de

ensayos, donde se analizará el comportamiento a diferentes condiciones de radiación y

temperatura, así como de sombreamientos localizados.

Estudio del comportamiento de módulos MPPT, en el que se desarrollan modelos

específicos para su simulación y análisis. Consiste en el desarrollo de software en C++ y

r Condiciones Estándar de Medida


13

modelos MatLab/Simulink para la simulación por ordenador de módulos y generadores

fotovoltaicos individuales e integrados con convertidores MPPT, considerando diferentes

configuraciones en la interconexión y sometidos a diferentes condiciones de operación

como: irradiancia y temperatura, dispersión de parámetros y sombreamiento.

Análisis y estudio de producción energética anual de un sistema fotovoltaico real con

diferente inclinación y orientación, en el que se compara con un hipotético sistema

fotovoltaico idéntico con módulos MPPT.

Estudio y puesta a prueba de la integración de un prototipo convertidor MPPT para

módulos fotovoltaicos individuales, verificando su correcto acople y funcionamiento.

Realización de una campaña de ensayos en la que se comprara el funcionamiento de un

generador con módulos MPPT y un generador convencional. Ambos sistemas se someten

a diferentes condiciones de irradiancia y temperatura, sobre los que se estudia los

efectos producidos por el sombreamiento de tipo puntual o localizado y mediante un

perfil de sombra.

Desarrollo de un método de diagnóstico y detección de fallos de convertidores MPPT

integrados en módulos fotovoltaicos.

1.6 Estructura de la tesis

La tesis está dividida en seis capítulos, a los que se añaden tres anexos que

complementan o amplían la información.

Tras este primer capítulo introductorio, en el capítulo dos se presenta el Estado del

Arte de los temas tratados en esta tesis. Se empieza por un repaso a la normativa sobre:

sistemas fotovoltaicos conectados a red, caracterización de módulos y generadores

fotovoltaicos y los sistemas de control de potencia. Además, se realiza una revisión a los

sistemas de control de potencia en inversores DC/AC, respecto a los tipos de topologías y

tendencias, así como del MPPT. Finalmente, se centra en el control distribuido mediante el

uso de convertidores MPPT.

El capítulo tres trata sobre la caracterización eléctrica y método de medida de

módulos fotovoltaicos de silicio cristalino en polarización directa e inversa. Aquí se describe

la instrumentación y el software que han sido desarrollados. A través de una campaña de

ensayos, se valida la instrumentación comparando los resultados con los valores de

calibración realizados previamente por el CIEMAT, se caracterizan los módulos utilizados para

los ensayos realizados en el capítulo 5 y se lleva a cabo un estudio detallado del

comportamiento de la característica eléctrica en condiciones de sombreamiento localizado.

En el capítulo cuatro se estudia el comportamiento de convertidores MPPT en

generadores fotovoltaicos. Se describen y estudian las diferentes topologías de convertidores

DC/DC, su modelado e integración en módulos fotovoltaicos. Se explican los modelos

MatLab/Simulink desarrollados, que son utilizados para simular el comportamiento individual

de convertidores MPPT integrados en módulos fotovoltaicos. También se presenta un

software desarrollado en el lenguaje C++, que es utilizado para las simulaciones de potencia


14

de los convertidores en un sistema fotovoltaico conectado a red convencional, y que tiene

como objetivo identificar las condiciones de mayor aprovechamiento del convertidor.

Finalmente, y tomando como ejemplo la Pérgola Fotovoltaica del Palacio de la Moncloa, caso

típico de un sistema con diferente orientación e inclinaciones de módulos, se realiza una

simulación energética anual en el supuesto de incluir módulos MPPT.

En el capítulo cinco se presentan las características principales del prototipo de

convertidor MPPT propuesto. Donde se describe el circuito electrónico, el algoritmo MPPT

utilizado, el sistema de control y comunicaciones, los ensayos y pruebas de rendimiento, y

finalmente se realiza un estudio de viabilidad económica y producción comercial. Se expone

un método de supervisión y detección de fallos, basado en las medidas individuales de

voltaje y corriente realizadas por cada convertidor MPPT; se explica las características de la

unidad de control y supervisión y el algoritmo de toma de decisiones. A continuación, se

presentan las medidas experimentales y análisis del prototipo de convertidor MPPT integrado

en módulos fotovoltaicos. Los ensayos se dividen en dos etapas: la primera, mediante la

medida individual de módulos MPPT; y la segunda, conectados entre sí en un sistema

fotovoltaico conectado a la red eléctrica. En la primera etapa se realiza la caracterización I-V

y P-V de los convertidores utilizando la carga capacitiva desarrollada, se llevan a cabo los

ensayos de rendimiento utilizando una carga resistiva fija, y finalmente se realizan los

ensayos de comportamiento del convertidor bajo sombreamiento localizado. La segunda

etapa consiste en hacer ensayos comparativos de dos sistemas fotovoltaicos: un sistema

convencional generador-inversor-red y otro al que se añaden módulos MPPT. Se realiza, a

ambos sistemas, sombreamientos localizados y a través de perfil de sombra, en el que se

miden por separado, la curva P-V del generador y la potencia de salida del generador.

Finalmente, se realiza una combinación de proyecciones de sombras localizadas sobre los

módulos con el fin de identificar las situaciones donde es posible extraer la máxima potencia

del generador comparándolo con el sistema convencional.

Por último, en el capítulo seis se exponen las conclusiones de los trabajos realizados

y se proponen futuras líneas de investigación.

Los anexos suministran información adicional relacionada con los contenidos de la

tesis, donde se presentan respectivamente, los manuales de hardware y software de la

instrumentación desarrollada para la caracterización de módulos fotovoltaicos.

1.7 Referencias

[1] Vaclav Smil. Energy in World History. Westview Press, Boulder, CO. 1994. [2] Informe de la Asociación de la Industria Fotovoltaica ASIF, “hacia una generación

eléctrica competitiva”, Octubre 2006. [3] Mohedano Córdoba, José Eduardo. Energía e Historia: pocos recursos y muchos

residuos, Interpretación energética de la Historia humana, 2003 REDcientífica. [4] El petróleo sigue subiendo!. www.cenit-del-petroleo.com/2008/11/noviembre-2008-el-

petroleo-sigue-subiendo/. Noviembre 25 de 2008.


15

[5] “Cuidado, petróleo barato”. Negocios pag. 4, periódico El País - España, 8 de febrero de

2009. [6] Global Market Outlook for Photovoltaics until 2013. EPIA, European Photovoltaic

Industrial Association. April 2009. [7] Year 2010: Photovoltaic Industry and European Union, Research And Markets, RNCOS,

July 2005, http://www.researchandmarkets.com/reports/302683/. [8] Solar Generation V – 2008, Electricidad solar para más de mil millones de personas y

dos millones de puestos de trabajo para el año 2020. EPIA, European Photovoltaic Industrial Association. September 2008.

[9] Proteger la oca de oro. Revista Photon, Febrero 2009. Pag. 40. [10] Aplicaciones de Energía Solar Fotovoltaica en Edificios y Entorno Urbano. Basada en la

publicación original “Solar ElectriCity Guide”, Energie, 2001. [11] Castro Gil, M. y otros. Sistemas Fotovoltaicos Conectados A Red: Estándares y

Condiciones Técnicas. Monografías técnicas de energías renovables, 2000 Progensa, Sevilla, España.

[12] E. Camaño and E. Lorenzo. Modelling and financial analysis tools for PV grid-connected

systems. Progress in Photovoltaics, 1996, p.295. [13] Eduardo Román Medina. Viabilidad de Sistemas Fotovoltaicos con Múltiples Seguidores

del Punto de Máxima Potencia. Tesis Doctoral, Universidad del País Vasco. Octubre 2006.

[14] T. Yoshimura, H. Kobayashi, K. Takigama. Evaluation of PV Modules: Outputs Dispertion

at Actual Operation Condition”. Proc. 12th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Abril 2004, Amsterdam.

[15] K. Korokawa, H. Sugiyama, D. Uchida. “Sophisticated Verification of Simple Monitored

Data for Japanese Field Test Program”. Proc. 2nd World Conference and Exhibition on Photovoltaic Solar Energy Convertion, pp. 1941-1946, Julio 1998, Viena.

[16] International Energy Agency – Photovoltaic Power System Program IEA-PVPS Task 2.

Operational Performance of Photovoltaic System. Analysis of PV Systems: Operational Performance, maintenance and sizing of photovoltaic power system and sub-systems. Report IEA-PVPS T2-01:2000.

[17] S. Uriarte, M.J. Sáenz, F. Hernando, J.C. Jimeno, V.E. Martínez, M. A. Egido, R. Orduz,

P. Ibáñez, E. Román and S. Elorduizapatarietxe. Energy Integrated Management System for PV Applications. 20th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, Barcelona (Spain), 2005.

[18] D. Chianese, N. Cerenghetti, S. Rezzonico y G. Travaglini. Eighteen Types of PV

modules under the lens. Proc. 16th European Photovoltaic Solar Energy Conference, 2418-2421, Glasgow, 2000.


16

17

Capítulo 2

2 Estado del arte

2.1 Introducción

En este capítulo se presenta una revisión del estado actual de los sistemas de control

de potencia en EFCR.

Inicialmente, se muestra una breve revisión de la normativa sobre sistemas

fotovoltaicos conectados a red, de los sistemas de control de potencia y la caracterización de

módulos y generadores fotovoltaicos.

A continuación, se presenta el modelo del generador fotovoltaico desde el punto de

vista de las expresiones y métodos utilizados para modelar su característica eléctrica.

Se realiza una revisión de los sistemas de control de potencia, en aspectos como:

topologías y tendencias desde el control centralizado al distribuido en inversores DC/AC,

factores dinámicos y estáticos del MPPT, y finalmente se centra en el control distribuido

mediante el uso de convertidores MPPT.

2.2 Revisión a la normativa técnica

Se han realizado numerosos esfuerzos para normalizar la conexión de los sistemas

fotovoltaicos a la red eléctrica, con la colaboración de instituciones y organismos nacionales

e internacionales, asociaciones de la industria e institutos de investigación. En este apartado

se presentan las normativas que están actualmente en vigor, así como las que están en

proyecto, o en fase de revisión y aprobación, y de los aspectos técnicos relacionados con el

control de potencia en la interfase generador-inversor.

El 90% de las normas internacionales [1], conocidas con las siglas en inglés ISOa,

CEI o IECb, son adoptadas por la Institución Europea de Normalización Eléctrica (CENELECc)

y posteriormente editadas en España por la Asociación Española de Normalización y

Certificación AENOR. Las normas no tienen carácter de obligatorio cumplimiento, son solo

recomendaciones, a no ser que el Estado otorgue a estas normas el estatuto de obligatorio

cumplimiento o que sean aceptadas particularmente como normas de calidad de producto

para su comercialización.

a ISO, International Standards Organization

b CEI, Comisión Electrotécnica Internacional – ISO, International Electrotechnical Commission

c European Committee for Electrotechnical Standardization


18

2.2.1 Situación de la normativa técnica española

El punto de partida de la reglamentación técnica española sobre los SFCR fue con la

entrada en vigor del Real Decreto 1663/2000 [2], en el que se establece los requisitos sobre

la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Posteriormente, en la

resolución [3] del 31 de mayo de 2001 del ministerio de economía, se establece el modelo

de contrato y modelo de factura, en el que se proporciona el esquema unifilar.

Figura 2-1. Esquema eléctrico unifilar de un SFCR según RD1663/2000.

La Figura 2-1 muestra, según ésta resolución, el esquema unifilar de un SFCR, en

donde se presentan los componentes fotovoltaicos, eléctricos y electrónicos diferenciados

entre dos interfases del sistema, la interfase de DC entre generador-inversord y la de AC

entre inversor-red. La interfase de DC comprendida entre el generador y el inversor, es la

parte que se enfoca esta tesis doctoral.

En esta figura se muestra también los requisitos del RD 1663/2000 en el que se

especifica los aspectos de seguridad relacionados con la interfase inversor-red, y en lo que

se refiere a las protecciones por valores de voltaje y frecuencia fuera de los límites

especificados, aislamiento galvánico, funcionamiento en isla e interruptor automático

magnetotérmico y diferencial. La normativa no específica el control sobre la interfase de DC

d Definido en IEC 61836 “DC interface” como las conexiones entre el generador FV y la entrada del subsistema de acondicionamiento de potencia.

Cuadro de distribución del edificio

ICP (Interruptor de Control de Potencia)

N R S

T

C.T

.

CGP ED (Empresa

Distribuidora)

Caja de embarrado

GGEENNEERRAADDOORR FFOOTTOOVVOOLLTTAAIICCOO

** El inversor debe incorporar: Contactor automático de interconexión

(reconexión a 3 minutos). o Máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um) o Máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz) Señalización de estado (ON/OFF). Aislamiento galvánico red/generador - AC/DC

*** Protecciones en el lado de AC: Interruptor magnetotérmico (se puede omitir si esta incluido en el inversor) Interruptor diferencial

*** Caja de

protecciones de AC

AC

≈ ========

**

IINNVVEERRSSOORR

CGP (Caja General de Protección)

Contador de venta

Contador de compra

Interruptor General manual

Fusibles de Protección

Contador de Suministro

Requisitos según RD1663/2000

. . .

DC

*

* Interruptor diferencial, para proteger a las personas en el lado de continua de la instalación

Interfase DC

Generador - Inversor

Punto de conexión Caja de protección

e interconexión del generador fotovoltaico

Interfase AC

Inversor - Red

Capítulo 2. Estado del arte

19

y en este aspecto solo se nombra una protección diferencial, como medio de protección

contra contactos indirectos en el lado de continua de la instalación.

La seguridad en la interfase de DC en sistemas fotovoltaicos es un aspecto que se

sigue estudiado en artículos y tesis doctorales [1][4][5]. En la IEC [6] define el voltaje límite

convencional de contacto como aquel que puede ser mantenido indefinidamente en caso de

un fallo de aislamiento sin causar peligro. Respecto a la protección frente a contactos

indirectos en la interfase de DC, se sugiere que toda la instalación fotovoltaica cumpla con la

protección clase IIe. Otra forma es la de limitar el voltaje de DC a un máximo de 120 V, pero

en general solo podrían limitarse a potencias menores a 3 kW debido a las altas corrientes.

Los problemas de seguridad en la parte continua de la instalación podrían resolverse

mediante el control distribuido incorporando un convertidor MPPT en cada módulo

fotovoltaico, en donde puede monitorizarse los voltajes de continua a tierra y así detectar

fugas de corriente. De esta forma, en caso de presentarse algún problema de aislamiento, el

sistema de control aísla las conexiones entre módulos, y en consecuencia el voltaje de salida

de los convertidores al inversor; incluso puede informar al inversor del fallo y donde se

produjo.

2.2.2 Situación de la normativa internacional sobre SFCR

La norma UNE-EN 61727:96 sobre “Sistemas fotovoltaicos. Características de la

interfaz de conexión a la red eléctrica”, establece las recomendaciones sobre los requisitos

de la interfaz entre el sistema fotovoltaico y la red, así como también las oportunas

recomendaciones técnicas.

Figura 2-2. Diagrama de bloques de una instalación fotovoltaica

En el diagrama de bloques de la Figura 2-2 se muestra el diagrama de bloques de un

sistema fotovoltaico conectado a red que, además, puede abastecer cargas locales [1]. En

los SFCR españoles, toda la energía producida tiene que inyectarse a la red eléctrica según la

normativa; por lo tanto, no hay abastecimiento a cargas locales. El subsistema de control de

potencia puede verse como elementos funcionales en la Figura 2-3, donde interesa ver el

e Es la que se exige a los aparatos eléctricos que no tienen conexión a tierra y consiste en asegurar la calidad del aislamiento exterior (caja, conexiones, cables, etc.) mediante pruebas a 2000 V mas cuatro veces el voltaje de funcionamiento. No se deben producir corrientes dañinas para los seres humanos a través de estos elementos.

SUBSISTEMA DE CONTROL

SISTEMA FOTOVOLTAICO

CAMPO

FO

TOVOLT

AIC

O

SUBSISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA INTERFAZ

RED

CARGAS LOCALES


20

conjunto de componentes asociados al sistema conectado a la red y particularmente al

convertidor DC/DC entre el generador y el inversor DC/AC. Este convertidor, a diferencia de

los convertidores comerciales usados en fuentes de alimentación que sirven principalmente

para regular el voltaje y corriente de salida, funciona como subsistema de control de

potencia y tiene el propósito de regular el voltaje y la corriente a su entrada, funcionando

como seguidor del punto de máxima potencia o MPPT (Maximum Power Point Tracking)f del

generador fotovoltaico, llamándose generalmente convertidor MPPT.

Figura 2-3. Elementos funcionales de un SFCR.

En el apartado 3.4.2 de la norma habla del MPPT como componente principal del sistema de

acondicionamiento y control de DC, tomándose en consideración su rendimiento e interacción

con el control principal.

Este subsistema de control se encuentra integrado en todos los inversores de conexión a red

que admiten un solo generador conectado a su entrada. Existe sin embargo, los inversores

llamados multi-string (como se verá en la sección 2.4.1) que permiten conectar más de un

generador a su entrada, en este caso, estos inversores incorporan un convertidor MPPT para

cada generador.

También es importante indicar que, en el apartado 3.7 de la norma en el que se describe

funcionalmente el inversor, hace mención, como parámetro de condición de entrada, las

variaciones dinámicas de voltaje. Este aspecto está íntimamente relacionado con el rango del

MPPT; sin embargo, no se detallan más características sobre su funcionamiento.

f Definido en el IEC 61836 como “una estrategia de control por la que la operación del sistema esta siempre cerca del punto de máxima potencia”.

SUBSISTEMA DE CONTROL

GENERADOR

FOTOVOLT

AIC

O

CONVERTIDOR DC/DC INVERSOR DC/AC

INTERFAZ DC/DC

SUBSISTEMA DE ACUMULACIÓN

ALIMENTACIÓN AUXILIAR

CARGAS DC

INTERFAZ DC/AC

INTERFAZ AC/AC A LA RED

ALIMENTACIÓN AUXILIAR AC

RED


21

2.3 El generador fotovoltaico

2.3.1 Modelado

El generador fotovoltaico elemental es la célula fotovoltaicag, compuesta por un

material semiconductor, típicamente de silicio cristalino, que es especialmente tratado para

crear dos capas diferentemente dopadas (tipo p y tipo n) y producir en la interfase un campo

eléctrico. El efecto fotovoltaicoh consiste en que, cuando la luz solar incide sobre la célula, los

fotones que la constituyen son absorbidos por ésta, suministran la cantidad de energía

necesaria a los electrones de valencia del semiconductor para romper el enlace que los

mantenía unidos a sus átomos respectivos, consecuentemente estos electrones son

atrapados por el campo eléctrico de la unión permitiendo que fluya una corriente eléctrica.

Esta corriente eléctrica recibe el nombre de fotocorriente o corriente de iluminación denotada

como IL.

El circuito equivalente de una célula solar se aproxima al mostrado en la Figura 2-4.

Figura 2-4. Circuito equivalente de una célula fotovoltaica.

El modelo matemático que describe el comportamiento de una célula solar no ideal

esta dado por la siguiente expresión:

L D RpI I I I= − −

S SL O

t P

· ·· exp 1

V I R V I RI I I

V R

+ += − − −

(2.1)

Donde:

IO: corriente de saturación de oscuridad, es aproximadamente equivalente a 10-12

A/cm2 por célula.

Rp corresponde a la resistencia paralelo, debida principalmente a fugas de corriente

por las superficies laterales, pequeños cortocircuitos metálicos o a picos de difusión debidos

a dislocaciones o fronteras de grano [7]. En general, y para efectos ideales, este parámetro

g Desarrollada en 1954 por D.M. Chapin, C.S. Fueller, G.L. Pearson de los laboratorios Bell en New Jersey E.U. con un 6% de eficiencia. En España se desarrollaron a finales de los 70 las primeras células con el 15% de eficiencia en el Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid.

h El efecto fotoeléctrico fue descubierto inicialmente por Heinrich Hertz en 1887 y posteriormente Albert Einstein le dio el significado físico correcto en 1905, por el cual le fue otorgado el premio nobel de física en 1921.


22

no es importante en el análisis de sistemas y se puede despreciar. No obstante, es

importante anotar que en la característica I-V de un módulo comercial con voltajes más

elevados que los convencionales, es posible encontrar valores bajos de la resistencia paralelo

(por debajo de 500 Ω para módulos con 72 células), esto se debe en mayor medida a los

efectos de mismatch, en el que se aprecia un aumento de la pendiente debido al efecto entre

las diferencias de las corrientes de las células y el funcionamiento de los diodos de paso.

La resistencia serie RS se debe a la suma de varias componentes propias del material

y a los efectos de diseño y fabricación interna de la célula, a la propia resistencia del

semiconductor, a las corrientes laterales en la cara iluminada de la célula, a la resistencia de

los contactos metal-semiconductor y a la resistencia de la rejilla metálica frontal.

Vt: Potencial termodinámico, se expresa de la siguiente forma:

Ct

· · (º )m k T KV

e= (2.2)

t (25º ) 25.7V C mV= (2.3)

Donde:

e: carga del electrón 1.602 · 10-19C

m: factor de idealidad del diodo, que varia entre 1 y 2. Se considera normalmente 1.

k: constante de Boltzmann 1.381 · 10-23 J/ºK

Tc: Temperatura de la célula en grados Kelvin

Vt(25ºC): Potencial termodinámico a 25 ºC

La ecuación (2.1) es una expresión analítica teórica y representa el comportamiento

interno de la célula. Sin embargo, no es posible usarla directamente debido a que los

parámetros IL e IO no tienen una medida directa y son difíciles de conocer de forma directa.

Conviene entonces utilizar un método que describa el comportamiento eléctrico a nivel de

sistema con la utilización de parámetros en unas condiciones particulares de medida

estándar y aceptadas por la comunidad internacional. Para facilitar esto, es necesario hacer

las siguientes aproximaciones.

En primer lugar, considerar que los efectos de la resistencia paralelo son

despreciables, es decir, se asume que Rp es muy grande y por lo tanto el último término de

la ecuación (2.1) desaparece.

En segundo lugar, la corriente generada IL y la corriente de cortocircuito ISC pueden

considerarse iguales. Además, en la región de corto circuito I(V=0)≈ISC, suponiendo que en

la totalidad de las células fotovoltaicas VOC > I·RS.

En tercer lugar, en la región de circuito abierto se considera que I=0, y en

consecuencia:


23

SC SC

OC t t

o o

1I I

V V ·ln V ·lnI I

= + ≅

(2.4)

Asumiendo que ISC>>IO. La expresión para IO será:

OCO SC

t

·exp -V

I IV

=

(2.5)

Que sustituyendo esta expresión en (2.1) y asumiendo que exp(Voc/Vt) >> 1, la

expresión queda:

G OCG G SGG SCG

S t

- ·· 1 - exp

·

V V I RI I

V

+=

(2.6)

Esta última expresión corresponde a la característica de un generador fotovoltaico,

donde ISCG, VOCG y RSG son la corriente de cortocircuito, el voltaje de circuito abierto y la

resistencia serie respectivamente.

SCG SC P·I I = ; OCG OC S·v V = ; S SSG

P

·R R

=

Donde, NS y NP corresponden al número de células en serie y en paralelo

respectivamente.

2.3.2 Células y módulos fotovoltaicos: efecto del conexionado en serie

Las células fotovoltaicas operan a voltajes muy bajos, del orden de 0,5 V, lo que

implica que éstas tengan que ser conectadas en serie para alcanzar voltajes apropiados para

la aplicación eléctrica específica. En sistemas fotovoltaicos autónomos los voltajes nominales

del generador fotovoltaico deben corresponder al voltaje nominal de las baterías, que tienen

como valor de referencia valor de referencia 12 V (baterías de arranque), es por esta razón

que la mayoría de módulos fotovoltaicos fueron diseñados en un principio para este voltaje

de trabajo.

Desde el punto de vista del mercado de fabricación de módulos fotovoltaicos, la

tendencia actual [8] ha sido impuesta por las centrales fotovoltaicas y la integración de

sistemas fotovoltaicos en EFCR. Esto ha generado una tendencia a un aumento del tamaño

de las células y del módulo para alcanzar potencias entre los 160 y 230 Wp, así como de los

voltajes de operación en el orden de los 35 V (proliferación de módulos de 72 células), cuyo

fin es alcanzar las altos voltajes de entrada de los inversores de conexión a red. La mayoría

de módulos son diseñados para voltajes del sistema de hasta 1000 V [8]. Estas

características obligan a los fabricantes a que los módulos estén certificados de acuerdo a la

regulación de protección de aislamiento eléctrico de clase II por parte de laboratoriosi de

i Como es el CENER (Centro Nacional de Energías Renovables) y CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas) en España; ESTI (European Solar Test Installation) y JRC (Joint Research Centre) en Ispra Italia; y el TÜV (Technischer Uberwachungs-Verein) en Alemania.


24

certificación según la IEC 61730 ed.1 (2005) [9] y UNE 20460-7-712:2006 [10] para

edificios fotovoltaicos; sin embargo, no todos los módulos que se venden pasan por esta

norma [11][12], inclusive por las normas actualizadas: IEC 61215 ed.2 (2005) [13], IEC

61646 ed.2 (2008) [14], y la ANSI/UL 1703 ed.3 (2004) [15].

En los SFCR el voltaje nominal del generador depende del voltaje de entrada del

inversor, y ésta última del voltaje de trabajo de la red eléctrica monofásica a 230VAC o

trifásica a 400VAC. Se ha encontrado [16] que la eficienciaj de los inversores cambia en un

3% al subir o bajar el límite de voltaje del punto de máxima potencia, y que el rango optimo

de voltajes de entrada debe oscilar entre los 300 y 500V de DC [17]. Para alcanzar estos

voltajes es necesario conectar muchos módulos en serie formando un stringk. Estas largas

cadenas de módulos, que pueden visualizarse como una gran cantidad de células conectadas

en serie, aumenta la probabilidad de presentar efectos de desacoplamiento entre corrientes.

La experiencia con grandes instalaciones [18][19] ha demostrado que estos

desacoplamientos generan problemas en el seguimiento del punto de máxima potencia de los

inversores, provocando pérdidas de mas del 25% en potencia máxima [20].

A las mismas condiciones de funcionamiento, las características eléctricas individuales

de los módulos fotovoltaicos en un mismo string nunca son idénticas. Al estar conectados

entre sí formando un solo circuito, la corriente que fluye a través del string corresponde a la

del módulo que entregue el menor valor de corriente. Este efecto, conocido como

mismatching o dispersión de parámetros, ocurre en mayor proporción, cuando una célula se

rompe, se ensucia o se sombrea parcialmente ocasionando el fenómeno de desacoplamiento

de corrientes. En este caso la célula trabaja en un punto de operación distinto al resto,

incluso llega a trabajar en la región inversa, disipando la energía producida por el resto de

las células conectadas en serie, de este modo la célula empieza a calentarse. Este fenómeno

es conocido comúnmente como “efecto de punto caliente” o “Hot-Spot” (como es conocido

internacionalmente). Desde la detección por primera vez de este fenómenol se han llevado a

cabo estudios y procedimientos de ensayos [21][22] con el fin de garantizar la vida útil de

los módulos FV. Una forma de minimizar el problema es mediante el uso de diodos de paso,

que puestos en paralelo cada cierto número de células, limita la polarización inversa de la

célula bajo sombreamiento y por lo tanto su potencia disipada. Sin embargo, la potencia

generada por las otras 17 célulasm (en módulos con 36 células y dos diodos de paso) se

pierde mientas la corriente circula por el diodo de paso, para este caso incluso se ha

estudiado la posibilidad de incluir diodos de paso en la misma célula [21][23].

Actualmente, en la fabricación de módulos preparados específicamente para edificios,

en donde es muy común trabajar en condiciones de sombreado parcial, hace que éste sea un

tema de interés para los fabricantes. Además, ha sido tratado en recientes proyectos de

investigación subvencionados por la unión europea [23][24] y objeto de debate en grupos de

j Eficiencia Europea

k Circuito de módulos conectados en serie, IEC 61836 TS Ed. 2.0. l Su detección empezó en 1969 en instalaciones espaciales pertenecientes a Estados Unidos. m Cortocircuitadas por el diodo en conducción.


25

trabajo, y tratado además en profundidad en una reciente tesis doctoral respecto al

modelado de dispositivos fotovoltaicos en polarización inversa [23].

2.3.3 Configuración de los diodos de paso en módulos comerciales

Como se trató en la sección anterior, los diodos de paso se conectan en paralelo en

asociaciones de células fotovoltaicas en serie con el fin de limitar la potencia disipada sobre

una célula en casos de ruptura o sombreamiento parcial. El diodo se coloca con polaridad

contraria a la de las células, de este modo, una polarización inversa de una célula o grupo de

células defectuosas supone una polarización directa del diodo de paso y éste resulta un

camino fácil a la corriente con lo que queda puenteada la zona y desaparece “en teoría” el

efecto de punto caliente. Sin embargo, las diferentes configuraciones de los diodos, la

característica en inversa de las células y la elección del diodo, condiciona su correcto

funcionamiento (como se verá con más detalle en el capítulo 3).

Las diferentes configuraciones en que los diodos de paso son conectados en un

módulo afectan al comportamiento de su característica I-V. Existen actualmente dos tipos de

configuraciones de diodos de paso, configuración serie y redundante.

La configuración serie es la más utilizada y se puede identificar fácilmente en

módulos con una sola caja de conexiones. Para un módulo típico de 36 células en serie, el

diodo se conecta cada 18 células y en caso de sombreamiento severo sobre una célula o

varias, la corriente pasará por un grupo de 18 células y el otro grupo de 18 será puenteado.

Puede verse esta configuración en la Figura 2-5 para un módulo de 36 células.

Figura 2-5 Configuración serie de diodos de paso.

En la Figura 2-6 se muestra la configuración redundante, con un ejemplo típico de un

módulo de 33 células con dos cajas de conexiones (de este modo se identifica este tipo de

configuración), donde cada diodo se coloca sobre un grupo de 22 células de tal manera que

ambos diodos solapan en paralelo a 11 células. En caso de sombreamiento severo, la

corriente fluirá por un grupo de 11 células y luego a través del diodo, puenteando 22 células.

Este tipo de módulos tiene la ventaja de no producir cortocircuitos en caso de polaridad

inversa.

_ +

+

_


26

Figura 2-6. Configuración redundante de diodos de paso

Generalmente, los diodos de paso utilizados en módulos fotovoltaicos comerciales

están diseñados para soportar un poco más de la corriente de cortocircuito a una

temperatura máxima de funcionamiento entre 125 y 175ºC. En la práctica, las temperaturas

de las cajas de conexiones suelen tener en algunos casos temperaturas máximas de

operación entre los 100 y 130ºC [23][24]. La experiencia ha demostrado que en la mayoría

de los casos el fallo del módulo es debido principalmente a la caja de conexiones [25][23].

La únicas normas internacionales que incluye ensayos de los diodos de paso en módulos es

la IEEE 1262 y la norma IEC 61215 ed.2 (2005). Esta tesis presenta como aspecto

diferenciador, un método de medida en polarización inversa, como podrá verse más adelante

en el capítulo 3, donde se realizan ensayos de módulos en polarización inversa para

comprobar el funcionamiento de los diodos de paso.

También es importante destacar la problemática de polarización inversa en un

generador fotovoltaico cuando un string tiene un voltaje más bajo que los demás puestos en

paralelo. En este caso, los diodos de paso del string con menos voltaje se polarizan en

inversa hasta llegar al voltaje de ruptura, lo que ocasiona que los diodos se quemen y por

tanto el panel quede en cortocircuito reduciendo aún más el voltaje y provocando una

reacción en cadena de éste efecto a los demás módulos del mismo string. Finalmente, el

voltaje de todo el generador queda condicionada al string más bajo, lo que reduce

drásticamente la potencia generada del conjunto. La solución utilizando diodos de bloqueo en

cada string permite minimizar este problema; sin embargo, al estar siempre en conducción,

induce pérdidas de potencia al generador, muy poco conveniente en plantas donde se

desean altos rendimientos.

2.3.4 Medida y caracterización de módulos y generadores fotovoltaicos

Garantizar la producción de energía es un aspecto muy relevante en edificios y

centrales fotovoltaicas. La caracterización eléctrica de módulos y generadores a través de la

medida de su curva I-V es el mecanismo que nos da la información fundamental sobre sus

parámetros de comportamiento cuando el sistema se pone en operación. Además, el uso de

métodos de medida exterior, proporciona la facilidad de hacer un seguimiento y control de

calidad del sistema in situ, como también de localizar fallos y detectar la presencia de

suciedad o sombreamiento parcial que puede afectar al sistema de control y seguimiento del

punto de máxima potencia del inversor.

_ +

+

_


27

La norma IEC 60904-1 Ed.2 (2006) [26], describe los procedimientos de medida de

las características corriente-voltaje de dispositivos fotovoltaicos bajo luz solar natural o

simulada. Estos procedimientos y requerimientos básicos se pueden aplicar tanto para una

sola célula fotovoltaica como células interconectadas y módulos fotovoltaicos.

En lo que concierne al contenido de esta tesis doctoral, de este último conjunto de

normas cabe citar, la parte 5 (IEC 60904-5) [27] sobre la determinación de la Temperatura

Equivalente de Célula (TEC) de dispositivos fotovoltaicos por medio del método de circuito

abierto y la parte 6 (IEC 60904-6) [28] sobre los requerimientos para módulos de referencia

para la medida de la irradiancia.

De igual forma, otra norma fundamental es la IEC 60891 [29] sobre el procedimiento

para realizar las correcciones o extrapolaciones de la corriente y voltaje de unas condiciones

de irradiancia y temperatura medidas a otras. En particular, describe las ecuaciones de

extrapolación en las que incluye un factor de corrección de curva (y explica como calcularlo)

y una corrección en voltaje debido a la resistencia serie. Explica además como calcular los

coeficientes de temperatura alfa y beta, así como la resistencia serie realizando medidas a

dos irradiancias distintas.

En lo que respecta únicamente a la medida exterior de módulos interconectados o

generadores fotovoltaicos, se tiene como referencia la norma IEC 61829 [30]. Esta norma

describe los procedimientos de medida de las características de campos fotovoltaicos de

silicio cristalino y de extrapolación a condiciones estándar de medida (CEM) o a otros valores

de irradiancia y temperatura. Se presentan dos métodos de medida, en los que se aplican los

procedimientos dados en la norma CEI 60891 de corrección de la irradiancia y temperatura.

El primer método describe la medida de la temperatura mediante medida directa en la parte

posterior del módulo, mientras que el segundo se realiza a partir de datos del voltaje en

circuito abierto de un módulo de referencia, en la que se aplica una corrección dependiendo

del nivel de irradiancia.

Las normas descritas hasta el momento se refieren únicamente a la caracterización

de dispositivos fotovoltaicos. Las “directrices para la evaluación de plantas fotovoltaicas” y

específicamente el Documento C sobre “ensayo inicial y periódico en plantas fotovoltaicas”

Report EUR 16340 EN [31] del JRC (Joint Research Centre), proporciona las

recomendaciones para llevar a cabo ensayos periódicos e inspecciones en campo (in situ) de

generadores fotovoltaicos. Para el caso de generadores fotovoltaicos, recomienda un equipo

de instrumentación para la medida de la curva I-V del generador, un procedimiento de

medida y las ecuaciones de extrapolación a Condiciones Estándar de Medida (CEM).

2.4 Sistemas de control de potencia en edificios fotovoltaicos

En los EFCR, el convertidor o inversor cumple dos funciones principales, en primer

lugar es el elemento encargado de controlar el punto de operación del generador fotovoltaico

y en segundo lugar de adecuar la potencia entregada por el generador en continua a las

características en alterna de la red eléctrica.


28

2.4.1 Inversores fotovoltaicos: topologías y tendencias

Existen diversas configuraciones y topologías de inversores [32]. Están los inversores

centralizados, los inversores string, los multi-string y modulares. En la Figura 2-7 puede

verse como han evolucionado los inversores en los últimos años.

Figura 2-7 Tendencia de inversores fotovoltaicos conectados a red

Inicialmente los SFCR estaban compuestos por un solo inversor centralizado

conectados a un solo generador, conformado por módulos conectados en serie formando

strings hasta alcanzar el voltaje de entrada del inversor, y estos strings a su vez conectados

en paralelo hasta alcanzar la potencia nominal del inversor. La topología con este tipo de

inversor puede verse en la Figura 2-8 a). Esta configuración provoca importantes pérdidas.

Por un lado, debido a que cuando un string es sombreado parcialmente, provoca

desacoplamientos importantes que dificulta el seguimiento del punto de máxima potencia.

Por otro lado, muchos strings en paralelo puede ocasionar pérdidas por desacoplamiento de

voltaje, que surge como consecuencia de que el generador trabaja al voltaje más bajo del

string. Desde el punto de vista tecnológico, la conmutación en los primeros inversores

centralizados se realizaba por medio de tiristores y los transformadores eran de baja

frecuencia, lo que suponía instalar inversores pesados y poco eficientes.

A continuación surgieron los inversores interconectados entre si en configuración tipo

maestro-esclavo también llamados inversores string, como se puede ver en la Figura 2-8.

Cada string está compuesto por módulos conectados en serie conectados a la entrada de

cada inversor. Con este tipo de inversores se logra alcanzar altos voltajes y valores bajos de

corriente, lo que significó una disminución importante de pérdidas. Sin embargo, en este tipo

de configuración, cada inversor está limitado a potencias inferiores a 3 kWp. A nivel

Inversor Central

Inversor Central

Módulo AC

Inversor String

Inversor Multi-String

Inversor String

Plantas FV Potencia

Años


29

tecnológico, surgió una mejora importante en el uso de IGBTs como transistores de

conmutación y los transformadores pasaron a ser de alta frecuencia. En los últimos años,

han surgido los inversores sin transformador, que aporta un aumento en el rendimiento

(llegando a alcanzar casi el 98%n de rendimiento europeo) así como una disminución del

coste.

Figura 2-8. Comparación de diferentes topologías de inversores

Los inversores integrados en el propio módulo, también conocidos como “módulos

AC”, eliminan el cableado de continua y van conectados directamente a la línea de AC como

puede verse en la Figura 2-8. Sin embargo, el convertidor debe incorporar además de un

convertidor DC-DC con MPPT, circuitos de filtrado, protecciones de AC, control anti-islanding,

condensadores y un transformador de aislamiento, todo esto en un solo módulo. Por otro

lado puede ser mucho más complejo el control de interferencias electromagnéticas y

problemas de armónicos, en la implementación de varias decenas de inversores AC

conectados en serie [45]. En general, los módulos AC han mostrado serios problemas

tecnológicos relacionados con su fiabilidad, coste y eficiencia. Normalmente al estar

expuestos a la temperatura ambiente y puestos en la parte posterior del módulo en

ocasiones pueden llegar a superar los 80 ºC. Teniendo en cuenta que a nivel de la

electrónica el MTBF (Tiempo medio entre fallos) de los componentes se reduce a razón del

50% por cada 10 ºC de sobre temperatura, los módulos de AC han presentado en este

aspecto serios problemas de fiabilidad [33][34]. Los condensadores electrolíticos han tenido

que ser reemplazados por otros componentes de mayor fiabilidad. También el diseño térmico

de los inversores ha tenido que ser revisado [35][36].

n SMC series, Sunny Mini Central de SMA.

a) Inversor central b) Inversor tipo string Inversor modular o módulo de AC

Inversor

Línea AC Línea AC Línea AC


30

Un nuevo concepto y tendencia se ha estado desarrollando en los últimos 5 años,

tomando como punto de partida los inversores string, se trata del concepto “multi-string”

[37]. Como se ilustra en la Figura 2-9, el inversor multi-string consiste en varios

convertidores MPPT extensibles y modulares, cada uno va conectado a un bus de continua

común y este a un mismo inversor. Un bloque funcional lleva a cabo el seguimiento MPP local

y monitoriza las tareas asignadas a cada uno de los convertidores MPPT. Cada string de

módulos fotovoltaicos tiene su propio convertidor DC/DC en el que incluye su propio control

MPP, esto permite que puedan instalarse strings con diferentes valores nominales de

potencia, tamaño o tipo de células, así como strings con diferente orientación e inclinación, y

el fallo o sombreamiento de un string no afectaría al de los otros.

Figura 2-9. Estructura general de un convertidor multi-string

2.4.2 MPPT en inversores comerciales

Los fabricantes de inversores y las empresas instaladoras de sistemas asumen que

los inversores normalmente trabajan en el punto de máxima potencia (MPP) de la curva P-V

del generador fotovoltaico, y que por lo tanto su eficiencia es prácticamente el 100%.

2.4.2.1 Factores estáticos y dinámicos que afectan al comportamiento

En la práctica, hay varios factores que causan que el punto de trabajo del inversor

varié del valor verdadero del MPP. Por un lado, en condiciones normales de funcionamiento

(factor estático), los dispositivos que usan algoritmos de búsqueda para encontrar el MPP

tienden a moverse constantemente alrededor de ese punto óptimo haciendo operar al

generador en el MPP solo por algunos periodos de tiempo.

Por otro lado, en condiciones anormales, existen factores dinámicos que afectan al

comportamiento del MPPT como son:

• Fluctuaciones de potencia, como consecuencia de cambios en los niveles de

irradiancia. Debido principalmente a la nubosidad, es decir, al paso de nubes en

un día soleado.

Inversor común

RED

Unidad de control de operación

Bus común de DC

Ampliación a más elementos

Convertidor DC-DC con control MPP

Inversor multi-string Módulos FV


31

• El voltaje debido a cambios en la temperatura, desacoplamientos debido a

sombreamientos, y operación fuera de los rangos de voltaje del MPPT.

Estas imprecisiones en el MPPT conducen a reducir la eficiencia de conversión del

generador fotovoltaico y consecuentemente a todo el sistema. En la actualidad, no existe una

normativa o certificación de inversores que incluya la medida del rendimiento del MPPT bajo

determinadas condiciones. Inclusive en la norma americana ANSI/UL 1741 [38] no se

describen los requerimientos en aspectos de control potencia, remitiéndose solamente a

aspectos mecánicos, conexiones eléctricas y protecciones.

2.4.2.2 Algoritmos MPPT más utilizados

La función principal de un MPPT es ajustar el voltaje de operación del generador

fotovoltaico de tal forma que pueda extraer su máxima potencia.

Un algoritmo MPPT consiste en un conjunto finito de pasos y operaciones necesarias

para optimizar y controlar el punto de máxima potencia de los generadores fotovoltaicos.

Generalmente, estos algoritmos son implementados como código de máquina dentro del

microcontrolador del convertidor MPPT. Toma como datos de partida los valores de voltaje y

corriente a su entrada y salida, y genera como resultado un cambio en su circuito interno de

conmutación PWMo que modifica su impedancia de entrada y en consecuencia el voltaje del

generador fotovoltaico.

En la actualidad los tres algoritmos más utilizados son: Perturbación y Observación

(P&O, Perturb and Observation), Incremento de la Conductancia (INC, Incremental

Conductance) y voltaje constante (CV, Constant Voltage).

P&O se basa en la perturbación por medio de pequeños incrementos iterativos del

voltaje, si la primera perturbación ∆V es positiva y la variación de potencia ∆P es positiva se

incrementa, en caso contrario se aplica una perturbación negativa. Este método de control

produce una oscilación alrededor del MPP y está sujeto a errores en presencia de variaciones

rápidas de la irradiancia, como puede verse en la Figura 2-10 [39], los puntos A, E y H

corresponden al MPP real y el método de control estaría oscilando entre B, A y C. Suponiendo

que al estar en A se incrementa la irradiancia podría moverse hacía D y luego hacia G debido

al incremento de ∆P. Sin embargo, han sido propuestas varias mejoras a este problema en la

literatura [40]. En general, por la simplicidad del algoritmo, es el más utilizado en inversores

comerciales.

El segundo algoritmo INC, a costa de una gran complejidad computacional,

proporciona la más alta precisión en el caso de días claros y parcialmente nublados. Este

método sigue el criterio dP/dV=0, donde relaciona la conductancia del generador fotovoltaico

y la carga.

o Pulse-Width Modulation, modulación por ancho de pulso.


32

Figura 2-10 Comportamiento errático del método P&O con cambios rápidos de la irradiancia.

Finalmente el método CV, se basa en el principio de que la relación entre el voltaje

máximo del generador y su voltaje de circuito abierto es aproximadamente constante (K, en

la expresión), esto es:

MPP

OC

K 1V

V≅ < (2.7)

De esta forma el generador fotovoltaico se aísla temporalmente del MPPT y se mide el

voltaje VOC y entonces el MPPT calcula el punto de operación correcto usando la expresión

(2.7) y el valor presente de K y ajusta el voltaje del array hasta que alcanza el valor

calculado de VMPP. Esta operación se repite periódicamente para seguir la posición del MPP.

Según la literatura [41][39], el valor de K se encuentra entre el rango de 73 y 80%.

2.4.2.3 Precisión, error y eficiencia del MPPT

Existen tres términos para describir el buen funcionamiento del MPPT: la precisión, el

error y la eficiencia. Estos términos son funciones del tiempo, incluso bajo condiciones

estáticas (debido a movimientos en la búsqueda MPP) y de parámetros adicionales [42].

La precisión (estática y dinámica) indica qué tan cerca opera el MPPT del MPP del

generador y puede ser definido como el porcentaje de Im, Vm o Pm, de la forma siguiente:

MPPT,X

m

Xa

X= (2.8)

con X=I,V o P

La eficiencia indica la relación entre la potencia o energía actual y la disponible en el

generador. Y se expresa como:

MPPT,P

m

P

P=η (2.9)


33

Tm

0MPPT,E Tm

m

m

0

( )dt

( 1)

( )dt

P tE

EP t

= = ≤

∫

∫η

El error (estático o dinámico) indica la diferencia absoluta o relativa entre el valor

actual de voltaje, corriente o potencia y el del MPP del generador.

MPPT,X mX X= −ε (absoluto) (2.10)

MPPT,X

m

1X

X= −ε (relativo) (2.11)

Con X=I,V o P.

2.4.3 Control de potencia distribuida mediante convertidores MPPT

2.4.3.1 Concepto de convertidores DC/DC

Los convertidores DC/DC comerciales son usados en fuentes conmutadas pero en las

que se asume en su diseño que la potencia a controlar corresponde a un generador ideal,

debido a que generalmente están conectados a la red eléctrica. En nuestro caso, debemos

asumir un generador no ideal y que la mayor potencia extraída depende de la característica

I-V del generador fotovoltaico.

El uso de un conversor DC/DC basado en microcontrolador tiene la ventaja de

incorporar un algoritmo MPPT, capaz de hacer trabajar siempre al generador en el punto

óptimo de operación, independizándolo así de sus condiciones de operación.

Desde el punto de vista electrónico, un convertidor DC/DC esta compuesto por

condensadores, bobinas y diodos, que conmutados adecuadamente a través de un transistor

(usualmente un Mosfet), convierte el conjunto de componentes en una impedancia variable.

Normalmente en un convertidor comercial, si se mantiene fija el voltaje de entrada, el

cambio de esta impedancia regula el voltaje de salida, diferenciando de esta forma tres tipos

básicos de convertidores DC/DC, los que elevan el voltaje o tipo “Boost”, los reductores o

tipo “Buck” y los elevadores-reductores tipo “Buck-Boost”.

El propósito de los convertidores DC/DC comerciales es suministrar desde un voltaje

fijo de entrada de DC un voltaje de salida regulado. Son comúnmente utilizados en

aplicaciones de control de potencia de salida de DC, como ordenadores (UPS),

instrumentación médica, cargadores de batería, control de velocidad de motores de DC,

entre otros.

Sin embargo, cuando el convertidor DC/DC es aplicado a generadores fotovoltaicos,

cumple la función inversa, es decir, lo que se quiere controlar es el voltaje de entrada del

convertidor. Para realizar esto, se fija el voltaje de salida para que la impedancia variable del

convertidor pase a gobernar su entrada y pueda ser enfrentada al generador fotovoltaico, de


34

esta forma puede entonces ajustar el voltaje de operación al punto de máxima potencia

(MPP). Finalmente, el convertidor DC/DC se convierte en un seguidor del punto de máxima

potencia del módulo o generador fotovoltaico.

2.4.3.2 Convertidores DC/DC acoplados a inversores y reguladores de carga

Generalmente los inversores con seguimiento MPP utilizan convertidores DC/DC con

topología elevadora, cuyo fin es de proporcionar un amplio rango de voltaje a la entrada del

inversor. En la Figura 2-11 puede verse la electrónica de potencia de un inversor Sunny Boy

5000 de la empresa alemana SMA, que utiliza el concepto multi-string [37]. Es interesante

ver la sencillez del circuito. Esta basado en la ausencia de transformador, lo que proporciona

una mejora en la eficiencia al restar las pérdidas galvánicas. Sin entrar en detalle sobre el

funcionamiento de convertidores DC (que será explicado en el capitulo 4), puede verse como

los strings se conectan a los convertidores y estos a su vez se conectan en paralelo al bus de

DC. Los condensadores (Cpos y Cneg) almacenan la energía entregada por los convertidores

sobre el bus de DC. Debido a que los condensadores operan constantemente cerca de su

voltaje de trabajo nominal, el inversor opera al voltaje constante del bus. Este concepto es

muy interesante para el control de potencia de edificios fotovoltaicos, una tendencia hacia el

control distribuido de generación fotovoltaica con el uso de convertidores MPPT conectados a

un mismo bus de continua.

Figura 2-11. Topología de la electrónica de potencia de un inversor multi-string Sunny Boy 5000.


35

La tendencia a usar convertidores MPPT se ha extendido últimamente al desarrollo de

reguladores de carga para aplicaciones fotovoltaicas aisladas [43]. Los reguladores

convencionales tienen la función de proteger las baterías contra la sobrecarga o descarga

excesiva, además de controlar la alimentación a las cargas de continua. Los reguladores

“MPPT” o “maximizadores” permiten independizar el punto de trabajo del generador respecto

al voltaje nominal del banco de baterías, haciendo que el generador trabaje siempre en su

punto de máxima potencia. Además, tienen la ventaja de poder modular los voltajes del

generador respecto a la del banco de baterías, usando convertidores DC/DC reductores o tipo

“buck” cuando los voltajes del generador son más altas que los voltajes de las baterías y

elevadores o tipo “Boost” en el caso contrario.

2.4.4 Control distribuido con convertidores DC/DC acoplados a módulos individuales

Yendo un poco más allá y tomando como punto de partida la tendencia a utilizar

convertidores DC/DC independientes para cada string, varios autores [19][44][45] han

propuesto la idea de realizar el control de potencia de forma distribuida con la

implementación de un convertidor DC/DC en cada módulo sobre un bus de DC, como se

muestra en la Figura 2-12. Sin embargo, este sistema de control distribuido está en fase de

estudio. Es por esto que una de las contribuciones más importantes de esta tesis doctoral es

proporcionar un conocimiento más profundo acerca del control de potencia de convertidores

MPPT integrados en módulos fotovoltaicos y poner a prueba un prototipo de convertidor

MPPT elevador.

Figura 2-12. Convertidor DC-DC integrado en cada módulo FV en un sistema fotovoltaico conectado a red.

El objetivo principal es que cada convertidor incorporado en cada módulo pueda

controlar independientemente la potencia y optimizarla a través del string de DC, así que en

caso de desacoplamiento de corrientes en el string, el convertidor pueda acoplar y distribuir

las corrientes y voltajes de cada módulo y del string, de tal forma que pueda aprovecharse

toda la potencia suministrada por el generador.

Cada convertidor puede llevar a cabo el MPPT de forma independientemente al

módulo que le corresponde. Esta idea tiene las siguientes ventajas:

Convertidores DC-DC conectados en serie

Bus DC Inversor DC-AC Filtro AC

Módulo FV

Convertidor DC-DC


36

• Compensa el efecto de dispersión de corrientes entre módulos en serie y de

voltajes entre agrupaciones en paralelo, que de acuerdo a la tolerancia

proporcionada por los fabricantes de módulos, podría llegar a tener diferencias de

hasta un 10%.

• Proporciona una amplia tolerancia a sombreamientos localizados.

• Permite incorporar módulos fotovoltaicos con diferente inclinación y orientación,

así como con diferentes características eléctricas (tamaños), abriendo nuevas

posibilidades en integración arquitectónica.

• Al ser un circuito electrónico, es posible adicionar fácilmente un sistema de

comunicaciones en el que pueda transferirse la información a un sistema de

control centralizado para monitorización y supervisión a nivel de módulo y/o

string (como se verá más adelante en el capítulo 5). De esta misma forma, puede

incorporarse sistemas de protección inteligente: contra derivaciones en la parte

continua, cortocircuito, puentear o aislar su propia fuente en presencia de

módulos defectuosos o con fallos, o también deshabilitar el propio convertidor en

caso de mal funcionamiento, robo, entre otras funciones.

2.5 Referencias

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General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato

tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de

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37

[9] IEC 61730 ed. 1.0 (2004), Photovoltaic (PV) Module Safety Qualification. This standard

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61215 / IEC 61646.

[10] UNE 20460-7-712:2006 : Instalaciones eléctricas en edificios. Parte 7-712: Reglas

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fotovoltaica (PV).

[11] Características eléctricas de módulos comerciales “Market survey on solar modules”.

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[12] Module Overview. PV Magazine, photovoltaic markets and technology. Edition

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[14] IEC 61646 ed. 2.0 (2008). Thin-film terrestrial photovoltaic (PV) modules - Design

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[28] IEC 60904-6: Photovoltaic devices – Part 6: Requirements for reference solar modules

[29] UNE-EN 60891:1994: Procedimiento de corrección con la temperatura y la irradiancia

de la característica I-V de dispositivos fotovoltaicos de silicio cristalino. (Versión oficial

EN 60891:1994).

[30] UNE-EN 61829 : Campos fotovoltáicos (FV) de silicio cristalino. Medida en el sitio de

características I-V.

[31] Report EUR 16340 EN. “Guidelines for the assessment of photovoltaic plants”,

Document C “Initial and periodic test on PV Plants”, 1995.

[32] Günther Cramer, Frank Greizer, John Berdner. “String Inverters lower costs of solar

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39

[35] D. Schekulin and G. Schumm. AC-modules –Technology, Characteristics and

Operational Experience. 13th European Photovoltaic Solar Energy Conference. October

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[38] UL 1741 ed. 2.0 (2001). Inverters, Converters and Controllers For Use In Independent

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[45] Geoffrey R. Walker and Paul C. Sernia. Cascaded DC–DC Converter Connection of

Photovoltaic Modules. IEEE TRANSACTIONS ON POWER ELECTRONICS, VOL. 19, NO.

4, JULY 2004.


40

41

Capítulo 3

3. Caracterización de generadores fotovoltaicos

3.1 Introducción

Este capítulo presenta la caracterización eléctrica y método de medida de módulos

fotovoltaicos de silicio cristalino en polarización directa e inversa.

Se describe un método de medida exteriora en condiciones reales de operación, como

también la instrumentación y software que permiten medir la curva I-V de módulos

fotovoltaicos y procesar los resultados. La instrumentación desarrollada está compuesta por

una carga variable capacitiva que funciona como generador de barrido de la curva

característica del módulo fotovoltaico, así como de la curva de respuesta de convertidores

MPPT acoplados a módulos, ésta es una principal cualidad respecto a otros trazadores de

curvas I-V. A esta instrumentación se añade un osciloscopio como sistema de adquisición de

datos y un software que ha sido desarrollado para procesar los resultados y mostrar las

curvas I-V y P-V y los parámetros eléctricos a Condiciones Estándar de Medida (CEM)b. El

método y la instrumentación, constituyen un único sistema cuyos objetivos prácticos son:

Determinación de la potencia nominal de módulos y generadores fotovoltaicos en

campoa.

Control de calidad de suministros de módulos fotovoltaicos, conforme a criterios de

aceptación establecidos con el fabricante en el proceso de compra.

Diagnóstico, seguimiento y detección de fallos del generador fotovoltaico tales como:

conexionado, sombreamiento y degradación o ruptura de células.

Determinación de las curvas de respuesta I-V y P-V de convertidores MPPT acoplados a

módulos fotovoltaicos.

Con el propósito de validar la instrumentación desarrollada, se muestran los

resultados de un conjunto de ensayos de medida de la característica eléctrica de módulos

fotovoltaicos en polarización directa e inversa.

Finalmente, se realiza un estudio detallado de los efectos producidos por el

sombreamiento en la característica I-V y P-V de módulos con diferente configuración de los

diodos de paso.

a Realizado al exterior, también llamado internacionalmente “Outdoor method”.

b Conocida internacionalmente como Standar Test Conditions STC. Se explica en el apartado 3.3.1


42

3.2 Antecedentes

Inicialmente, y con el objetivo de realizar el control de calidad de módulos y

generadores fotovoltaicos que se necesitaron para la construcción de la central Toledo-PV en

1994 [1], el Instituto de Energía Solar llevó a cabo dos trabajos [2][3] sobre la medida y

caracterización eléctrica de generadores fotovoltaicos. Éstos fueron el punto de partida en los

10 años de experiencia del instituto de Energía Solar en el control de calidad de módulos y

generadores, y además fueron la base para el desarrollo de la instrumentación y software

desarrollados en esta tesis doctoral.

Por otro lado, la solicitud de instrumentación y métodos de control de calidad por

parte de laboratorios de países donde se han implementado programas de electrificación

rural, ha conducido al desarrollo de este trabajo a través del proyecto Europeo TaQSolRE [4].

Finalmente, en el marco del proyecto GENIUS [5], se hace necesario una carga

variable para caracterizar convertidores MPPT acoplados a módulos fotovoltaicos. La

instrumentación desarrollada y expuesta en este capítulo ha sido adaptada para funcionar

como carga variable y puede ser utilizada a la salida de los convertidores MPPT de tal forma

que pueda barrer toda su característica eléctrica. Los resultados de estos ensayos se

exponen en el capítulo 5.

3.3 Instrumentación y método de medida de la característica I-V de módulos fotovoltaicos

3.3.1 Método de medida exterior

El estándar internacional IEC 60904-1 [6] describe tres procedimientos de medida de

la característica I-V de células y módulos fotovoltaicos, dos son de laboratorio o “Indoor”c y

otro exterior o “Outdoor”.

La técnica de medida interior, permite controlar los parámetros ambientales de

medida como son la irradiancia, el espectro solar y la temperatura, pero con el sobre coste

de tener que utilizar una instrumentación costosa como es un simulador solar de pulsos,

cuyo coste ronda los 150.000 €. Sin embargo, en algunos casos estas medidas no son

realistas, debido a que estos pulsos de luz pueden llegar a ser tan cortos que no permiten

alcanzar el equilibrio térmicod del módulo.

La medida exterior permite medir los módulos en condiciones reales de operación,

además tiene la ventaja de poder realizar las medidas en la propia instalación “in situ”, muy

útil para efectos de control de calidad de instalaciones fotovoltaicas. Otro aspecto importante

que aporta este método es la sencilla instrumentación desarrollada, de bajo coste y de fácil

implementación en cualquier laboratorio. Sin embargo, este método depende

c Contrario a la medida exterior, corresponde a las medidas realizadas en “interior”, en el laboratorio en donde se puede controlar las condiciones de medida.

d El cual se alcanza a observar cuando el voltaje de circuito abierto se estabilice, pues este parámetro varía directamente con la temperatura del módulo.

Capítulo 3. Caracterización de generadores fotovoltaicos

43

necesariamente de unas condiciones meteorológicas mínimas para que la posterior

extrapolación a las CEM pueda considerarse válida.

El informe EUR 16340 EN [7] describe que la experiencia en medidas al exterior y

extrapoladas a las CEM indica que la precisión de los valores finales para obtener la potencia

máxima es usualmente del ±5 %.

3.3.1.1 Condiciones estándar de medida

Para la certificación (por un laboratorio homologado) y comercialización de módulos

fotovoltaicos es necesario especificar sus características eléctricas, referidas a unas

condiciones experimentales de medida que sirvan de referencia común. Éstas son

reconocidas internacionalmentee como Condiciones Estándar de Medida (CEM) y están

definidas del modo siguiente:

Irradiancia Global (G) de 1000 W/m2 incidente sobre el módulo.

Distribución espectralf AM1.5 global: Corresponde en la práctica a un día despejado de

primavera.

Temperatura de operación de célula (TC) de 25 ºC.

El método permite medir valores I-V (corriente-voltaje) de módulos y generadores

fotovoltaicos en condiciones reales de operación (por lo general distintas a las CEM). Para

ello, como se explicará más adelante, el método propone el uso de sensores fotovoltaicos

para la medida de G y TC. Posteriormente, un programa informático desarrollado permite

extrapolar punto a punto las medidas I-V a las CEM, obteniendo así todos los parámetros

eléctricos del módulo o generador referido a éstas condiciones.

3.3.1.2 Modelo de extrapolación a las CEM

La extrapolación a las CEM se realiza punto a punto de 512 valores de corriente y de

voltaje de acuerdo a las recomendaciones del IEC 60904-1 [6] y EUR 16340 EN JRC [7]

válidas para módulos de silicio cristalino.

La expresión para la extrapolación de la corriente es,

( )2

*

MED P c C2

1000[ / ]· · · 25 [ºC]

[ / ]

W mI I T

G W m= + α − (3.1)

y la extrapolación para el voltaje,

( )*

MED S C C· · 25 [ºC]V V T= + β − (3.2)

Donde, el superíndice “*” corresponde a los valores a CEM, de este modo, I* en [A] y

V* en [V] corresponden al par de puntos de la curva I-V extrapolados a las CEM, IMED en [A]

y VMED en [V] corresponden respectivamente a los valores medidos de corriente y voltaje del

e Establecido a través de las condiciones de medida indoor en el IEC 60891.

f “reference solar espectral irradiance distribution”, descrita en la norma IEC 904-3


44

módulo a las condiciones particulares de irradiancia G en [W/m2] y de temperatura de célula

TC en [ºC]. NP y NS son el número de células en serie y en paralelo del módulo

respectivamente. αc en [A/ºC] representa el coeficiente de variación de la corriente con la

temperatura de la célula; que puede aproximarse en la práctica a 1 mA por grado y por

célula, cuando se desconocen los datos específicos del módulo medido. βc corresponde al

coeficiente de variación del voltaje con la temperatura de la célula, cuyo valor es aceptado

como -2,3 mV/ºC. Estos coeficientes se describen en el estándar internacional IEC 60891 y

se pueden considerar casi constantes en el margen de interés.

Cabe también mencionar que en las recomendaciones expuestas en EUR 16340, la

expresión de extrapolación (3.2) va acompañada por un factor de corrección de voltaje

relacionado con la resistencia serie del módulo fotovoltaico, transformando así la expresión

(3.2) de la forma siguiente:

( )* *

MED S C C S MED· · 25 [ºC] ·( )V V T R I I= + β − − − (3.3)

Donde, RS representa la resistencia serie del módulo.

Sin embargo, el factor de corrección añadido depende significativamente del método

de cálculo de la resistencia serie del módulo.

La norma IEC 60891 (parte 4) y el JRC-ISPRA [7] recomiendan realizar dos medidas

a diferente irradiancia, lo que añade complejidad al método de medida propuesto.

El objetivo del método propuesto es utilizar un método de medida sencillo y a la vez

preciso realizando una sola medida. Se evalúan tres métodos en los cuales se puede medir la

RS mediante una sola medida: el método de los cuatro parámetros, el método de Green y el

método del cálculo de la pendiente.

El método de cálculo de la resistencia serie mediante cuatro parámetros, extraída de

la expresión que define la curva I-V del módulo fotovoltaico, es el siguiente,

(25ºC)

** *m

S t OC m*

SC*

S *

m

· ·ln 1I

V V VI

RI

− + −

= (3.4)

Donde Vt(25ºC)=25,7 mV y corresponde al valor del voltaje térmico del diodo a 25 ºC

de temperatura, considerando un factor de calidad igual a la unidad. Este método considera

que el valor de la resistencia serie es invariable respecto a los cambios en la irradiancia y

temperatura de célula.

La aproximación de M. Green [8] para la determinación de los parámetros referidos a

las condiciones de máxima potencia, es un método muy aceptado. Inicialmente se define un

voltaje de circuito abierto normalizado υOC=VOC/(m·Vt), a partir de allí llega a una expresión

empírica para el factor de forma ideal FFo para vOC>15 V, y es el siguiente:


45

( )ln 0.72o

1

oc oc

oc

FFυ − υ +

=υ +

Y el factor de forma real FF es:

so·(1 )FF FF r= − , donde Ss

OC SC/

Rr

V I= , con rs<0,4

Como el FF se puede calcular mediante los valores características en CEM,

* *

m m

* *

SC OC

·=

·

I VFF

I V,

Entonces, es posible dar una expresión directa de la RS, como:

OCS

SC

1- ·o

VFFR

FF I

=

(3.5)

La aproximación mediante la pendiente de la curva, es un método basado en las

derivadas de la función en puntos locales de la curva característica I-V y se denomina

resistencia dinámica. La resistencia serie se obtiene a partir de la derivada de la función en

torno a VOC y se representa como:

OCSO V=V=-( )V

RI

∂

∂

Y para la resistencia paralelo, la derivada de la función en torno a ISC y se representa

como: SCShO I=I=-( )

VR

I

∂

∂

Esta misma aproximación se puede obtener mediante la recta tangente a la curva

cerca de VOC e ISC para RS y RP respectivamente. Mediante software (PVGen, que se explicará

en la sección 3.3.3) se realiza una regresión lineal de los puntos cerca a VOC e ISC, luego se

hayan la pendientes respectivas “mVoc” y “mIsc” de la recta a la curva, de este modo:

S

Voc

1=-Rm

y P

Isc

1=-Rm

En la Figura 3-1 se muestra un ejemplo del cálculo de la resistencia serie y paralelo

mediante la pendiente a la curva cerca de VOC e ISC respectivamente, utilizando la

instrumentación y el software desarrollado, que se explicará más adelante.


46

Figura 3-1. Ejemplo de medida - utilizando la instrumentación desarrollada - de las resistencias serie y paralelo mediante la pendiente a la curva cerca de VOC e ISC respectivamente.

3.3.1.3 Instrumentación utilizada

La Figura 3-2 muestra un esquema explicativo de la instrumentación utilizada. Se

observan cuatro bloques que merecen atención:

• Instrumentación para la medida de las condiciones ambientales, la irradiancia global

G (W/m2) y temperatura de célula TC (A). Se recomienda el uso de sensores

fotovoltaicos con el fin de asegurar la misma respuesta espectral y térmica que los

módulos a medir de acuerdo a los requisitos establecidos en el IEC 60904-6 [9].

Opcionalmente puede medirse la radiación difusa D (W/m2) y la velocidad del viento

Vv (m/s), en su defecto, es válido estimar valores de acuerdo a la sensación de baja

velocidad de viento y la visibilidad de un cielo despejado. En general se debe cumplir

las siguientes condiciones:

G>600 W/m2

Vv<8 m/s (30 km/h)

D<20% de G. Típico de un día despejado o con pequeñas formaciones de nubes

alejadas del sol

• Módulo de medida y un módulo patrón o de referencia calibrado.

• Generador de barrido I-V, sistema de adquisición de datos (válido únicamente para

los osciloscopios HandyScope2 y/o Fluke 97/105B), opto acoplador y conexiones

entre instrumentos utilizando el método de las cuatro puntas para la corriente y

voltaje conforme a la norma internacional EN 60904-1 [6].

-1/RP

-1/Rs

RP=229ΩΩΩΩ

Rs=0.8ΩΩΩΩ


47

• Ordenador y software de procesamiento de datos desarrollado en el que se

introducen los parámetros (de los módulos de medida y la medida de las condiciones

ambientales) y procesan los resultados.

Figura 3-2. Instrumentación necesaria para la medida de módulos FV

3.3.1.3.1 Medida de la temperatura de célula

Se establece de acuerdo a las recomendaciones de la norma IEC 60904-5 [10] para

determinar la temperatura de célula equivalente (ECT)g de dispositivos fotovoltaicos por el

método de voltaje de circuito abierto. La norma IEC 60904-6 [9] recomienda que la

incertidumbre para la medida de la temperatura sea menor a ±2 ºC para todos los

dispositivos de referencia.

La expresión utilizada para determinar la temperatura de célula equivalente por el

método de circuito abierto es la siguiente:

*

OC,TS OC,TS

C,TS

S,TS C,TS

( )25

·

V VT

−= +

β (3.6)

g ECT, Equivalent Cell Temperature.

Sensor FV – G G=f(ISC)

Sensor FV - Tc Tc=f(VOC)

Piranómetro Anemómetro

Módulos a medir

Módulo de medida

Módulo de referencia calibrado

+

-

Generador de barrido I-V

Opto-Isolator

Pre-Amplifier

I = f(mV shunt)

) |

V – Ch1

I – Ch2

Osciloscopio

HandyS

cope2 /

Fluke 97-105B

Medida obligatoria G (W/m2): Irradiancia global. Tc (ºC): Temperatura de célula. O Tc = f(Ta): Tc por medio de la medida de temperatura ambiente.

Medida opcional D (W/m2): Irradiancia Difusa. Vv (m/s): Velocidad del viento. Condiciones de medida:

• G>600 W/m2. • Vv<8 m/s. • D<20% de G.

Medida complementaria D y Vv optativa

Parámetros Ns : células serie Np : células paralelo Alfa[A/ºC]: 1mAxA Beta =-2.3 mV/ºC

Parámetros de los módulos medidos introducidos por teclado

Medida recomendada con sensores PV Medida Tc alternativa

Medidas de Tc y G

Temperatura ambiente Ta

Tc=f(Ta,NOCT)

Ordenador con software de adquisición y procesamiento de datos.

Medida independiente

corriente - voltaje

Datos (Vi,Ii)

Medida de la curva I-V de módulos


48

Donde el subíndice “TS” se refiere al módulo sensor de temperatura. En esta

expresión se ha omitido el efecto de segundo orden relacionado con la irradiancia debido a

su bajo peso en el cálculo de la temperatura de célula.

Sin embargo, a falta de un módulo fotovoltaico como sensor de temperatura, el

método propuesto también permiteh obtener la temperatura de célula a través del método de

medida de la temperatura ambiente por medio de la NOCT o temperatura de operación

nominal de la célula del módulo a medir, que debe ser proporcionada por el fabricante. La

expresión es la siguiente,

[ ][ ] 2

C,Ta a 2

ºC 20ºCº · ·

800 ·

OCTT T C G W m

W m

−

−

− = +

(3.7)

El subíndice “Ta” se refiere a la medida obtenida a partir de la temperatura ambiente.

La precisión entre ambos métodos es obviamente diferente. Algunos autores

mencionan una incertidumbre de ±5 ºC usando el método de la NOCT [11] y mucho más

pequeño usando el método a través de ECT, <1 ºC en módulos vidrio-tedlar y <2 ºC en

vidrio-vidrio [12]. Estas discrepancias son reflejadas en un error para la estimación de VOC de

±3 % para un ±5 ºC en el cálculo de TC,Ta.

3.3.1.3.2 Medida de la irradiancia

Se propone el uso de un sensor fotovoltaico en cortocircuito a través de un shunt de

precisión como describe el IEC 60904-2 (4.3) [13]. El sensor de referencia, así como el de

corriente, deben estar previamente calibrados por un laboratorio certificado de acuerdo al

IEC 60904-6 [9]. Los módulos de referencia deben ser preferiblemente del mismo modelo y

tecnología (célula y encapsulado) que los módulos objetos de medida.

La ecuación para el cálculo de la irradiancia debe ser coherente con la expresión para

la extrapolación a las CEM de la corriente. La expresión es la siguiente:

SH

SH

*

SC,GS GS P,GS C,TS

V1000·

RG

I ·N ·(25 T )=

− α − (3.8)

Donde, los subíndices TS y GS corresponde a los valores de los sensores TC y G

respectivamente, el superíndice “*” corresponde a los valores a CEM (valores de calibración),

NP al número de células en paralelo, RSH es la resistencia del shunt en ohmios y VSH

corresponde a la caída de voltaje en el shunt.

3.3.1.4 Procedimiento de medida

El método de medida proporciona dos alternativas: medida de módulos FV

individuales o con un módulo de referencia [1][14] del mismo modelo, previamente calibrado

por un laboratorio certificado. La medida exterior de módulos individuales proporciona

h Aunque menos precisa que utilizando un módulo sensor fotovoltaico.


49

diferencias en los resultados de potencia máxima con respecto a los dados por los

laboratorios de calibración (método de medida indoor, a través de simuladores solares).

Éstos pueden ser reducidos haciendo medidas cuasi-simultáneas con un módulo de

referencia y corregir los resultados obtenidos. Estas diferencias son debidas a los

procedimientos usados para la medida de las condiciones ambientales (calibración de

sensores) y la extrapolación a CEM (efectos espectrales y de temperatura) [14].

En el caso de medida usando un módulo FV de referencia, los resultados de potencia

máxima a CEM del módulo objeto de medida y módulo de referencia (PMTT y PMRT

respectivamente) son usados para calcular el valor de la potencia máxima de aceptación del

módulo FV objeto de medida PMTA:

MRTMTA MTT

MRC

·P

P PP

= (3.9)

Donde PMRC es la potencia máxima calibrada del módulo de referencia.

La medida de módulos FV individuales es de especial interés para Pruebas de

Aceptación y la alternativa usando también un modulo de referencia es particularmente

interesante para el Control de Calidad de Suministro de Módulos Fotovoltaicos.

En los anexos 1, 2 y 3 se explican con detalle el método y procedimiento de medida.

3.3.2 Generador de barrido I-V

El informe del JRC EUR 16340 recomienda el uso de una carga capacitiva para la

medida de la característica I-V de generadores fotovoltaicos en “polarización directa”. La

instrumentación utilizada en este método cumple con estas recomendaciones, además de la

posibilidad de medida en polarización inversa. Adicionalmente, la instrumentación ha sido

preparada para la medida de módulos MPPT.

Para generar el barrido I-V de un módulo fotovoltaico, se ha desarrollado una carga

capacitiva que usa un condensador electrolítico como carga para el módulo fotovoltaico, el

cual es cargado en un tiempo comprendido entre 20 y 100 ms tal y como se recomienda en

la normativa. En el caso de medida de convertidores MPPT el tiempo de barrido es entre 10 y

15 segundos. La conmutación entre el módulo y el condensador se realiza por medio de un

transistor MOSFET gobernado por un circuito de control que protege la puerta del transistor y

filtra los efectos de ruido eléctrico.

En la Figura 3-3 se muestra un ejemplo de medida de un módulo FV en el que se

puede apreciar el efecto de carga del condensador efectuando el barrido corriente-voltaje

con respecto al tiempo y a la derecha como valores I-V describiendo la característica

eléctrica del módulo FV.


50

Figura 3-3. Señales gráficas de corriente y voltaje con respecto al tiempo (izquierda) y como pares de valores I-V (derecha).

La medida en polarización inversa se realiza cargando el condensador a un voltaje

negativoi de aproximadamente 9 V. Al enfrentar el condensador al módulo, empezará el

barrido I-V en la región de polarización inversa del módulo, logrando así que pueda verse el

segundo cuadrante de la curva I-V.

La instrumentación desarrollada tiene las siguientes funciones generales:

• Generador de barrido I-V en polarización directa hasta circuito abierto e

inversa desde un valor de -9Vdc.

• Medida de la corriente de corto circuito del módulo.

• Amplio rango de medida de dispositivos fotovoltaicos y pequeños

generadores manteniendo el tiempo de muestreo entre 10 y 100 ms.

Posibilidad de conmutar entre dos condensadores y añadir condensadores

externos. Muy útil para medir células o módulos con diferentes

configuraciones de células.

• Permite medir módulos o pequeños arrays de hasta 500 Wp de potencia y

100 V de DC en circuito abierto.

• Caracterización de convertidores MPPT conectados a módulos

fotovoltaicos. Con el objeto de aumentar el tiempo de barrido, para esta

función, la instrumentación permite añadir condensadores externos de

mayor capacidad.

En la Figura 3-4 puede verse una fotografía del aspecto interno y externo de la carga

capacitiva desarrollada.

En el Anexo 2 puede verse con más detalle las características técnicas y operación del

equipo.

i Según datos del fabricante de condensadores electrolíticos, es posible introducir voltajes negativos de esta magnitud sin que se produzcan daños en el dispositivo.

I,V

t

I

V


51

Figura 3-4: Aspecto de la carga capacitiva desarrollada

3.3.3 Software de procesamiento de datos

El software “PVGen” desarrollado bajo lenguaje de programación C++, cumple la

función de procesar los datos I-V (pares de valores corriente (I), Voltaje (V)) adquiridos

previamente mediante el osciloscopio en combinación con la carga capacitiva.

El software inicialmente lee 512 muestras I-V del osciloscopio y almacena los datos

introducidos de las características eléctricas de los módulos y las condiciones ambientales de

medida de irradiancia y temperatura de célula. A continuación, el programa realiza las

siguientes tareas:

• Recorte de puntos no válidos: Estos puntos son causados por el sincronismo

entre el disparo producido por el interruptor de la carga capacitiva y el comienzo de la

adquisición de datos. El programa corrige este problema recortando éstos puntos en los

extremos de los ejes Y y X, es decir, en el punto de cortocircuito y de circuito abierto.

• Extrapolación de los 512 valores de corriente y voltaje a CEM.

• Filtrado Digital Adaptativo de las muestras, optimizado en la zona máxima

potencia. Tiene como objetivo eliminar el ruido eléctrico y el rizado producido por la

cuantificación de la conversión A/D.

• Cálculo de los parámetros eléctricos del módulo y configuración de la

presentación.

• Presentación gráfica de la(s) curva(s) I-V, de las condiciones de medida y los

parámetros eléctricos del módulo. Finalmente, el programa almacena los resultados en un

archivo con extensión propia .fil o .filc con valores tabulados en modo texto, lo que lo hace

compatible con cualquier software de cálculo (MS Excel o OpenOffice Calc).

• Guardado de la configuración del programa.

En la Figura 3-5 se muestra el diagrama de flujo del programa.

200mm

275mm


52

Figura 3-5. Diagrama de flujo del programa

El funcionamiento del programa se describe en el Anexo 2: Manual de Software.

3.3.4 Alcances

El equipo aquí propuesto ha sido utilizado en el laboratorio de sistemas fotovoltaicos

del Instituto de Energía Solar para diversas actividades relacionadas con ensayos y controles

de calidad de módulos y células fotovoltaicas.

Cabe citar las siguientes actividades destacadas:

• Realización de manuales técnicos y guías de implementación del equipo

desarrollado y así como la descripción del procedimiento de medida. De mucha

utilidad para su implementación en otros laboratorios, principalmente en países

donde los programas PVRE vayan a implementarse. Realizado a través del

proyecto TaQSolRE [4].

• Medida de módulos fotovoltaicos suministrados para la realización de lámparas

solares en India. Asociado con el proyecto TaQSolRE.

• Control de calidad de suministro de módulos fotovoltaicos de Isofotón en

proyectos de electrificación rural en Marruecos.

• Control de calidad de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red de Isofotón

(Coslada y Móstoles), en medidas de generadores fotovoltaicos.

• Control de suministro de los módulos fotovoltaicos en el proyecto UPM-Solar

Decathlon 2005.

• Medida de módulos y convertidores MPPT a través del proyecto GENIUS “Gestión

de Energía Integrada para Uso Solar Fotovoltaico” (TIC 2002-04245-C02).

Así mismo se realizó una transferencia de tecnología a la Facultad de Ciencias Físicas

de la Universidad Complutense para el Grupo de Energías Renovables a través de un

proyecto de fin de carrera titulado “Diseño e implementación de instrumentación electrónica

y software para la caracterización eléctrica de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino”.

3.4 Medida y caracterización de módulos fotovoltaicos: Validación de la instrumentación desarrollada

Los resultados de caracterización I-V mostrados en este apartado tienen dos

objetivos: validar la instrumentación desarrollada y medir los módulos que serán usados en

la etapa de ensayos del capítulo 5.

PROCESO INTERNO DE DATOS

DATOS INTRODUCIODOSPOR TECLADO

RECORTE DEPUNTOS NOVALIDOS

EXTRAPOLACIONA STC FILTRADO

OBTENCIÓNDE CURVAS YPARÁMETROS

PRESENTACIÓN

ARCHIVO DEDATOS

ARCHIVO CON DATOSDE MEDIDAS


53

Para validar la instrumentación desarrollada, el software de procesamiento de datos y

el procedimiento, se ha realizado una amplia campaña de medidas usando siete módulos

fotovoltaicos comerciales con diferente tecnología de célula (mono y policristalino) calibrados

previamente por el CIEMAT. Los resultados de medida se realizan utilizando módulos

individuales o mediante comparación con módulos patrón.

Los resultados comprenden aspectos como: medida en polarización directa a

diferentes condiciones de operación y bajo efectos de sombreamiento, y en polarización

inversa.

3.4.1 Curva I-V típica a CEM

En la Figura 3-6 se muestran los resultados de medida de un módulo fotovoltaico. Se

trata del módulo MBm52 (Referencia IES-UPM), que corresponde comercialmente al módulo

BP275 F de silicio monocristalino, cuyo valor calibrado (CIEMAT) de potencia máxima es 69,9

W. A la izquierda se muestran la curva corriente-voltaje medida a las condiciones de 718,1

W/m2 y 52,5 ºC, extrapolada a las CEM y filtrada, como también la curva Potencia-Voltaje en

CEM. A la derecha se presentan las condiciones de medida y los parámetros eléctricos en

condiciones estándar. En este caso la resistencia serie se calcula por medio del método de

los cuatro parámetros (selección previa en la configuración del programa PVGen) y la

resistencia paralelo por medio del cálculo de la pendiente mediante regresión lineal en el

extremo del cortocircuito.

Figura 3-6 Medida típica de una curva I-V de un módulo fotovoltaico

Curva I-V extrapolada y filtrada

Curva I-V medida

Curva P-V extrapolada y filtrada

Parámetros

A Condiciones

Estándar


54

3.4.2 Característica I-V y P-V a condiciones reales de operación en un día típico de verano

El comportamiento de las curvas I-V, en diferentes condiciones de operación, permite

conocer los aspectos más significativos que influyen en el cambio de la potencia máxima del

módulo. Se presentan las medidas tomadas en el mes de julio al módulo MDp12 (Referencia

IES-UPM) que corresponde al PHOTOWATT BPX 47500 de 46Wp de silicio policristalino.

En la Figura 3-7 se muestran cinco curvas I-V y P-V en las condiciones de operación

de G (W/m2) y Tc (ºC) expuesas como (G,Tc). Se compara la curva en Condiciones Estándar

(1000,25) con las otras cuatro curvas medidas entre 629 y 906 W/m2. Se puede oberservar

que la temperatura influye en un 14% en la potencia máxima del módulo, mientras que el

86% restante es afectada por la irradiancia. La potencia máxima del módulo se desplaza

respecto al voltaje debido principalmente al cambio de la temperatura, al ser los cambios

pequeños, los cambios en voltaje también lo son, y equivale a un factor promedio de 94,5

mV/ºC para el módulo y 2,6 mV/ºC para la célula (muy cercano al valor teórico de Beta=2,3

mV/ºC), entre 25 (a CEM) y 65 ºC (a 906W/m2).

Figura 3-7 Curvas I-V a diferentes condiciones de operación

En la Figura 3-8 se puede ver con más detalle los cambios en potencia máxima

respecto al voltaje utilizando el módulo MBm5.2 que corresponde a la referencia BP 275F del

fabricante BP Solar. En la gráfica se muestran once muestras que se realizaron durante un

día típico del mes de mayo, las medidas se realiza de forma consecutiva mientas aumenta la

irradiancia desde 625 hasta 900 W/m2. Se observan los cambios en voltaje que debería

hacer un MPPT para alcanzar la potencia máxima del módulo en un día despejado y sin

sombreamientos. Se añade una línea de tendencia que describe levemente una hipérbola y

que representa el movimiento de un MPPT ideal. Las pequeñas diferencias respecto a la

hipérbola se deben principalmente al cambio del voltaje con la temperatura en el transurso

del día.

Curvas I-V y P-V medidas a diferentes condiciones de operación

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

V (V)

I (A

)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50(1000,25) (906,65)

(803,58)

(706,56)

(629,54)


55

Figura 3-8 Cambios en potencia máxima respecto al voltaje en un módulo típico

3.4.3 Medida de la potencia máxima a CEM y a diferentes condiciones de operación

Se realiza una amplia campaña de medidas usando siete módulos fotovoltaicos

comerciales con diferentes tecnologías de célula (mono y policristalino) y calibrados

previamente por el CIEMAT. Los resultados aquí expuestos constan de dos partes, la medida

de un módulo individual y mediante comparativa usando un módulo patrón o de referencia.

3.4.3.1 Medida de módulos individuales

En la Figura 3-9 se muestran los resultados de medida y extrapolación a CEM de tres

módulos diferentes MBm23 y MBm24 (equivalentes comerciales al modelo BP495) y el

MBm52 (BP275 F), tomados a valores de irradiancia comprendidos entre 600 y 1000 W/m2.

A cada conjunto de valores (llamado de ahora en adelante “muestra”) de cada

módulo se añade un valor promedio de la muestra más un intervalo de desviaciónj. Esta

desviación ha sido calculada como el porcentaje de la desviación estándark con respecto al

valor promedio de la muestra, conocido también como coeficiente de variación de Pearsonl.

El resultado de las medidas arroja entonces una desviación en los resultados de medida de

potencia máxima de módulos individuales de ±1,9 %. Al comparar el valor promedio de la

muestra del módulo MBm52 respecto al valor de potencia calibrado por el CIEMAT, da una

diferencia de -0,9 %, cuyo valor se encuentra dentro de nuestro intervalo de desviación de

j Diferente al valor de incertidumbre, que es el valor de un intervalo, generalmente simétrico, dentro del cual se encuentra, con alta probabilidad, el valor verdadero de la magnitud medida.

k Es el grado de dispersión de los datos respecto a su valor promedio. Dicho de otro modo, determina cuánto tienden a alejarse los valores puntuales de su valor promedio.

l Se calcula como cociente entre la desviación típica y la media. El resultado obtenido es un porcentaje, lo cual introduce la ventaja de que permite comparar el nivel de dispersión de dos muestras. Esto no ocurre con la desviación típica, ya que viene expresada en las mismas unidades que los datos de la serie.

Cambios de Potencia-Tensión a diferentes condiciones de operación

37

39

41

43

45

47

49

51

53

55

13.5 13.75 14 14.25 14.5 14.75 15 15.25 15.5

V (V)

P (

W)

G=625W/m2

G=900W/m2

MPPT

Hipérbola MPPT


56

±1,1 % en el que se puede encontrar el valor verdadero. Cabe también mencionar que la

incertidumbre del método de medida proporcionada por CIEMAT es del ±2,2%.

Figura 3-9 Potencia máxima a CEM de módulos individuales a irradiancias entre 600 y 1000 W/m2.

También se puede observar en el gráfico que se ha añadido una línea de tendencia a

cada muestra, y puede verse una caída de la potencia máxima proporcional al nivel de

irradiancia. Este efecto ha sido comprobado en varias medidas al exterior llevadas a cabo en

el Instituto de Energía Solar, tanto para módulos comerciales [14] como para generadores

de grandes centrales [15], y es debido principalmente a la caída de voltaje producida por la

resistencia serie del módulo, la cual aumenta proporcionalmente con la cantidad de corriente

que circula por el módulo, o lo que es lo mismo, al aumentar el nivel de irradiancia. Se ha

comprobado que la corrección añadida en la expresión (3.3) en el factor –RS·(I*-I) y tratada

en la sección 3.3.1.2, ayuda a aliviar esta tendencia en la mayoría de los casos.

Figura 3-10. Corrección del efecto de caída de tensión debido a la resistencia serie

Pm vs. irradianciaMedida de módulos inviduales

55

60

65

70

75

80

85

90

95

600 700 800 900 1000Irradiancia (W/m²)

Pm (W)

MBm24MBm23MBm52

83.9W ±±±±1.9%

75.8W ±±±±1.5%

69.3W ±±±±1.1%

Pm(STC) vs. IrradianciaVSTC=VSTC-EXTRAPOL-Rs·(ISTC-IMED)

64

65

66

67

68

69

70

71

72

650 700 750 800 850 900 950Irradiancia (W/m2)

Pm (W)

MBm52_Med-I·Rs

MBm52-Med

Pm(STC) vs. IrradianciaVSTC=VSTC-EXTRAPOL-Rs·(ISTC-IMED)

64

65

66

67

68

69

70

71

72

650 700 750 800 850 900 950Irradiancia (W/m2)

Pm (W)

Mbm51_Pat-I·Rs

MBm51-Pat

67W ±±±±0.3%

68.9W ±±±±1.5%

66.4W ±±±±0.6%

68.4W ±±±±2%


57

En la Figura 3-10 puede observarse dos ejemplos de medida de módulos FV a los que

se ha corregido el efecto de caída de voltaje debido a la resistencia serie. A lado de la línea

de tendencia, se añade el valor promedio de cada muestra más el intervalo de la desviación

estándar. En las gráficas para MBm51-Pat y MBm53-Med, se observa la tendencia

decreciente de la potencia a medida que aumenta la irradiancia, y que se cruza con las

curvas corregidas en Mbm51_Pat-I·Rs y MBm52_Med-I·Rs cerca de los 1000 W/m2. Esto se

debe principalmente porque el término RS·(I*-I) en la expresión (3.3) se hace nulo cuando

G=G* y tiene mayor peso a medida que disminuye la irradiancia, de esta forma va

corrigiendo la tendencia decreciente. La corrección de la caída de voltae mejora el método de

medida individual de módulos al disminuir el error en hasta un ±1.4% (en el peor caso

expuesto) de la potencia máxima medida a condiciones estándar.

Como se ha dicho en la sección 3.3.1.2, esta corrección depende en gran medida del

método de cálculo de la resistencia serie. En los ejemplos expuestos se calculó de acuerdo a

la expresión (3.4), sin embargo, es preciso hacer un análisis mas profundo respecto a los

resultados utilizando los otros dos métodos expuestos, el método de Green y el cálculo de la

pendiente.

Con el objeto de comparar la dispersión en potencia máxima de las medidas de

módulos individuales con el valor de calibración proporcionado por un laboratorio certificado,

se han medido cinco módulos a CEM con irradiancias entre 600 y 1000 W/m2 y no se ha

realizado la corrección de la caída de voltaje debido a la resistencia serie. En la Figura 3-11

se muestra un grafico en el que se enfrentan las potencias máximas medidas por el IES (eje

de abscisas) con el valor de calibración del Ciemat (eje de ordenadas) para cada módulo

correspondiente.

Figura 3-11 Correspondencia de medidas del IES y CIEMAT

En la Tabla 3-1 se muestran los resultados comparativos de potencia máxima, Pm,

para cada módulo medido. Inicialmente se observa el valor promedio de las medidas del IES

Pm vs. irradianciaMedidas individuales

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

40 50 60 70 80 90Pm IES (W)

Pm CIEMAT (W)

"MB51""MB52""MBm25"MA71"Mdp12"


58

con su respectiva desviación estándar como porcentaje respecto a su valor promedio, a

continuación se muestra el valor de calibración del CIEMAT, y finalmente este valor es

comparado con el valor promedio de las muestras del IES. Respecto a los resultados, por una

parte la máxima desviación de las medidas del IES ha sido del ±2,1%, mientras que las

demás oscilan entre el ±1,1 y ±1,5 %. Por otra parte, para comprobar que nuestras medidas

son válidas dentro del rango de desviación dado, debemos comprobar que la medida de

calibración del CIEMAT se encuentra dentro del intervalo. Se puede observar entonces, que

la medida del módulo MA71 es la única que se sale de nuestro intervalo de incertidumbre,

con lo que se puede concluir que el 80% de las medidas concuerdan con las medidas

realizadas por el CIEMAT.

Ref. IES Promedio medidas (W)

Desviación porcentual

Calibración CIEMAT (W)

Diferencia CIEMAT/IES

MB5.1 68.9 ±1.5% 69.6 -1.0%

MB5.2 69.4 ±1.4% 69.9 -0.7%

MBm25 81.1 ±1.5% 81.9 -1.0%

MA71 47.2 ±1.1% 46.4 1.6%

Mdp12 46.9 ±2.1% 46.3 1.3%

Tabla 3-1 Promedio y desviación de medidas IES vs CIEMAT

3.4.3.2 Medida con módulo de referencia

Como se ha visto en la sección 3.3.1.4, la medida de módulos FV individuales es de

especial interés para “pruebas de aceptación del suministro”, mientras que la alternativa

usando un modulo de referencia o patrón es particularmente interesante para el “Control de

Calidad de Suministro de Módulos Fotovoltaicos”. Este último se realiza enfrentando los

resultados de medida individual con los realizados con un módulo calibrado y establece una

relación contractual entre estas medidas y el resultado proporcionado por un laboratorio

homologado.

En la Figura 3-12, se muestra la medida del módulo MBm52 con módulo patrón

MBm51 previamente calibrado por el CIEMAT. En la columna derecha de la gráfica, puede

verse los parámetros corregidos del módulo MBm52 y los valores calibrados del CIEMAT del

módulo patrón MBm51. En los resultados, se puede observar que las diferencias de medida

de potencia individuales del modulo de medida y patrón y los valores calibrados son muy

pequeños, sin embargo es necesario analizar su comportamiento cuando los módulos son

medidos entre 600 y 1000 W/m2, éste resultado se muestra en la Figura 3-13 (se muestra

igualmente para los módulos MBm23 y MBm24 corregidos con el módulo patrón MBm25),

cuyo resultado arroja una desviación en los resultados de medida de potencia máxima de

módulos individuales corregido con patrón de ±0,5 %. Al comparar estos resultados con los

de la Figura 3-9 que fueron expuestos en la sección 3.4.3.1, se observa una mejora en la

precisión de las medidas del ±1,9 % al ±0,5 %.


59

Figura 3-12 Ventana del programa PVGen en el que se muestra el resultado de medida de calibración del módulo MBm52 con el patrón MBm51 calibrado por El Ciemat.

Figura 3-13 Potencia máxima a STC de tres módulos fotovoltaicos individuales corregidos usando módulos patrón.

3.5 Caracterización de los módulos utilizados

Se ha elegido el módulo I-70R/12 y I-94/12 de la empresa Isofotón para realizar las

medidas expuestas en el capítulo 5. En la Tabla 3-2 se muestran los parámetros

característicos. Cuatro módulos I-70R/12 y cuatro I-94/12 se han etiquetado como

identificación para las medidas con las referencias MAS.Gen.1 a MAS.Gen.4 y MA.Gen.1 a

MA.Gen.4 respectivamente.

Pm vs. irradianciaMedida de modulos individuales + Patrón

55

60

65

70

75

80

85

90

95

600 700 800 900 1000Irradiancia (W/m2)

Pm (W)

MBm24MBm23MBm52

76.5W ±±±±0.4%

84.8W ±±±±0.4%

68.9W ±±±±0.5%

Parámetros calibrados usando la expresión (3.9)

Parámetros calibrados por el CIEMAT


60

En esta sección se muestran las medidas de sus curvas características y sus

parámetros eléctricos a CEM, también se lleva a cabo medidas en polarización inversa, y

finalmente se realiza un estudio de comportamiento de la potencia máxima del módulo bajo

sombreamiento parcial y total.

MODULO ISOFOTÓN I-70R/12

MODULO ISOFOTÓN I-94/12

Parámetros constitutivos Tecnología de células: Silicio monocristalino Silicio monocristalino Células serie: 36 33 Células paralelo: 1 2 Diodos de paso: 2 en configuración serie 2 en configuración

redundante Caja de conexiones: 1 2 Parámetros eléctricos a CEM Potencia máxima: 70 W ±10% 94 W ±10% Corriente máxima: 4.05 A 5.88 A Voltaje máximo: 17.3 V 16 V Corriente corto circuito: 4.45 A 6.54 A Voltaje circuito abierto: 21.06 V 19.8 V

Tabla 3-2 Parámetros característicos del módulo I-70R/12 y I-94/12

Figura 3-14 Curva característica medida a CEM del módulo I-70R/12.


61

3.5.1 Curvas características y parámetros eléctricos a CEM

Para caracterizar los módulos fotovoltaicos que van a ser utilizados en el capítulo 5,

se llevaron a cabo diez medidas a cada módulo con irradiancias comprendidas entre 750 y

900W/m2. De todas las medidas realizadas, la desviación típica en potencia máxima, también

llamada repetitividadm de la muestra, fue del ±1%. En la Figura 3-14 se observa una medida

típica del módulo MAS.Gen (I-70R/12) en el que se muestra sus parámetros eléctricos a

CEM. La Tabla 3-3 muestra los resultados del ensayo donde se observan los parámetros

eléctricos de cada módulo expuestos como valores promedio. Finalmente, se muestra la

dispersión entre parámetros eléctricos de los cuatro módulos.

Ref. IES Modelo SN Pm* (± 1%)

Im* Vm* Isc* Voc* FF*

MAS.Gen.1 I-70R/12 03020014001 71.01 4.17 17.01 4.72 21.39 0.7027

MAS.Gen.2 I-70R/12 03020013009 74.32 4.31 17.24 4.74 21.49 0.7302

MAS.Gen.3 I-70R/12 03020013002 72.76 4.23 17.1 4.7 21.53 0.7222

MAS.Gen.4 I-70R/12 03020014002 71.54 4.21 16.9 4.7 21.29 0.7183

Desviación 4.5% 3.2% 1.3% 0.4% 0.5%

Tabla 3-3 Parámetros eléctricos medidos a CEM del módulo I-70R/12.

Desde el punto de vista de dispersión de parámetros, el parámetro más influyente

en la conexión serie de módulos es la corriente Im, que en este caso ha sido del 3,2%, esta

desviación produce pérdidas por mismatch que puede ser calculada como: mismo

m.min m

Mismatch(I)

m

I · VL (%)= 1- ·100

P

∑∑

(3.10)

Donde Lmismatch.Serie representa las pérdidas por mismatch del generador, Im.min es la

corriente en el punto de máxima potencia (MPP) mas pequeña de los 4 módulos del

generador, Vm el voltaje MPP y Pm la potencia MPP de cada módulo.

Mismatch(I)

4,17·68,3L (%)= 1- ·100 1,8%

290

=

Este valor se refiere entonces que un conjunto de módulos con una tolerancia en

potencia del ±2,3 % (desviación respecto al valor promedio de la Tabla 3-3). Este resultado

no es un valor típico en generadores fotovoltaicos (18 módulos en serie) encontrándose más

bien por encima del 2 % para módulos con tolerancias de potencia del ±3%. Sin embargo,

este efecto suele reducirse clasificando los módulos por corrientes y conectando en serie

todos los módulos correspondientes a la misma clasificación.

Otro fenómeno de dispersión ocurre cuando los módulos son conectados en paralelo

siendo la expresión calculada como:

m Se define como la Desviación del valor esperado al repetir varias veces la misma medida, sin cambiar el objeto de medida, realizada a las mismas condiciones y utilizando un mismo método o procedimiento de medida.


62

m.min m

Mismatch(V)

m

V · IL (%)= 1- ·100

P

∑∑

Haciendo el mismo ejercicio y conectáramos estos cuatro módulos en paralelo

obtendríamos una pérdida por mismatch en voltaje del 1,4%.

De igual forma, en la Figura 3-15 se presenta la curva característica típica del módulo

MA.Gen (I-94/12) y en la tabla se observan los parámetros eléctricos medidos a CEM

expuestos como valores promedio. La desviación entre corrientes de módulos fue del 3,6%,

y las pérdidas de mismach del 2%.

Figura 3-15 Curva característica medida a CEM del módulo I-94/12

Ref. IES Modelo SN Pm* (± 0.8%)

Im* Vm* Isc* Voc* FF*

MA.Gen.1 I-94/12 01-081728 87.76 5.86 14.90 7.09 19.31 0.638

MA.Gen.2 I-94/12 01-081752 91.67 6.08 15.08 7.01 19.62 0.666

MA.Gen.3 I-94/12 01-081725 91.65 6.06 15.09 7.05 19.66 0.660

MA.Gen.4 I-94/12 01-081711 86.62 5.87 14.76 6.94 19.45 0.642

Desviación 5.5% 3.6% 1.3% 2.1% 1.8%

Tabla 3-4 Parámetros eléctricos medidos a CEM del módulo I-94/12.


63

3.5.2 Caracterización en polarización inversa

Generalmente la exploración de medidas en polarización inversa ha sido realizada en

células fotovoltaicas con el objeto de observar el comportamiento de la resistencia paralelo y

el voltaje de ruptura inverso. Sin embargo, esta práctica puede también realizarse en

módulos fotovoltaicos proporcionando información sobre el funcionamiento de los diodos de

paso. Los fabricantes de módulos suelen utilizar dos tipos de diodos de paso, diodos

convencionales de silicio con un voltaje umbral de orden de 0,7 V o diodos de bajas pérdidas

como son los diodos Schottky con un voltaje de umbral entre 0,2 V a 0,4 V. Una medida en

polarización inversa permite observar el voltaje de operación del diodo. En segundo lugar,

varios artículos [16] [17] [18] confirman los efectos entre la resistencia paralelo de células y

el uso de diodos de paso en módulos (como se verá en la sección 3.6), fallos de módulos

debidos a los diodos de paso, así como de recomendaciones de ensayo de los diodos de paso

para verificar su correcto funcionamiento.

Para llevar cabo esto, la carga capacitiva utiliza la función de pre-carga negativa, que

permite polarizar al módulo en inversa visualizando de esta forma su curva característica

desde los -9 V.

En la Figura 3-16 se muestra una medida de la curva característica I-V del módulo I-

70R/12 en polaridad inversa, comprobándose el funcionamiento de los diodos de paso. Se

puede observar en la gráfica de la derecha como a -1.4 V entran en conducción los diodos de

paso, este valor de voltaje corresponde a la suma de las caídas de voltaje de los diodos en

polarización directa de 0,7 V para cada diodo.

Figura 3-16 Curva característica de una medida en polaridad inversa para comprobar el funcionamiento de los diodos de paso del módulo I-70R/12.

Todos los módulos comerciales con diodos de paso en configuración serie presentan

esta misma característica en inversa. Sin embargo, los módulos con diodos de paso en

configuración redundante (conocido internacionalmente en inglés como “overlapping”)

presentan un comportamiento diferente. A modo de ejemplo se ha medido el módulo I-94/12

de Isofotón, que tiene dos diodos de paso en configuración redundante cada 22 células,

típico en módulos con dos cajas de conexiones, una en cada extremo del módulo y muy

usado en aplicaciones fotovoltaicas aisladas.


64

Como puede verse en la Figura 3-17 los diodos de paso están polarizados

directamente y fuerzan a las células que solapan los dos diodos a trabajar como diodos

polarizados en directa, de esta forma se suman los voltajes de los diodos de paso y del diodo

equivalente de las células.

Figura 3-17 Funcionamiento de los diodos de paso en configuración redundante en un módulo en polarización inversa.

En la Figura 3-18 se muestra la curva característica del módulo I-94/12 medido

desde -9 V. Se puede apreciar la suma de las curvas I-V de los 13 diodos (2 diodos de paso

y 11 células), que dan como resultado una curva de un diodo equivalente. Como es sabido,

el punto de la curva de un diodo en el que se vence la barrera de potencial se le llama codo,

la "Barrera de Potencial" ó "Voltaje Umbral" es el comienzo del codo, a partir de ahí conduce

mucho el diodo en directa, este punto se reconoce en la curva a un voltaje de -7V, que

teóricamente equivale a la suma de dos diodos de 0,7 V más once diodos de 0,5 V (0,6V

menos la caída por temperatura a 50ºC).

Figura 3-18 Curva característica con polaridad inversa para comprobar el funcionamiento de los diodos de paso en del módulo I-94/12.

3.6 Estudio del comportamiento de módulos fotovoltaicos bajo sombreamiento localizado

El factor más sensible y que más afecta a la producción de un generador fotovoltaico

es la proyección de sombras sobre él. En edificios fotovoltaicos es frecuente encontrar

+

_ +

-

+

+

-

-


65

obstáculos que pueden sombrear la superficie de captación de diferentes formas. También,

los generadores suelen estar ubicados en lugares de difícil acceso para realizar labores de

limpieza y mantenimiento, y donde es frecuente que se acumule suciedad que pueden

afectar drásticamente la producción fotovoltaica.

Es preciso pues, realizar un estudio de comportamiento de los módulos y generadores

bajo sombreamiento, con el objetivo de conocer el perfil de sombras que afecta en mayor o

menor medida a su producción. Es también importante observar la ubicación del punto de

máxima potencia del módulo, que servirá para conocer a priori las condiciones que tendría

que tener un MPPT para encontrar el punto de máxima potencia MPP (Maximum Power Point)

absoluto. Haciendo uso de la instrumentación desarrollada, se realizan medidas de

sombreamiento a los dos tipos de configuración de diodos de paso más utilizados en módulos

fotovoltaicos; en configuración serie, utilizando el módulo MBm52 (BP275 F) y el I-70R/12; y

redundante, utilizando el I-94/12.

3.6.1 Ensayos de sombreamiento sobre un módulo con diodos de paso en configuración serie

Las condiciones en que el diodo de paso empieza a conducir depende básicamente de

dos factores: El porcentaje sombreado y el perfil de la característica I-V de la célula en

polarización inversa. Para observar como influyen estos dos factores sobre un módulo se

realizan medidas con dos módulos con células distintas de diferentes fabricantes, el primer

ensayo se realiza con el módulo BP275 F de BP Solar y en el segundo usando el I-70R/12 de

Isofotón.

El primer ensayo consiste en hacer incidir cuatro niveles de sombreamiento sobre una

sola célula al módulo BP275 F. El resultado se muestra en la Figura 3-19, donde se puede

observar el comportamiento de las curvas I-V y P-V a CEM a medida que se aumenta el

sombreado sobre la célula. Al 25% se ve como el diodo de paso asociado a la célula

sombreada entra en funcionamiento haciendo que se forme un codo partiendo la curva I-V

original (sin sombreamiento) a la mitad, y en consecuencia aparecen dos puntos máximos de

potencia en la curva P-V. A medida que aumenta el porcentaje de sombreado sobre la célula,

la potencia máxima absoluta, situada al lado derecho de la curva P-V, disminuye; mientras

que el máximo relativo, a la izquierda, se incrementa. Cuando se alcanza el 70% de

sombremiento, la potencia máxima absoluta pasa al lado izquierdo (con voltaje de

aproximadamente la mitad del Vm) de la curva P-V. En este punto la corriente del módulo,

que disminuía proporcionalmente con el nivel de sombreamiento, pasa inmediatamente a ser

aproximadamente el valor de la corriente máxima del módulo sin sombreamiento.

En conclusión, a partir del 70% de sombreamiento no es posible disminuir más la

potencia del módulo, quedándose su potencia a la mitad; por encima de este nivel, la

influencia de la potencia máxima absoluta pasa a las células no sombreadas, es decir, al

extremo izquierdo de la curva y el voltaje en este punto disminuye a la mitad.


66

Figura 3-19. Curvas I-V y P-V del módulo MBm5.2 con sombreamiento sobre una sola célula

25% sobre una sola célula • Dos puntos Pm • Pm absoluto al lado derecho de la

curva, disminuye un 8% respecto a Pm(0%).

• Im<Im(0%) • Vm>Vm(0%).

0% Curva I-V y P-V a CEM típica Pm = Pm(0%) = 75 W Im = Im(0%) = 4.4 A Vm = Vm(0%) = 17.2 V



• Im<Im(0%), • Vm>Vm(0%).

75% sobre una sola célula • Dos puntos Pm • Pm absoluto al lado izquierdo de la


• Im≈Im(0%). • Vm ≈ a la mitad de Vm(0%).



• Im≈Im(0%). • Vm ≈ a la mitad de Vm(0%).


67

El mismo estudio se realizó con un sombreado progresivo de varias células en el

mismo lado de influencia del diodo de paso. Los resultados fueron muy parecidos a los

encontrados en Figura 3-19; es decir, sin observarse cambios en las potencias máximas ni

en la forma de la curva. En la Figura 3-20 se presenta un ejemplo de comparación entre una

célula sombreada (parte superior) y tres células (en la parte inferior) con el mismo nivel de

sombreamiento. La potencia es prácticamente la misma, lo único que cambia es la forma de

la curva de las células sombreadas en el punto de máxima potencia, se aprecian diferencias

en la curva del codo siendo más suave a medida que se aumentan las células sombreadas.

Por otro lado, en otros ensayos se ha verificado que este efecto también influye en la

pendiente de corriente negativa [19] y depende de la característica I-V de la célula en

inversa (como se verá en ensayos posteriores), siendo más acusada en células con

resistencia paralelo muy bajas, esta variación de la pendiente es proporcional al número de

células sombreadas, al aumentar las células sombreadas disminuye la pendiente.

Figura 3-20 Resultados del sombreado progresivo de células en el módulo MBm52.

El siguiente ensayo consiste en sombrear todo el lado corto del módulo MBm52,

donde entran en funcionamiento los dos diodos de paso. El resultado se muestra en la Figura

3-21. La potencia disminuye en un 90%, y la curva resultante corresponde a la suma de las

curvas de las células sombreadas que generan el 10% de la potencia restante, la cual es

proporcionada por la irradiancia difusa. El mismo resultado se encontró cuando se sombrea

completamente una célula de cada lado que afecta a los dos diodos de paso.

Finalmente, se realiza un segundo ensayo en el que se pretende mostrar la influencia

de la característica I-V en polarización inversa de la célula sombreada utilizando otro módulo

con características eléctricas parecidas, se trata del módulo I-70R/12 de Isofotón.


68

Figura 3-21. Sombreamiento de todo el lado corto del módulo Mbm52 en el que entran en funcionamiento los dos diodos de paso.

En la Figura 3-22 Curvas I-V y P-V del módulo I-70R/12 bajo sombreamiento sobre

una sola célula.

se muestra, semejante al ensayo mostrado en la Figura 3-19, el comportamiento de

las curvas I-V y P-V a CEM a medida, donde se aumenta el nivel de sombreamiento a pasos

de 25 % de área sombreada sobre una célula. En comparación con el gráfico de la Figura

3-19, se observa como la pendiente de la curva en polarización inversa de la célula

sombreada afecta a la curva total de módulo, de tal forma que a bajos niveles de

sombreamiento en torno al 25% de área sombreada, no se aprecia la formación de un

segundo MPP a lado izquierdo de la curva. Esto se debe a que las células que tienen elevadas

corrientes al polarizarse inversamente (como es el caso) necesitan una fracción de

sombreado mayor para alcanzar el voltaje a partir del cual el diodo empieza a funcionar. Por

otra parte, para el mismo porcentaje de sombreado, las células con elevadas corrientes en

polarización inversan disipan más potencia en la propia célula y producen corrientes más

bajas a través del diodo de paso, haciendo que éste se active a irradiancias más altas [20]

que en células con bajas corrientes en polarización inversa.

Por otro lado, el número de células conectadas en serie para un mismo diodo de paso

afectaría fundamentalmente a la cantidad de potencia que se disipa en la célula sombreada,

debido a que, a mayor número de células e igual porcentaje de sombreado, es necesario

alcanzar voltajes más negativos en la célula sombreada para que se active el diodo de paso,

aumentando así la potencia disipada, y por tanto la temperatura. Esto último permite

concluir que, los diodos de paso no aseguran totalmente la no formación de puntos calientes.

En reglas generales, respecto al comportamiento del punto de máxima potencia del

módulo, no se ve prácticamente alterado, llegando a las mismas conclusiones que se

obtuvieron con MBm52. Principalmente, que para niveles de sombreamiento con áreas de

sombreado entre el 50% y 75% la influencia de la potencia máxima absoluta pasa de la

célula sombreada a las células no sombreadas.

n Se considera esta corriente cuando se mide la célula a -10 V


69

Figura 3-22 Curvas I-V y P-V del módulo I-70R/12 bajo sombreamiento sobre una sola célula.



• Im < Im(0%) • Vm > Vm(0%).

75% sobre una sola célula • Dos puntos Pm, aunque podría

identificarse levemente un tercer punto a V=12V.

• Pm absoluto al lado izquierdo de la curva, disminuye un 50% respecto a Pm(0%).

• Im ≈ Im(0%). • Vm ≈ a la mitad de Vm(0%).



• Im ≈ Im(0%). • Vm ≈ a la mitad de Vm(0%).

25% sobre una sola célula • Un punto Pm (el segundo punto de

Pm desaparece debido a la forma de la característica en inversa de la célula sombreada).

• Pm al lado derecho de la curva, disminuye un 9% respecto a Pm(0%).

• Im < Im(0%) • Vm > Vm(0%)

0% Curva I-V y P-V a CEM típica Pm = Pm(0%) = 73.8 W Im = Im(0%) = 4.3 A Vm = Vm(0%) = 17.2 V


70

3.6.2 Ensayos de sombreamiento sobre un módulo con diodos de paso en configuración redundante.

En estos ensayos solo se hace énfasis en el sombreamiento total de células en las

tres zonas de influencia sobre las que actúan los diodos de paso en un módulo en

configuración redundante utilizando el módulo I-94/12, como se muestra en la Figura 3-23.

Figura 3-23. Zonas de influencia de donde actúan los diodos de paso en una configuración redundante.

En la Figura 3-24 se muestran los resultados del ensayo de sombreamiento sobre el

módulo I-94/12. Se observan cinco curvas I-V y P-V a CEM, la primera corresponde a la

curva del módulo a CEM sin sombreamiento (curva original), que sirve como referencia y

comparación con las demás.

En la segunda gráfica se sombrea una célula completa de la zona 1 del módulo, en

consecuencia, se forma un codo aproximadamente a 1/3 de Vm de la curva original, y por

tanto dos puntos de máxima potencia, con el máximo absoluto ubicado en el lado derecho de

la curva. El funcionamiento interno del módulo en estas condiciones se muestra en la Figura

3-25, donde se puede observar el recorrido de las corrientes que conducen a la formación de

la curva, la flecha con guión corresponde a la formación de la primera parte de la curva y se

debe a la contribución de las once células no sombreadas hasta que el diodo D2 entra en

funcionamiento a 1/3 (tensión de las once células) de Vm de la curva original (sin

sombreamiento). A partir de ese momento se traza toda la curva de estas once células hasta

que el valor de la corriente iguale a la de las células que cubren este diodo (D2), entonces se

suma la corriente de las células sombreadas con la de las células no sombreadas como se

muestran en la Figura 3-25, que serán 22 células iluminadas mas una pequeña contribución

de la célula sombreada debido a la irradiancia difusa.

_ +

Zona 1 Zona 2 Zona 3

-

+ Fila 1

Col 1 Col 11

Fila 6

Zona 1

Zona 2

Zona 3


71

Figura 3-24 Curvas I-V y P-V del módulo I-94/12 en diferentes zonas de actuación de los diodos.

0% Curva I-V y P-V típica a CEM Curva I-V y P-V a CEM típica Pm = Pm(0%) = 88.6 W Im = Im(0%) = 5.9 A Vm = Vm(0%) = 15.1 V

100% sobre una célula [ Zona 1 ]

• Dos puntos Pm • Pm absoluto al lado derecho de

la curva, disminuye 37% respecto a Pm(0%).

• Im < Im(0%). • Vm > Vm(0%).

100% sobre 11 células en serie [ Fila 6 - Zona 3 ]

• Dos puntos Pm • Pm absoluto al lado derecho de la

curva, disminuye 36% respecto a Pm(0%).

• Im < Im(0%) • Vm > Vm(0%).

100% sobre 11 células en serie y 11 en paralelo

[ Filas 5 y 6 - Zona 3 ] • Dos puntos Pm • Pm absoluto al lado izquierdo

de la curva, disminuye 65% respecto a Pm(0%).

• Im ≈ Im(0%). • Vm ≈ 1/3 de Vm(0%).

100% sobre 11 células en serie [ Fila 3 - Zona 2 ]

y 50% sobre 11 en paralelo [ Fila 4 - Zona 2 ]

• Dos puntos Pm • Pm absoluto al lado izquierdo

de la curva, disminuye 40% respecto a Pm(0%).

• Im > Im(0%) (70% más). • Vm ≈ 1/3 de Vm(0%). •


72

Figura 3-25 Recorrido de las corrientes dentro del módulo I-94/12, cuando se sombrea una célula completamente en uno de los extremos del lado largo.

En la tercera gráfica se cubren 11 células del otro extremo del módulo, es decir, la

fila 6 de la zona 3. Se comprueba que la curva adquiere el mismo comportamiento que en la

gráfica 2, solo que el diodo que entra en funcionamiento es el D1, y el recorrido de las

corrientes es simétrico al del caso anterior como se muestra en la Figura 3-26.

Figura 3-26 Recorrido de las corrientes dentro del módulo I-94/12, cuando se sombrean once células completamente en uno de los extremos del lado largo.

En esta parte del ensayo, es importante mencionar que el módulo se comporta de

igual forma si se sombrea una o todas las células de una fila de cualquiera de los extremos

del lado largo.

Para finalizar el estudio de la influencia de las sombras sobre los extremos largos del

módulo, es fácil deducir que si se cubren las dos filas de cualquiera de los dos extremos,

encontramos que ya no hay prácticamente contribución de las células que están bajo

influencia del diodo de paso que entra en funcionamiento como se muestra en la gráfica 4 de

la Figura 3-24. Como consecuencia, la curva I-V del extremo derecho de la gráfica se verá

reducida drásticamente, y la única contribución del módulo será la que proporcione las 11

células iluminadas del otro extremo, pasando el punto de máxima potencia absoluto al lado

izquierdo de la curva I-V.

A continuación, se verifica el comportamiento cuando se sombrea la parte media del

módulo, en la zona 2. En este ensayo se cubren completamente 11 células en serie de la fila

3 y el 50% sobre las otras 11 células puestas en paralelo de la fila 4. En la gráfica 5 de la

Figura 3-24 se muestra la curva I-V y P-V resultante, donde se puede apreciar el mismo

efecto de formación de un codo aproximadamente a 1/3 de Vm de la curva sin sombras, pero

en este caso, la curva empieza a formarse a una intensidad de aproximadamente el doble de

la ISC de la curva original. Para entender este fenómeno, es preciso analizar lo que pasa en el

interior del módulo. En la Figura 3-27 se muestra el comportamiento de las corrientes en el

circuito. Como puede verse, inicialmente la sombra producida hace que ambos diodos de

paso entren en funcionamiento, esto fuerza a que las células de los extremos del módulo

sumen sus corrientes al salir al extremo positivo del módulo. A partir de ese momento se

_ + D1

D2

Sombra 100%

_ + D1

D2 Sombra 100%


73

traza toda la curva de estas 4 filas en paralelo compuestas por once células en serie hasta

que el valor de la corriente iguale a la de las células que intersecan los dos diodos de paso

cuyo valor será igual a la mitad de una célula a CEM. En este caso el MPP absoluto está

dominado por la contribución de las células de los extremos del módulo.

Figura 3-27 Recorrido de las corrientes dentro del módulo I-94/12, cuando se sombrean 11 células de la parte media.

Este efecto puede ser muy prejudicial en instalaciones fotovoltaicas donde la

corriente entregada por el generador debe ser controlada.

Finalmente, se sombrean las columnas 10 y 11 del módulo; es decir, dos filas de

células del lado corto del módulo. Como se puede deducir, los dos diodos de paso entran en

funcionamiento inicialmente, pero como ninguna de las células de los extremos ni tampoco

las del medio pueden contribuir a la generación, se traza únicamente las suma de las curvas

de las células sombreadas. Consecuentemente la potencia máxima cae en un 85%.

Figura 3-28 Sombreamiento de dos filas del lado corto del módulo I-94/12 en el que entran en funcionamiento los dos diodos de paso.

3.6.3 Conclusiones de los ensayos de sombreamiento

Como conclusión general, y aplicable tanto para módulos con dos diodos de paso en

configuración serie como redundante, se puede concluir que:

• En la mayoría de los casos, cualquier célula sombreada parcialmente o

totalmente genera dos puntos de máxima potencia.

• La potencia del módulo se pierde casi en su totalidad (>85%) cuando se sombrea

(al 100%) una o varias filas de células del lado corto o medio módulo en forma

diagonal.

D2

_ + D1

Sombra 100% y 50%

Suma de dos componentes


74

Acerca de los ensayos de sombreamiento en módulos con diodos de paso en

configuración serie, se puede concluir que:

• La potencia del módulo cae a aproximadamente la mitad, el MPP absoluto se

ubica a 1/2 parte de Vm y la corriente se iguala a Im, cuando se sombrea:

o Cualquier célula con más del 70% de área cubierta.

o Una fila de células de cualquiera de los extremos del lado largo del módulo

y, en general, cualquier cantidad de células en serie cubiertas por alguno de

los diodos de paso, con más del 70% de área cubierta por alguna célula.

Respecto a los ensayos de sombreamiento en módulos con diodos de paso en

configuración redundante, se puede concluir que:

• La potencia del módulo cae a aproximadamente el 37%, el MPP absoluto se ubica

a aproximadametnte Vm y la corriente es aproximadamente la mitad, cuando se

sombrea:

o 100% de cualquier célula ubicada en cualquiera de las dos filas de alguno de

los extremos largos del módulo.

o Una fila de células en serie de cualquiera de los extremos del lado largo del

módulo y, en general, cualquier cantidad de células en serie cubiertas por

alguno de los diodos de paso y que estén ubicadas en cualquiera de las dos

filas de alguno de los extremos largos del módulo.

• La potencia del módulo cae aproximadamente al 65%, el MPP absoluto se ubica a

1/3 de Vm y la corriente es aproximadamente Im, cuando se sombrea:

o 100% de dos células en paralelo ubicadas en cualquiera de las dos filas de

alguno de los extremos largos del módulo.

o Una fila de células serie-paralelo de cualquiera de los extremos del lado

largo del módulo y, en general, a cualquier cantidad de células en serie-

paralelo cubiertas por alguno de los diodos de paso y que estén ubicadas en

cualquiera de las dos filas de alguno de los extremos largos del módulo.

• La potencia del módulo cae aproximadamente el 40%, el MPP absoluto se ubica a

1/3 de Vm y la corriente es aproximadamente el 70% mayor a Im.

o Una fila de células serie-paralelo de la parte media del módulo y, en

general, a cualquier cantidad de células en serie-paralelo solapadas por los

dos diodos de paso y que estén ubicadas en la parte media del módulo.

3.7 Referencias

[1] E. Lorenzo and R. Zilles. PV Modules and Arrays Test at 1MW Toledo PV Plant,

Instituto de Energía Solar. 12th European photovoltaic solar energy conference,

Amsterdam, the netherlands, 11-15 April 1994.


75

[2] Juan de Dios Llorénz González. Determinación de la curva I-V de un generador

FV. Proyecto de fin de carrera, ETSI Telecomunicación, Universidad Politécnica de

Madrid, 1994.

[3] Isabel López Bravo Diez. Caracterización eléctrica de campos fotovoltaicos.

Proyecto de fin de carrera, ETSI Telecomunicación, Universidad Politécnica de

Madrid, 1994.

[4] Proyecto TaQSolRE, siglas de Tackling the Quality in Solar Rural Electrification,

cofinanciado por la Comisión Europea, Ref. NNE5-2002-00098.

[5] Proyecto GENIUS, “Gestión de Energía Integrada para Uso Solar Fotovoltaico”,

TIC 2002-04245-C02.

[6] IEC 60904-1.: 2006. Photovoltaic devices – Part 1: Measurement of

photovoltaic current-voltage characteristics.

[7] Report EUR 16340 EN, Guidelines for the Assessment of Photovoltaic Plants,

Document C, Initial and Periodic Test on PV Plants. Joint Research Centre, European

Commission, 1995.

[8] Stuart R. Wenham, Martin A. Green, Muriel E. Watt and Richard Corkish.

Applied Photovoltaics (2nd Edition). Earthscan, 2007. ARC Center for Advanced

Silicon Photovoltaics and Photonics.

[9] UNE/IEC 60904-6 : 2006. “Dispositivos fotovoltaicos. Parte 6: Requisitos para

los módulos solares de referencia”.

[10] UNE/EN 60904-5: 2006. “Determination of the equivalent cell temperature

(ECT) of photovoltaic (PV) devices by the open-circuit voltage method”.

[11] M. Alonso Abella, V.C. Alonso, K. Mukadam, F. Chenlo. Validation of theoretical

models in big size PV pants. Proc. 14th European Photovoltaic Solar Energy

Conference, Barcelona, 1997, pp. 1551-1554.

[12] P. Koltay, J. Wenk and K. Bücher. Outdoor measurements of NOCT and

simulations of its influence on energy collection”. Proc. 2th World Conference and

Exhibition on Photovoltaic Solar Energy Conversion, Viena, 1998, pp. 2234-2237.

[13] IEC 60904-2 Ed.2 : 2006: Photovoltaic devices-Part 2: “Requirements for

reference solar devices”.

[14] R. Orduz y E. Caamaño-Martín. Quality assurance in PV rural electrification

programmes: characterization method for crystalline silicon pv modules. 19th

European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition · 7-11 Junio 2004 ·

Palacio de Congresos, Paris, Francia.


76

[15] Javier Muñoz Cano. Recomendaciones sobre el uso de corriente alterna en la

electrificación rural fotovoltaica. Tesis doctoral, Escuela Superior de Ingenieros de

Telecomunicación, Universidad Politécnica de Madrid, 2004.

[16] Swaleh, M. S., Green, M. A.. Effect of shunt resistance and bypass diodes on

the shadow tolerance of solar cell modules. Solar Cells, vol. 5, Jan. 1982, p. 183-

198.

[17] Wohlgemuth, J.H., Solarex Corp., Frederick, M.. Reliability testing of PV

modules. Photovoltaic Energy Conversion 1994, Conference Record of the Twenty

Fourth, IEEE Photovoltaic Specialists Conference, IEEE First World Conference, 5-9

Dec 1994.

[18] Molenbroek, E. Waddington, D.W. Emery, K.A.. Hot spot susceptibility and

testing of PV modules. Photovoltaic Specialists Conference, 1991., Conference

Record of the Twenty Second IEEE. 7-11 Oct 1991.

[19] Ana Belén Cuelli y Faustino Chenlo. Efectos de sombreamiento sobre un

módulo fotovoltaico. Era Solar 123.

[20] Mª del Carmen Alonso García. Caracterización y modelado de asociaciones de

dispositivos fotovoltaicos. Tesis Doctoral, Universidad Politécnica de Madrid, ETSI

Telecomunicación, Madrid, 2004.

77

Capítulo 4

4 Estudio del comportamiento de convertidores MPPT en módulos y generadores fotovoltaicos

4.1 Introducción

El control de potencia en SFCR se realiza en la interfase entre el generador

fotovoltaico y el inversor mediante un convertidor MPPT. Este convertidor tiene que cumplir

dos funciones principales, variar su impedancia de entrada para controlar la corriente y

voltaje del generador mediante un convertidor DC/DC y seguir el punto de máxima potencia

mediante un algoritmo MPPT.

Como se estudió en el capítulo tres, la característica I-V y P-V de un módulo

fotovoltaico cambia con las condiciones meteorológicas y muy drásticamente cuando es

sombreado. Un convertidor MPPT ideal, debe ser capaz de controlar y entregar la potencia

máxima generada por el módulo en cualquier condición. Sin embargo, en la práctica, esta

capacidad se ve restringida debido a varias razones; por un lado, los criterios de diseño de

los circuitos de los convertidores DC/DC y los algoritmos utilizados están limitados a su

máxima relación de conversión, a la eficiencia del dispositivo y a errores del propio algoritmo

MPPT; y por otro lado, la operación del convertidor se ve afectada por la característica de la

curva P-V del módulo asociado.

En éste capítulo se describen los tipos de convertidores DC/DC desde el punto de

vista circuital, se estudia su comportamiento de entrada y salida individualmente, y cuando

son utilizados como MPPT en módulos fotovoltaicos. Se realizan también simulaciones por

ordenador utilizando modelos MatLab/Simulink con el objeto de estudiar como cambian sus

parámetros durante un día típico del año.

Se desarrollan y exponen varios modelos matemáticos de comportamiento del

convertidor MPPT elevador acoplado a módulos fotovoltaicos e interconectados entre si a un

inversor fotovoltaico convencional. Con estos modelos se explica como conseguir la

optimización del funcionamiento de los convertidores bajo determinadas condiciones de

sombreamiento y desacoplamiento de corrientes.

A continuación, se analiza el comportamiento de los convertidores desde el punto de

vista de la curva del generador. Se explican las características de un software de simulación

que ha sido desarrollado para comparar la mejora en potencia en el uso de módulos MPPT

respecto a un sistema convencional. Se lleva a cabo una serie de simulaciones y análisis de

comportamiento bajo diferentes condiciones de sombreamiento.


78

Tomando el caso concreto de la Pérgola Fotovoltaica del Palacio de la Moncloa [1], se

realiza una simulación energética anual en la que se consideran módulos MPPT en el

generador. Se muestra el desarrollo de nuevos modelos matemáticos de comportamiento de

convertidores MPPT con diferente inclinación y orientación de módulos, se explica el método

utilizado y se analizan los resultados.

Finalmente, se lleva a cabo un análisis de los resultados obtenidos y se exponen una

serie de conclusiones que serán de gran utilidad para la fase de ensayos del capítulo 5.

4.2 Convertidores DC-DC y MPPT: topologías y modelado

Desde el punto de vista circuital existen dos grupos principales de convertidores DC-

DC, los que usan circuitos analógicos con el control realimentado clásico y los que se usa un

microcontrolador para mantener el control del punto de operación. Los sistemas analógicos

tienen la ventaja de tener componentes más baratos, pero son más problemáticos de

controlar. Los sistemas controlados digitalmente mediante conmutación, tienen la ventaja de

poder incorporar microcontroladores con algoritmos de control específicos para regular el

voltaje y corriente del controlador DC-DC de acuerdo a unas condiciones preestablecidas.

Además, permiten almacenar y transmitir información a otros convertidores y/o a un sistema

centralizado para la monitorización y control externo.

El principio básico de conmutación de un convertidor DC-DC es bien conocido en la

industria electrónica [2], consiste en lo siguiente: durante la operación del convertidor, la

conmutación (normalmente a través de un transistor MOSFETa) se da a una frecuencia fs

constante con un tiempo de encendido D·Ts y un tiempo de apagado (1-D)·Ts, donde Ts es el

período de conmutación igual a fs-1, y D es el llamado ciclo de trabajo (o Duty Cicle, en la

nomenclatura e inglés) con D ∈ [0,1], y se define como:

on

s

tD

T= (4.1)

Que se puede ver representado en la señal de control de conmutación VS(t) en la

Figura 4-1.

Figura 4-1 Señal de control de conmutación de un convertidor DC/DC

a Transistor de efecto de campo METAL-OXIDO-SEMICONDUCTOR tipo NPN de enriquecimiento.

t

D·TS (1-D)·TS

VSi

D·TS TS

VS(t)

Capítulo 4. Estudio del comportamiento de convertidores MPPT en módulos y generadores fotovoltaicos

79

La relación de conversión, M(D), es una función que depende de D, y es un

parámetro que relaciona el voltaje de salida con el voltaje de entrada del convertidor, de

este modo M(D) clasifica los tipos de convertidores DC/DC en elevadores, reductores y

elevadores-reductores de voltaje. La expresión de M(D) es la siguiente:

( )V

M DV

O

i

==== (4.2)

4.2.1 Convertidor elevador o tipo Boost

Como se ha visto en el capítulo 2 “Estado del arte”, el convertidor MPPT elevador es

la topología más ampliamente usada en inversores convencionales, debido a su amplio rango

de voltaje de entrada y por su característica elevadora que permite obtener altos voltajes de

salida, lo cual es óptimo para los altos voltajes de entrada de los inversores conectados a red

(como se explica en el capítulo 2). Por lo tanto, en este apartado se hará más énfasis en el

estudio de éste tipo de convertidores.

4.2.1.1 Modelo de circuito ideal

El circuito idealb equivalente de un convertidor elevador se muestra en la Figura 4-2.

Figura 4-2 Circuito equivalente de un convertidor elevador ideal.

Su principio de funcionamiento se basa en que durante el primer intervalo de tiempo

D·TS del período de conmutación TS, el interruptor se cierra – nivel bajo de VS(t) y conecta la

entrada a través de la bobina a masa, provocando que empiece a fluir una corriente iL a

través de la bobina de acuerdo a la ecuación (4.3), suministrando de esta forma energía a la

bobina. En este punto el diodo se encuentra en inversa y entonces la corriente no fluye a

través de la carga y vo se hace cero.

·Ll i

div

dt==== (4.3)

Cuando el interruptor se abre – nivel alto vS(t) - en el segundo intervalo de tiempo

(1-D)·TS del período de conmutación TS, iL fluye a través de la bobina y a través de la

polarización directa del diodo D hacia la carga. La apertura del interruptor provoca un cambio

busco en iL y consecuentemente un voltaje inducido en la bobina que se suma a vi, elevando

b No se tiene en cuenta la resistencia serie de la bobina RL, ni la resistencia de drenaje-fuente del transistor Mosfet RDS.

vi

ii

is iC1 C1

id L

C2

iC2

iL io

vo + vs

+ + D

S


80

de esta forma el voltaje de salida vo. En la Figura 4-4 se muestra gráficamente el

comportamiento del voltaje de salida del convertidor durante todo el proceso de

conmutación.

·Llo i

div v

dt= + (4.4)

Figura 4-3 Comportamiento de la el voltaje de salida en un convertidor elevador

Aplicando las leyes de Kirchhoff al circuito en el primer intervalo de tiempo de vS(t)

se encuentran las siguientes expresiones:

1 1

( )( ) · ( ) ( ),i

C i L

dv ti t C i t i t

dt= = − (4.5)

2 2

( )( ) · ( ),o

C o

dv ti t C i t

dt= = −

( )( ) · ( ),L

L i

di tv t L v t

dt= =

Haciendo lo mismo para el circuito en el segundo intervalo de tiempo de vS(t), se

llega a:

1 1

( )( ) · ( ) ( ),i

C i L

dv ti t C i t i t

dt= = − (4.6)

2 2

( )( ) · ( ) ( ),o

C L o

dv ti t C i t i t

dt= = −

( )( ) · ( ) ( ),L

L i o

di tv t L v t v t

dt= = −

Cada componente de estas expresiones, tiene un componente de rizado añadido a su

valor de DC. Para un buen diseño del convertidor, la magnitud de este rizado debe ser

Vi

Vo


81

mucho más pequeña que su componente de DC. Si se desprecia este pequeño rizado, la

señal puede ser aproximada únicamente a su componente de DC. Esta aproximación es

llamada “aproximación de pequeño rizado” (conocido por la denominación en inglés de

Small-ripple Approximation or Linear-ripple Approximation) y hace que el análisis

matemático del circuito sea más fácil [3]. Con esta aproximación, las expresiones de (4.5)

quedan finalmente:

,C i Li I I1

= −= −= −= − (4.7)

,C oi I2

= −= −= −= −

,L iv v=

Para (4.6) será:

,C i Li I I1

= −= −= −= − (4.8)

,C L oi I I2

= −= −= −= −

,L i ov v v= −

Para encontrar los valores promedio de iC1, iC2 y vL, para todo el período Ts, las

ecuaciones (4.7) y (4.8) son sustituidas en la siguiente expresión genérica (para cada valor

iC1, iC2 y vL en x(t)):

[ ) [ )

·

0, · · ,·

1 1( ) ( ) | ( ) |

s s

S S S

s S SS

t T t D T t T

D T D T Tt t t D Tx t x d x d x

T Tτ τ τ τ

+ + +

+

= = + ∫ ∫ ∫ (4.9)

Bajo las condiciones de balance de voltaje de la bobina y balance de carga del

condensador [2], queda (4.9) en:

)))) )))), · · ,

· (1 )s s sD T D T T

x D x D x0

= + −= + −= + −= + − (4.10)

donde, el componente x[0,DTs) corresponde a las expresiones (4.7) y x[DTs,Ts) a (4.8), se llega

finalmente a la siguiente expresión para el modelo del convertidor elevador ideal [2]:

·( ) (1 )·( ) 0,C i L i Li D I I D I I1

= − + − − == − + − − == − + − − == − + − − = (4.11)

·( ) (1 )·( ) 0,C o l oi D I D I I2

= − + − − == − + − − == − + − − == − + − − =

· (1 )·( ) 0,L i i ov DV D V V= + − − == + − − == + − − == + − − =

Simplificando estas expresiones se llega a,

,i LI I==== (4.12)

(1 )· ,o LI D I= −= −= −= − (4.13)


82

(1 )· ,i oV D V= − (4.14)

La expresión (4.14) describe entonces la relación de conversión del voltaje M(D) del

convertidor:

1( )

1

o

i

VM D

V D= =

− (4.15)

Figura 4-4 Relación de conversión M(D) del convertidor Boost ideal.

En la Figura 4-4, puede verse la relación de conversión M(D) con respecto al ciclo de

trabajo D. A medida que aumenta el ciclo de trabajo, aumenta el voltaje de salida Vo

respecto a su voltaje de entrada Vi a razón de M(D).

De la expresión (4.12) y (4.13) se define también la relación de conversión M(D)i

respecto a las corrientes de entrada y salida:

1(1 ) ( )oi

i

ID M D

I

−= − = (4.16)

Es importante indicar que al tratarse de un convertidor ideal M(D)i=M(D). Sin

embargo, en convertidores no ideales (eficiencia menor a la unidad) M(D)i ≠ M(D).

A medida que aumenta el ciclo de trabajo D disminuye la corriente de salida a razón

de M(D)-1, lo cual explica la compensación en la corriente de salida del convertidor respecto a

su aumento de voltaje. En la práctica, el ciclo de trabajo se limita a un valor fijo de acuerdo

a la M(D) máxima especificada en los criterios de diseño del convertidor y depende del

comportamiento del circuito real del convertidor, que será explicado con más detalle en el

apartado siguiente.

4.2.1.2 Consideraciones respecto a las pérdidas y el circuito real

Hasta ahora se ha visto el modelo circuital de convertidor en condiciones ideales, es

decir con un 100% de eficiencia, sin embargo, en la realidad existen pérdidas debidas en

M(D) Convertidor Boost

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

D

M(D

)


83

mayor medida a la resistencia de la bobina y en menor medida a la resistencia drenador-

fuente del transistor Mosfet (que hace de interruptor para la conmutación) y a la resistencia

serie del condensador. Si se consideran todos estos efectos, el modelo matemático se

tornaría más complejo, por lo tanto, éstos no serán considerados para los análisis posteriores

a este apartado.

Con el objeto de entender como afectan estas pérdidas en un convertidor elevador

real, en este apartado se lleva a cabo un breve análisis [3] de la eficiencia del convertidor

bajo la influencia solo de la resistencia de la bobina.

Figura 4-5 Circuito equivalente de un convertidor elevador no ideal.

Al incluir una resistencia serie RL en la bobina, el circuito equivalente queda

representado como se muestra en la Figura 4-5. Se genera un nuevo sistema de ecuaciones

para el convertidor elevador. Aplicando el mismo análisis circuital realizado en la sección

4.2.1.1, se llega a:

,i lI I= (4.17)

(1- )·o LI D I= (4.18)

· (1- )·i L L oV R I D V= + (4.19)

Por otro lado, la expresión que relaciona la relación de conversión con la eficiencia del

convertidor es:

· ( )oc

i

VM D

Vη= (4.20)

Donde, la eficiencia del convertidor se define como:

·

·

out o oc

in i i

P V I

P V Iη = = (4.21)

Usando por orden las ecuaciones (4.20), (4.16), , (4.19) y (4.18) se llega a:

O O

O2 2

O O O

1 11 11 1 · · ( )

· ·(1 )· · (1 )1 1 1

(1 )· (1 ) · (1 ) ·

cL L L L Li L L

V V D D M DR I R I RV D V R I D

D V D V D V

η− −= = = = =− + −

+ + +− − −

(4.22)

Con Z=VO/IO, que corresponde a la impedancia de salida del convertidor. Con lo cual:

vi

ii

is iC1

C1

id L

C2

iC2

iL io

vo + vs

+ + D

S

RL


84

cL

2

1

1(1 ) ·

R

D Z

η =

+−

(4.23)

La ecuación (4.22) muestra que la eficiencia y la relación de conversión no solo llegan

a ser dependientes de los efectos parásitos de los componentes del circuito, sino de la carga

del convertidor. La relación (4.23) muestra que la eficiencia de un convertidor elevador

depende del ciclo de trabajo D, o más apropiadamente de su complemento 1-D. Esto hace

que la relación de conversión Vo/Io sea una función no lineal.

La Figura 4-6 muestra esta dependencia, M(D) o Vo/Vi con el ciclo de trabajo D, y la

relación RL/Z. En este caso se ha considerado una resistenciac de la bobina típica de 0,032 Ω

(a 25ºC) y Z que varía entre 3, 1 y 0,25 Ω. Como se puede observar, para valores de D

mayores a 0,6, M(D) se torna inestable. Para remediarlo, se suele restringir el valor de D a

un valor máximo. Con el fin de simplificar las expresiones para posteriores análisis y

simulaciones, se considera que en las condiciones de diseño del convertidor, D está limitado

a un valor máximo, por tanto se consideran no influyentes los efectos de RL en posteriores

análisis de este trabajo.

Para conocer la influencia de M(D) y RL/Z en la eficiencia del convertidor [3], se debe

separar primero el valor (1-D) de la ecuación (4.23), quedando la siguiente expresión:

(1 ) ·1

LRDZ

η− =

− η (4.24)

Esta expresión es entonces sustituida en (4.22),

1 1 1 ·(1 )

· · ·1 / /

o

i L L

V

V D R Z R Z

− η η − η= η = η =

− η (4.25)

Extrayendo de esta última expresión la eficiencia η(Vo/Vi) se obtiene:

2

1 1( ) ·

2 4

o oLc

i i

V VR

V Z Vη

= ± −

(4.26)

el factor positivo de la raíz puede verse reflejada en el gráfico de la Figura 4-7, que

muestra como la máxima relación de conversión depende del factor RL/Z. Esta limitación se

origina en el segundo término de la ecuación (4.26) y se puede expresar [3] como:

11

2

o L

i

V R

V Z

−

≤

(4.27)

c Es importante tener en cuenta que en la práctica la temperatura de la bobina podría subir hasta los 80ºC en verano, aumentando el valor resistivo en un 20% aproximadamente. R(tº) = R(25º) x [ 1 + alfa (t-25)] , donde alfa(cobre) es 0,0039 / ºC.


85

Figura 4-6 Relación de conversión M(D)= Vo/Vi vs. el ciclo de trabajo D para un convertidor elevador no ideal.

Figura 4-7. Eficiencia vs. M(D) en un convertidor elevador real dependiente de RL/Z

4.2.1.3 Análisis de comportamiento del convertidor elevador acoplado a módulos fotovoltaicos

Para observar con detalle el comportamiento del convertidor, se conecta a su entrada

un módulo fotovoltaico a CEM y a su salida una carga resistiva fija Z, tal y como se muestra

en Figura 4-8.

Figura 4-8 Diagrama de bloques del sistema Módulo convertidor DC/DC

M(D) Convertidor Boost real

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

D

M(D

)

RL/Z=0

RL/Z=0.01

RL/Z=0.032

RL/Z=0.128

Z

Ii=Im

Vi=Vm +

-

VO +

-

IO

Eficiencia vs M(D) en un convertidor Boost real

0.5

0.55

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5

D

Efi

cie

ncia

RL/Z=0.0032

RL/Z=0.01

RL/Z=0.032

RL/Z=0.128

M(D)


86

Se debe entonces relacionar el ciclo de trabajo D con Z, Vi=Vm e Ii=Im (considerando

la corriente y voltaje del módulo en el punto de máxima potencia). De las expresiones (4.15)

y (4.16) y haciendo uso de la expresión de la impedancia del convertidor Zi, se llega a:

2 2O

O

·(1 ) ·(1 )ii

i

V VZ D Z D

I I= = − = − (4.28)

Donde Zi corresponde a la impedancia del convertidor y Z a la impedancia aplicada a

su salida. De (4.28) podemos llegar a la siguiente expresión para D:

1

1 ·m

m

VD

I Z= − (4.29)

Esta última expresión muestra que, para valores constantes de Vm e Im, el valor

mínimo de Z (del orden de unos pocos ohmios) está condicionado al valor mínimo del ciclo

de trabajo (“0”). Al aumentar el valor de Z empezará a incrementarse D y este aumento

conducirá a elevar VO y disminuir IO de acuerdo a las expresiones (4.15) y (4.16). Este

efecto se representa gráficamente en la forma de una hipérbola, que caracteriza el

funcionamiento del convertidor elevador, tal y como se muestra en la Figura 4-9. Este caso

concreto corresponde a la curva característica teórica del módulo I-94/12 de la empresa

fabricante Isofotón acoplado al convertidor elevador ideal. El barrido de la curva fue

realizado variando Z entre 2,25 Ω (cuando D=0 y VO=Vm) y 14,75 Ω (cuando D=0,62 y

VO=35V).

Figura 4-9 Curva característica teórica de un convertidor elevador acoplado a un módulo fotovoltaico y generada al variar su impedancia de salida.

Como puede verse en la Figura 4-9, la curva de salida del convertidor traza una

hipérbola que representa los valores VO e IO posibles para los cuales el convertidor debe

mantener constante la potencia máxima del módulo ante un cambio en la carga de salida Z.

Teóricamente, y en condiciones ideales, la hipérbola continúa indefinidamente representando

el aumento del voltaje de salida a medida que aumenta Z. En la práctica, el ciclo de trabajo

Curva de salida de un convertidor Boost

0

1

2

3

4

5

6

7

0 5 10 15 20 25 30 35

Vo (V)

I (A

)

Curva I-V Módulo

Curva de salida convertidor


87

se limita a un valor razonable respecto a la relación de conversión del convertidor, lo que

provoca que la hipérbola caiga al valor correspondiente de VO que es limitado por M(D) o lo

que es lo mismo por D, es decir, para un valor del ciclo de trabajo D=0,5, M(D)=2 y el valor

de VO = M(D) x Vi = 2 x 15V = 30 V.

Si se hace ahora el caso inverso, y lo que se quiere es variar el punto de operación

del módulo, se debe fijar el valor de Z en la expresión (4.29). De esta forma, cualquier

cambio en las condiciones de operación del módulo provocará un cambio en su punto de

máxima potencia (Vm e Im), ante esto el convertidor cambia su ciclo de trabajo D y esto da

lugar a un cambio en su impedancia Zi (esto puede verse al fijar Z en (4.28)), que al ser

enfrentada al módulo, provoca un cambio en el punto de trabajo y convierte al convertidor

en un adaptador de impedancia. Luego, si el convertidor incorpora un dispositivo micro-

controlado para cambiar D, entonces éste se convierte en un seguidor del punto de máxima

potencia (MPPT) del módulo fotovoltaico, llamado convertidor MPPT. Los diferentes métodos

de decisión de como debe aumentar o disminuir D para seguir el punto de máxima potencia,

se implementan en el microcontrolador.

Figura 4-10 Convertidor MPPT como adaptador de impedancia.

En la Figura 4-10 se muestra el funcionamiento del convertidor elevador como

adaptador de impedancia, donde puede verse las rectas de carga posibles para tres puntos

de operación del módulo con sus respectivos valores óhmicos. El punto de trabajo se

modifica al aumentar la impedancia a medida que se aumenta el voltaje en cada punto. En

este caso el punto de máxima potencia se consigue cuando Zi=2,2 Ω.

Para entender mejor la operación del convertidor como adaptador de impedancia del

módulo, o lo que es lo mismo, como seguidor del punto de máxima potencia al fijar una

impedancia de salida, se toma como ejemplo el módulo I-70R/12 con un convertidor

Curva de salida de un convertidor Boost

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 5 10 15 20

Vo (V)

I (A

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

P (

W)

Curva I-V Módulo

Zi=1.5 Ohms

Zi=2.2 Ohms a Pm

Zi=3 Ohms

Curva P-V módulo

Vi (V)

Puntos de operación del módulo


88

elevador al que se fija una impedanciad Z=10 Ω a su salida. De acuerdo a la expresión (4.29)

, el convertidor se verá obligado a cambiar su ciclo de trabajo D conforme cambien los

valores Vm e Im del módulo. Como los valores de Vm e Im dependen de las condiciones

meteorológicas, se han tomado valores horarios promedio de irradiancia y temperatura de

célula de un día típico de verano haciendo uso del Año Meteorológico Típico (AMT)

proporcionado por el Instituto de Energía Solar, cuyos valores se muestran en la Tabla 4-1.

De manera que, los valores Vm e Im son extrapolados de las condiciones estándar a éstas

condiciones elegidas utilizando de forma inversa las expresiones (3.1) y (3.2).

G TC

292.1 24.76

551 35.9

786.5 46.54

857.9 51.75

1011 59.42

1029 61.83

970.6 60.86

823.8 56

611.5 48.44

377.5 39.94

158.8 31.56

Tabla 4-1 Irradiancias y temperaturas correspondientes

Figura 4-11 Comparativa de voltajes de entrada y salida en un convertidor elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=10, en un día típico de verano

Los resultados se muestran en la Figura 4-11, en el que se comparan los voltajes de

entrada (módulo) y salida del convertidor para una misma potencia Pi=PO (convertidor ideal).

Se observa en el gráfico como la potencia del módulo evoluciona durante el día,

incrementándose por la mañana hasta llegar a la máxima potencia, cayendo por la tarde. Se

d Impedancia calculada a partir de: el voltaje del módulo a 14,2 V (62ºC), la corriente máxima a 4,23 A (1000W/m2) y D=0,45.

Puntos (P,V) modulo I-70R/12 y convertidor boost para Z=10, en un día típico de verano

0

10

20

30

40

50

60

70

13 15 17 19 21 23 25

V (V)

P (

W)

Módulo (Vi,Pi)

Convertidor (Vo,Po)

G=159 Tc=32

Coinciden D=0 M(D)=1

Mañana

Tarde

G=1029 Tc=62


89

observa una diferencia del voltaje debido principalmente a que la temperatura por la mañana

es más baja que durante la tarde. La respuesta del convertidor es que, para potencias muy

bajas, la relación de conversión es “1” y los voltajes se igualan, y a medida que aumenta la

potencia del módulo, la relación de conversión se incrementa. Hablar de relación de

conversión es lo mismo que de ciclo de trabajo D, tiene entonces D una relación directa

también con la impedancia de entrada y finalmente con la potencia, como se muestra en la

Figura 4-12. Cuando las potencias son bajas, el ciclo de trabajo hace que la impedancia del

convertidor Zi iguale a la impedancia de salida Z; para que esta condición se cumpla, D debe

ser cero y M(D)=1. Se observa entones que, a medida que se incrementa la potencia, lo

hace también D, mientras que Zi disminuye. Sin embargo, el ciclo de trabajo disminuirá

desde “0” hasta un límite impuesto por los criterios de diseño del convertidor, típicamente

hasta “0,5” limitando el rango de acción para seguir el punto de máxima potencia; de

manera que, si el exceso o defecto de potencia provoca que el convertidor fije D a uno de los

valores límite, entonces el convertidor no podrá seguir el punto de máxima potencia y

empezará a generar pérdidas. Es lo que ocurre cuando los voltajes de entrada y salida se

igualan o sobrepasan la relación de conversión, como se puede ver en el gráfico de la Figura

4-12 cuando D=0.

Figura 4-12 Comparativa de potencia de salida y Zi vs. D en un convertidor elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=10, en un día típico de verano.

El uso de convertidores elevadores es ideal con inversores que utilizan o se diseñan

para altos voltajes de entrada de continua, como es el caso de los inversores de conexión a

red.

4.2.2 Convertidor reductor o tipo Back


Consiste en convertir el voltaje de entrada a un voltaje más bajo. El modelo de

circuito equivalente es el que se muestra en la Figura 4-13.

Zi vs. D y Po vs. D del Convertidor Boost para Z=10, en un día típico de verano

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5

D

Zi (O

hm

s)

0

10

20

30

40

50

60

70

Po

(W

)

Convertidor Zi vs. D

Convertidor Po vs. D


90

Figura 4-13. Circuito equivalente de un convertidor reductor

Cuando el interruptor S se cierra (en el tiempo t Є [0, D·Ts)), el diodo se polariza en

inversa y la corriente IL fluye a través de la bobina a la carga de acuerdo a la expresión:

L

i oLV Vdi

dt

−= (4.30)

El voltaje de salida será:

O LLi

diV V

dt= − (4.31)

Por tanto, el voltaje de salida será siempre menor que Vi.

Tan pronto como S se abre (en el tiempo t Є [D·Ts, Ts]), la carga se separa de la

fuente. La energía almacenada en la bobina mantendrá el flujo de corriente a la carga, y el

bucle se cierra a través del diodo polarizado en directa. Finalmente, la corriente decae de

igual forma que el voltaje de salida de acuerdo a la expresión:

O LLdiVdt

= − (4.32)

En la Figura 4-14 se muestra gráficamente el comportamiento del voltaje de salida

del convertidor durante todo el proceso de conmutación.

Figura 4-14 Comportamiento de la el voltaje de salida de un convertidor reductor

Haciendo el mismo análisis circuital [3] que para el convertidor elevador, esto es,

aplicando las leyes de Kirchhoff al circuito en el primero y segundo intervalo de tiempo de

VS, y realizando la aproximación de pequeño rizado y las condiciones de balance de voltaje

vi

ii is

iC1

C1

id

L

C2

iC2

il io

vo

+ Vs

+ +

S

Vi

Vo


91

de la bobina y balance de carga del condensador, se llega a las tres ecuaciones que definen

el modelo del convertidor reductor ideal:

· i oDV V= (4.33)

·i LI D I= (4.34)

L oI I= (4.35)

Donde la expresión (4.33), representa la relación de conversión M(D) del convertidor

reductor:

O

i

( )V

M D DV

= = (4.36)

Como puede verse, corresponde a una relación lineal, como se muestra en la Figura

4-15.

Figura 4-15 Relación de conversión M(D) vs. Ciclo de trabajo D en un convertidor reductor.

De (4.34) y (4.35) se extrae la siguiente expresión para las corrientes:

1O 1

( )ii

IM D

I D

−= = (4.37)

En el circuito real, se considera únicamente las pérdidas inductivas, añadiendo una

resistencia en serie con la bobina del circuito de la Figura 4-13. Su análisis circuital es similar

al realizado para el convertidor elevador, en el que se llega a la expresión que relaciona la

eficiencia, la resistencia de la bobina RL y la impedancia.

1

1c

LR

Z

η =

+

(4.38)

A diferencia con el convertidor elevador en la expresión (4.23), ésta expresión no

depende de D. Por tanto, M(D) sigue siendo una expresión lineal de D.

M(D) Convertidor Buck

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

D

M(D

)


92

4.2.2.2 Análisis de comportamiento del convertidor reductor acoplado a módulos fotovoltaicos

Tomando el mismo esquema de un módulo acoplado a un convertidor y éste a una

carga Z mostrado en la Figura 4-8, se busca una expresión que relacione el ciclo de trabajo

D con Z y Vm e Im del módulo. Haciendo uso de las expresiones (4.36) y (4.37) y tomando

como referencia la impedancia interna del convertidor, se llega a:

2 2Oi

i

O

· ·VV

Z D Z DI I

− −= = = (4.39)

Y la relación de D con el punto de máxima potencia y Z será:

m

m

I·D Z

V= (4.40)

Esta última expresión muestra que para valores constantes de Vm e Im, que

corresponden al punto de máxima potencia del módulo, el valor más alto de Z (unas decenas

de Ohms) está condicionado al máximo ciclo de trabajo de “1”. Al disminuir Z, en algunos

casos disminuye D, esta disminución conduce a reducir Vo y aumentar Io de acuerdo a las

expresiones (4.36) y (4.37). Este efecto se representa gráficamente en la forma de una

hipérbola, la cual caracteriza el funcionamiento del convertidor reductor al variar su

impedancia de salida, tal y como se muestra en la Figura 4-16. Este caso concreto

corresponde a la curva característica teórica del módulo I-94/12 acoplado al convertidor

reductor ideal, variando Z entre 2.2 Ω (cuando D=1 y Vo=Vm) y 0.5 Ω (cuando D=0.48 y

Vo=6.4 V).

Figura 4-16 Curva característica teórica de un convertidor reductor al variar su impedancia de salida.

En la Figura 4-16 se muestra la curva de salida del convertidor, una hipérbola que

representa los valores VO e IO posibles para los cuales el convertidor debe mantener

constante la potencia máxima del módulo ante un cambio en la carga de salida Z.

Teóricamente, y en condiciones ideales, la hipérbola continúa indefinidamente representando

Curva de salida de un convertidor Buck

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 5 10 15 20

Vo (V)

I (A

)

Curva I-V Módulo



93

la disminución del voltaje de salida a medida que disminuye Z. En la práctica, el ciclo de

trabajo se limita a un valor razonable respecto a la relación de conversión del convertidor, lo

que provoca que la hipérbola caiga al valor correspondiente de VO que es limitado por M(D),

o lo que es lo mismo por D; es decir, para un valor del ciclo de trabajo D=0,5, M(D)=0,5, el

voltaje e intensidad de salida son: Vo = M(D) x Vi = 0,5 x 15 V = 7,5 V y Io= Ii /M(D) = 2 x

6.14 A= 12.28 A respectivamente.

Asimismo, y como se expuso en el funcionamiento del convertidor elevador como

adoptador de impedancia o convertidor MPPT al fijar la impedancia de salida, en la Figura

4-17 se muestra la comparativa de voltajes de entrada y salida en un convertidor reductor

para una misma potencia Pi=PO (convertidor ideal). En este ejemplo se utiliza el módulo I-

70R/12 y se fija una carga de salida Z a 3 Ω. Para variar las condiciones de radiación y

temperatura del módulo se utilizan los mismos datos de un día de verano del Año

Meteorológico típico expuestos en la Tabla 4-1. El gráfico muestra la proporcionalidad del

voltaje de salida con la potencia del módulo, alejándose del MPP a medida que la potencia

disminuye. En la Figura 4-18 se muestra también la proporcionalidad entre el ciclo de trabajo

y la impedancia interna del convertidor Zi a potencias cercanas a la potencia máxima del

módulo en CEM. El ciclo de trabajo hace que la impedancia del convertidor Zi iguale a la

impedancia de salida Z. Para que esta condición se cumpla, D debe ser “1” y M(D)=1,

entonces, a medida que la potencia disminuye, lo hace el ciclo de trabajo y la impedancia

interna Zi del convertidor. Sin embargo, el ciclo de trabajo disminuirá desde “1” hasta un

límite impuesto por los criterios de diseño del convertidor, típicamente hasta “0,5”, limitando

el rango de acción para seguir el punto de máxima potencia. De manera que, si el exceso o

defecto de potencia provoca que el convertidor fije D a uno de los valores límite, entonces el

convertidor no podrá seguir el punto de máxima potencia y empezará a generar pérdidas. Es

lo que ocurre cuando los voltajes de entrada y salida se igualan o sobrepasan la relación de

conversión.

Figura 4-17 Comparativa de voltajes de entrada y salida en un convertidor reductor integrado en un módulo I-70/R, para Z=3, en un día típico de verano

Puntos (P,V) modulo I-70R/12 y convertidor Buck para Z=3, en un día típico de verano

0

10

20

30

40

50

60

70

0 5 10 15

V (V)

P (

W)

Módulo (Vi,Pi)

Convertidor (Vo,Po)


94

Figura 4-18 Comparativa de potencia de salida y Zi vs. D en un convertidor reductor integrado en un módulo I-70/R, para Z=3, en un día típico de verano.

4.2.3 Convertidor reductor-elevador o tipo Buck-Boost


Combina las propiedades del convertidor elevador y el reductor. Es decir, es capaz de

transformar un voltaje de entrada a cualquier nivel de voltaje de salida. Sin embargo, su uso

práctico se ve limitado por las pérdidas provocadas por sus componentes.

Figura 4-19. Circuito equivalente de un convertidor elevador

Cuando el interruptor S se cierra (en el tiempo t Є [0, D·Ts]), el diodo se polarizará

en inversa y la energía proporcionada por la fuente se almacena en la bobina L. Cuando el

interruptor se abre, el diodo se polariza en directa y la energía almacenada en L es liberada y

entregada a la carga. El diodo D hace que la corriente fluya hacia la bobina en un solo

sentido durante los estados de encendido y apagado de S. Como resultado, vO tiene entonces

una polaridad opuesta a vi, por esto este circuito es también llamado “convertidor inversor”.

La función principal de estos condensadores es que, inicialmente, el condensador C1 soporta

el voltaje de suministro de vi y C2 suaviza el voltaje de salida vO. En conclusión, la amplitud

de vO puede ser más baja o mas alta que vi dependiendo de los tiempos de encendido y

apagado del interruptor S cumpliendo la relación:

onO i

off

tv v

t= − (4.41)

Zi vs. D y Po vs. D del Convertidor Buck para Z=3, en un día típico de verano

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0.2 0.4 0.6 0.8 1

D

Zi (O

hm

s)

0

10

20

30

40

50

60

Po

(W

)



vi

ii is

iC1

C1

id

L C2

iC2 il

io

vo

+ vs + +

D


95

Haciendo el mismo análisis circuital [3] que el realizado para el convertidor elevador;

esto es: aplicando las leyes de Kirchhoff al circuito en el primero y segundo intervalo de

tiempo de vS(t), realizando la aproximación de pequeño rizado, y por último, las condiciones

de balance de voltaje de la bobina y de carga del condensador; se llega a las tres ecuaciones

que definen el modelo del convertidor elevador-reductor ideal:

· lI D I= (4.42)

O (1 )· lI D I= − − (4.43)

i O· (1 )·DV D V= − − (4.44)

Donde (4.44) proporciona la relación de conversión del convertidor:

O

i

( )(1 )

V DM D

V D= = −

− (4.45)

La Figura 4-20 muestra la relación de conversión del convertidor elevador-reductor.

Como puede verse, cuando D está entre “0” y “0,5” el convertidor funciona como reductor y

entre “0,5” y “0,9” como elevador. Sin embargo, si en los criterios de diseño electrónico se

especifica un limite M(D) para la etapa elevadora, entonces el margen de actuación de D se

ve limitada.

Figura 4-20. Relación de conversión M(D) vs. Ciclo de trabajo D en un convertidor reductor.

La relación de las corrientes se puede extraer de (4.42) y (4.44), llegando a la

siguiente expresión:

1

O

( 1)· ( ) ·

DI I M D I

D

− −= = (4.46)

En el caso de un convertidor elevador-reductor no ideal, se consideran solo las

pérdidas inductivas asociadas a la resistencia serie de la bobina. De igual forma como se

M(D) Convertidor Buck-Boost

-10

-8

-6

-4

-2

0

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

D

M(D

)


96

realizó para el convertidor elevador, la expresión que relaciona la eficiencia con las pérdidas

asociadas a la inductancia es,

2

1

1·(1 )

cLR

Z D

η =

+−

(4.47)

La eficiencia depende de D, además de la relación RL/Z, lo que convierte la expresión

en una función no lineal. Al ser un convertidor inversor, la gráfica que representa la

expresión (4.47) se dibuja M(D) en el eje negativo y su comportamiento es parecido al

expuesto en la Figura 4-6 para el convertidor elevador.

4.2.3.2 Análisis de comportamiento del convertidor elevador-reductor acoplado a módulos fotovoltaicos

Como punto de partida, se adopta el mismo esquema de la Figura 4-8, un módulo

acoplado a un convertidor y éste a una carga Z. Se trata entonces de hallar una expresión

que relacione el ciclo de trabajo D con Z, Vm e Im. Haciendo uso de las expresiones (4.45) y

(4.46) y tomando como punto de partida la impedancia interna Zi del convertidor, se llega a:

2

2O

O

1· · ( )i

i

V V DZ Z M D

I I D

−− = = =

(4.48)

Luego, las ecuaciones que relacionan D con Z y el punto de máxima potencia del

módulo son:

para D Є [0;0,5]: m

m

I· ·(1 )D Z DV

= − (4.49)

Estas expresiones corresponden a dos ecuaciones implícitas en D. La expresión

(4.49) proporciona información sobre el comportamiento del convertidor como reductor,

mientras que (4.50) como elevador. En la Figura 4-21 se muestra un ejemplo de la curva

característica teórica del módulo I-94/12 acoplado al convertidor reductor ideal. Al variar Z

entre 0,5 Ω (cuando D=0,3 y Vo=6,8) y 2.4 Ω (cuando D=0,49 y Vo≈Vm) el convertidor

funciona como reductor; mientras que, cuando incrementamos Z entre 2,5 Ω (cuando D=0,5

y Vo≈Vm) y 11 Ω (cuando D=0,69 y Vo=32 V), funciona como elevador.

para D Є [0,5;1]:

m

m

1I·

DD

ZV

= − (4.50)


97

Figura 4-21 Curva característica teórica de un convertidor reductor al variar su impedancia de salida.

Figura 4-22. Comparativa de voltajes de entrada y salida en un convertidor reductor-elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=3, en un día típico de verano.

V vs. Po, modulo I-70R/12 y convertidor Buck-Boost para Z=3, en un día típico de verano

0

10

20

30

40

50

60

70

6 8 10 12 14 16 18 20

V (V)

P (W

)

Módulo (Vi,Pi)

Convertidor (Vo,Po)

Curva de salida de un convertidor Buck-Boost

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 5 10 15 20 25 30 35

Vo (V)

I (A

)Curva I-V Módulo



98

Figura 4-23. Comparativa de potencia de salida y Zi vs. D en un convertidor reductor-elevador integrado en un módulo I-70/R, para Z=10, en un día típico de verano.

De la misma forma en que se explicó el funcionamiento del convertidor reductor y el

elevador como adaptador de impedancia o convertidor MPPT al fijar la impedancia de salida,

en la Figura 4-22 se muestra la comparativa de voltajes de entrada y salida en un

convertidor reductor-elevador para una misma potencia Pi=PO (convertidor ideal). En este

ejemplo, se utiliza el módulo I-70R/12 y se fija una carga de salida Z=6 Ω. Así como se hizo

con los otros tipos de convertidores para variar las condiciones de radiación y temperatura

del módulo, se utilizan los mismos datos del día de verano del Año Meteorológico típico

expuestos de la Tabla 4-1. La figura muestra la proporcionalidad del voltaje de salida con la

potencia del módulo. En la Figura 4-23 se muestra también la proporcionalidad del ciclo de

trabajo y la impedancia interna del convertidor Zi. Como puede verse, a medida que la

potencia disminuye lo hace también el ciclo de trabajo y la impedancia interna Zi del

convertidor. El ciclo de trabajo hace que la impedancia del convertidor Zi iguale a la

impedancia de salida Z cuando D es “0.5” y M(D)=1, que comparado con los otros

convertidores, proporciona un mayor rango de operación para modificar su impedancia

interna y por tanto el voltaje de salida del convertidor.

4.2.4 Análisis comparativo de las diferentes topologías

Desde el punto de vista del “grado de utilización del interruptor” Gu es una referencia

sobre el mayor o menor aprovechamiento de las características de los interruptores de un

convertidor. Se define como la relación entre la potencia de salida Po y la potencia

conmutable, siendo su valor óptimo cuanto más se acerque a la unidad. La comparativa de

este parámetro entre los diferentes tipos de convertidores puede verse en la Figura 4-24 [4].

Sin duda, es preferible emplear el convertidor o elevador, desde el punto de vista de la

utilización del interruptor.

Zi vs. D y Po vs. D del Convertidor Buck-Boostpara Z=3, en un día típico de verano

0

5

10

15

20

25

30

0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6

D

Zi (O

hm

s)

0

10

20

30

40

50

60

Po

(W

)




99

Figura 4-24. Comparación del grado de utilización de los interruptores en diferentes convertidores DC-DC

Desde el punto de vista del rendimiento, por la topología de circuito como divisor de

voltaje, el convertidor Buck-Boost es el que tiene mayores pérdidas.

Entre el elevador y reductor, el elevador tiene la ventaja de poderse utilizar en

aplicaciones donde se necesitan altos voltajes, como es el caso de los SFCR. Por tanto, este

trabajo se enfocará más en el análisis de convertidores DC-DC elevadores.

4.3 Simulación de un convertidor MPPT elevador usando MatLab/Simulink

En este apartado se muestran diversas simulaciones utilizando modelos

MatLab/Symulink desarrollados a partir de los modelos matemáticos y de circuito que han

sido tratados en el transcurso de la tesis. El objetivo es poder predecir el comportamiento del

sistema a diferentes condiciones de operación y evaluar teóricamente su desempeño con

diferentes configuraciones y realizar comparativas.

El paquete de software MATLAB de MathWorks, incluye la herramienta de simulación

Simulink, la cual posibilita la simulación de sistemas discretos y continuos al mismo tiempo.

Esta característica hace que sea más fácil de implementar y evaluar modelos matemáticos y

diagramas de circuitos eléctricos y/o electrónicos en un mismo diagrama de bloques.

Simulink permite además simular sistemas formados por subsistemas más pequeños, como

módulos fotovoltaicos, convertidores DC-DC y algoritmos MPPT como unidades

independientes dando la posibilidad de verificar su funcionamiento individual o bien

interconectarlos fácilmente para construir diversos circuitos.

4.3.1 Modelo Simulink y simulación a nivel de circuito del módulo fotovoltaico

La simulación de generadores fotovoltaicos permite predecir el comportamiento de la

curva potencia-voltaje a diferentes condiciones de operación de forma homogénea en toda la

superficie, o de forma no homogénea como es el caso del estudio de sombreamientos.

Además, el programa Simulink, al ser un lenguaje orientado a objetos mediante bloques, que

permiten ser interconectarlos de diferente forma y experimentar con diversas

configuraciones.

GGuu ((BBoooosstt)) == 11--DD GGuu ((BBuucckk)) == DD GGuu ((BBuucckk--BBoooosstt))==DD((11--DD))


100

El modelo Simulink del módulo fotovoltaico se basa en el modelo matemático

expuesto en el capítulo 2 “Estado del Arte”, en la expresión 2.6, que para efectos de

afinidad con el modelo Simulink, se puede reescribir de la siguiente forma:

OC(G,Tc) S

L D SC(G,Tc) SC(G,Tc)

S t

- ·- - ·exp

· ·

V V I RI I I I I

mV

+ = =

(4.51)

Donde IL es la corriente de iluminación equivalente a la ISC(G,Tc), que corresponde a la

corriente de cortocircuito del módulo y el subíndice (G,Tc) representa su dependencia con la

irradiancia G y temperatura de célula TC; de igual forma para VOC(G,Tc). Ambos términos,

ISC(G,Tc) y VOC(G,Tc) se calculan extrapolando los valores ISC* y VOC

* de catálogo del módulo a

otros valores reales de operación cualquiera:

*

SC(G,Tc) SC c p C2· · ·( 25ºC)1000 /

GI I T

W m= + α − (4.52)

*

OC(G,Tc) OC S c C S t· ·( 25ºC) · · ·ln1000

GV V T m V

= + β − +

(4.53)

Donde, el superíndice “*” representa el valor de catalogo del módulo en CEM, αc en

[A/ºC] corresponde al coeficiente de variación de la corriente con la temperatura de la célula

y que puede ser aproximada en la práctica a 1 mA por grado y por célula. βc es el coeficiente

de variación del voltaje con la temperatura de la célula, cuyo valor más aceptado es -2,3

mV/ºC.

El término RS de la expresión (4.51) corresponde a la resistencia serie del módulo, es

calculado utilizando el método de Green (tratado en el capítulo 3). La expresión (4.51)

muestra el comportamiento del módulo en cualquier condición de irradiancia y temperatura,

con base en ésta se ha realizado el modelo Simulink mostrado en la Figura 4-25. Como se

puede apreciar en el modelo, el bloque PV representa el módulo con las entradas

correspondientes de irradiancia G y temperatura TC y las salidas de voltaje V+ y V-. Este

bloque principal está compuesto internamente por un conjunto de sub-bloques que

representan el circuito electrónico y un conjunto de bloques matemáticos unidos para formar

los términos de la ecuación (4.51). La resistencia paralelo Rp se incluye en el modelo

Simulink como un parámetro adicional, que es introducido manualmente y su valor oscila

entre 250 y 500 Ω en un módulo comercial. Para conservar el modelo (4.51) se pueden

tomar valores de Rp ≥ 1000 Ω.

A manera de ejemplo, se realiza una simulación del funcionamiento de una carga

capacitiva que traza la curva I-V del módulo fotovoltaico I-94/12 en condiciones de

sombreamiento localizado. Consiste en sombrear una fila de la parte media del módulo que

corresponde a la zona en donde se solapan los dos diodos de paso y permite comprobar

teóricamente el fenómeno medido y analizado en la sección 3.6.2.

Desde el punto de vista del modelo, en la parte izquierda de la Figura 4-26 puede

verse el diagrama de bloques Simulink del módulo I-94/12, dividido en tres módulos de 11


101

células y en la parte derecha se observa los bloques para visualizar y mostrar gráficamente

los resultados.

Figura 4-25. Modelo Simulink a nivel de circuito de un módulo fotovoltaico

Figura 4-26. Diagrama de bloques Simulink para simulación del funcionamiento de una carga capacitiva que mide la curva I-V del módulo fotovoltaico I-94/12 bajo sombreamiento


102

El resultado de esta simulación se muestra en la Figura 4-27, donde se puede

comprobar el mismo comportamiento de la figura (3.26) (grafica 3.5 del capítulo 3). De esta

misma forma se comprobó en los demás casos de sombreamiento sobre módulos, en los que

los resultados de simulación corresponden con los encontrados en las medidas realizadas con

la carga capacitiva desarrollada y expuesta en el capítulo 3.

Figura 4-27. Resultado de simulación Simulink de la característica I-V del módulo I-94/12 con sombreamiento en la parte media del módulo

4.3.2 Modelo Simulink de un convertidor MPPT elevador

El modelo Simulink del convertidor MPPT elevador (en adelante convertidor) esta

compuesto por dos bloques fundamentales: un algoritmo MPPT y un convertidor DC-DC

elevador.

En la sección 4.2.1.1 se presentaron las ecuaciones básicas que describen al

convertidor. El conjunto de ecuaciones diferenciales (4.5) para el período D·Ts y (4.6) para el

(1-D)·Ts, pueden utilizarse para obtener un modelo de valores promedio utilizando (4.9).

Haciendo esto, se llega a:

1C · ·( ) (1 )·( )ii L i L i L

dVD I I D I I I I

dt= − + − − = − (4.54)

2 O O OC · ( ) (1 )·( ) (1 )·oL L

dVD I D I I D I I

dt= − + − − = − −

O OL· · (1 )·( ) (1 )·Li i i

dIDV D V V V D V

dt= + − − = − −

Para permitir la interconexión entre los bloques Simulink, se pueden reorganizar

estas ecuaciones de la siguiente forma:

1C · iL i

dVI I

dt= − (4.55)

Curva característica del módulo I-94/12

bajo sombreamiento

0

2

4

6

8

10

12

14

0 5 10 15 20

V (V)

I (A

)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

P (

W)


103

OO 2(1 )· C ·L

dVI D I

dt= − −

O(1 )· L· Li

dIV D V

dt= − +

Con estas expresiones es posible representar los bloques simulink que describen el

comportamiento del convertidor. En la Figura 4-28 se muestra el diagrama de bloques

Simulink del convertidor.

Figura 4-28 Diagrama de bloques Simulink del convertidor Boost

A manera de ejemplo, en la Figura 4-29 se presentan los diagramas de bloques y el

resultado de simulación de un convertidor como variador de impedancia para realizar el

barrido de un módulo fotovoltaico. Con este ejemplo se pretende mostrar como un

convertidor además de buscar el punto de máxima potencia de un módulo, puede barrer su

curva característica I-V funcionando de esta forma como carga electrónica. En este ejemplo

se fija la impedancia de salida a 20 Ω y se limita D a 0,8. Para abarcar toda la curva y

realizar el barrido lo más rápido posible, es necesario poner a trabajar al convertidor en

valores de D cercanos a la unidad y la impedancia Z a valores altos, del orden de los kΩ.

Figura 4-29. Ejemplo de simulación de un convertidor boost como variador de impedancia para el barrido de un módulo fotovoltaico

V (V)

I (A)


104

4.3.3 Simulación de un convertidor MPPT durante un día típico de verano

Esta simulación tiene como objetivo estudiar la respuesta a nivel de circuito de un

convertidor MPPT ante cambios bruscos de las condiciones de operación en un día típico de

verano.

La simulación consiste en un convertidor MPPT elevador acoplado al módulo I-

70R/12, como se muestra en la Figura 4-30, en este caso la irradiancia y la temperatura son

variables. El convertidor DC-DC va conectado al bloque MPPT-P&O, compuesto por un

conjunto de sub-bloques que representa el algoritmo P&O “perturbación y observación”

(descrito en el capítulo 3 “Estado del arte”), tiene como entradas la lectura de voltaje y

corriente del módulo, y como salida el ciclo de trabajo.

Figura 4-30. Diagrama de bloques Simulink para la simulación de un convertidor boost MPPT

Los valores de los componentes del convertidor DC-DC boost de la Figura 4-2, se han

elegido de acuerdo a los criterios de diseño del prototipo desarrollado y expuesto en el

capítulo 5. Estos valores se han fijado para el condensador C1 y C2 en 1000 µF y la

inductancia de la bobina en 100 µH. La simulación de la señal de control del convertidor se

realiza mediante una señal PWM (Modulación por ancho de pulso) ajustando su ciclo de

trabajo D en incrementos de ∆D=0,001 (tiempo de muestreo de 1ms).

Al sistema se introducen cambios súbitos de irradiancia y temperatura cada medio

segundo (tiempo de simulación), los cuales son tomados de un fichero de datos que contiene

los valores de la Tabla 4-1.

En la Figura 4-31 se observan las señales eléctricas como resultado de la simulación

del módulo y del convertidor. En orden se observa: los gráficos de intensidad, voltaje y

potencia del módulo y los parámetros correspondientes al convertidor. Como se puede

apreciar en el gráfico, cada medio segundo (tiempo de simulación) se produce un cambio de

las condiciones de operación, que corresponde a la lectura de los valores horarios de

irradiancia y temperatura del AMT. El tiempo máximo de respuesta del convertidor para

buscar el punto de máxima potencia es de aproximadamente 250 ms, caso que puede

semejarse al paso de una nube o de una sombra sobre el módulo.


105

Figura 4-31. Resultado de simulación Matlab/Simulink de un convertidor boost MPPT

Como se observa en el gráfico, durante la mañana conforme se incrementa la

irradiancia, se produce un aumento de la corriente del módulo, el ciclo de trabajo aumenta y

el voltaje del módulo disminuye. Este comportamiento corresponde al mismo encontrado en

el ejemplo expuesto en la sección 4.2.1.3 para un convertidor elevador ideal.

t (s)


106

Figura 4-32 Resultados de simulación de un convertidor MPPT Boost en el que se aprecia el detalle del rizado de los parámetros eléctricos de entrada y salida.

t (s)


107

En la Figura 4-32 se presenta con más detalle los parámetros del sistema simulado,

justo en el cambio de las condiciones de operación a 2,5 s de tiempo de simulación. Se

observa las oscilaciones del punto de máxima potencia, que surge como resultado de la

continua perturbación del algoritmo para encontrar el MPP. Esta oscilación repercute en una

variación del 0,3 % de potencia máxima.

4.4 Modelado y análisis del comportamiento de convertidores MPPT interconectados con un inversor comercial

En el transcurso de este capítulo se ha estudiado el comportamiento de convertidores

MPPT como elementos aislados, con el fin de conocer su funcionamiento interno cuando son

conectados a un módulo fotovoltaico. Sin embargo, el interés del estudio es analizar su

comportamiento cuando los módulos MPPT se conectan en serie para construir un generador

fotovoltaico, que se conecta a su vez a la entrada de un inversor. De cara a los ensayos de

laboratorio tratados en el capítulo 5, resulta imprescindible realizar un análisis de

comportamiento de éstos convertidores cuando son interconectados en serie de tal forma

que puedan operar óptimamente con un inversor en un sistema fotovoltaico convencional. El

convertidor elevador es el tipo de topología ideal, pues con pocos módulos fotovoltaicos

puede llegar fácilmente a los voltajes de entrada de un inversor de conexión a red

convencional.

4.4.1 Relación entre corrientes y voltajes de entrada y salida

Todos los inversores comerciales tienen incorporado su propio MPPT. Para que los

módulos MPPT puedan trabajar adecuadamente, el inversor tiene a su entrada un voltaje

constante.

Como se observa en la Figura 4-33, los convertidores MPPT están interconectados en

serie y éstos a su vez en paralelo a un inversor. El inversor pone a su entrada un voltaje

constante VO y obliga al conjunto de convertidores MPPT a trabajar a este voltaje.

El voltaje impuesto por el inversor VO es equivalente a la suma de los voltajes de

salida de los convertidores en serie; las corrientes de salida de todos y de cada uno de los

convertidores, igual a la corriente IO; por lo tanto, el voltaje de salida de cada convertidor

debe ser proporcional a la potencia que cada convertidor entrega, y de acuerdo a lo

estudiado en secciones anteriores, en cada convertidor MPPT elevador se debe cumplir que

Vi≤VO e Ii≥IO.


108

Figura 4-33. Módulos con convertidores MPPT interconectados en serie en un sistema fotovoltaico convencional

Tomando como punto de partida la eficienciae ηCONV del sistema de convertidores

expuesto en la Figura 4-33, se extrae una expresión que relaciona las potencias de entrada

Pm y salida del convertidor IO·VO; y se comprueba que, el hecho de poner un voltaje VO al

sistema fuerza a que trabajen todos los convertidores a una intensidad específica dada por:

m

O CONV

O

·P

IV

=∑

η (4.56)

De la expresión (4.16) y (4.56) se extrae que la relación de conversión M(D) para

cada convertidor “i” tiene que cumplir:

m. O

m. CONV

·( )

·

ii

i

I VM D

P=

∑ η (4.57)

Donde M(D)i y Im.i representan respectivamente la relación de conversión y la

corriente de máxima potencia del módulo “i”, VO es el voltaje fijado por el inversor y ∑Pm.i

corresponde a la suma de las potencias de todos los módulos. Es importante mencionar que

si ηCONV está implícita en el cálculo previo de Vo, ésta debe omitirse en la expresión (4.57).

Esta expresión puede reescribirse como:

m. O

m. m

1( ) · ·i

i

i COV

I VM D

I V=

∑ η (4.58)

Aquí se separan los términos de voltaje y corriente, de los que se puede deducir que,

en condiciones normales de operación de los módulos, es decir, a igual irradiancia y

e En la expresión se simplifica asumiendo que todos los convertidores tienen la misma eficiencia y su valor es constante e independiente de la potencia de entrada.

≈

. . .

. . .

MPPT

MPPT

MPPT

IO1

IO2

ION

VO1

VO2

VON

M 1

M 2

M 3

MPPT

V = Cte

VO

Ii1

Vi1

Vi2

Ii2

IiN

Vi3

O Oi

1

i

V V=

=∑

O OiI I= i=1 ... N

Red


109

temperatura de célula, el primer término que relaciona las corrientes no se altera con la

variación de la irradiancia, sin embargo, en el segundo término Vm es una variable

dependiente de la temperatura, que se considera en este caso igual para todos módulos. En

condiciones normales de operación, M(D) cambia con las variaciones de temperatura del

módulo con VO a un voltaje constante, las máximas variaciones entre 25 y 60 ºC implican

variaciones en el voltaje del 17 %. En mayor medida, el voltaje VO es el parámetro más

significativo de la expresión e influye directamente sobre las condiciones específicas de un

desacoplamiento concreto dado en la expresión Im.i/(∑ Im.i).

4.4.2 Relación entre el desacoplamiento entre corrientes y el voltaje óptimo del inversor

La propiedad más importante de estos convertidores es su capacidad para adaptar su

corriente y el voltaje de salida cuando ocurre un desacoplamiento entre las corrientes de los

módulos, debido tanto a la dispersión de parámetros eléctricos o mismatch como al

sombreamiento parcial o a las diferencias entre inclinación y/o orientación. Estos efectos

suelen encontrarse con frecuencia en edificios fotovoltaicos.

Sin embargo, el convertidor tiene una tolerancia limitada a los desacoplamientos y

está impuesta por tres parámetros críticos: la relación de conversión, el máximo

desacoplamiento entre corrientes de módulos y el voltaje impuesto por el inversor.

Cuando un módulo es afectado por sombras u otros efectos de tal forma que la

corriente de máxima potencia cae a un valor mas bajo que la de los otros módulos, la

corriente de salida del convertidor también cae respecto a la de los otros convertidores en

serie. Por tanto, para que los demás convertidores mantengan la misma potencia que

estaban entregando antes de producirse el desacoplamiento de corrientes, éstos deberán

aumentar su voltaje de salida proporcionalmente, pero solo hasta un cierto límite y es el

impuesto por la relación máxima de conversión M(D)MAX. Respecto al módulo afectado, como

al disminuir su corriente los demás convertidores aumentan su voltaje de salida, éste se ve

obligado a reducir el voltaje de salida para mantener el voltaje impuesto por el inversor, por

tanto, el incremento del sombreamiento hará disminuir su relación de conversión hasta el

límite mínimo M(D)MIN=1.

Este comportamiento se puede ver con mayor claridad, tanto para el módulo afectado

como los demás, a través de las siguientes expresiones tomando como base la expresión

(4.58) donde se relacionan estos parámetros. Desde el punto de vista de los módulos no

afectados, éstos alcanzarán la máxima relación de conversión, M(D)MAX, cuando Ii es

máxima, max(I). Y con el objeto de poner las expresiones en términos del desacoplamiento

entre corrientes, se define DESi como,

max( )

ii

IDES

I= ;

Con este criterio, la expresión (4.58) queda,


110

OMAX

m CONV

( )· ·ii

VM D

V DES=

∑ η (4.59)

Desde el punto de vista del módulo afectado, éste alcanza la mínima relación de

conversión, M(D)MIN, cuando Ii es mínima, min(I).

MAXMIN

m CONV

·( )

· ·

O

i

i

V DESM D

V DES=

∑ η (4.60)

MAX

min( )

max( )i

IDES DES

I= =

Donde, M(D)MAX y M(D)MIN representan la relación de conversión máxima y mínima

para el voltaje VO y un desacoplamiento de corrientes entre módulos DESi para cada módulo-

convertidor “i” y un desacoplamiento máximo DESMAX del módulo afectado. M(D)MIN

corresponde a la relación de conversión mínima alcanzada por el convertidor asociado al

módulo afectado y M(D)MAX es la correspondiente al convertidor con menos desacoplamiento

del conjunto.

El voltaje que debe fijarse en el inversor puede extraerse directamente de las

expresiones (4.59) y (4.60) para un caso concreto de desacoplamiento, evaluado en el caso

más desfavorable, cuando los módulos no afectados superan la máxima relación de

conversión.

Desde el punto de vista del voltaje óptimo que se debe fijar al inversor para el caso

en que un solo módulo se desacopla respecto al resto. De esta forma se tiene una variable

común para el desacoplamiento DES. Corresponde entonces a las siguientes expresiones:

m MAX' · ( ) ·( ( 1))OV V M D DES i= + − (4.61)

m MIN

( 1)'' · ( )O

DES iV V M D

DES

+ −= (4.62)

Donde VO’ en (4.61) representa el voltaje que debe fijarse a la entrada del inversor

para un determinado desacoplamiento DES en un módulo, y donde interesa que los demás

convertidores no afectados no alcancen la máxima relación de conversión M(D)max. En la

siguiente expresión, VO’’ en (4.62) proporciona el voltaje que debe fijarse al inversor para un

desacoplamiento DES en un módulo, donde interesa que éste no alcance su mínima relación

de conversión M(D)min. En estas expresiones se considera que la influencia de la eficiencia del

convertidor sobre Vo está intrínseca en el valor de M(D). Otra variable muy influyente sobre

la elección del voltaje VO, es el voltaje del módulo Vm, que en condiciones normales de

operación varía con la temperatura, la cual puede cambiar nuestro criterio de elección en un

17 %. Otro aspecto importante es que, en condiciones de sombreamiento, Vm puede también

variar dependiendo de donde se encuentre el MPP absoluto del módulo, como se verá más

adelante.


111

Puede además observarse que en las expresiones (4.61) y (4.62) no se ha tenido en

cuenta la eficiencia del convertidor, esto se debe a que en la expresión se considera ya

asumido en el valor de la relación de conversión M(D).

Las expresiones anteriores pueden representarse gráficamente como se muestra en

la Figura 4-34, la cual proporcionar una información más práctica sobre el comportamiento

del convertidor a diferentes voltajes del inversor.

Figura 4-34 Gráfica que relaciona la el voltaje Vo óptima y el desacoplamiento de un módulo en un sistema compuesto por cuatro módulos-convertido en serie.

El sistema que se muestra corresponde a un módulo I-70R/12 acoplado a un

convertidor con M(D)max=2 y M(D)min=1 en un sistema de 4 convertidores en serie, con la

eficiencia igual a la unidad (ya considerado en el valor de M(D)) y unas condiciones de

irradiancia y temperaturaf elegidas del AMT de la Tabla 4-1 con G=858 W/m2 y Tc=52 ºC. En

la Figura 4-34 se muestran los gráficos que relacionan el voltaje VO óptimo y el porcentaje

de desacoplamiento sobre un módulo. Puede observarse como cada voltaje del inversor

elegido establece un margen máximo de desacoplamiento; tanto para el convertidor asociado

al módulo afectado, para el cual M(D) es mínimo; como para los demás convertidores, para

los que M(D) es máximo. Por ejemplo, suponiendo el caso en el que se produce el máximo

desacoplamiento (cercano al 90%) y se desea que los convertidores no afectados no lleguen

al límite M(D)=2, el voltaje óptimo del inversor debe ser menor o igual a 90 V, en este caso

el sistema podría aprovechar la potencia máxima del módulo afectado solo hasta un

desacoplamiento máximo del 40% (para exactamente 90 V). Puede verse también como

para voltajes VO menores de 90V, los convertidores no afectados podrían tolerar el máximo

desacoplamiento (1-DES=100 %). La siguiente expresión simplificada puede ser utilizada en

el caso de considerar un solo módulo con el máximo desacoplamiento:

f Como había analizado en la sección anterior, la elección del nivel de irradiancia no es un factor influyente en la elección de la el voltaje Vo, sin embargo la temperatura si.

Vo óptimo respecto al desacoplamiento sobre un módulo en un sistema de 4 módulos I-70R/12 serie

para M(D) [1;2]

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150

Vo (V)

DE

S n

orm

alizad

o =

1-D

ES

Vo vs (1- DES) para el

módulo afectado

Vo vs (1-DES) para el

resto de módulos


112

O min CS max CONV·( -1)· ( ) ·V V M D η= (4.63)

Siendo NCS el número de convertidores en serie y Vmin es el voltaje mínimo de los

módulos a la temperatura de operación máxima.

La Tabla 4-2 muestra los parámetros eléctricos del sistema expuesto como ejemplo

en el cual se fija el voltaje del inversor a VO=90 V y en el que se produce un

desacoplamiento en el primer módulo-convertidor del 40%. En primera fila se muestra el

convertidor asociado al módulo FV 1 sin sombreamiento y a continuación los parámetros

eléctricos del sistema total compuesto por cuatro convertidores. Se puede ver como la

relación de conversión M(D) baja al mínimo permitido M(D)=1 (D=0) para el módulo

afectado, mientras que la de los demás convertidores se incrementa. Esto hace que el voltaje

de salida del convertidor afectado disminuya y el de los otros convertidores aumente, de tal

forma que el voltaje total del sistema se mantenga constante a 90 V. La corriente de salida

IO disminuye debido al sombreamiento, su valor es igual para todos los convertidores y se

calcula de acuerdo a la expresión (4.56). Desde el punto de vista de la impedancia de salida,

la imposición de un voltaje constante a la salida del sistema y una misma intensidad para

todos los convertidores que disminuye con el nivel de desacoplamiento, hace que la

impedancia total del sistema aumente, disminuyendo para el módulo-convertidor afectado y

aumentando para los demás.

MPPT

G (W/m2)

Tc (ºC)

1-DES %

Im (A)

Vm (V)

Pi (W)

D

M(D)

Io (A)

Vo (V)

Po (W)

Zi (Ω)

Z (Ω)

1 858 52 0% 3.6 15.1 54 0.33 1.5 2.4 22.5 54 4.2 9

Sistema completo 60.2 216 2.4 90 216 38

1 858 52 40% 2.2 15.1 32.4 0 1 2.2 15 32.4 7 7

2 858 52 0% 3.6 15.1 54 0.4 1.7 2.2 25 54 4.2 12

3 858 52 0% 3.6 15.1 54 0.4 1.7 2.2 25 54 4.2 12

4 858 52 0% 3.6 15.1 54 0.4 1.7 2.2 25 54 4.2 12

Sistema completo 60.2 194 2.2 90 194 42

Tabla 4-2 Parámetros eléctricos de un sistema de cuatro módulos-convertidor conectados en serie, en el que se produce un desacoplamiento en corrientes del 40% en uno de ellos.

Es importante señalar que los modelos de comportamiento desarrollados y expuestos

en esta sección solo son válidos en los rangos impuestos por los límites M(D)MIN y M(D)MAX,

es decir, en los que no se supera el máximo desacoplamiento. Por otro lado, los efectos

producidos por el sombreamiento y suciedad originan desacoplamientos entre corrientes que

dependen de la característica P-V del generador y de la zona de la superficie donde se

produce.

En el capítulo 3 se estudió el comportamiento de la característica P-V de módulos

bajo sombreamiento, allí se explicó que para un mismo desacoplamiento, el voltaje de

máxima potencia puede variar según donde se encuentra el MPP. En el caso que se estudia,

si se produce un sombreamiento mayor al 60% sobre una célula, se generan dos MPP, el

MPP absoluto tendrá un voltaje de aproximadamente 7 V sin que se produzca


113

desacoplamiento, mientras que el MPP relativo estará a 15,1 V y un desacoplamiento mayor

al 40%. En este caso, el convertidor operará en el MPP absoluto, con un voltaje igual a la

mitad y sin desacoplamiento, es decir, I≈Im. Como se había visto antes, la relación de

conversión M(D) es proporcional al cambio en Vm de acuerdo a (4.59) y (4.62), por tanto, en

la práctica puede suceder que aunque no se produzcan desacoplamientos en corrientes, los

cambios de voltaje de un módulo pueden provocar cambios en M(D). Incluso, suponiendo el

caso de un sombreamiento total sobre un módulo, no se puede asegurar que el módulo

tenga un desacoplamiento máximo manteniendo un voltaje de entrada fijo, lo más probable

es que el convertidor disminuya el voltaje muy rápidamente (ver figura 3.21 del capítulo 3),

provocando que se precipite al límite M(D)min del módulo afectado y M(D)max al de los

convertidores incluidos en la misma serie.

En la Tabla 4-3, se muestra otro ejemplo igual al de la Tabla 4-2 pero en el que se

produce un sombreamiento sobre el módulo asociado al convertidor 1 con al menos el 75%

de área cubierta sobre una célula. Tomando como base el estudio de sombreamiento visto en

el capítulo 3, el punto de máxima potencia absoluto estará ubicado en el lado más bajo en el

voltaje de la curva, con un valor de aproximadamente igual a la mitad del valor de Vm y con

una intensidad igual al valor de Im. El resultado es que no existe desacoplamiento de

corrientes pero si hay una diferencia en el voltaje que hace que se incremente la relación de

conversión de todos los convertidores de acuerdo a la expresión (4.58).

MPPT

G (W/m2)

Tc (ºC)

1-DES %

Im (A)

Vm (V)

Pi (W)

D

M(D)

Io (A)

Vo (V)

Po (W)

Zi (Ω)

Z (Ω)

1 858 52 0% 3.58 7.1 25.4 0.42 1.72 2.08 12.2 25.4 1.98 5.9

2 858 52 0% 3.58 15.1 54.0 0.42 1.72 2.08 25.9 54.0 4.20 12.5

3 858 52 0% 3.58 15.1 54.0 0.42 1.72 2.08 25.9 54.0 4.20 12.5

4 858 52 0% 3.58 15.1 54.0 0.42 1.72 2.08 25.9 54.0 4.20 12.5

Sistema completo 52.3 187.4 2.08 90.0 187.4 43.2

Tabla 4-3 Parámetros eléctricos de un sistema de cuatro módulos-convertidor conectados en serie, en el que se produce un sombreamiento sobre un módulo con al menos un 75% de área cubierta sobre una célula.

4.5 Análisis comparativo de la mejora en potencia de convertidores MPPT respecto a un sistema convencional desde el punto de vista de la característica P-V del generador

Como se ha estudiado en el apartado anterior, el comportamiento de los

convertidores interconectados depende no solo del desacoplamiento entre las corrientes de

sus módulos asociados, sino también su característica I-V.

En este apartado se hace un análisis más detallado mediante simulación por

ordenador del comportamiento de los convertidores MPPT considerando el área y zona

afectada por sombras en la superficie de los módulos. Para llevar a cabo este propósito, se

ha desarrollado un software desarrollado en C++, el “MPPT Tracer”, el cual reproduce la

curva I-V y P-V de cada módulo y de todo el generador fotovoltaico. En este software se

utilizan los modelos desarrollados en el apartado 4.4 para convertidores MPPT Boost

conectados en serie.


114

El objetivo principal de esta simulación es realizar un análisis comparativo, bajo

determinadas condiciones de sombreamiento, de las mejoras de potencia de entrada en el

uso de convertidores MPPT respecto a un sistema fotovoltaico conectado a red convencional.

4.5.1 Características del software de simulación “MPPT Tracer”

El software ha sido desarrollado en lenguaje C++ bajo un entorno gráfico Win32

(S.O. Windows) que incorpora las siguientes características y funciones:

• Simulación de las curvas I-V y P-V de generadores fotovoltaicos de hasta 12

módulos conectados en serie. Con las siguientes opciones:

o Los parámetros de entrada de las características eléctricas de los módulos

en CEM, el número de módulos conectados en serie, las condiciones de

irradiancia difusa y global y de la temperatura de célula.

o Sombreamiento parcial sobre células bajo un mismo diodo de paso. Se

selecciona el porcentaje de área cubierta entre 0 y 100% y el número de

células afectadas. El programa solo admite módulos con diodos de paso en

configuración serie (utilizados en la mayoría de módulos comerciales) con

dos diodos por módulo.

• Localización de los MPP absoluto y relativo que vería un inversor convencional y

los que vería en el caso de módulos MPPT. Se muestra el factor de mejora

(expresado gráficamente como “ganancia”) en potencia generada (como el que

se expuso en la Figura 4-33).

• El programa evalúa el comportamiento de los convertidores de sus parámetros

eléctricos de salida y relación de conversión. Muestra además su estado de

operación y diagnóstico con el objeto de verificar si se encuentran dentro de los

rangos de funcionamiento adecuados. Tiene como parámetros de entrada el

voltaje VO del inversor, la máxima relación de conversión de los convertidores y

la eficiencia.

En la Figura 4-36 se muestra el aspecto de la ventana de visualización del programa

MPPT Tracer cuando se simula un sistema de cuatro módulos en serie I-70R/12, en el que se

realiza un sombreamiento producido por un obstáculo hipotético que proyecta una sombra

entre el primero y segundo módulo. La sombra se produce de tal forma que; en el primer

módulo cubre el lado izquierdo en un 45% sobre 4 células y la totalidad del lado derecho

sobre otras 4 células; sobre el segundo módulo cubre totalmente 4 células del lado izquierdo

y un 35% sobre 4 células del otro lado. La situación se ve con más detalle en la Figura 4-35.

Todos éstos parámetros de sombreamiento y los asociados al módulo convertidor e

inversor son introducidos en la ventana de configuración del programa, como puede verse en

la Figura 4-37 para el ejemplo que se trata.


115

Figura 4-35. Sombreamiento sobre dos módulos en la simulación con MPPT Tracer

En la Figura 4-36 se muestra la curva I-V y P-V del generador en el que se identifican

cuatro MPP, que se producen debido al funcionamiento normal de los diodos de paso en los

módulos sombreados. Existe entonces un MPP absoluto a 107 W y tres relativos de 104 W,

106 W y 13 W. Como se estudió en el capítulo 2 “Estado del Arte”, en un sistema

convencional conectado a red, el algoritmo MPPT del inversor realiza pequeños incrementos y

decrementos iterativos del voltaje de tal forma que la potencia sea la máxima alcanzada,

decisión que depende del estado o medida anterior. En este caso, sería difícil para el inversor

pueda identificar cual de los codos de la curva P-V, donde su ubican los puntos de máxima

potencia (MPPs), será el máximo absoluto; que en cualquier caso el inversor estaría saltando

de un punto a otro, lo cual generaría pérdidas. Este fenómeno puede provocar pérdidas del

MPPT en el inversor, que en este ejemplo podría llegar hasta el 82 % respecto al MPP

absoluto.

Figura 4-36. Aspecto del programa “MPPT Tracer” con un ejemplo de sombreamiento sobre 4 módulos

+ _

+ _

+ _

+ _

45% 100% 35%


116

En la parte inferior de la ventana se muestran los valores máximo y mínimo de

potencia posibles que encontrará un supuesto inversor convencional. A continuación, se

exponen los valores correspondientes a la potencia alcanzada utilizando convertidores MPPT

elevadores, como también los parámetros eléctricos de salida y la relación de conversión

máxima (en los convertidores no afectados) y mínima (en los convertidores afectados)

alcanzada. A modo de diagnóstico, se puede observar el estado actual de los convertidores

tomando como referencia M(D)max y M(D)min, en tres estados: “ok MPPT” como operación

normal, “Pérdida Parcial” cuando M(D)<M(D)min y “Pérdida Total” cuando M(D)>M(D)max.

Finalmente, se expone la pérdida de potencia de un hipotético inversor ideal respecto a la

potencia extraída por el conjunto de convertidores MPPT, que en el ejemplo expuesto

corresponde al 26 %.

De este mismo modo se han realizado diversas simulaciones considerando

situaciones de sombreamiento parcial, con resultados parecidos. Se ha encontrado un factor

de mejora siempre por encima del 10%. Estos resultados han permitido conocer a priori el

comportamiento de los convertidores en determinadas situaciones concretas, las cuales ha

contribuido significativamente en la programación del protocolo de ensayos del capítulo 5.

Figura 4-37 Ventana de configuración del programa de simulación “MPPT Tracer” para el ejemplo concreto de cuatro módulos-convertidor en el que se sombrean dos módulos

4.5.2 Comportamiento de los convertidores MPPT respecto al nivel de sombreamiento sobre una célula

Para realizar este análisis, es necesario volver a la sección 3.6.1 del capítulo 3

“Caracterización de generadores fotovoltaicos” que corresponde a los ensayos de

sombreamiento sobre un módulo con diodos de paso en configuración serie. Tomando como

suposición que las sombras producidas sobre una sola célula afectan al 50 % de la curva I-V

de un módulo con dos diodos de paso en configuración serie, en la sección 3.6.1 se

estudiaron los niveles de sombreamiento sobre una célula, y se observó (figura 3.19) que al

aumentar el área sombreada, el punto de máxima potencia se trasladaba desde el lado

afectado por la sombra hasta el lado no sombreado. En un sistema compuesto por módulos

puestos en serie, la parte del módulo correspondiente al lado no sombreado (donde se ubica

el MPP absoluto) formará parte de la curva I-V de todo el sistema. Esta transición hace que

la potencia máxima de la curva P-V de todo el sistema sea igual a la suma de las potencias


117

máximas de los módulos individuales. En definitiva, el desacoplamiento desaparece en un

hipotético módulo MPPT sombreado, y por tanto, no es posible aprovechar la potencia del

módulo afectado para mejorar la potencia del sistema.

Con el fin de reproducir los ensayos de sombreamiento realizados en el capítulo 3, en

la Figura 4-38 se muestra el resultado de simulación MPPT Tracer de la transición del MPP del

lado sombreado al no sombreado según el nivel de sombreamiento sobre una célula. Aquí, el

convertidor solo aprovecha la potencia extraída del módulo por debajo del 60 % de

sombreamiento. También puede comprobarse que el máximo factor de mejora se consigue al

30 % del nivel de sombreamiento sobre una célula, consiguiendo un 9% en potencia para el

ejemplo concreto de sombrear una sola célula de un módulo. Esto también puede verse en la

curva P-V del generador mostrado en la Figura 4-39, donde el valor de potencia del MPP

relativo de curva P-V de la zona sombreada alcanza al MPP absoluto de la curva P-V no

sombreada, consiguiendo así el factor de mejora máximo. De igual forma, para obtener la

máxima ganancia con sombreamientos sobre otras células ubicadas en zonas distintas de

influencia de los diodos de paso, es necesario que sus MPP relativos estén al nivel más

cercano del MPP absoluto de la curva del generador. Este caso es el que se muestra en el

ejemplo expuesto en la sección anterior, Figura 4-36, donde los sombreamientos de 45 % y

35 % sobre los módulos 1 y 2 logran aprovechar la mayor área P-V del sistema; puede

notarse además que sus lados sombreados al 100% no forman parte de la curva I-V del

generador donde está ubicado el MPP absoluto. Sin embargo, este es un caso muy concreto,

pero que puede producirse en la práctica.

En el caso de módulos con un solo diodo de paso, el efecto de transición desaparece

y el análisis se simplificaría asumiendo que un perfil de sombra con un área igual o menor a

la de una célula afectaría a toda la potencia del módulo. En caso de usarse módulos MPPT,

solo podría aprovecharse el paso de una sombra durante un tiempo muy breve, tan solo el

20% del tiempo en el mejor de los casosg, durante el tiempo restante el módulo MPPT no

podría aprovechar su potencia, y en contra, el desacoplamiento de corriente sería máximo.

Los módulos con más de un diodo permiten: por un lado, ampliar las posibilidades de

sombreamiento (en cuanto a la forma y tamaño) aislando la zona de generación de potencia

del módulo; y por otro, aprovecha la potencia del módulo afectado por más tiempo, esto

significa mayor energía.

El análisis, en el que un módulo MPPT puede aprovechar su potencia, en función del

máximo sombreamiento, S, sobre una célula, y el número de diodos Nd de paso del módulo,

puede expresarse de forma muy aproximada como:

1

(%)d

S

≤ (4.64)

En el caso estudiado de dos diodos, con un sombreamiento mayor al 50% el módulo

ya no es aprovechable, para tres diodos solo hasta el 33% y así sucesivamente.

g Que corresponde a la longitud de una célula respecto a la del lado corto de un módulo típico de 36 células (En este caso el I-70 R).


118

Generalizando para sombreamientos sobre todas las zonas de influencia de los diodos y con

el fin de ubicar, de forma muy aproximada, los puntos máximos de la curva P-V del módulo,

pueden considerarse las siguientes expresiones para su estudio,

· (1 )i i m iP V I S= − ; ( 1)

·( )di m

d

iV V

− −= ; i≤Nd (4.65)

Vm e Im son el voltaje y corriente del módulo a CEM, Pi y Vi corresponden a los puntos

P-V de la curva, empezando (i=1) en el extremo derecho de la curva, donde Si es mayor, y

terminando en el extremo izquierdo (i=Nd), donde Si es menor. Puede extenderse esta

expresión a nivel de generadores fotovoltaicos.

Figura 4-38 Simulación que muestra la transición del MPPT en un módulo fotovoltaico sombreado

Simulación de la ganancia en potencia de convertidores MPPT respecto

a un inversor convencional desde el punto de vista de su característica P-V

V (V)

20181614121086420

I (A

)

4

3

2

1

0

P (

W)

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0



V (V)

20181614121086420

I (A

)

4

3

2

1

0

P (

W)

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0



V (V)

20181614121086420

I (A

)

4

3

2

1

0

P (

W)

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Sombreamiento 50% sobre una célula Pm convertidor > Pm extraída del inversor

Sombreamiento 60% sobre una célula Transición: Pm convertidor ≈ Pm extraída del inversor

Sombreamiento 70% sobre una célula Pm convertidor = Pm extraída del inversor


119

Figura 4-39 Resultado de simulación de la curva característica de un sistema de cuatro módulos en serie con un módulo sombreado el 30% sobre una célula.

4.6 Simulación energética de convertidores MPPT e inversores convencionales en un sistema fotovoltaico real: La Pérgola Fotovoltaica del Palacio de la Moncloa

4.6.1 Objetivo

Hasta el momento se han realizado diferentes simulaciones de potencia de

convertidores MPPT en diferentes situaciones de sombreamiento. En este último apartado se

pretende realizar una simulación energética anual de convertidores MPPT en una instalación

real en la que los módulos presentan diferentes orientaciones e inclinaciones.

La pérgola fotovoltaica del Palacio de la Moncloa en Madrid [1] exterioriza un diseño

innovador de integración arquitectónica, en el que se presentan seis situaciones de módulos

con diferente inclinación y orientación en un mismo string. Es un ejemplo muy práctico para

poder evaluar los convertidores MPPT en una situación concreta.

Para este propósito ha sido necesario ampliar los modelos matemáticos de

comportamiento de módulos MPPT para el caso de varios módulos en un mismo string con

orientación e inclinación diferentes. De igual forma se ha tomado como base los modelos

convencionales de radiación solar para estimar la energía captada por cada superficie de las

seis situaciones de inclinación y orientación presentes en la pérgola.

4.6.2 Sistema Fotovoltaico de la Pérgola de la Moncloa

La pérgola fotovoltaica de la Moncloa fue inaugurada en el año 2000 para conformar

el llamado "Parque Temático Solar de La Moncloa" e inaugurar la entrada en vigor del Real

Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la

red de baja tensión.



V (V)

80706050403020100

I (A

)

4

3

2

1

0

P (

W)

240

220

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0


120

4.6.2.1 Estructura de la pérgola

En la Figura 4-40 se muestran dos fotografías de la pérgola y una infografía [1]. En la

vista de perfil mostrada en la Figura 4-41, se puede apreciar la forma de media luna

conseguida mediante la imposición a los módulos de tres inclinaciones 12.6º, 7.6º y 2.6º y

con azimut de 56º y -124º.

Figura 4-40. Ilustración y Fotografía de la pérgola fotovoltaica de la Moncloa.

Figura 4-41 Perspectiva lateral de la Pérgola de la Moncloa donde se muestra las inclinaciones de los módulos y orientación de la estructura

4.6.2.2 El generador fotovoltaico

El generador fotovoltaico tiene una potencia total de 41.4 kWp y está compuesto por

dos instalaciones; la primera denominada “Campo A” de 144 módulos “Tipo A” de 135 Wp y

células fabricadas por Isofotón; la segunda denominada “Campo B” de 144 módulos “Tipo B”

de 136 Wp y células de fabricadas por BP Solar. Los módulos fueron fabricados por Atersa y

diseñados especialmente para la integración arquitectónica en la pérgola, hechos de tedlar

transparente y sin marco de aluminio, con dimensiones de 1.2 x 1.2 m y caja de conexión

con un solo diodo by-pass. En la Tabla 4-4 se muestran las características eléctricas de

ambos módulos.

12,6º

7,6º 2,6º

+56º

-124º

-124º +56º

SUR (0º) ESTE (-90º)


121

Módulo A - Células Isofotón Módulo B - Células BP Solar

Dimensiones: 1200 x 1200 ± 1 mm Dimensiones: 1200 x 1200 ± 1 mm

Vidrio frontal: 8 mm, con 4 taladros Vidrio frontal: 8 mm, con 4 taladros

Reverso: Tedlar transparente Reverso: Tedlar transparente

Potencia: 144 Wp ± 5 % (datos fabricante)

Potencia: 144 Wp ± 5 % (datos fabricante)

Im: 15 A Vm: 9,6 V Im: 18,5 A Vm: 7,8 V

TNOC: 43,3 ºC TNOC: 39 ºC

Células: 5 x 20 células de 4” (103 mm) Células: 4 x 16 células de 5” (125 mm)

Caja de conexión: 1 (IP 6.5), diodo by-pass Caja de conexión: 1 (IP 6.5), diodo by-pass

Tabla 4-4 Características eléctricas (proporcionados por el fabricante) de los módulos fotovoltaicos “Tipo A” y “Tipo B” de la pérgola de la Moncloa.

Cada campo fotovoltaico “A” y “B” está formado por 4 ramas en paralelo de 36

módulos en serie por rama. En la Figura 4-42, se muestran las interconexiones de los

módulos en la pérgola y en la Figura 4-43 el esquema eléctrico del sistema.

Figura 4-42. Interconexión de strings del campo A (izquierda) y B (derecha) en la pérgola de la Moncloa

+A1

+ A3

_

+ A4

_

+A2

_ + _B1 +_ B3

+_

B4

B2

+A4

+A3

A1+

A2+


122

Figura 4-43. Esquema eléctrico de cada instalación del sistema fotovoltaico de la pérgola de la Moncloa

4.6.2.3 Inversores

Cada campo “Tipo A” y “Tipo B” tiene un inversor trifásico de 18 kW modelo ACEF

SOLAR del fabricante Enertronh. Debido a que los módulos tienen voltajes diferentes (VM,A –

VM,B ≈ 20%), se ha cambiado el rango de voltaje del MPPT del inversor para cada campo,

siendo 290 a 400 V para el inversor del campo A y 235 a 325 V del correspondiente al campo

B. Ambos inversores tienen salida trifásica 380 V con una eficiencia de conversión del 95%.

4.6.3 Modelo de comportamiento de convertidores MPPT elevadores en módulos fotovoltaicos conectados en serie con diferente orientación e inclinación

4.6.3.1 Relación de conversión y voltaje del inversor

En la sección 4.4 se estudió el comportamiento de convertidores MPPT en la condición

particular del desacoplamiento de la corriente de un solo módulo en un string. En este

apartado se pretende generalizar el comportamiento de los convertidores MPPT a un

conjunto de módulos con diferentes desacoplamientos de corrientes en un mismo string. Este

caso corresponde en la práctica a la situación de diferentes inclinaciones y orientaciones, que

en definitiva, corresponde a diferente irradiancia, y en consecuencia a desigualdades en las

corrientes.

h Comprada por la empresa Gamesa.

36 módulos en serie

= ≈

Red

- +

- +

Módulo FV

Diodo de anti-paralelo

Fusible seccionable

Descargador de sobreel voltaje

≈

=

Inversor


123

La expresión (4.58) se puede entonces reescribir como:

m.i O

m.MAX i m CONV

1( ) · ·i

I VM D

I DESg V η=

∑ (4.66)

en el que se ha sustituido, en el denominador, el término de la sumatoria de

corrientes de los módulos por:

m. m.MAX·i iI I DESg=∑ ∑

donde,

MAX

ii

GDESg

G= (4.67)

Es decir, se sustituye la corriente del módulo “i” Im.i por la relación entre la corriente

máxima del conjunto Im.MAX y la relación entre la irradiancia de éste módulo, Gi, y la máxima

GMAX del grupo de módulo conectados en serie.

Por tanto, se obtiene la máxima relación de conversión M(D)MAX del sistema cuando

Im.i es máxima, sustituyendo el término por Im.MAX, y Vm es mínima cambiado a Vm.MIN. La

expresión (4.66) resulta,

m.MAX O

MAX

m.MAX m.MIN CONV

1( ) · ·

i

I VM D

I DESg V η=

∑

Que en definitiva queda,

O

MAX

m.MIN

1 1( ) · ·

i COV

VM D

DESg V=

∑ η (4.68)

De aquí puede extraerse el voltaje de entrada al que debería configurarse el inversor

quedando,

O MAX m.MIN( ) · ·iV M D DESg V= ∑ (4.69)

Como puede observarse, en esta última expresión se omite la eficiencia del

convertidor por considerarse dentro del parámetro M(D).

4.6.3.2 Generalización para módulos que comparten la misma inclinación y orientación

En un string varios módulos comparten la misma inclinación y orientación, con lo que

el término DESgi será igual para los módulos con una inclinación y orientación “i”. En la

expresión (4.69) se añade el término Ni que representa el número de módulos con la misma

inclinación y orientación “i”, quedando entonces,

O MAX m.MIN( ) · · ·i iV M D DES V= ∑ (4.70)


124

Y para el cálculo de la corriente de salida del conjunto de convertidores MPPT

conectados en serie será:

O. O CONV

O

··

i i

i

PI I η

V= =

∑ (4.71)

Para cada convertidor, su voltaje de salida será:

O CON

O

i.i V

PV = ·η

I (4.72)

Y la relación de conversión del voltaje,

O.( ) ii

i

VM D

V= (4.73)

Puede entonces comprobarse finalmente que relacionando M(D)i con la relación de

conversión de las corrientes M(D)I.i, se llega a,

I.

( )(%) ·100%

( )

iCOV

i

M D

M D=η (4.74)

4.6.4 Procedimiento de cálculo para la simulación

Se realizan dos simulaciones independientes del sistema fotovoltaico de la pérgola de

la Moncloa. El primero, se lleva a cabo considerando el mismo sistema fotovoltaico sin

modificaciones, mientras que en el segundo se consideran convertidores MPPT por módulo y

el inversor ACEF Solar funcionando a voltaje de entrada constante VO.

4.6.4.1 Radiación solar sobre las superficies

Los datos de entrada para el modelo han sido los valores promedio diario mensual de

la radiación global Gdm(0), obtenidos del Año Meteorológico Típico para Madrid proporcionado

por el Instituto de Energía Solar.

Cada valor de Gdm(0) se utiliza para determinar, primero, sus componentes de directa

Bdm(0) y difusa Ddm(0) y segundo, la distribución horaria de esos componentes a lo largo del

“día típico” del mes correspondiente utilizando las expresiones de Liu y Jordan [5] y Willer.

A partir de estos dos valores, se calculan y suman los valores de los tres

componentes de la irradiancia incidente sobre la superficie receptora: directa, difusa y

reflejada, como se expresa a continuación,

( , ) ( , ) ( , ) ( , )G B D Rβ α β α β α β α= + + (4.75)

Donde,

β es el ángulo de inclinación

α, el ángulo de azimut


125

G(β,α) es la irradiancia global

B(β,α) es la irradiancia directa

D(β,α) es la irradiancia difusa

R(β,α) es la irradiancia reflejada, considerando la reflectividad del suelo de ρ=0.2.

Según la experiencia [6], se obtienen mejores resultados en el cálculo de la radiación

difusa considerando el modelo anisotrópico. Hay y Devies (1980) [6][7] propusieron

considerar la radiación difusa compuesta por dos componentes, la componente circunsolar

proveniente directamente desde la dirección del sol, y la componente isotrópica proveniente

del resto del cielo.

4.6.4.2 Cálculo de la temperatura ambiente

El comportamiento de la temperatura de los módulos fotovoltaicos depende de

temperatura ambiente. A partir de los registros de temperatura máxima, TaM, y mínima, Tam,

diaria, el modelo de cálculo utilizado [6] se basa en los siguientes criterios:

La temperatura mínima, Tam, ocurre al amanecer

La temperatura máxima, TaM, ocurre dos horas después del medio día solar

Entre estos dos tiempos, la temperatura ambiente se desarrolla de acuerdo a

dos semiciclos de una función coseno: una antes del medio día solar y otra

después y hasta el amanecer del siguiente día.

4.6.4.3 Procedimiento de cálculo para la simulación del sistema fotovoltaico de la pérgola de la Moncloa con módulos MPPT

El procedimiento de cálculo consiste en los siguientes pasos:

1. Se realiza el cálculo por string y para cada “Campo A” y “Campo B”.

2. Para cada hora del día típico del mes y cada una de las seis superficies con

diferente inclinación y orientación presentes en la pérgola:

a. Se realiza la extrapolación del voltaje Vm (máxima potencia) y la

corriente Im del módulo de las condiciones estándar a la condiciones

de temperatura de célula e irradiancia sobre su superficie.

b. Cálculo del desacoplamiento entre corrientes utilizando la expresión

(4.67) y hallando el valor mínimo del voltaje Vm. Con estos dos

valores se calcula el voltaje de entrada óptimo del inversor utilizando

la expresión (4.70).

c. El voltaje VO que debe programarse en el inversor será el mínimo

valor de los calculados para los 12 meses del año.


126

d. Cálculo de los parámetros eléctricos de salida IO, VO y M(D) de cada

convertidor MPPT, tomando como punto de partida el voltaje

programado por el inversor.

e. Se suman las contribuciones de potencia de entrada de los

convertidores para las seis superficies. Finalmente, se calcula la

energía diaria generada por cada string.

3. En el caso del inversor correspondiente al “Campo A”, el valor final VO

corresponde al valor promedio de los strings individuales. Esto se debe a que

en el “campo A” el número de módulos “Ni” con la misma inclinación y

orientación varia en cada string, consecuentemente el valor VO varía

ligeramente.

4. Se suma la energía generada por todos los strings para cada campo “A” y

“B”.

Consideraciones en los cálculos de simulación:

1. Todos los módulos del generador tienen idénticas características eléctricas,

esto quiere decir que no se consideran efectos de mismatch.

2. Se desprecian las pérdidas del convertidor MPPT cuando M(D)i<M(D)MIN

presente durante la primera y última hora de cada día típico. Esta

consideración representa una desviación del 0,8 % respecto al cálculo de

energía total durante un día típico del mes.

3. Se considera cero la potencia generada de todo el string cuando la irradiancia

sobre una de las seis superficies es menor a 25 W/m2.

4. Pese a la aproximación de VO del procedimiento 3, las diferencias del valor

óptimo de VO para los strings del Campo A, no afectan significativamente a la

relación de conversión entre convertidores.

4.6.4.4 Procedimiento de cálculo para la simulación del sistema fotovoltaico actual de la pérgola de la Moncloa

El procedimiento de cálculo consiste en los siguientes pasos:

1. Se realiza el cálculo por string y para cada “Campo A” y “Campo B”.

2. Para cada hora del día típico del mes y cada una de las seis superficies con

diferente inclinación y orientación presentes en la pérgola:

a. Se realiza la extrapolación del voltaje Vm (máxima potencia) y la

corriente Im del módulo de las condiciones estándar a la condiciones

de temperatura de célula e irradiancia sobre su superficie.

3. Las seis superficies generan 6 corrientes distintas en cada string. Por tanto,

para generar los puntos de la curva I-V del string ((IS.i, VS.i), string “s”

superficie “i”) se ordenan las seis corrientes Im.i de mayor a menor y se suma


127

el voltaje (multiplicados por el número de módulos Ni) al correspondiente al

punto I-V anterior VS.i-1. De esta forma se generan seis codos con seis puntos

máximos, donde cada “i” corresponde a los valores relacionados con cada una

de las seis superficies. Queda entonces resumido lo anterior con la siguiente

expresión para el string:

s.i s.i m.i m.i+1 m.n i m.i s.i-1

1

( , )=( ... , · )n

i

I V I I I V V=

> > +∑ , con Vs.0=0 (4.76)

Donde “n” representa la cantidad de superficies con uno o más módulos Ni por superficie.

4. El siguiente paso es unir en paralelo las curvas I-V de los cuatro strings. Para

esto se generaran 4 puntos (Is.i,Vs.i) para cada superficie (una misma

corriente); es decir, en total de 24 puntos. Se hallan entonces los puntos de

la curva I-V (Ig.i, Vg.i) de todo el generador para cada campo “A” y “B”,

sumando las corrientes que se corresponden con cada valor de voltaje de la

curva. Finalmente, se calculan los puntos de la curva P-V (Pg.i,Vg.i) del

generador y se elige el punto de mayor potencia de todos como el valor

último que el inversor impone al generador.

Consideraciones en los cálculos de simulación:

1. Todos los módulos del generador tienen idénticas características eléctricas,

esto quiere decir que no se consideran efectos de mismatch.

2. Se desprecian las pérdidas debidas a errores (dinámicos y estáticos) en el

MPPT del inversor; es decir, 1MPPTη = . Además, se considera que en

presencia de varios puntos máximos relativos, el inversor trabaja siembre en

el máximo absoluto.

4.6.5 Resultados de la simulación

La simulación ha sido realizada utilizando programación en Excel, con la ayuda de

macros (Visual Basic) que realizan el ordenamiento de variables y el cálculo y suma de las

curvas I-V y P-V del generador.

En la Tabla 4-5 se resumen los datos de partida para realizar la simulación y las

características del sistema fotovoltaico considerado. En primera fila se muestra el número de

módulos Ni para cada una de las 6 superficies de cada campo fotovoltaico A y B. Como se

puede observar, el campo A tiene 2 arrays que difieren en el número de módulos (Ni) con la

misma inclinación y orientación; mientras que el campo B tiene la misma cantidad de

módulos, como puede comprobarse en la interconexión de éstos en la Figura 4-42. A

continuación, se muestran las características eléctricas de los módulos y del inversor para

cada campo.


128

Array A1 y A3 Array A2 Array A4

1 (+56;12.6º) 5 9 5

2 (+56;7.6º) 6 7 5

3 (+56;2.6º) 7 5 5

4 (-124;2.6º) 7 5 5

5 (-124;7.6º) 6 5 7

6 (-124;12.6º) 5 5 9

TIPO

Modelo

Ns

Np

NOCT (ºC)

Pmax (W)

Imax (A)

Vmax (V)

Modelo

Potencia nominal (kW)

Voltaje Mínimo MPPT (V)

Voltaje Máximo MPPT (V)

Voltaje máximo en vacío (V)

Inc

lin

ac

ión

y

ori

en

tac

ión

CAMPO A

TIPO B

BP Solar / BPS-03

Ca

rac

terí

sti

ca

s d

e lo

s

mó

du

los

16.0

4.0

39.0

135.3

17.3

5

43.3

134.6

14.20

TIPO A

Isofotón / ISO-02

20

6

6

6

6

CAMPO B

Array B1 a B4

6

6

500 400

7.82

Enertrón / ACEF Solar

9.47

Enertrón / ACEF Solar

18 18

290 235

Ca

rac

terí

sti

ca

s d

e

los

in

ve

rso

res

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA CONSIDERADO

400 325

Tabla 4-5 Datos de partida para la simulación del sistema fotovoltaico de la pérgola de la Moncloa

En la Figura 4-44 se muestran los resultados de las dos simulaciones de la energía

anual descritas previamente. Los resultados arrojan un factor de mejora a favor del uso de

los convertidores MPPT del 16% para el campo A, y del 18% para el campo B. Estos

resultados dan a entender claramente el precio que hay que pagar por la integración

arquitectónica de la pérgola, y que en principio, con el uso de módulos MPPT ayudarían

significativamente al rendimiento del sistema considerando únicamente la energía entregada

por el generador. En un artículo publicado por el Instituto de Energía Solar [1], en el que se

describen las experiencias del IES-UPM como organismo supervisor y evaluador de la calidad

de la instalación de la pérgola de la Moncloa, se explica que la energía producida por éste

sistema fotovoltaico respecto a uno convencional, con orientación óptima de todos los

módulos, es de aproximadamente el 79,5%.

Sin embargo, es importante indicar que los resultados aquí expuestos se refieren a la

energía entregada por el generador, considerando el 100% de eficiencia de los convertidores

y del inversor. También hay que considerar que no se ha tenido en cuenta las pérdidas de

potencia del generador. Según datos procedentes del “flash report” de los fabricantes y un

análisis muy detallado proporcionado por el IES-UPM de los controles de calidad de los

módulos suministrados, las pérdidas podría llegar al 3,2% (4,8% sin clasificar) para el

campo A y 2,1% (7,8%) para el campo B. Teniendo en cuenta que los aspectos de diseño

electrónico de los convertidores se salen del objetivo de la presente tesis doctoral, se

considera entonces que cualquier estudio debe hacerse siempre suponiendo que el prototipo

será susceptible de mejorar en el diseño y rendimiento de sus componentes, y que por lo

tanto resulta más práctico considerar su funcionamiento referente a la potencia de entrada.

Considerando la eficiencia real de un prototipo de convertidor MPPT, éste podría mejorarse

sustancialmente por encima del 95% de rendimiento, es el caso de los convertidores Boost


129

MPPT que son utilizados actualmente en inversores convencionales (sin transformador) cuya

eficiencia están por encima del 98 %.

Figura 4-44 Resultados comparativos de simulación de la energía anual entregada por el generador fotovoltaico de la Pérgola de la Moncloa en el caso de utilizar convertidores MPPT por módulo

4.7 Conclusiones

La casuística o conjunto de casos posibles de sombreamiento sobre células en un

generador es infinita; sin embargo, es posible particularizar sobre casos críticos y relevantes

en los que se puede extraer de la curva P-V la máxima potencia por módulo (con dos diodos

de paso). Por tanto, del conjunto de estudios y simulaciones realizadas se puede deducir

que:

• No se consigue una mejora en potencia generada por módulo en un generador

fotovoltaico con módulos conectados en serie cuando:

o El área cubierta sobre cualquier célula o conjunto de células en serie bajo el

mismo diodo de paso supera el 60%. En general, para cualquier obstáculo

sobre un módulo con un área superior al tamaño de una de sus células.

• Se consigue un factor de mejora de potencia por módulo en un generador

fotovoltaico con módulos conectados en serie cuando:

o El área cubierta sobre cualquier célula o conjunto de células en serie bajo el

mismo diodo es de aproximadamente el 30%.

o Se producen la mayor cantidad de sombreamientos parciales sobre células

bajo distintos diodos de paso y con distintas áreas sombreadas.

• Los dos casos anteriores dependen de la relación de conversión M(D), que

depende del voltaje del inversor y del desacoplamiento entre corrientes de los

módulos.

CAMPO A CAMPO B CAMPO A CAMPO B

Ene 1188 1201 986 1025Feb 1442 1460 1234 1244Mar 2417 2463 2114 2180Abr 2956 3019 2636 2630May 3393 3471 2997 3065Jun 3721 3825 3222 3273Jul 3906 4023 3358 3406Ago 3448 3546 2929 2993Sep 2733 2800 2300 2248Oct 1971 2006 1637 1602Nov 1172 1186 990 995Dic 986 996 818 845

TOTAL 29334 29996 25221 25506

Fm 16% 18%

MPPTEnergía Anual generador FV (kWh)

Inversor

Comparativa de la energía anual producida por el

generador fotovoltaico en la pérgola de la Moncloa

usando convertidores MPPT y un Inversor convencional

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Energ

ía [

MW

h ]

Convertidores MPPT - PLANTA A Convertidores MPPT - PLANTA B

GENERADOR FV - PLANT A GENERADOR FV - PLANT B


130

o Los convertidores generan pérdidas globales al string cuando superan la

máxima relación de conversión de los módulos no afectados por la sombra.

Sin embargo, es posible disminuir el voltaje del inversor de tal forma que no

supere el M(D)max.

o Se produce una perdida parcial en alguno o varios módulos sombreados

cuando el convertidor MPPT asociado supera la mínima relación de

conversión. No obstante, existe la alternativa de aumentar el voltaje del

inversor con el objeto de aumentar el margen M(D), pero dando prioridad al

caso anterior de no superar el límite máximo.

En sistemas con módulos con diferente inclinación y orientación, se incrementa la

generación usando módulos MPPT, el valor de este incremento depende de cada caso

concreto. En la pérgola FV de la moncloa se alcanza el 18% en la simulación energética

comparada que se ha realizado.

4.8 Referencias

[1] G. Sala, E. Caamaño and others, PV Pergola for the Moncloa Palace, 17th

European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, Munich, Germany,

2001.

[2] Erickson W. Robert. Fundamentals of Power Electronics, Chapman & Hall. New

York, 1997.

[3] Hannes Knoff. Analysis, simulation, and evaluation of maximum power point

tracking (MPPT) methods for a solar power vehicle. Portland State University, 1999.

[4] Gabriel Garcerá Sanfelín y otros. Convertidores Conmutados: Circuitos de

Potencia y Control. Publicaciones, Universidad Politécnica de Valencia, 1998.

[5] Liu B, Jordan R. The interrelationship and characteristics distribution of direct,

diffuse and total solar radiation. Solar Energy, 4, 1-19, 1960.

[6] A. Luque and S. Hegedus. Handbook of Photovoltaics Science and Engineering,

John Wiley & Sons, Ltd, 2003.

[7] Hay, J. E., and J. A. Davies, "Calculation of the Solar Radiation Incident on an

Inclined Surface," in Proceedings, First Canadian Solar Radiation Data Workshop, J.

E. Hay and T. K. Won, eds., Toronto, Ontario, Canada, 1978.

131

Capítulo 5

5 Prototipo de un convertidor MPPT elevador: caracterización y resultado de ensayos

5.1 Introducción

En colaboración con un consorcio formado por el Instituto de Energía Solar, la

Universidad del País Vasco y las empresas Robotiker e Isofotón S.A. a través del proyecto

GENIUS [1], se realizó un extenso trabajo en el diseño e implementación de módulos MPPT.

Este trabajo se basa en criterios fundamentados para el desarrollo del prototipo en cuatro

aspectos principales: optimización de la potencia de entrada, fiabilidad, coste y eficiencia del

dispositivo. Aparte de operar correctamente como MPPT en cada módulo fotovoltaico, el

convertidor es capaz de realizar otras funciones como: protección del módulo y del

convertidor, monitorización y diagnóstico de fallos.

En la primera parte de este capítulo se describen las características técnicas

generales de un prototipo convertidor MPPT denominado GIE (Gestor Integrado de Energía)

con topología elevadora fabricado por Robotiker a través del proyecto GENIUS. Se explica el

diagrama de bloques del dispositivo así como de la unidad de control y supervisión.

Finalmente, se describe el desarrollo de un método de identificación de estados de operación

y detección de fallos del convertidor.

Posteriormente, se realiza una campaña de ensayos, cuyo objetivo es estudiar y

poner a prueba cuatro prototipos de convertidores MPPT integrados en módulos fotovoltaicos

individuales e interconectados, se describe el método utilizado y se exponen y analizan los

resultados. Estos ensayos se efectúan en dos fases, la primera consiste en la caracterización

y medida individual del módulo MPPT conectado a una carga resistiva fija, y en la segunda

fase se lleva a cabo sobre un sistema fotovoltaico conectado a red compuesto por módulos

MPPT en serie y éstos a un inversor comercial configurado previamente a un voltaje de

entrada constante. Durante los ensayos se tiene en cuenta diferentes condiciones de

funcionamiento, como la respuesta del convertidor ante cargas resistivas variables y a

voltaje constante, diferentes condiciones de irradiancia y temperatura, así como

sombreamientos puntuales y progresivos mediante el movimiento de un perfil de sombra.

Finamente, se realiza una combinación de proyecciones de sombras localizadas sobre los

módulos con el fin de identificar las situaciones en donde es posible extraer la máxima

potencia del generador comparándolo con un sistema convencional.


132

5.2 Características generales del prototipo

La solución que se plantea pretende avanzar en el desarrollo de los denominados

módulos “inteligentes”. Esta solución involucra el estudio y desarrollo [2] de dos elementos:

El Gestor Integrado de Energía GIE y la Unidad de Control y Supervisión UCS.

El GIE esta constituido por un convertidor MPPT encargado de realizar el

acondicionamiento de potencia de cada módulo disminuyendo las pérdidas por

desacoplamiento entre corrientes; debidas principalmente a los efectos de mismatch,

sombras parciales o localizadas, suciedad del módulo o diferente inclinación y/o orientación

en un mismo string.

Un microcontrolador es quien controla el GIE y el MPPT mediante un algoritmo de

búsqueda incluido internamente en la memoria de programa, que además permite

monitorizar las medidas de voltaje y corriente y de aquellas otras magnitudes que pudieran

ayudar en el seguimiento, como es la monitorización y detección de fallos del sistema.

Añadido al microcontrolador, un circuito de comunicaciones permite transferir, a través del

bus de DC, la información desde cada módulo hasta una unidad central de control y

supervisión UCS de todo el sistema fotovoltaico.

La UCS se encarga de garantizar las comunicaciones con cada GIE, de almacenar la

información del sistema fotovoltaico y de su análisis. De aquí se pueden extraer

conclusiones sobre el funcionamiento particular de cada módulo y del generador fotovoltaico

en su conjunto y evaluar las necesidades de mantenimiento.

El coste objetivo comercial de este proyecto es de 30€ por GIE, cifras que harían

rentable su uso en módulos fotovoltaicos con potencias en el rango de los 150 y 200Wp,

situándose por debajo de 0,2 € / Wp, muy por debajo de los inversores modulares de AC.

5.2.1 Convertidor MPPT elevador – GIE

Como se puede ver en el diagrama de bloques de Figura 5-1[2], el GIE esta

compuesto por cuatro subsistemas: fuente de alimentación, etapa de potencia, circuito de

control, circuito de comunicaciones PLC (Power Line Comunication) y sensores. La fuente de

alimentación toma energía del módulo fotovoltaico y la acondiciona al voltaje de 5V

necesaria para suministrar a los demás componentes del sistema.

La etapa de potencia corresponde al circuito típico de un convertidor DC-DC elevador,

los componentes han sido seleccionados con el objeto de minimizar al máximo las pérdidas

del convertidor. El circuito de potencia se muestra en Figura 5-2. Un transistor Mosfet

STP50NE10L (VDS=100V, IDS=50A, RDS=20mΩ) se encarga de realizar la conmutación y el

diodo tipo Schottky MBR1060 (60V, 10A) ha sido elegido para minimizar las pérdidas de

conducción y conmutación [2].

Capítulo 5. Prototipo de un convertidor MPPT elevador: caracterización y resultado de ensayos

133

Figura 5-1. Diagrama de bloques del prototipo de convertidor MPPT GIE

Figura 5-2. Circuito de potencia convertidor DC-DC elevador integrado en el GIE

El circuito de control esta gobernado por un microcontrolador PIC 16F876 de bajo

consumo (<3mW); incorpora en su salida dos puertos PWM (modulación por ancho de pulso)

y se usa solo uno para controlar directamente la conmutación del MOSFET, que se realiza

cambiando el ancho de pulso de acuerdo a las decisiones del algoritmo MPPT incorporado en

la memoria de programa del micro. Se utilizan también los puertos de entrada A/D para

capturar las señales de los sensores de temperatura (interior y exterior opcional) y/o

irradiancia, las señales de corriente (a través de un shunt) y voltaje del módulo (mediante

divisor resistivo) y las que corresponden a la salida del convertidor. Aunque todos los

convertidores tienen estas posibilidades, los sensores de medida exterior (irradiancia y

temperatura) se conectan solo a un convertidor. Así mismo, el micro utiliza los puertos de

comunicaciones (UART) para controlar y enviar las señales medidas al circuito de

comunicaciones PLC (Power Line Comunications) y éste a la UCS.

Figura 5-3. Aspecto físico exterior e interior del prototipo de convertidor GIE

FUENTE DE ALIMENTACIÓN

CONTROL

SENSORES

COMUNICACIONES PLC

Entrada Salida

POTENCIA

Entrada Salida


134

El circuito de comunicaciones utiliza el método de transmisión PLC (Power Line

Communications, comunicación a través de la línea de alimentación), que permite transmitir

la información del módulo y del estado del sistema a través del mismo bus de DC hasta la

UCS. El sistema PLC ofrece mayor facilidad de integración y elimina la necesidad de cableado

o canales de RF adicionales.

En la Figura 5-3 [2] se muestra el aspecto exterior e interior del prototipo final de

convertidor GIE, donde se puede apreciar en la fotografía de la placa del circuito, la etapa de

potencia a la izquierda y la de control y comunicaciones a la derecha.

Características eléctricas generales del prototipo [2]:

• Convertidor MPPT elevador con una máxima relación de conversión M(D) 1:3 y un

voltaje máximo de salida de 50V (limitado principalmente por los

condensadores).

• Voltaje de entrada máximo de 40V y en corriente hasta 10A. Con una potencia

nominal de 100 W y admite una potencia máxima (pico) de 200 W.

• Posibilidad de conectar dos entradas analógicas, por ejemplo para medir

temperatura e irradiancia. Solo se pondrán estos sensores en un convertidor,

como representante de la inclinación y orientación del conjunto de módulos.

Salvo que los módulos estén en diferentes planos de captación.

• Características de control:

o Frecuencia de conmutación: 62,5kHz, resolución PWM de 8,32 bits que

equivale a 319 niveles, o sea a pasos de 0,313%.

o Tiempo de toma de decisiones del algoritmo MPPT cada 10 ms equivale a

una frecuencia de 100 Hz.

o El algoritmo MPPT que ha sido incorporado es P&O (Perturb and

Observation), que ha demostrado ser el de mejor comportamiento y el de

más fácil implementación en los ensayos preliminares. El segundo mejor

algoritmo fue el de IC (Increment Conductance), la diferencia con el primero

son las oscilaciones alrededor del MPP de 0,3V y en la velocidad en alcanzar

este punto.

5.2.2 Unidad de control y supervisión – UCS

Cada GIE transfiere sus parámetros de trabajo (voltajes y corrientes de entrada y

salida y sensores) a la UCS, en donde son almacenados en dos bases de datos, la primera

con valores instantáneos y la segunda con valores históricos.

En cuando a las características de comunicación, se realiza físicamente a través de

PLC utilizando modulación FSKa, con un flujo de datos de 4800 bps. Se utiliza el protocolo de

comunicación MODBUS-RTU, el cual sigue la arquitectura de maestro-esclavo y del tipo half-

a Frequency Shift Keying, modulación por desplazamiento de frecuencia.


135

duplex. El maestro está representado por la UCS, mientras que los esclavos serán cada GIE

en el sistema. Con esto es posible conectar hasta 247 esclavos a una red MODBUS [2].

Para visualizar los datos, la UCS se conecta vía RS-232 a un ordenador en el que se

incorpora un software diseñado para este propósito.

En la Figura 5-4 [2] se muestra el aspecto interno del circuito de una UCS y las

ventanas de software de supervisión utilizado para visualizar los valores instantáneos o

históricos de cada GIE y de todo el sistema.

Figura 5-4. Aspecto interno de la UCS y el software de supervisión y control

5.2.3 Método de monitorización y detección de fallos

El objetivo principal del método es identificar los estados de operación de los

convertidores y detectar los posibles fallos de funcionamiento.

La información proporcionada por la UCS es utilizada para realizar un análisis

posterior, que permite emitir diagnósticos sobre el funcionamiento de cada convertidor y del

módulo fotovoltaico asociado. Este sistema tiene la capacidad de acceder a la información

directamente o actuar sobre un determinado GIE (desconexión).

El análisis se realiza mediante un algoritmo de decisiones, que compara

constantemente determinados parámetros eléctricos respecto a un valor de referencia u

otros parámetros. Permite comprobar una determinada situación del sistema, que puede

concluir con una acción específica en la UCS (por ejemplo, almacenar este estado en el

historial o activar una señal de alarma) o en un GIE (por ejemplo, deshabilitar su

funcionamiento) o continuar evaluando otra situación.

5.2.3.1 Parámetros de interés

Los parámetros necesarios para llevar a cabo el algoritmo son:


136

• Corriente y voltaje de entrada de cada GIE, que son los correspondientes al

módulo asociado: Iij y Vij (“i” se refiere al número de referencia del GIE de la fila

en serie y “j” los correspondientes al número de GIE en paralelo (para una sola

rama j=1)).

• Corriente y voltaje de salida del GIE: Ioij y Voij

• Relación máxima de conversión M(D)MAX. Este parámetro esta almacenado

internamente en la memoria del convertidor.

• Irradiancia y temperatura de célula mediante sensores externos conectados a un

determinado GIE del sistema: G y Tc. En caso de haber módulos con diferente

inclinación y/o orientación se añadirían más sensores y el subíndice “i”.

De los parámetros anteriores se pueden extraer los siguientes:

• Voltaje de entrada del generador fotovoltaico VGj, siendo “j” cada string en el

generador:

Gj ij

i

V V=∑ (5.1)

• Corriente de salida de cada rama de GIEs en serie IOSj que corresponde a

cualquier valor IOij con el mismo subíndice “j” (cada string de convertidores en

serie).

• Voltaje V* y corriente I* del módulo en CEM. Cada GIE se calibra

automáticamente antes de la puesta en marcha del sistema y cada cierto tiempo

durante su funcionamiento. Sirve para almacenar en su memoria los parámetros

eléctricos de su módulo asociado en CEM. Las condiciones de medida serán las

mismas que las expuestas en el capítulo 3, sección 3.3.1.4. Por tanto, las

expresiones utilizadas por cada GIE para calcular los parámetros de voltaje V* y

de corriente I* son:

( )*

ST C C· · 25 [ºC]V V Tβ= + − (5.2)

2

*

2

1000[W/m ]·

[W/m ]I I

G= (5.3)

Donde NST, corresponde al número de células en serie teórico, que es

calculado a partir de la relación entre el voltaje de máxima potencia del

módulo y el voltaje de máxima potencia de la célula Vmc, cuyo valor puede

ser conocido para células de silicio cristalino corregido a la temperatura de

célula TC. Se describe entonces NST de la siguiente forma:

( )

MEDST

C C0,47 · 25

V

T=

+ −β (5.4)


137

El voltaje de 0,47 V corresponde al valor promedio típico de Vmc, y que corresponden

a los valores de catálogo de 107 módulos comerciales de varios fabricantes [3],

considerando una desviación típica del 2,4%. La aproximación de NST implica una desviación

del 0,8% en el cálculo de V* a TC=60 ºC (caso peor, reduciéndose al disminuir la

temperatura). βc corresponde al coeficiente de variación del voltaje con la temperatura de la

célula, cuyo valor ha sido tomado como -2,3 mV/ºC para silicio cristalino.

5.2.3.2 Algoritmo de diagnóstico y detección de fallos

El algoritmo desarrollado consiste en que cada GIE transmite sus parámetros

eléctricos y un determinado estado de funcionamiento a la UCS. El estado puede ser

relacionado con la operación normal del dispositivo o un fallo debido al propio convertidor, al

inversor o al generador fotovoltaico.

A continuación se definen los estados de operación normal del convertidor:

• MPPT: El convertidor trabaja en las óptimas condiciones de funcionamiento; es

decir, sin que se produzcan desacoplamientos de corrientes.

• MPPT DEC I: El convertidor trabaja óptimamente con un desacoplamiento “DEC”

en corriente “I” dentro de los rangos de operación permitidos.

• MPPT DEC V: El convertidor trabaja óptimamente con un desacoplamiento “DEC”

en voltaje “V” dentro de los rangos de operación permitidos.

• G LOW: Estado de baja irradiancia por debajo de 100 W/m2. Indica que hay una

situación de inestabilidad del sistema. El inversor está verificando si hay

disponible a su entrada una corriente mínima para conectarse a la red. Todos los

convertidores están encendidos y esperan un voltaje estable para inyectar

corriente al bus de DC.

Estado de operación crítico:

• M(D)MIN: El convertidor ha superado la mínima relación de conversión. Esto

quiere decir que el convertidor que ha emitido este parámetro ha dejado de

inyectar corriente al sistema por un desacoplamiento localizado.

• M(D)MAX: El convertidor ha superado la máxima relación de conversión. Se

considera, en la mayoría de los casos, una situación crítica para todo el sistema,

donde varios convertidores conectados al mismo string pueden estar trabajando

en éstas condiciones.

Sistema no operativo o fallos que requieren intervención del operador o incluso

reparación:

• Inverter V: El inversor no pone voltaje al sistema cuando la irradiancia está por

encima de 100 W/m2.


138

• DEC Total: Existe un desacoplamiento crítico en todo el sistema. Debido

normalmente a una sombra que abarca más de la mitad de los módulos del

string.

• DEC Local: Desacoplamiento local. El módulo no puede entregar suficiente

corriente al convertidor para que éste pueda entregar corriente al sistema. Puede

deberse también a un fallo interno del dispositivo.

• Failure MPPT: Fallo interno del convertidor o convertidores del mismo string. El

convertidor o los convertidores no entrega(n) corriente debido a condiciones

anómalas de funcionamiento interno.

• Failure read: El convertidor no puede leer datos externos, ya sea por un

problema de comunicaciones o recepción de la trama de datos incorrecta.

5.2.3.2.1 Algoritmo de calibración

Previo a la puesta en marcha de la instalación, durante un día completamente

despejado y para unas condiciones de irradiancia G >700 W/m2, se procede a realizar la

calibración de los convertidores con los parámetros eléctricos de sus módulos asociados y el

voltaje impuesto por el inversor. Para realizar esto, todos los convertidores se conectan al

sistema, así como el sensor de temperatura de célula e irradiancia a uno de ellos. Los

módulos deben estar completamente limpios y sin sombras. El operador, desde la UCS,

comprueba entonces que el sistema está trabajando correctamente y verifica los voltajes y

corrientes de entrada y salida de cada convertidor y de todo el sistema.

Figura 5-5. Diagrama de flujo correspondiente al algoritmo de calibración del convertidor

MODO CALIBRACIÓN

G>700 W/m2

Lee G,Tc,VOi FFAAIILLUURREE READ

3

GG LLOOWW

• Lee Vi, Ii y extrapola CEM -> Im*, Vm*. • Lee VO, IO y Calcula Eficiencia -> ηCONV = PO/Pi • Lee VOi y calcula voltaje de inversor -> VINV=ΣVoi.

Almacena datos en memoria con fecha y hora. Envía datos a la UCS

FIN MODO CALIBRACIÓN


139

El operador, desde la UCS, envía una señal de modo de calibración a todos los

convertidores. En este instante la UCS recibe la señal de confirmación de este estado de

cada uno de los convertidores y a continuación la UCS lee G y Tc de los respectivos sensores

para que quede a disposición de los convertidores.

Durante esta calibración cada convertidor realiza las siguientes tareas:

• Lee G, Tc, Vi, Ii, Vo e Io y extrapola a condiciones estándar (indicado como “*”)

los parámetros eléctricos Im* y Vm

* del módulo al cual fue conectado y almacena

los datos en una posición de la memoria flash interna con fecha y hora. Este

procedimiento fue expuesto en la sección 5.2.3.1.

• Lee el voltaje impuesto por el inversor Vinv como OiV∑ y lo almacena en

memoria.

• Calcula la eficiencia del convertidor ηCONV = PO/Pi y lo almacena en memoria.

El diagrama de flujo del modo de calibración se muestra en la Figura 5-5.

5.2.3.2.2 Algoritmo de estados de operación

La Figura 5-6 muestra el diagrama de flujo del algoritmo de estados de operación del

convertidor. Se detallan las operaciones de decisión, las cuales terminan con el envío a la

UCS del estado de operación específico del convertidor o el vínculo a la rutina de atención de

fallos expuesto en la Figura 5-7.

Figura 5-6 Diagrama de flujo de los estados de operación del convertidor

STATUS MODE

Lee G,Tc,VOi FFAAIILLUURREE RREEAADD

VO/V<M(D)MAX

3

G > 100 W/m2 GG LLOOWW

MM((DD))MMAAXX

Failure 2

0

VO ≤ V

Failure 3

MM((DD))MMIINN

0

IO>0 Failure 1

Lee Vi, Ii y extrapola Im* y Vm* a Im y Vm

Ii > 0,9·Im MMPPPPTT DDEECC II 0

Vi > 0,9·Vm

MMPPPPTT DDEECC VV 0

MMPPPPTT OOPPTT 0

IO>0

0

IO>0

Condición normal de funcionamiento


140

Figura 5-7 Diagrama de flujo de la rutina de detección de fallos del convertidor

El proceso de “estado de operación” consiste en los pasos que se explican a

continuación, basado en el algoritmo que se muestra en la Figura 5-6 y Figura 5-7. Es

importante recordar que el algoritmo se aplica a cada convertidor y se compara en algunos

casos con la totalidad del sistema.

Por convención, en los rombos de toma de decisión, continúa el proceso a la derecha

si no cumple la condición, y hacia abajo si cumple. La primera verificación se realiza en la

lectura de G, TC y de los voltajes y corrientes de entrada y salida del convertidor,

considerando que los de entrada corresponden a los mismos de salida del módulo asociado.

En caso de que el convertidor no pueda leer los datos, éste emite un mensaje de error de

lectura y se inicia un conteo acompañado de un retardo. Si se presenta más de tres veces, el

algoritmo termina, con la forma de un circulo y un cero “0”.

En caso de poder leer los datos, se verifica la máxima relación de conversión del

convertidor, debido a que es el parámetro más crítico del sistema. Si los convertidores

sobrepasan la máxima relación de conversión, en el caso de decisión con un NO, se

presentan varias situaciones críticas a evaluar. Al empezar y finalizar el día, con G<100

W/m2, los convertidores MPPT se encenderán primero y el inversor no pondrá voltaje a su

entrada hasta verificar (realizando varios intentos) que hay suficiente corriente para

arrancar; en esta circunstancia los convertidores tendrán un voltaje de salida máximo, y se

cumplirá que M(D)>M(D)MAX. Si se presenta esta situación en el transcurso del día, podrá

identificarse si hay un desacoplamiento que está afectando a todo el sistema, si hay un fallo

proveniente del generador o si procede del convertidor. Para esto se comprueba primero la

existencia de una corriente de salida, en caso positivo el convertidor trabaja a la máxima

relación de conversión, en caso contrario se evalúa en el algoritmo de fallos (Figura 5-7) si

esta situación está presente en los demás convertidores considerándose como crítica de

FAILURE ROUTINE

Failure 1 Failure 2

Failure MPPT

ΣIO>0

DEC TOTAL INVERTER V

Failure 3

DEC Local

Failure MPPT

END STATUS MODE 0

ΣVO>VINV ΣIO>0


141

desacoplamiento “DEC TOTAL”. En caso negativo, se evalúa el voltaje de salida para verificar

si el problema proviene de falta de voltaje del inversor. Si el voltaje es positivo se presenta

una situación incoherente y se considera un fallo del convertidor.

Como se observa en el algoritmo, si M(D)<M(D)MAX y el voltaje de salida del

convertidor es mayor que el del módulo asociado, entonces el convertidor está en una

condición normal de funcionamiento. En caso contrario se verifica si la corriente del

convertidor es positiva, lo que indica que el convertidor está trabajando en el límite M(D)MIN.

Si éste no entrega corriente y se confirma que no hay corriente en los demás convertidores,

se considera que hay un fallo en el convertidor.

El convertidor está en condiciones normales de funcionamiento, cuando se cumple

que: VO/Vi<M(D)max, VO>Vi y IO>0. Sin embargo, puede presentarse dos posibilidades a

evaluar: la primera ocurre cuando el convertidor posee un desacoplamiento en corriente

“MPPT DEC I”; en el que se compruebab que, una vez extrapolada la corriente Im*

(almacenado en memoria) del módulo de las CEM a las condiciones de operación Im, es

menor que la corriente medida I; la segunda posibilidad ocurre cuando hay un

desacoplamiento en voltaje “MPPT DEC V”; y esto sucede cuando, una vez extrapolado el

voltaje Vm* (almacenado en memoria) del módulo de las CEM a las condiciones de operación

Vm, es menor al voltaje medido Vi. Las expresiones utilizadas para extrapolar de las CEM a

las de operación, tanto para la corriente como el voltaje, son las siguientes:

2

*

m m

1kW/m·I IG

= (5.5)

m m C ST* · ·( 25)C

V V T= + −β (5.6)

donde, NST se calcula de la expresión (5.4) y βc se considera como 2,3 mV/ºC.

5.2.4 Viabilidad económica e implementación práctica

El objetivo inicial de este proyecto GENIUS, en el marco del cual se desarrolla la

tesis, es diseñar e implementar un prototipo que sea viable comercialmente por debajo del

euro por Wp. El análisis de viabilidad económica, limitado al GIE, se muestra en la Tabla 5-1

[2]. Como se puede apreciar, solo en la fase del prototipo (para una unidad), el precio para

un GIE de 100W ronda los 90€, lo cual representa menos del euro por Wp. Si se considera

una producción en serie, por ejemplo para mil unidades, el precio se reduce hasta los 0,53

€/Wp. Por tanto, la viabilidad económica parece estar asegurada, sin tener en cuenta las

ventajas que trae el nivel de mejora en la potencia de entrada, como se verá en la etapa de

ensayos.

b Se toma una variación del 10% en la medida con el objeto de garantizar la incertidumbre del valor medido, calibración, efectos de mismatch, suciedad, entre otros.


142

Tabla 5-1 Análisis de viabilidad económica para cada GIE

5.3 Ensayos individuales modulo-convertidor

En este apartado se exponen los resultados obtenidos de la primera etapa de ensayos

correspondiente a la medida y la caracterización del sistema módulo-convertidor. Cuyo

objetivo es estudiar el comportamiento e integración del prototipo GIE de convertidor MPPT

elevador en módulos fotovoltaicos individuales.

Para estos ensayos se utilizó la siguiente instrumentación:

• Cuatro convertidores GIE MPPT elevadores denominados GIE-01, ..., GIE-04.

• Los módulos utilizados y que son acoplados al los GIE son el I-94/12

(denominados MA.Gen.1 ... MA.Gen.4) y el I-75R/12 (denominados MAS.Gen.1

... MAS.Gen.4).

• Módulos calibrados para la medida de irradiancia I-106/4 (Ref. IES: MA4.5) y de

temperatura de célula (Ref. IES: MA4.2).

• Carga Capacitiva para la caracterización I-V y P-V de convertidores MPPT. Este

instrumento fue expuesto en el capítulo 3 “Caracterización de generadores

fotovoltaicos”, y tiene la capacidad de adaptarse a las características del ensayo.

• DataLogger Agilent 34970A, para la adquisición de las tensiones y corrientes de

entrada y salida del GIE y las condiciones de irradiancia y temperatura.

• Multímetros Fluke. Comprobación de tensiones y operación correcta de la carga

capacitiva.

5.3.1 Caracterización I-V y P-V del GIE

En esta etapa de medidas se realiza la caracterización del prototipo convertidor MPPT.

En el anexo I, se describe el método de medida utilizado para caracterizar convertidores

MPPT.


143

Figura 5-8. Diagrama de bloques del sistema módulo-GIE-Carga para la caracterización del convertidor MPPT

En la Figura 5-8, se muestra el diagrama de bloques del sistema Módulo-GIE-Carga

utilizado en las medidas, en el que se indican los parámetros correspondientes medidos de

corriente y voltaje de entrada y salida del convertidor, a los que se añaden los sensores de

irradiancia y temperatura de célula. Estos seis parámetros fueron medidos utilizando un

Datalogger Agilent. También se pueden observar las fotografías de la instalación del sistema

módulo/convertidor GIE en la Figura 5-9.

Figura 5-9. Fotografías de la instalación del sistema módulo convertidor GIE utilizado para las medidas.

Se añade externamente una batería de condensadores con una capacitancia total de

0,3 faradios a 100 V. La razón de usar grandes capacitancias está en obtener el mayor

tiempo posible de carga; con el objeto de proporcionar al convertidor el tiempo necesario

para que pueda buscar el punto de máxima potencia. El cálculo de la capacitancia se puede

obtener de la expresión (7.6) del anexo I, donde se expresa la capacitancia en función del

voltaje Vm y corriente del módulo Im, la máxima relación de conversión M(D)max, la

resistencia del condensador Rc y el tiempo de barrido Tb. Las características eléctricas

medidas del módulo MA.Gen (I-94/12) se toman a unas condiciones de medida cercana a los

500 W/m2 y 60 ºC de temperatura de célula. De acuerdo a la simulación realizada en el

apartado 4.3.3 del capítulo 4, el tiempo máximo que necesita el MPPT es de 250 ms; para

unos 10 segundos de duración del barrido sería suficiente para dar tiempo al MPPT a seguir

el MPP y obtener la mayor cantidad de puntos posible con el mínimo de capacitancia. De

estos datos resulta,

IM=Vsh/Rsh Vsh VM Vsh

Io=Vsh/Rsh

Vo

+ +

Adquisición de datos mediante datalogger

Agilent 34970A y PC

6 canales

de entrada

Cabe

interfase Ordenador

y software


144

2 1 2mmax

m

3· ( ) c · ·(2,5) ·10 0,32

15b

I AC M D R T s F

V V

− − −

= + = =

Los resultados de la medida se exponen en la Figura 5-10, donde se puede apreciar

tres curvas, las curvas I-V y P-V del convertidor GIE-03 y la curva P-V del módulo MA.Gen.3.

La medida fue realizada a 500 W/m2 y 58 ºC de temperatura de célula. Se puede apreciar en

la gráfica que a pesar de que el muestreo es constante, se obtiene menor resolución de

puntos al inicio de la carga del condensador que al final, esto se debe al comportamiento

exponencial de carga del condensador. Esto implica que la respuesta del convertidor ante el

cambio de voltaje será mayor al final que al principio del barrido, lo que explica la

inestabilidad al inicio del barrido.

La zona mas importante de la gráfica es la correspondiente a la curva P-V del

convertidor en la zona donde se mantiene constante la potencia máxima, es decir, donde el

MPPT mantiene esta potencia a medida que aumenta el voltaje de salida impuesto por la

carga del condensador. Se observa además que durante este proceso, en la curva P-V del

módulo, su voltaje y potencia se mantienen constantes a 14,4 V y 40 W respectivamente,

demostrando así la correcta operación del GIE como convertidor MPPT. Finalmente, la curva

P-V del convertidor comienza a caer cuando supera la máxima relación de conversión

M(D)MAX = 2,5 a un voltaje de 33,5 V, de esta forma se comprueba el límite impuesto de

operación del convertidor. Se observa también en la gráfica que, para la curva I-V del

convertidor, la zona MPPT corresponde a la forma típica de una hipérbola que describe el

comportamiento del convertidor elevador, acorde con lo tratado en la sección 4.2.1.3. del

capítulo 4. A priori, es posible también conocer la eficiencia del convertidor, que para estas

condiciones particulares de medida fue del 88%, como se presenta en la tabla añadida a la

derecha de la figura.

Figura 5-10 Característica I-V y P-V del convertidor MPPT elevador GIE

Característica I-V y P-V del Convertidor + Módulo

(GIE-03 + MA.Gen.3)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

V (V)

I (A

)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

P (

W)

I-V Convertidor

P-V del convertidor

P-V MóduloMPPT a Po cte

M(D)max = 33.5V/13.4V = 2.5

Hipérbola típica de un MPPT elevador

Módulo a Pm cte

Fecha 29/06/2006Hora 17:52G (W/m2) 500Tc(ºC) 58

Pm (W) 39,7Vm (V) 13,4Im (A) 2,98

Pm (W) 35,0Vm (V) 32,5Im (A) 1,08Efic(%) 88,1%

Condiciones de medida

Módulo

Características medida

Convertidor

En estabilidad (MPPT a Pm cte)


145

5.3.2 Curva de eficiencia vs radiación durante un día típico de verano

La curva de rendimiento frente a la potencia de salida de un convertidor es el mejor

modo de ver como se comportará en una gran variedad de situaciones. El objetivo de este

ensayo es observar su comportamiento durante un día despejado de verano en condiciones

reales de operación.

El ensayo consiste en conectar al módulos MPPT una carga resistiva fija, cuyo valor

ha sido calculado de tal forma que M(D)=2,5. De acuerdo al análisis teórico realizado en la

sección 4.2.1.3 del capítulo 4, M(D) es proporcional al incremento de la potencia del módulo,

por lo cual debe calcularse la impedancia Z para la máxima potencia alcanzada. Para esto se

utiliza la siguiente expresión:

2m

m

· ( )V

Z M DI

= (5.7)

De las medidas de caracterización realizadas en el capítulo 3 para el módulo I-94

Im=6A y Vm=15V que para Tc=50ºC será Vm=13.1V, por tanto Z=14 Ω.

En la Figura 5-11 se muestra el resultado gráfico de la eficiencia del convertidor en

función de la irradiancia medida en cada punto. A baja irradiancia el convertidor consigue

mejor rendimiento, esto se debe principalmente a las pérdidas por conducción en los

dispositivos electrónicos de potencia que aumenta de manera proporcional con la corriente.

Es lógico pensar que para calcular la eficiencia europea de este convertidor sería

necesario medir la potencia del convertidor hasta alcanzar su potencia nominal teórica de

100 W. Sin embargo, por ser un prototipo, éste valor de potencia nominal es de carácter

orientativo y ha sido calculado tomando como referencia las especificaciones de los

componentes electrónicos en cuanto a la máxima potencia constante que pueden soportar.

Por lo tanto, el cálculo de la eficiencia que se expone a continuación es también de carácter

orientativo, tomando como referencia la máxima potencia entregada por el módulo I-94/12

de 84 W a unas condiciones de 935 W/m2 y 53.5 ºC de temperatura del módulo.

La definición de la eficiencia europea, está expuesta originalmente [4] como:

EUR 5 10 20 30 50 1000.03 0.06 0.13 0.1 0.48 0.2= η + η + η + η + η + ηη (5.8)

donde η5 representa la eficiencia correspondiente al 5% de la potencia de entrada del

convertidor, así de igual forma para los demás factores. Teniendo en cuenta la

interdependencia entre los valores de eficiencia a las diferentes potencias, la expresión se

puede simplificar [5], llegando a:

EUR 10 50 1000.2 0.6 0.2= η + η + ηη (5.9)

Utilizando esta última expresión y tomando los datos de medida de la curva de

eficiencia vs irradiancia, se llega al cálculo de la eficiencia del convertidor GIE de la siguiente

forma:


146

EUR GIE 0.2·0.74 0.6·0.91 0.2·0.87 87%−

= + + =η

Este dato de eficiencia ha sido contrastado con los resultados realizados en los

laboratorios de ensayo de la empresa Robotiker [2], llegando a resultados cercanos al 88%.

También puede comprobarse éste valor con los resultados expuestos en la Figura 5-10.

Figura 5-11 Eficiencia vs irradiancia del convertidor GIE

En la Tabla 5-2 se expone también una comparativa entre los parámetros del módulo

y del convertidor GIE. En el primer caso se eligen las potencias máximas y mínimas

entregadas por el módulo y se comparan los parámetros del convertidor, se observa que la

relación de conversión aumenta a potencias mayores (con esto se comprueban los resultados

de simulación tratados en el capítulo 4), como también que la eficiencia máxima no se

alcanza a la potencia máxima entregada. En el segundo caso, se eligen las eficiencias mayor

y menor del convertidor y se comparan sus parámetros, llegando a que la mayor eficiencia

alcanzada por el convertidor se consigue puntualmente a aproximadamente el 17% de la

potencia máxima entregada por el módulo.

Tabla 5-2 Comparativa entre parámetros del módulo FV y el GIE.

.

GIE-E 04 Z= 14Ω14Ω14Ω14Ω

W/m 2

P (W) V (V) I (A) P (W) V (V) I (A) ηηηη M(D) Pmax 79.31 13.66 5.81 67.26 29.66 2.27 84.8% 2.2 954

P V I P V I Pmin 2.50 5.21 0.48 1.75 4.79 0.37 70.3% 0.9 944

P V I P V I

W/m 2 ηηηη P (W) V (V) I (A) M(D) P (W) V (V) I (A)

η η η η max 94.51% 13.18 13.17 1.00 1.1 13.94 12.18 1.14 213 ηηηη P V I P V I

η η η η min 65.43% 1.20 3.96 0.30 0.9 1.83 4.42 0.41 60

η η η η media : 88.0%

Respecto a la eficiencia del convertidor Módulo Convertidor

Eficiencia vs Irradiancia Respecto a la potencia del módulo

Modulo Convertidor

Eficiencia vs Irradiancia

GIE-04 (Z = 14ΩΩΩΩ )

R2 = 0.9154

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0 900.0 1000.0

W/m2

Efi

cie

ncia Medida

Aproximación polinómica


147

5.4 Ensayo de convertidores interconectados a un sistema convencional

Acorde a lo tratado en el capítulo 4, los convertidores MPPT elevadores tiene la

topología ideal para ser conectados en serie a un sistema fotovoltaico conectado a red

convencional, pues con pocos módulos fotovoltaicos pueden llegar fácilmente a las tensiones

adecuadas de entrada de un inversor de conexión a red.

Para los ensayos se dispone únicamente de cuatro convertidores GIE, con lo cual es

necesario un inversor comercial de conexión a red que soporte tensiones de entrada a partir

de 80V, y que además pueda tener la posibilidad de anular su MPPT y configurar su entrada

a un voltaje constante. En el mercado es difícil encontrar un inversor con estas

características, siendo el Sunny Boy SB 700 de la empresa SMA el único modelo comercial

conocido que se ajusta perfectamente a las condiciones necesarias para esta etapa de

ensayos.

5.4.1 Sistema de medida e instrumentación utilizada

El sistema utilizado en esta etapa de ensayos es el que se muestra en la Figura 5-12.

Está compuesto por cuatro módulos fotovoltaicos con sus respectivos convertidores GIE

conectados en serie y éstos a su vez a la entrada del inversor SB 700 conectado a la red

eléctrica.

El modelo de módulo utilizado es el I-70R/12 de Isofotón, cuyas características

eléctricas fueron medidas y expuestas en el capítulo 3. Los módulos MPPT se instalaron sobre

una estructura metálica inclinada 45º respecto a la horizontal y orientada al sur.

Son 16 los parámetros que se miden; 8 corresponden a los voltajes y corrientes de

los módulos fotovoltaicos; 4 a los voltajes de salida de los convertidores; 2 al voltaje y

corriente del sistema; y por último, la medida de la irradiancia y temperatura de célula a

través de dos módulos calibrados en corto circuito y en circuito abierto respectivamente

como se muestra en la Figura 5-13. Para medir estos parámetros se utiliza un datalogger

Agilent 34970A que tiene capacidad de conectar hasta 22 canales analógicos. Tanto las

corrientes del sistema como la correspondiente a la medida de la irradiancia han sido

medidas mediante shunts de 25 mΩ.


148

Figura 5-12 Esquema de conexión y parámetros eléctricos de medida del sistema compuesto por 4 convertidores GIE en serie conectados a un inversor configurado a un voltaje constante de entrada

En la Figura 5-14 se muestran las fotografías del sistema en las vistas frontal y

posterior. Se puede apreciar en la imagen de la derecha los 4 convertidores GIE puestos en

la parte posterior de cada módulo con los respectivos cables de conexión y medida, que para

16 canales medidos llegaron a ser 32 cables de señal de 1,5 mm2 y para la interconexión

eléctrica 20 cables de 4 mm2.

Figura 5-13 Instrumentación utilizada para la medida de convertidores GIE conectados a un sistema fotovoltaico conectado a la red

Adquisición de datos mediante datalogger Agilent 34970A y PC

16 canales de entrada

Cable interfase

Ordenador Y software

Sensor FV – G G=f(ISC)

Sensor FV - Tc Tc=f(VOC)

Medida de irradiancia y temperatura de célula

≈

VO1

SB 700

VINV = Cte

VO=VINV

Red

V1

MPPT M 1

GIE 1

Io=f(Vshunt)

MPPT M 2 I2=f(Vshunt)

GIE 2

MPPT M 3

GIE 3

MPPT M 4

GIE 4

V2

V3

V4

VO4

VO3

VO2

N

O INV Oi

1i

V V V

=

= =∑

I1=f(Vshunt)

I3=f(Vshunt)

I4=f(Vshunt)

+

+

+

+

+

+

+

+

+


149

Figura 5-14. Fotografías del sistema de cuatro convertidores GIE conectados en serie instalados en la estructura de medida de módulos de la terraza del IES-UPM

5.4.2 Cálculo del voltaje de entrada constante del inversor

El inversor Sunny Boy SB 700 tiene la posibilidad de anular el modo de búsqueda

MPPT y fijar el voltaje de entrada entre 75 y 150 V a través del Sunny Boy Control, como se

muestra en la Figura 5-15.

Figura 5-15 Esquema de conexión con el inversor Sunny Boy control y el inversor SB 700, para configurar el modo de voltaje constante y los niveles de voltaje de entrada

En el capítulo 4 se estudió la relación entre el desacoplamiento entre corrientes de los

módulos y el voltaje óptimo que se debe configurar el inversor; así pues, para este propósito

se utiliza las expresiones 4.60 y 4.61. Los parámetros que deben conocerse en esta

expresión son: las corrientes y tensiones en el MPP en condiciones estándar de los módulos

I-70R/12, el máximo desacoplamiento DES que puede producirse sobre un módulo

cualquiera, la máxima relación de conversión M(D)MAX permitida a los módulos no afectados

por sombras y la eficiencia del convertidor. Entonces, estos parámetros son:

• Corrientes y voltajes en el MPP a CEM de los módulos I-70R/12: Se realiza el

cálculo del valor promedio de los parámetros para los cuatro módulos medidos en

el capítulo 3, esto es:

o Im*= 4,23 A

o Vm*= 17.06 V

• Es importante recordar que el parámetro más influyente en M(D) es el voltaje Vm

del módulo y que las condiciones de medida reales se dan a temperaturas de

célula por encima de 25ºC; por lo tanto, es necesario extrapolar este parámetro

Sunny Boy Control

Inversor SB 700


150

a una temperatura de célula de 60 ºC (temperatura de operación nominal de la

célula), luego Vm(60ºC) = 14,16 V.

• Máximo desacoplamiento DES: Como el objetivo de estos ensayos es producir el

máximo desacoplamiento entre módulos, se asume el 99% (para efectos de

cálculo matemático debe ser un número ligeramente inferior al 100%).

• Máxima relación de conversión M(D)max: La máxima relación de conversión

medida fue de 2,5.

• Eficiencia del convertidor GIE: Las medidas se realizarán siempre por encima de

300 W/m2, y tomando como partida los datos medidos de eficiencia tratados en

el apartado 5.3.1, se asume ηEUR-GIE = 88 %.

Con estos datos y las expresiones 4.60 y 4.61 se trazan las curvas para localizar el

VO óptimo. La Figura 5-16 muestra el gráfico que relaciona el voltaje VO óptimo del inversor

y los máximos desacoplamientos posibles en el módulo afectado y en el resto de módulos

para mantener el margen de relación de conversión M(D) entre 1 y 2,5. Por tanto, el voltaje

óptimo que se ha puesto en el inversor para el caso expuesto es de 105 V, pues con este

valor se asegura que; por un lado, cualquier módulo puede estar completamente cubierto

por sombras sin que éste pueda afectar al rendimiento de los demás convertidores; y por

otro lado, el módulo afectado puede tener un desacoplamiento en corriente de hasta el 50%

sin que empiecen a producirse pérdidas de rendimiento en su propio convertidor.

Figura 5-16 Gráfica que relaciona el voltaje VO óptimo y el desacoplamiento de un módulo en un sistema compuesto por cuatro módulos-convertidor GIE en serie

5.4.3 Error y Eficiencia MPPT bajo condiciones estáticas

Acorde con lo estudiado en el capítulo 2 “Estado del Arte”, en condiciones normales

de funcionamiento (factor estático), los dispositivos que usan algoritmos de búsqueda para

Vo óptimo respecto al desacoplamiento sobre un módulo en un sistema de 4 módulos I-70R/12 serie

para M(D) [1;2,5]

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150

Vo (V)

DE

S n

orm

alizad

o =

1-D

ES

Vo vs (1- DES) para el

módulo afectado

Vo vs (1-DES) para el

resto de módulos


151

encontrar el punto de máxima potencia, tienden a moverse constantemente alrededor de ese

punto óptimo haciendo operar al generador en el MPP solo por algunos segundos. Este

ensayo tiene como objetivo, en primer lugar, verificar el error MPPT en voltaje y corriente

producido por las oscilaciones de búsqueda de los convertidores en condiciones estáticas, es

decir, con el generador libre de sombras y sin cambios en las condiciones de irradiancia y

temperatura; en segundo lugar, calcular la eficiencia MPPT del convertidor con el objeto de

verificar la desviación de potencia respecto a la máxima extraída por el generador.

El sistema de medida utilizado para el ensayo es el mismo de la sección 5.4.1, como

puede verse en la Figura 5-17, pero en el que se añade la medida independiente y casi-

simultánea de la curva I-V del generador. Tiene como objetivo comparar la potencia total de

entrada Pi del sistema de convertidores y la máxima disponible en el generador Pmg, que se

define aquí como factor de mejora, FM,

i

m

mg

PF

P=∑

(5.10)

Figura 5-17 Sistema de selección de conexiones mediante interruptores para independizar las medidas de la potencia del sistema con convertidores y la disponible en el generador.

En la Tabla 5-3 se muestran los resultados de las medidas realizadas. En la primera

tabla de resultados se exponen los parámetros eléctricos de la curva I-V del generador en el

punto de máxima potencia, y en la siguiente los resultados de la medida casi-simultánea de

MPPT MPPT MPPT MPPT

S1 S1 S1 S1

S2 S2 S2

≈ SB 700 VINV = Cte

S1=”0” y S2=”1” Medida curva I-V del generador mediante carga capacitiva

S1=”1” y S2=”0” Medida de los convertidores conectados al inversor

Red


152

los parámetros de entrada y salida del sistema de cuatro módulos MPPT en serie. Como

resultado se muestra el cálculo de la eficiencia y error MPPT estático. El tiempo entre ambas

medidas fue menor a 4 minutos, que corresponde al necesario para realizar el cambio de

conexiones y llevar a cabo el barrido de la curva del generador.

Como se estudió en el capítulo 4, los resultados de simulación con el programa

Simulink mostraron que el tiempo máximo de respuesta del convertidor para buscar el punto

de máxima potencia es de aproximadamente 250 ms; por tanto, se estima que el tiempo de

muestreo para este ensayo de 1 segundo, es suficiente para asegurar que cada convertidor

está trabajando en su MPP óptimo.

Los resultados recogidos en la Tabla 5-3 muestran, en primer lugar, un claro factor

de mejora del 3%, valor que indica la corrección del efecto de mismatch de los módulos. En

segundo lugar, el cálculo del error MPPT indica la diferencia relativa entre el valor de voltaje

y corriente del sistema y el del generador, arroja como resultado el ±1,3%, tanto para la

corriente como para el voltaje; esta igualdad se debe a la compensación entre corrientes y

voltajes de los convertidores cuando éstos oscilan individualmente alrededor del MPP,

obteniendo en su conjunto una potencia total que se desvía ligeramente en entre ±0,4%; es

decir, el rango total indica un 0,8% en pérdidas debido a las oscilaciones del MPP del

sistema.

Tabla 5-3 Resultados de medida de cuatro convertidores GIE interconectados en serie, donde se compara su eficiencia y error MPP respecto a la curva característica I-V del generador fotovoltaico formado por los módulos asociados a los convertidores

Como conclusión, este ensayo muestra que el factor de mejora usando los

convertidores en cada módulo ha demostrado ser un 3% más que el obtenido usando un

inversor comercial (considerando una eficiencia MPPT igual a la unidad) conectado al mismo

generador. Y que los errores MPPT estático o pérdidas producidas por las oscilaciones

alrededor del MPPT son muy parecidas a las obtenidas por un inversor comercial, que según

la bibliografía [6][7] son del orden del 1% (para potencias de DC mayores al 40%).

Tc (ºC) W/m2

15/05/2007 13:28:10 54 935 58.8 3.80 225

Tc (ºC) W/m2V (V) I (A) P (W) Fm εεεεMPPT,V εεεεMPPT,I V (V) I (A) P (W) ηηηηGIE

15/05/2007 13:24:01 52 930 60.2 3.86 232 3% 2.3% 1.5% 105 1.93 203 87%15/05/2007 13:24:02 52 931 60.2 3.85 232 3% 2.4% 1.4% 105 1.94 204 88%15/05/2007 13:24:03 52 930 60.3 3.86 233 4% 2.6% 1.6% 105 1.93 203 87%15/05/2007 13:24:04 52 931 60.5 3.84 232 3% 2.9% 0.9% 105 1.93 203 87%15/05/2007 13:24:05 52 931 59.4 3.91 232 3% 1.0% 2.9% 105 1.93 203 88%15/05/2007 13:24:06 52 930 60.6 3.85 233 4% 3.0% 1.4% 105 1.93 203 87%15/05/2007 13:24:07 52 930 58.7 3.94 231 3% -0.2% 3.6% 105 1.91 201 87%15/05/2007 13:24:08 52 931 59.7 3.90 233 3% 1.5% 2.5% 105 1.93 203 87%15/05/2007 13:24:09 52 931 61.0 3.80 232 3% 3.7% 0.1% 105 1.93 202 87%15/05/2007 13:24:10 52 930 60.6 3.85 233 4% 3.0% 1.4% 105 1.92 202 86%15/05/2007 13:24:11 52 930 61.3 3.78 232 3% 4.3% -0.5% 105 1.92 202 87%15/05/2007 13:24:12 52 931 61.3 3.77 231 3% 4.2% -0.9% 105 1.92 202 87%

Desviaciones (±%) 0.4% 1.3% 1.3%

Condiciones de medida V (V) I (A) P (W)

Convertidores GIE

SALIDA SISTEMA

CURVA DEL GENERADOR DE 4 MÓDULOS EN SERIE

FECHA y HORA

FECHA y HORA

SISTEMA DE CUATRO CONVERTIDORES GIE EN SERIE: COMPARATIVA CON LA CURVA I-V Y EFICIENCIA MPPTMEJORA (Fm) y ERROR (εεεε)

MPPT ESTÁTICO


ENTRADA SISTEMA

Convertidores GIE


153

Es también importante añadir que los errores de medida o incertidumbre del método

de medida de este ensayo están relacionados únicamente con la precisión y calibración de la

instrumentación, puesto que no se utiliza ningún método matemático de extrapolación. Por

tanto, se considera únicamente la incertidumbre de mayor peso relacionada con la precisión

del shunts y la calibración del instrumento de medida, considerando entonces el ±0,5 % de

desviación en los resultados de medida de corriente.

5.4.4 Sombreamiento progresivo sobre un módulo mediante un perfil de sombra

En este ensayo se pretende; por un lado, conocer el comportamiento del convertidor

como seguidor del punto de máxima potencia cuando el módulo es sombreado; y por otro

lado, conocer los límites de máxima y mínima relación de conversión.

La metodología de este ensayo se basa en estudios previos realizados en capítulos

anteriores. El estudio desarrollado en el capítulo 3 «Caracterización Eléctrica de Generadores

Fotovoltaicos» arroja una valiosa información teórica sobre el comportamiento de la curva

potencia-voltaje de un módulo bajo sombreamiento, en donde se observó como cambia la

característica P-V a medida que aumentaba el sombreamiento sobre una célula. Por otro

lado, las simulaciones realizadas en el capítulo 4 «Estudio de comportamiento de

convertidores MPPT en módulos y generadores fotovoltaicos» proporcionan un conocimiento

previo acerca del comportamiento teórico del convertidor en circunstancias de

sombreamiento sobre el módulo asociado.

5.4.4.1 Método de ensayo utilizado

Teniendo como base los resultados de estudios realizados en los capítulos anteriores,

ha sido posible planificar un procedimiento de ensayo que, mediante sombreamientos

localizados sobre el módulo MPPT, permite identificar los límites de operación del

convertidor.

El ensayo se realiza utilizando un perfil de sombra de 30 cm de ancho, que se hace

pasar horizontalmente sobre las tres primeras filas de uno de los módulos. De esta forma, se

puede identificar el cambio del punto de máxima potencia de la célula sombreada a la de las

células no sombreadas, de tal forma que pueda observarse el comportamiento de los

parámetros eléctricos de entrada y salida del convertidor asociado al módulo sombreado y de

los correspondientes a los demás no sombreados. En la Figura 5-18 se muestra una

fotografía del perfil de sombra pasando a través de la primera fila de un módulo durante los

ensayos, donde se observa el instante en el que cubre el 50% de 3 células.

A continuación, se realizan algunas consideraciones previas respecto al cálculo del

tiempo de muestreo para la toma de datos y el error en lo resultados debido al método de

medida realizado. Se utilizan los resultados de simulación Simulink realizados en el capítulo

4, donde se puede extraer de la figura 4-30 que el tiempo máximo de respuesta del MPPT es

de aproximadamente 10 ms por cada 100 mA de cambio en la corriente; así que, el tiempo

mínimo en recorrer un perfil de sombra sobre una célula de 4 A de corriente será 4 A / 100


154

mA x 10 ms = 400 ms. Por otro lado, el tiempo mínimo de muestreo del Datalogger Agilent

para leer 16 canales simultáneamente es de 0,72 s, por tanto se estima que 1 segundo es el

tiempo suficiente para asegurar que cada convertidor trabaje en el MPP, sin que; por un

lado, el perfil de sombra induzca a errores en el MPPT debido a cambios bruscos entre

muestras; y por el otro, que el datalogger pueda leer todos los canales considerando una

medida casi simultánea. Se considera entonces que el perfil de sombra pase sobre las células

a una velocidad de aproximadamente 5 mm por segundo, que para sombrear completamente

una célula de 116 mm de anchura es de 23 segundos, esto arroja un error en el método de

medida de 173 mA por muestra que equivale al 4,3% en los resultados finales, además debe

considerarse la precisión de los shunts de medida de corriente de 0,5 %; por tanto, se

estima entonces una incertidumbre del ±4,3%.

Figura 5-18 Fotografía que muestra el paso de un perfil de sombra sobre un módulo cubriendo el 50% de 3 células

5.4.4.2 Análisis de resultados

En la Tabla 5-4-A y Tabla 5-4-B se muestran los resultados del ensayo. Se detalla en

las primeras columnas la huella dejada por el perfil de sombra, se indica en porcentaje de

sombreamiento sobre cada zona de influencia de los diodos de paso del módulo M1 asociado

al convertidor GIE 1 y se indica el diodo “D1” y “D2” correspondiente a la zona donde entran

en funcionamiento. En la columna siguiente se muestran las condiciones de medida de la

irradiancia y la temperatura de célula, a continuación se exponen los parámetros eléctricos

de salida del sistema total y finalmente los parámetros respectivos de entrada y salida de

cada uno de los convertidores, éstos se muestran separados en la Tabla 5-4-A para los

convertidores GIE 1 y GIE 2 y en la Tabla 5-4-B para los convertidores GIE 3 y GIE 4.

Como el sombreamiento se realiza sobre el módulo del convertidor GIE 1, bastará

con observar únicamente la Tabla 5-4-A, puesto que allí aparecen reflejados los efectos en el

convertidor GIE 1, y el GIE 2 servirá como representante del efecto del resto de

convertidores (los cambios son muy parecidos para los convertidores GIE 3 y GIE 4).

El primer análisis se realiza estudiando el sombreamiento progresivo sobre la primera

fila, que como se había estudiado en el capítulo 3, fuerza a actuar al diodo de paso “D1”

creándose dos puntos de máxima potencia (MPP). Al observar los parámetros de voltaje y


155

corriente del módulo M1, se puede identificar como a partir del 50% de sombreamiento, el

MPP absoluto comienza a desplazarse hacia el MPP del lado no sombreado, y a partir del

70% pasa completamente. Este efecto hace que el voltaje disminuya hasta la mitad y la

corriente vuelva a recuperar el valor previo antes de que se produjera el sombreamiento. Se

puede identificar también este efecto desde otro punto de vista a través de la relación I/Ir

normalizada, que corresponde al porcentaje de desacoplamiento de corriente del módulo, y

que representa la diferencia entre la corriente actual medida “I” y la corriente de referencia

“Ir” sin sombreamiento cuyo valor es 3,46 A. Bien, pues a medida que aumenta el

porcentaje de sombreamiento, lo hace también la relación I/Ir (debido a la relación directa

entre la irradiancia y la corriente), entonces ésta relación deja de ser coincidente con el

sombreamiento justo cuando el MPP empieza a moverse hacia la zona del módulo no

sombreado, y se hace igual a cero cuando las dos corrientes coinciden.

A modo de resumen, al 75% de sombreamiento sobre alguna célula o varias células

de la primera fila del módulo M1, el diodo de paso D1 se encuentra polarizado en directa, la

potencia generada del módulo se ha reducido a la mitad y el MPPT del convertidor GIE 1 se

encuentra trabajando a la corriente máxima del módulo y a la mitad su voltaje.

En este primer estudio se puede también observar que al 50% de desacoplamiento el

convertidor GIE 1 llega a la relación de conversión mínima M(D)=1 tal y como se había

previsto con el método de cálculo del voltaje del inversor expuesta en la sección 5.4.2,

considerando también que los convertidores no afectados no alcanzan la máxima relación de

conversión situándose justo por debajo del 2,5.

También se observa, como era de esperar, que el sombreado progresivo de una

célula o conjunto de células de la segunda fila sobre el mismo diodo de paso “D1” no afecta a

la potencia generada por el módulo ni al funcionamiento MPPT del convertidor. El efecto de

disminución de la corriente del módulo en un 3,7%, se debe principalmente a la fracción de

difusa que ha dejado de percibir el módulo al paso del obstáculo hasta alcanzar el 100% de

las dos primeras filas.

El tercer análisis consiste en identificar el efecto de sombreado sobre la tercera fila

del módulo M1, donde entran en funcionamiento ambos diodos de paso “D1” y “D2”. Se

puede observar como el porcentaje del perfil de sombra va aumentando proporcionalmente

al desacoplamiento I/Ir hasta el 50%, y a partir de allí la relación de conversión M(D) se

encuentra por debajo de la unidad y el convertidor se apaga, debido a que la potencia del

módulo no es suficiente para abastecer su consumo. En esta situación los convertidores no

afectados deben aumentar su voltaje de salida para mantener el voltaje de entrada del

inversor; por tanto, la relación de conversión aumenta hasta alcanzar 2,3, dos décimas por

debajo del valor inicialmente tomado para calcular el voltaje del inversor en la sección 5.4.2,

esto se debe a la corriente remante que sigue presente en el módulo a causa de la

componente difusa de la irradiancia.


156

Tabla 5-4-A Resultados de medida en el que se realiza un sombreamiento progresivo mediante un perfil superpuesto al módulo asociado al convertidor GIE 1, en un sistema de cuatro convertidores en serie acoplados a un inversor con voltaje de entrada constante e igual a 105V.

Tc W/m2V (V) I (A) P (W) ηηηηGIE V (V) I (A) P (W) I/Ir V (V) I (A) P (W) ηηηηGIE M(D)v V (V) I (A) P (W) V (V) I (A) P (W) ηηηηGIE M(D)v

48 843 104.9 1.81 190.1 87% 15.3 3.46 53.0 0% 25.1 1.81 45.5 86% 1.6 15.4 3.61 55.7 26.6 1.81 48.3 87% 1.7

10 48 843 104.8 1.79 187.6 87% 15.8 3.11 49.1 10% 23.9 1.79 42.9 87% 1.5 15.5 3.55 55.0 27.0 1.79 48.4 88% 1.7

20 48 844 105.0 1.75 183.6 88% 16.3 2.77 45.1 20% 22.4 1.75 39.2 87% 1.4 15.7 3.58 56.1 27.7 1.75 48.4 86% 1.8

25 48 844 104.9 1.74 182.4 88% 16.5 2.54 41.9 27% 21.4 1.74 37.2 89% 1.3 15.8 3.51 55.3 27.9 1.74 48.5 88% 1.8

30 48 844 105.1 1.71 179.5 88% 16.8 2.35 39.5 32% 20.4 1.71 34.9 88% 1.2 15.5 3.52 54.7 28.2 1.71 48.1 88% 1.8

40 48 843 105.1 1.67 175.3 88% 16.9 2.06 34.7 41% 18.4 1.67 30.8 89% 1.1 15.6 3.54 55.2 28.9 1.67 48.3 87% 1.9

50 48 844 105.1 1.59 167.3 87% 16.1 1.72 27.7 50% 15.4 1.59 24.5 89% 1.0 15.6 3.55 55.5 30.0 1.59 47.7 86% 1.9

60 48 845 105.0 1.54 161.5 87% 12.3 1.65 20.3 52% 11.6 1.54 17.8 88% 0.9 15.5 3.53 54.8 31.1 1.54 47.8 87% 2.0

70 48 846 104.8 1.56 163.2 87% 7.3 3.03 22.1 12% 11.7 1.56 18.3 83% 1.6 15.4 3.58 55.2 31.1 1.56 48.4 88% 2.0

75 48 846 105.0 1.56 163.7 87% 6.8 3.49 23.9 -1% 11.9 1.56 18.5 77% 1.7 15.3 3.61 55.3 31.1 1.56 48.4 88% 2.0

80 48 847 104.8 1.57 164.2 87% 6.8 3.52 24.1 -2% 11.8 1.57 18.5 77% 1.7 15.5 3.60 55.7 31.0 1.57 48.6 87% 2.0

90 48 848 104.9 1.57 164.2 87% 6.8 3.52 24.0 -2% 11.9 1.57 18.6 78% 1.7 15.6 3.53 55.1 31.0 1.57 48.5 88% 2.0

100 48 848 105.2 1.57 164.9 87% 6.8 3.51 24.0 -1% 11.9 1.57 18.7 78% 1.7 15.4 3.58 55.1 30.9 1.57 48.5 88% 2.0

100 48 848 105.0 1.56 164.2 87% 6.8 3.52 24.0 -2% 11.9 1.56 18.6 77% 1.7 15.5 3.62 55.9 30.9 1.56 48.4 86% 2.0

100 48 848 105.2 1.57 164.7 87% 6.9 3.48 24.1 -1% 11.9 1.57 18.6 77% 1.7 14.8 3.71 55.1 31.0 1.57 48.5 88% 2.1

100 25 48 847 104.7 1.57 164.5 87% 6.9 3.46 23.9 0% 11.9 1.57 18.6 78% 1.7 15.2 3.66 55.4 30.9 1.57 48.5 88% 2.0

100 50 48 847 104.9 1.57 164.7 87% 6.9 3.44 23.8 1% 11.9 1.57 18.7 79% 1.7 15.4 3.58 55.2 30.9 1.57 48.6 88% 2.0

100 75 48 846 104.8 1.56 164.0 86% 6.9 3.47 24.0 0% 11.8 1.56 18.5 77% 1.7 15.1 3.69 55.7 30.9 1.56 48.4 87% 2.0

100 100 48 845 105.0 1.55 163.0 87% 6.9 3.39 23.4 2% 11.7 1.55 18.2 78% 1.7 15.6 3.61 56.3 31.2 1.55 48.4 86% 2.0

100 100 15 48 845 105.1 1.55 162.7 87% 7.4 2.88 21.2 17% 10.8 1.55 16.7 79% 1.5 15.5 3.59 55.6 31.3 1.55 48.5 87% 2.0

100 100 30 48 845 104.9 1.52 158.9 87% 7.2 2.33 16.9 33% 9.1 1.52 13.8 81% 1.3 15.4 3.61 55.6 32.0 1.52 48.5 87% 2.1

90 100 40 48 844 105.0 1.51 158.1 88% 7.7 2.05 15.8 41% 8.7 1.51 13.1 83% 1.1 15.4 3.55 54.7 32.1 1.51 48.3 88% 2.1

80 100 50 48 843 104.7 1.43 149.7 86% 6.7 1.63 10.9 53% 5.6 1.43 8.0 74% 0.8 15.4 3.54 54.4 33.1 1.43 47.3 87% 2.2

60 100 70 48 844 105.0 1.37 144.1 87% 0.0 0.69 0.0 80% -0.5 1.37 -0.7 15.6 3.56 55.5 35.1 1.37 48.2 87% 2.3

50 100 80 48 844 105.0 1.37 143.5 87% 0.1 0.74 0.0 79% -0.5 1.37 -0.7 15.2 3.62 55.0 35.0 1.37 47.8 87% 2.330 100 100 48 844 105.0 1.37 143.8 87% 0.1 0.97 0.1 72% -0.5 1.37 -0.7 15.5 3.58 55.5 35.1 1.37 48.1 87% 2.3

D1 D2

Sombremiento sobre cada columna del módulo M1

GIE 2

SALIDA ConvertidorENTRADA Módulo M2 Convertidor


SISTEMA TOTAL

ENTRADA Módulo M1Salida Convertidores GIE

GIE 1


157

Tabla 5-4-B Resultados de medida en el que se realiza un sombreamiento progresivo mediante un perfil superpuesto al módulo asociado al convertidor GIE 1, en un sistema de cuatro convertidores en serie acoplados a un inversor con voltaje de entrada constante e igual a 105V.

Tc W/m2V (V) I (A) P (W) V (V) I (A) P (W) ηηηηGIE M(D)v V (V) I (A) P (W) V (V) I (A) P (W) ηηηηGIE M(D)v

48 843 15.7 3.53 55.4 27.4 1.81 49.7 90% 1.7 15.2 3.54 53.9 26.1 1.81 47.3 88% 1.7

10 48 843 15.4 3.62 55.9 27.8 1.79 49.7 89% 1.8 15.3 3.57 54.5 26.5 1.79 47.3 87% 1.7

20 48 844 15.3 3.56 54.6 28.5 1.75 49.9 91% 1.9 15.1 3.57 53.9 27.1 1.75 47.4 88% 1.8

25 48 844 15.6 3.55 55.5 28.6 1.74 49.8 90% 1.8 15.2 3.55 53.9 27.2 1.74 47.3 88% 1.8

30 48 844 15.6 3.50 54.6 29.1 1.71 49.7 91% 1.9 15.4 3.58 55.0 27.7 1.71 47.3 86% 1.8

40 48 843 15.6 3.49 54.4 29.7 1.67 49.6 91% 1.9 15.3 3.56 54.6 28.4 1.67 47.4 87% 1.9

50 48 844 15.8 3.46 54.7 30.9 1.59 49.1 90% 2.0 15.4 3.54 54.3 29.5 1.59 47.0 87% 1.9

60 48 845 15.9 3.50 55.7 32.0 1.54 49.3 88% 2.0 15.4 3.53 54.2 30.6 1.54 47.0 87% 2.0

70 48 846 15.8 3.47 54.7 31.8 1.56 49.5 91% 2.0 15.4 3.56 54.9 30.4 1.56 47.3 86% 2.0

75 48 846 15.8 3.47 54.8 31.8 1.56 49.6 91% 2.0 15.4 3.52 54.3 30.4 1.56 47.4 87% 2.0

80 48 847 15.6 3.53 55.0 32.0 1.57 50.0 91% 2.1 15.3 3.56 54.6 30.3 1.57 47.5 87% 2.0

90 48 848 15.9 3.46 54.8 31.8 1.57 49.9 91% 2.0 15.4 3.54 54.4 30.3 1.57 47.4 87% 2.0

100 48 848 15.9 3.47 55.3 31.9 1.57 49.9 90% 2.0 15.4 3.55 54.7 30.4 1.57 47.6 87% 2.0

100 48 848 15.8 3.46 54.7 31.8 1.56 49.8 91% 2.0 15.3 3.53 54.2 30.3 1.56 47.5 88% 2.0

100 48 848 15.8 3.45 54.5 31.8 1.57 49.9 91% 2.0 15.3 3.56 54.6 30.4 1.57 47.5 87% 2.0

100 25 48 847 15.5 3.54 55.0 31.9 1.57 50.1 91% 2.1 15.5 3.53 54.5 30.3 1.57 47.6 87% 2.0

100 50 48 847 15.6 3.54 55.2 31.9 1.57 50.2 91% 2.0 15.3 3.54 54.2 30.4 1.57 47.8 88% 2.0

100 75 48 846 15.7 3.47 54.5 31.9 1.56 49.9 92% 2.0 15.6 3.55 55.4 30.4 1.56 47.6 86% 1.9

100 100 48 845 15.7 3.46 54.2 32.0 1.55 49.6 92% 2.0 15.3 3.54 54.1 30.4 1.55 47.3 87% 2.0

100 100 15 48 845 15.8 3.53 55.6 32.2 1.55 49.9 90% 2.0 15.4 3.54 54.5 30.9 1.55 47.9 88% 2.0

100 100 30 48 845 15.7 3.49 54.7 33.0 1.52 50.0 91% 2.1 15.3 3.61 55.3 31.3 1.52 47.5 86% 2.0

90 100 40 48 844 15.6 3.50 54.7 33.0 1.51 49.6 91% 2.1 15.5 3.55 54.9 31.4 1.51 47.3 86% 2.0

80 100 50 48 843 15.6 3.52 54.9 34.2 1.43 48.9 89% 2.2 15.5 3.51 54.3 32.9 1.43 47.1 87% 2.1

60 100 70 48 844 15.8 3.43 54.3 36.1 1.37 49.5 91% 2.3 15.5 3.57 55.2 34.4 1.37 47.2 85% 2.2

50 100 80 48 844 15.8 3.49 55.1 36.2 1.37 49.5 90% 2.3 15.6 3.52 55.0 34.3 1.37 46.9 85% 2.2

30 100 100 48 844 15.8 3.50 55.4 36.2 1.37 49.6 89% 2.3 15.2 3.57 54.1 34.4 1.37 47.1 87% 2.3

Sombremiento sobre cada columna del módulo M1


GIE 4GIE 3

ENTRADA Módulo M4 SALIDA Convertidor

D1 D2

ENTRADA Módulo M3 SALIDA Convertidor


158

Desde el punto de vista de comparación de los resultados con el modelo teórico

desarrollado, se puede comprobar que los valores máximos de desacoplamiento concuerdan

con el cálculo del voltaje del inversor expuesto en la sección 5.4.2, cuyo objetivo era

proteger a los convertidores en caso de que alguno de los módulos tuviera el máximo

desacoplamiento.

Como punto final de este análisis, podría indicarse que la ventaja que tienen los

diodos de paso, aparte de proteger al módulo contra puntos calientes, es de protege al

convertidor de no superar el rango de relación de conversión permitido cuando se sombrea

sobre una célula o conjunto de células en la zona de influencia de uno de los diodos.

5.4.5 Máxima potencia extraída por los convertidores con módulos sombreados

Este ensayo representa una de las pruebas más importantes para identificar la

potencia que puede extraerse del generador mediante el uso de módulos MPPT en

condiciones de sombreamiento. Hay que considerar que el conjunto de combinaciones

posibles de proyecciones de sombras sobre módulos es extenso, por lo tanto solo se

considera un conjunto seleccionado de posibilidades, pero que pueden presentarse en

situaciones reales en edificios fotovoltaicos. También es importante señalar que este ensayo

ha sido preparado considerando los estudios teóricos y ensayos previos, que aportan una

valiosa información sobre las situaciones concretas en donde es posible extraer la máxima

potencia de los módulos fotovoltaicos.

5.4.5.1 Consideraciones iniciales

Se considerarán los siguientes casos de sombreamiento:

I. Un módulo parcialmente sombreado entre el 25 y 75 % sobre una célula o

conjunto de células en la misma zona de influencia de uno de los diodos de paso.

II. Dos módulos parcialmente sombreados sobre una célula o conjunto de células en

una zona de influencia de uno de los diodos de paso.

III. Sombreamiento parcial y total en un mismo módulo, en las zonas de influencia

de los dos diodos de paso.

IV. En dos módulos, se combinan sombreamiento parcial y total en las zonas

respectivas de influencia de los dos diodos de paso.

V. Sombreamiento parcial en todos los módulos del generador.

Se utiliza el mismo método de medida de la sección 5.4.3 y expuesto en la Figura

5-17. Recordando además que el factor de mejora, FM, se define como la relación entre la

sumatoria de las potencias de entrada de los convertidores y la máxima potencia disponible

del generador obtenida de la medida de su curva característica.


159

5.4.5.2 Análisis de resultados

En la Tabla 5-5 se presentan los resultados de las medidas, donde se detalla por

columnas: las condiciones de medida, el porcentaje de sombreamiento sobre cada área de

influencia de los diodos de los módulos, los parámetros eléctricos de entrada del sistema

correspondiente a la curva P-V del generador y a la sumatoria de potencias de entrada de los

convertidores; y finalmente, se muestran los parámetros eléctricos de salida de cada uno de

los convertidores y del sistema total de convertidores interconectados.

Los resultados describen, siguiendo por orden, los casos de sombreamiento

expuestos en el apartado anterior. Es preciso indicar que en la tabla se sombrean las casillas

de resultado que muestran dos aspectos importantes; el factor de mejora de los

convertidores por encima del 10% y la relación de conversión máxima y mínima alcanzada

en cada caso.

El primer caso se empieza observando las primeras 5 filas de la Tabla 5-5, donde se

incrementa el sombreamiento en el módulo M1 desde 25% al 75% sobre la zona de

influencia del diodo D1. Se puede apreciar que el máximo FM fue del 11% obtenido al 40%

de sombreamiento, y la mínima relación de conversión M(D)=1 de el módulo afectado fue

entre el 50 y 60% de sombreamiento (como era de esperarse según la Figura 5-16).

A continuación, las siguientes cinco filas de la tabla muestran el segundo caso, en el

que se combinan sombreamientos entre los módulos M1 y M2, representando, ya sea el paso

de un pequeño perfil de sombra entre los dos laterales del módulo o sombreamientos

localizados. Se aprecia entonces mejoras combinando sombreamientos entre el 40 y 50%

sobre ambos módulos, con esto se logra alcanzar una mejora del 24%. En las últimas dos

medidas, se puede observar como al aumentar el sombreamiento más allá del 50%

disminuye el FM, llegando a conseguir que los dos convertidores no afectados por las

sombras estén en el límite de su máxima relación de conversión.

Consecutivamente se muestra el tercer caso de sombreamiento en las siguientes

cuatro líneas, donde se observa que nuevamente se encuentran las máximas mejoras del 21

y 16%, obtenido al 40% y 50% de sombreamiento respectivamente, en el que se considera

un sombreamiento total sobre la otra parte de influencia del diodo de paso. Se observa

además que el módulo está alcanza la mínima relación de conversión al 75% de

sombreamiento, análogo al primer caso.

El cuarto caso consiste en hacer un sombreamiento total en dos zonas de los módulos

M1 y M2 y combinando sombreamientos parciales en las otras dos zonas. En este caso se

logró alcanzar el 18, 28 y 30% de mejora, consiguiendo además que los convertidores estén

en el límite de su máxima relación de conversión.

Las últimas medidas corresponden al último caso de sombreamiento. Se presentan

dos medidas, en la primera se combinan pequeños sombreamientos parciales en los cuatro

módulos logrando el 10% de mejora y en la segunda se realizan combinaciones de

sombreamientos en torno al 40 y 50% alcanzando mejoras del 20% en la potencia extraída.


160

Tabla 5-5. Resultados de sombreamiento localizado en un sistema de cuatro convertidores en serie para conocer la eficiencia MPPT mediante comparativa con la máxima potencia extraída del generador

Tc (ºC) W/m2D1 D2 D1 D2 D1 D2 D1 D2 V (V) I (A) P (W) V (V) I (A) P (W) Fm V (V) M(D)v V (V) M(D)v V (V) M(D)v V (V) M(D)v V (V) I (A) P (W) ηηηηGIE

43 808 25% 64.9 2.90 191 63.4 3.28 208 9% 23.3 1.4 27.2 1.8 28.1 1.8 26.7 1.7 105 1.75 183 88%

40 729 40% 54.1 3.10 167 65.2 2.84 185 11% 20.3 1.2 28.3 1.8 28.8 1.8 27.7 1.7 105 1.56 163 88%

42 780 50% 54.4 3.30 175 63.7 2.99 190 9% 18.5 1.1 28.8 1.9 30.1 1.9 28.2 1.9 105 1.60 167 88%

40 830 60% 54.0 3.50 190 64.0 3.12 200 5% 15.7 1.0 30.1 1.9 30.6 1.9 29.0 1.8 105 1.67 175 88%

45 856 75% 52.4 3.60 187 53.9 3.58 193 3% 11.9 1.8 31.1 2.0 31.9 2.0 30.1 1.9 105 1.60 168 87%

52 941 25% 45% 55.7 3.20 180 62.4 3.41 212 18% 26.2 1.6 21.1 1.3 29.4 2.0 28.1 1.9 105 1.79 188 88%

61 873 35% 45% 64.6 2.30 150 60.8 3.03 184 23% 24.3 1.5 21.2 1.3 30.3 2.1 29.0 2.0 105 1.54 161 88%

56 834 40% 50% 42.1 3.40 143 63.4 2.80 177 24% 23.3 1.4 20.4 1.2 31.6 2.1 29.7 2.0 106 1.48 156 88%

47 903 50% 70% 43.0 3.80 163 55.2 3.24 179 10% 22.6 1.3 13.8 1.9 35.3 2.3 33.4 2.2 105 1.49 156 87%

49 945 70% 70% 42.8 3.80 165 44.8 3.85 172 5% 14.9 2.1 15.3 2.2 38.6 2.5 36.4 2.4 105 1.39 146 85%

42 905 25% 100% 58.1 3.10 182 55.7 3.67 204 12% 10.9 1.4 31.6 2.0 32.3 2.0 30.3 1.9 105 1.69 177 87%

59 816 40% 100% 40.8 3.40 137 50.9 3.24 165 21% 9.3 1.3 31.9 2.2 32.9 2.2 31.3 2.1 105 1.35 142 86%

49 891 50% 100% 43.3 3.80 162 54.1 3.49 189 16% 7.9 1.1 32.6 2.1 31.8 2.0 31.3 2.0 105 1.53 161 85%

44 828 75% 100% 44.4 3.50 153 49.6 3.45 171 12% 1.4 0.6 34.5 2.2 35.7 2.2 33.6 2.1 105 1.41 148 87%

48 899 35% 100% 100% 35% 48.3 2.70 132 46.5 3.34 156 18% 12.7 1.8 13.6 1.8 40.2 2.5 38.6 2.5 105 1.26 133 86%

41 943 40% 100% 100% 30% 50.3 2.60 131 47.7 3.51 167 28% 11.9 1.5 14.2 1.9 40.6 2.4 38.2 2.4 105 1.37 144 86%

61 889 100% 50% 60% 100% 25.2 3.50 89 46.9 2.46 115 30% 12.2 1.7 10.2 1.4 41.4 2.5 41.4 2.6 105 0.95 99 86%

48 961 30% 35% 20% 25% 67.0 2.90 193 66.7 3.18 212 10% 24.8 1.5 25.0 1.5 29.4 1.8 26.2 1.6 105 1.79 188 89%52 897 40% 25% 40% 50% 68.4 2.10 142 66.4 2.56 170 20% 25.4 1.6 31.0 1.9 26.9 1.6 22.1 1.3 105 1.44 151 89%

M 2 - GIE 2 Curva I-V Generador

ENTRADA DEL SISTEMA SALIDAS CONVERTIDORES GIE

GIE 1 GIE 2 GIE 3

SOMBREAMIENTO LOCALIZADO EN UN SISTEMA DE CUATRO CONVERTIDORES GIE EN SERIE: COMPARATIVA ENTRE LA CURVA P-V DEL GENERADOR Y LA EFICIENCIA MPPT

Convertidores GIE

Condiciones de medida M 1 - GIE 1 M 3 - GIE 3 M 4 - GIE 4

SOMBREAMIENTO PUNTUAL

GIE 4 SALIDA SISTEMA


161

Como conclusión general de estas medidas, se puede decir que, se consiguen

mejoras por encima del 10% cuando, en alguna o varias zonas de influencia de los diodos de

paso de los módulos asociados a los convertidores, se realizan sombreamientos sobre una o

varias células que cubran un área entre el 25 y 60%.

Es importante considerar también que, si se consideran éstas situaciones de

sombreamiento en el funcionamiento de una instalación convencional (sin módulos MPPT), la

limitación del rango de voltaje del MPPT del inversor así como la operación del algoritmo de

búsqueda puede provocar pérdidas de potencia, en donde el voltaje del generador puede

estar situado en un punto de máxima potencia diferente al máximo absoluto (extraída de la

curva P-V del generador); en este caso, los módulos MPPT podrían conseguir un factor de

mejora adicional a los valores expuestos en los ensayos realizados.

5.4.6 Experiencias de los ensayos

Este apartado recoge los hitos más significativos de la experiencia detrás de los

ensayos, y que pretende mostrar las dificultades y logros en la evaluación y puesta en

marcha del prototipo.

Durante la primera verificación del funcionamiento de la Unidad de Control y

Supervisión UCS, se comprobó que el valor de medida de corriente del módulo y del

convertidor estaba siempre por encima del valor real, y se incrementaba la diferencia a

medida que aumentada la intensidad. Al abrir el cuadro que alberga el convertidor se

comprobó que el sensor de corriente shunt estaba siendo afectado por la temperatura del

radiada por el transistor, entonces, al aumentar la temperatura del shunt disminuía su

resistencia y por tanto la corriente medida era mayor. Por este motivo no pudo verificarse el

funcionamiento del sistema de monitorización de cada GIE así como de la UCS y comparar

los datos almacenados por el software de control.

Los ensayos más importantes se realizaron durante el verano. El efecto de

temperatura se incrementó durante los días más calurosos afectando al propio

funcionamiento del convertidor, llegando a temperaturas de más de 100 ºC como puede

verse en la Figura 5-19. Finalmente, hubo que suspender las medidas, reemplazar los

transistores y dejar la tapa del cuadro de los prototipos abiertos para permitir mayor

ventilación. La potencia de los módulos fotovoltaicos utilizados era inferior a la máxima del

diseño del convertidor, por lo que se ha sido un problema de disipación térmica.

En futuros desarrollos se ha considerado la separación de la medida de corriente de la

etapa de potencia, así como el uso de una carcasa metálica que sirva como disipador de los

componentes de potencia.

De igual forma se ha pensado en disminuir el tamaño de los componentes de

potencia aumentando la frecuencia de conmutación de los transistores, llegando incluso en

un futuro cercano a integrarse en la misma caja de conexiones del módulo fotovoltaico.

Además de las funciones que actualmente tiene el prototipo desarrollado, como MPPT

y monitorización de cada módulo fotovoltaico, se podrá ejercer un control sobre él. Esta


162

posibilidad permite la autoprotección en caso de mal funcionamiento, bloqueo de su

funcionamiento por robo, entre otros.

Figura 5-19. Termofotografía del efecto de sobre temperatura del convertidor

5.5 Referencias

[1] Proyecto GENIUS “Gestión de Energía Integrada para Uso Solar Fotovoltaico”

(TIC 2002-04245-C02)

[2] Eduardo Román Medina. Viabilidad de Sistemas Fotovoltaicos con Múltiples

Seguidores del Punto de Máxima Potencia. Tesis Doctoral, Universidad del País

Vasco. Octubre de 2006

[3] Market survey on solar modules. Photon International, February 2002

[4] J. Nickel. On the trail of Euro-Eta. Photon International, junio 2004, pags. 50-53

[5] E. Lorenzo. Relatos de la conexión fotovoltaica a la red V, “de AIE a los

inversores”. Era Solar, Edición Nº 126, Julio/Agosto 2005

[6] H. Haeberlin and others. Evolution of Inverters for Gris Connected PV-System

from 1989 to 2000. 17th European photovoltaic Solar Energy Conference and

exhibition. Munich, Germany, oct 22 – Oct 26, 2001.

[7] B. Cletterie, R. Bruendlinger, S. Spielauer. Quantify dynamic MPPT performance

under realistic conditions first test results – the way forward. 21st European

Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition. International Convention

Centre (CCIB), Barcelona, Spain. Aug. 11, 2004.

Shunt

Transistor

163

Capítulo 6

6 Conclusiones generales y futuras líneas de investigación

España en 2008 fue el líder mundial en potencia fotovoltaica instalada, tras el hito

histórico de crecimiento del sector fotovoltaico, que en un solo año, hizo la tercera parte de

la potencia acumulada mundial de 2007, duplicó el instalado por Alemania y superó en siete

veces el objetivo para 2010 del Plan de Fomento de las Energías Renovables del 2006. A la

espera del nuevo plan de Energías Revocables 2011-2020, el último real decreto 1578/2008

nos ofrece unas reglas que permitirán el crecimiento enfocado a la edificación, es decir, a los

edificios fotovoltaicos. Es un ámbito relativamente nuevo en España, que requiere de

investigación y desarrollo de dispositivos que permitan una mayor flexibilidad para que la

fotovoltaica pueda adecuarse a determinadas circunstancias problemáticas en la integración

arquitectónica, como son: módulos con diferentes tamaño, inclinación y orientación,

suciedad localizada, dispersión de parámetros, entre otras.

Enriquecida con diversos estudios, simulaciones, desarrollo de instrumentación y

software, así como de importantes resultados de ensayos; esta tesis doctoral ha contribuido

a analizar la problemática del control de potencia de módulos y generadores fotovoltaicos en

edificios.

6.1 Principales contribuciones

Cabe destacar en primera instancia el desarrollo de instrumentación y software para

la caracterización de módulos fotovoltaicos y convertidores MPPT, con potencias de operación

inferiores a 500 W y voltajes de hasta 100 V. Se realizó una amplia campaña de ensayos

donde se utilizaron distintos modelos y fabricantes de módulos fotovoltaicos y se efectuaron

diversos estudios sobre los efectos producidos por el sombreamiento. También cabe destacar

la presentación de un nuevo método de ensayo para validar convertidores MPPT, donde se

elimina el uso de fuentes de alimentación y añade la posibilidad de la medida en campo de

módulos MPPT.

En segunda instancia se realizó un extenso estudio teórico sobre el funcionamiento y

comportamiento de módulos MPPT, en el que se desarrollan diversas expresiones

matemáticas para estimar la configuración óptima del inversor en un sistema fotovoltaico

conectado a red, así como de los parámetros eléctricos y la máxima relación de conversión

en diferentes condiciones de funcionamiento. Por último, y tomando como ejemplo la pérgola

fotovoltaica de la Moncloa, se realiza una simulación energética considerando módulos MPPT.

Como tercer aspecto, se presenta un prototipo de convertidor MPPT desarrollado en

el marco del proyecto GENIUS por Robotiker Tecnalia. Se realiza una campaña de ensayos

utilizando cuatro prototipos conectados en serie a un inversor como un sistema fotovoltaico


164

conectado a red. Se realiza la caracterización individual de éstos convertidores mediante la

instrumentación desarrollada y se estudia su comportamiento en diversas condiciones de

sombreamiento. Finalmente, se estudiaron las situaciones de funcionamiento de módulos

MPPT para las que se puede extraer la máxima potencia del generador fotovoltaico

comparado con la que podría extraer un inversor convencional.

6.2 Caracterización de módulos fotovoltaicos y convertidores MPPT

La instrumentación desarrollada ha sido diseñada inicialmente con fin de que pueda

ser fácilmente reproducida, a un coste relativamente bajo, en países en vía de desarrollo

donde se realizan programas de electrificación solar fotovoltaica a través del proyecto

Europeo TaQSolRE1. Los alcances de éste desarrollo llegaron más lejos de lo previsto, al ser

un instrumento que además de su uso para la caracterización de módulos en polarización

directa e inversa, se ha podido adecuar para la medida de convertidores MPPT a través del

proyecto GENIUS.

El método de caracterización utilizado ha sido desarrollado con anterioridad en el

laboratorio del IES-UPM. Las mejoras, aquí desarrolladas, han proporcionado más funciones

y versatilidad como son: diseño robusto y de fácil adaptación a la carga, instrumentación

más precisa con bajas pérdidas de conducción, posibilidad de medida en cortocircuito,

medida en polarización inversa y adaptada para la caracterización de convertidores MPPT.

6.2.1 Alcances

El equipo desarrollado ha sido utilizado en el laboratorio de sistemas fotovoltaicos del

Instituto de Energía Solar para diversas actividades relacionadas con ensayos y controles de

calidad de módulos y células fotovoltaicas.

Cabe citar los siguientes alcances más importantes:

• Realización de manuales técnicos y guías de implementación del equipo

desarrollado y así como la descripción del procedimiento de medida, con el fin de

que sirvan de utilidad para su implementación en otros laboratorios,

principalmente en países donde los programas PVRE vayan a implementarse.

Realizado a través del proyecto TaQSolRE.

• Medida de módulos fotovoltaicos suministrados para la realización de lámparas

solares en India. Asociado con el proyecto TaQSolRE.

• Control de calidad de suministro de módulos fotovoltaicos de Isofotón en

proyectos de electrificación rural en Marruecos.

• Control de calidad de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red de Isofotón

(Coslada y Móstoles), en medidas de generadores fotovoltaicos.

1 Proyecto TaQSolRE, siglas de Tackling the Quality in Solar Rural Electrification, cofinanciado por la Comisión Europea, Ref. NNE5-2002-00098

Capítulo 6. Conclusiones generales y futuras líneas de investigación

165

• Control de suministro de los módulos fotovoltaicos en el proyecto UPM-Solar

Decathlon 2005.

• Caracterización de módulos fotovoltaicos y convertidores MPPT a través del

proyecto GENIUS “Gestión de Energía Integrada para Uso Solar Fotovoltaico” (TIC

2002-04245-C02).

• Medida de módulos y generadores en varios programas de electrificación rural.

Así mismo se realizó una transferencia de tecnología a la Facultad de Ciencias Físicas

de la Universidad Complutense para el Grupo de Energías Renovables a través de un

proyecto de fin de carrera titulado “Diseño e implementación de instrumentación electrónica

y software para la caracterización eléctrica de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino”.

Actualmente, esta instrumentación se utiliza en prácticas de laboratorio en asignaturas de

Master.

6.2.2 Validación y resultados de ensayos

Se ha realizado una amplia campaña de medidas usando siete módulos fotovoltaicos

comerciales con diferente tecnología de célula (mono y policristalino). Para validar los

resultados, se han comparado con los obtenidos por el CIEMAT mediante la calibración previa

de los módulos medidos. Las condiciones de medida han sido muy diversas, tomando valores

de irradiancia comprendidos entre 600 y 1000 W/m2. La máxima desviación encontrada

entre medidas de potencia máxima de módulos individuales y el valor calibrado por el

CIEMAT ha sido del ± 2,1 %; mientras que las desviaciones máximas utilizando módulos de

referencia fueron de 0,5 %. Esta diferencia recuerda que, la medida utilizando un módulo de

referencia mejora la incertidumbre asociada a los errores sistemáticos del propio método de

medida. Sin embargo, la medida de módulos individuales, mediante éste método, ha

demostrado estar por debajo del ±5 % especificado en la norma EUR 16340 para el método

de medida exterior.

Los ensayos en polarización directa bajo efectos de sombreamiento expuestos en el

capítulo 3, han contribuido a comprender los efectos del diodo de paso en el comportamiento

del punto de máxima potencia de la curva potencia-voltaje del módulo, y en consecuencia

del generador fotovoltaico. Entender estos efectos, ha sido crucial para identificar los niveles

de sombreamiento en los que es posible extraer la máxima potencia del generador, y en

definitiva, el control distribuido mediante módulos MPPT. Estos resultados han servido

además de base para la programación de los ensayos de convertidores MPPT del capítulo 5.

6.3 Módulos MPPT en edificios fotovoltaicos

En el capítulo 2, “Estado del Arte”, se realizó una revisión a los sistemas de control de

potencia, en aspectos como: topologías y tendencias desde el control centralizado al

distribuido en inversores DC/AC, factores dinámicos y estáticos del MPPT, y la tendencia al

control distribuido, en especial con el uso de módulos MPPT.


166

Esta tesis se ha centrado en una contribución a ésta propuesta, mediante un estudio

detallado sobre su comportamiento; desde el punto de vista teórico, por medio de modelos

matemáticos y simulaciones; y práctico, mediante ensayos de un nuevo prototipo.

Ampliar las posibilidades a la integración arquitectónica en edificios, implica

minimizar las pérdidas del generador ante la elección de: diferentes módulos, inclinación y

orientación, sombras o suciedad, como puede observarse en la Figura 6-1.

Figura 6-1. Posibilidades de integración arquitectónica utilizando convertidores MPPT

En el capítulo 4 se realizan diversos estudios sobre como optimizar el funcionamiento

de los convertidores bajo determinadas condiciones de desacoplamiento entre corrientes en

un mismo string. Mediante modelos matemáticos se explica como identificar los límites en

los que los convertidores pueden trabajar, simular una situación crítica determinada y de

esta forma fijar el voltaje de entrada del inversor. En el estudio mediante simulación

energética de la pérgola fotovoltaica de la Moncloa, se demuestra que en circunstancias de

integración con diferente orientación e inclinación, es posible conseguir hasta un 18% más

de energía anual utilizando módulos MPPT. Este aspecto es perfectamente análogo a utilizar

módulos con diferentes características eléctricas, que desde el punto de vista práctico como

concepto arquitectónico, corresponde a módulos con diferente tamaño.

Mientras que en el capítulo 5, se presentan los ensayos que han permitido validar

cuatro prototipos en una instalación típica conectada a red configurando el voltaje de entrada

del inversor a un valor constante. En estos ensayos, se llega a conclusiones relevantes

respecto a circunstancias de sombreamiento donde es posible conseguir mayor potencia que

la disponible en el generador en un sistema fotovoltaico convencional conectado a red. Se

concluye que en situaciones concretas de sombreamientos, los convertidores pueden aislar

los efectos de desacoplamiento de corrientes, de tal forma que se consigue un factor de

mejora2 entre el 10 y 30 %. Este factor se explica como el porcentaje de potencia por

encima de la disponible en el generador fotovoltaico, es decir, de la curva P-V de todos los

módulos interconectados.

2 Se puede conseguir un factor de mejora adicional de los módulos MPPT respecto a una instalación convencional, si se consideran los errores del MPPT del inversor (debido a la limitación del rango de operación y del propio algoritmo de búsqueda), que pueden hacer trabajar al generador en un punto de máxima potencia diferente al máximo absoluto (extraído de la curva P-V del generador).

MPPT

MPPT

MPPT

≈ MPPT

MPPT

MPPT

≈

Sur

Este

MPPT

MPPT

MPPT

≈ Oeste

Diferente tamaño (potencia) Inclinación y orientación Sombras o suciedad


167

6.4 Resultados de ensayo de un nuevo prototipo de convertidor MPPT

La caracterización de convertidores MPPT consistente en verificar el funcionamiento

del seguimiento del punto de máxima potencia del módulo hasta conseguir su máxima

relación de conversión. El uso de un nuevo método mediante una carga capacitiva como

generador de barrido de voltaje, permite la caracterización de forma automática y sin

consumo eléctrico para la medida en campo de módulos MPPT. Se comprueba en los

ensayos que la máxima relación de conversión es de 2,5 y que el convertidor mantiene

constante la máxima potencia del módulo fotovoltaico desde su voltaje máximo hasta 2,5

veces éste valor.

La medida de convertidores MPPT mediante un sombreamiento progresivo sobre un

módulo usando un perfil de sombra ha permitido conocer el comportamiento del MPPT en la

curva P-V e identificar los límites de máxima y mínima relación de conversión. En el estudio

con cuatro módulos MPPT con dos diodos de paso se concluye que, al 50% de

desacoplamiento, el convertidor llega a la relación de conversión mínima M(D)=1, tal y como

se había previsto con el método de cálculo del voltaje del inversor expuesto en la sección

5.4.2, considerando también que los convertidores no afectados por la sombra no alcanzan la

máxima relación de conversión situándose justo por debajo del 2,5. Sin embargo, cuando la

sombra sobrepasa del 75%, la potencia generada del módulo se reduce a la mitad y el MPPT

del convertidor se encuentra trabajando a la corriente máxima del módulo y a la mitad su

voltaje. Esto último explica el paso del punto de máxima potencia absoluto en la curva P-V

del módulo. En el conjunto de ensayos, este fenómeno ha permitido concluir que únicamente

se justifica la funcionalidad del convertidor MPPT cuando el nivel de sombreamiento no

supera el 60% sobre cualquier célula sombreada.

Los resultados de ensayo de sombreamiento localizado ha sido un gran aporte para

conocer el factor de mejora respecto a un sistema convencional. Como conclusión general, se

consiguen mejoras por encima del 10% cuando en alguna o varias zonas de influencia de los

diodos de paso de uno o varios módulos se realizan sombreamientos sobre una o varias

células que cubran un área entre el 25 y 60 %. Los mejores resultados se consiguen

sombreando simultáneamente varios módulos a éstos niveles alcanzando hasta el 30 %. En

todas las combinaciones posibles, la relación de conversión de los convertidores se mantuvo

dentro de los rangos correctos de funcionamiento, hecho que valida los modelos

matemáticos de comportamiento desarrollados y descritos en el capítulo 4, así como los

cálculos del voltaje óptimo del inversor para la campaña de ensayos descrito en el capítulo 5.

6.5 Líneas de investigación en marcha

Como continuación de ésta tesis doctoral y del proyecto GENIUS del cual se ha

nutrido ésta tesis, en el año 2008 se aprobó un proyecto bajo el título “INTegración en

Edificios de GeneRación Electrica mediante nuevas Arquitecturas de conexionado de

Sistemas FotoVoltaicos” - INTEGRA FV, en donde se apuesta por una arquitectura distribuida

basada en la aplicación de un convertidor DC-DC con algoritmo de Seguimiento del Punto de

Máxima Potencia (MPPT) a cada módulo fotovoltaico. Los trabajos previos realizados por los


168

grupos de investigación que presentan el proyecto han establecido la necesidad de

implementar un nuevo sistema de control y gestión de sistemas FV distribuidos, basado en

nuevos algoritmos de detección de fallos, tomando como punto de partida el desarrollado en

apartado 5.2.3 de ésta tesis, que sean capaces de aprovechar los datos que se obtienen de

cada panel FV por medio de un sistemas de comunicaciones Power Line (PLC). Asimismo, se

investigará en la implementación de un nuevo inversor fotovoltaico, específico para la

arquitectura distribuida, cuya principal característica es la de carecer del algoritmo MPPT y la

adaptación a la nueva curva del generador fotovoltaico distribuido mediante el cambio del

voltaje de entrada del inversor.

Para la ejecución del proyecto se cuenta con un consorcio formado por el Instituto de

Energía Solar; un Centro Tecnológico, la Fundación ROBOTIKER; y dos empresas del sector

fotovoltaico en calidad de Ente Promotor Observador: ISOFOTON S.A, un spin-off de la UPM,

dedicado principalmente a la fabricación de módulos, con más de 20 años de experiencia en

el sector y un fabricante español de inversores fotovoltaicos INGETEAM S.A., líder del sector

a nivel nacional.

6.6 Propuestas de ampliación de estudios específicos y/o nuevas líneas de investigación

Del amplio trabajo de ésta tesis pueden derivarse nuevas líneas de investigación

aplicada, que bien pueden formar parte como tarea específica de un macro proyecto o como

principal en nuevos proyectos ampliando el campo de acción.

6.6.1 Caracterización de módulos fotovoltaicos

En el capítulo 3 se estudió la caracterización de módulos fotovoltaicos, donde se

realizaron diversos ensayos y se comprobaron diferentes fenómenos que pueden ser

estudiados con más detalle. Se sugiere entonces, las siguientes líneas o áreas especificas de

investigación:

• Método de ensayo en campo que permita estudiar e identificar la

formación de puntos calientes debido a la influencia de la característica

I-V en inversa de las células y el funcionamiento de los diodos de paso.

En la sección 3.6.1 sobre “Ensayos de sombreamiento sobre un módulo con

diodos de paso en configuración serie”, se estudió y comprobó el afecto de la

pendiente negativa de la característica I-V de la célula en inversa, siendo más

acusada en células con resistencia paralelo muy bajas o células que tienen

elevadas corrientes al polarizarse inversamente. Esta variación de la pendiente es

proporcional al número de células sombreadas, al aumentar las células

sombreadas disminuye la pendiente. Luego, se entiende que éstas necesitan una

fracción de sombreado mayor para alcanzar el voltaje a partir del cual el diodo

empieza a funcionar. Por otra parte, para el mismo porcentaje de sombreado, las

células con elevadas corrientes en polarización inversa pueden disipar más

potencia en la propia célula y producir corrientes más bajas a través del diodo de


169

paso, haciendo que éste se active a irradiancias más altas que en células con

bajas corrientes en polarización inversa.

• Influencia de la resistencia serie en la extrapolación del voltaje a baja

irradiancia. En la sección 3.4.3.1 se estudió el fenómeno de la línea de

tendencia de cada muestra, donde puede verse una caída de la potencia máxima

proporcional al nivel de irradiancia. Se conoce este fenómeno hasta en la

normativa; por ejemplo, en la norma EN 61829 se sugiere el uso de un

coeficiente “k” (totalmente empírico) para el cálculo de TC a partir de VOC y que

tiene en cuenta la desviación de la irradiancia entre las condiciones de medida y

1000 W/m2.

6.6.2 Caracterización de convertidores MPPT

En el capítulo 3 y 5 se describe un nuevo método de caracterización de convertidores

MPPT; sin embargo, cabe destacar las siguientes mejoras en el método y en la

instrumentación desarrollada:

• Implementación software del actual PVGen para la medida de módulos MPPT, el

procesamiento de los parámetros eléctricos medidos así como de las curvas I-V y

P-V del convertidor MPPT. Finalmente, se sugiere implementar en una misma

medida la caracterización del módulo y del convertidor, de esta forma pueden

medirse al mismo tiempo como si fuese un solo elemento “módulo MPPT”.

• Desarrollo de una instrumentación compacta (hardware) que permita la medida

de módulos y generadores con convertidores MPPT, sin necesidad de acoplar

condensadores externos. Con mayor capacidad para la medida a voltajes y

corrientes de entrada más elevados, típico para sistemas FV convencionales.

6.6.3 Comportamiento de convertidores MPPT

En difícil abarcar en una tesis todas las posibilidades de operación de los

convertidores MPPT en sistemas fotovoltaicos. Por tanto, es necesario seguir estudiando su

comportamiento y mejorar los modelos existentes. Se sugiere entonces estudiar los

siguientes aspectos:

• Influencia del factor de mejora de convertidores MPPT en módulos con

sombreamiento y con más de dos diodos de paso. Con un diodo por módulo, solo

bastaría con una suciedad del tamaño de una célula para que el factor de mejora

sea nulo; y si fuera debido al paso de una sombra sobre el módulo, con cubrir la

primera célula el factor de mejora sería nulo durante todo el tiempo de paso de

la sombra sobre las demás células.

• Ensayo de convertidores con un sistema serie-paralelo. Para esto será necesario

tener desarrollado un inversor (proyecto INTEGRA-PV) configurable a una amplio

rango de voltaje de entrada desde 150 V (6 módulos de 36 células, o 3 de 72

células) hasta 600 V (24 módulos de 36 células o 12 de 72 células).


170

• Desarrollo de un algoritmo de control del voltaje del inversor (proyecto INTEGRA-

PV), que operando como un MPPT (cambios de voltaje puntuales y lentos) para el

voltaje de salida del conjunto de convertidores, tenga la función principal de

aprovechar el máximo factor de mejora de los convertidores en todas las

condiciones de operación posibles. Es decir, mientras los convertidores no afectos

por el desacoplamiento de corriente no alcancen la máxima relación de

conversión, tenga la prioridad de aprovechar la máxima potencia del módulo o

módulos afectado(s).

6.6.4 Aplicación de convertidores MPPT en otras áreas científico-tecnológicas

El uso de convertidores MPPT en módulos fotovoltaicos puede extenderse a otras

áreas científico-tecnológicas. Se propone entonces las siguientes:

• Método de ensayo de Reguladores/Convertidores MPPT. En el apartado

2.4.3.2 del capítulo 2 sobre “Convertidores DC/DC acoplados a inversores y

reguladores de carga”, se ha tratado sobre la implementación de convertidores

MPPT en reguladores de carga de baterías, que permiten independizar el punto de

trabajo del generador respecto al voltaje nominal del banco de baterías, haciendo

que el módulo o generador trabaje siempre en su punto de máxima potencia.

Además, tienen la ventaja de poder modular los voltajes del generador respecto a

la del banco de baterías, usando convertidores DC/DC reductores o tipo “buck”

cuando los voltajes del generador son más altos que los de las baterías y

elevadores o tipo “Boost” en el caso contrario. Este desarrollo es relativamente

nuevo en el área de instalaciones fotovoltaicas aisladas y no existe actualmente

un método o norma aplicable para el ensayo de este tipo de reguladores, por

tanto se abre una nueva línea de trabajo en este campo.

• Convertidores MPPT en sistemas fotovoltaicos de concentración. El avance

en el desarrollo de sistemas fotovoltaicos de concentración requiere de nuevas

alternativas que permitan aislar las pérdidas de mismatch asociadas a las

diferencias de corriente provocadas a su vez por la diferencia de la apertura

angular o foco y/o a la precisión del seguimiento solar. El desarrollo de nuevos

convertidores MPPT podría minimizar estas pérdidas del concentrador, además de

la formación de puntos calientes en caso de fallo del sistema de disipación

térmica.

• Convertidores MPPT como interfase en otros sistemas de

almacenamiento. Cada sistema de almacenamiento en el que se acoplan

módulos o generadores fotovoltaicos requiere un nuevo estudio y diseño de los

convertidores MPPT acoplados. Cabe destacar nuevas líneas de investigación

como son: pilas de combustible, baterías de iones de litio en sistemas portátiles,

así como en medios de transporte (motos y coches eléctricos) mediante centrales

de carga eléctrica con generadores fotovoltaicos, entre otros.


171

6.7 Artículos

Aceptados

• R. Orduz, M. A. Egido and E. Román. Distributed power conditioning for PV arrays

using cascade MPPT Converters. Progress in Photovoltaics: Research and

Application.

• R. Orduz, M. A. Egido and E. Román. Behavior study of MPPT converters as

distributed power conditioning system in PV arrays. 24th European Photovoltaic

Solar Energy Conference and Exhibition.

• R. Orduz and M. A. Egido. Flexibility to integrate PV modules in buildings: MPPT

converters in PV modules as power conditioning device. 24th European

Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition.

Publicados

• R. Orduz and M. A. Egido. Evaluation test results of a new distribuited MPPT

converter. 22nd European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition. 3-

7 September 2007. Milán, Italy.

• E. Román, M.A. Egido, R. Orduz and Others. Energy integrated management

system for PV applications. 20th European photovoltaic Solar Energy conference

and Exhibition. 6-10 june 2005, Barcelona, Spain.

• R. Orduz, E. Caamaño-Martín and S. Novo. Spanish participation in the “Solar

Decathlon: Monitoring and supervision of the photovoltaic system. 20th European

photovoltaic Solar Energy conference and Exhibition. 6-10 june 2005, Barcelona,

Spain.

• R. Orduz and E. Caamaño-Martín. Quality assurance in PV Rural Electrification

programmes: Characterization method for crystalline silicon PV modules. 19th

European Photovoltaic Energy Conference and Exhibition. 7-11 june 2004, Paris,

French.


172

173

Anexos

Anexo I:

Carga capacitiva: Descripción del procedimiento de medida de módulos fotovoltaicos y convertidores MPPT


174

Anexos

175

ISTITUTO DE EERGÍA SOLAR

E.T.S.I. TELECOMUICACIÓ

UIVERSIDAD POLITÉCICA DE MADRID

CARGA CAPACITIVA PARA LA CARACTERIZACIÓN I-V DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Y CONVERTIDORES MPPT

DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE MEDIDA

1. Descripción general

Este documento presenta un procedimiento de caracterización eléctrica de módulos y generadores fotovoltaicos en condiciones reales de operación (método exterior), aplicable a tecnologías de silicio cristalino. También se describe método para la caracterización de convertidores MPPT.

El método está compuesto por una instrumentación y un software que permiten realizar las funciones de: medir la curva I-V (Corriente-Voltaje) a través de una carga variable capacitiva, así como las condiciones de operación presentes en las medidas, adquirir las muestras con un osciloscopio y procesar los resultados para obtener la curva I-V y los parámetros eléctricos referidos a las Condiciones Estándar de Medida (CEM). El método y la instrumentación, constituyen un sistema completo cuyos objetivos prácticos son:

• Determinación de la potencia nominal de módulos y generadores fotovoltaicos en campo (in situ).

• Control de calidad de suministros de módulos fotovoltaicos, conforme a criterios de aceptación establecidos con el fabricante en el proceso de compra.

• Diagnóstico, seguimiento y detección de fallos del módulo o generador fotovoltaico: conexionado, sombreado y degradación o ruptura de células.

• Caracterización de convertidores MPPT: Medida de la máxima relación de conversión, comprobación del seguimiento MPP, rendimiento a media carga.

Este documento complementa los siguientes: Manual de Software y Manual de hardware.

2. Condiciones Estándar de Medida (CEM)

Para la certificación (por un laboratorio competente) y comercialización de módulos fotovoltaicos es necesario especificar sus características eléctricas, referidas a unas condiciones experimentales de medida que sirvan de referencia común. Éstas son reconocidas internacionalmente como Condiciones Estándar de Medida CEM (En inglés, Standard Test Conditions o STC) y se definen del modo siguiente:

• Irradiancia Global (G) de 1000W/m2 incidente perpendicularmente sobre el módulo. • Distribución espectral AM1.5 global: Corresponde en la práctica a un día despejado

de primavera. • Temperatura de operación de célula (Tc) de 25ºC.

El método propuesto permite medir valores I-V (corriente-voltaje) de módulos y generadores fotovoltaicos en condiciones reales de operación (por lo general distintas a las CEM). Para ello, como se explicará más adelante, el método propone el uso de sensores fotovoltaicos para la medida de G y Tc. Posteriormente, un programa informático permite extrapolar punto a punto las medidas I-V a las CEM, obteniendo así todos los parámetros eléctricos del módulo o generador referido a éstas condiciones.


176

3. Instrumentación requerida

En la Figura 0-1, se muestra un esquema explicativo de la instrumentación necesaria para que el método sea efectivo. En el esquema se reconocen cuatro bloques que merecen su atención:

• La Instrumentación para la Medida de las condiciones ambientales, • Los Módulos objeto de Medida, • La carga capacitiva, el sistema de adquisición de datos (HandyScope2 o Fluke

97/105B), una sonda opto-acoplada, conexiones entre instrumentos. • Un ordenador con el software correspondiente en el que se introducirán los

parámetros (de los módulos objeto de medida y la medida de las condiciones ambientales) y se procesarán los resultados.

4. Descripción del procedimiento de medida para módulos fotovoltaicos

• ELECCIÓN DEL DÍA Y HORA DE MEDIDA: Debe elegirse un día en el que el cielo este despejado o con pocas nubes. Para efectos prácticos, las medidas deberán realizarse en un intervalo centrado en el medio día solar (máxima elevación solar), de tal manera que se cumplan las siguientes condiciones de medida:

o Irradiancia global G>600 W/m2 o Velocidad de viento Vv<8 m/s o Fracción de difusa respecto a la global D<20%

• UBICACIÓN DE LOS MÓDULOS: Como se indica en la Figura 0-2, los sensores fotovoltaicos (células o módulos) deben estar coplanares con respecto a los módulos objeto de medida. Todos deberán orientarse hacia el Ecuador (orientación sur para medidas en lugares situados en el hemisferio norte, y hacia el norte para el hemisferio sur) e inclinarse de forma que la irradiancia incida con un ángulo inferior a 40º, medido respecto a la normal a la superficie de los módulos. Por ejemplo:

Figura 0-1 Esquema general del método y conexiones de la instrumentación

Anexos

177

β= Latitud, para medidas en otoño e invierno.

β= Latitud -20º, para medidas en primavera y verano.

Latitud φ=40º para Madrid.

• PREPARACIÓN DE LOS MÓDULOS Y SENSORES: Puede limpiarse normalmente solo con agua y un paño suave, en caso de ser necesario puede usarse detergente especial para vidrio. Así mismo, deberán exponerse al sol durante 30 minutos, previamente a las medidas, con el objeto de asegurar que se encuentren en equilibrio térmico.

• ESTABILIZACIÓN DE LA IRRADIANCIA: Debe comprobar que no hay variaciones

bruscas en el valor de la irradiancia, asegurando de esta forma que no hay un paso de nubes en el momento de realizar las medidas.

• INSTRUMENTACIÓN Y MEDIDA DE LAS CONDICIONES ATMOSFÉRICAS: G, Tc,

D y Vv. o Medida de G y Tc con sensores fotovoltaicos: Se propone el uso de

sensores fotovoltaicos (previamente calibrados por laboratorios reconocidos), preferiblemente del mismo modelo y tecnología (célula y encapsulado) que los módulos objetos de medida. Se utilizará un módulo cortocircuitado como medidor de G (cortocircuitado mediante una resistencia de precisión o “shunt”) y otro en circuito abierto como medidor de temperatura de célula. Las ecuaciones para el cálculo de Tc y G son las siguientes:

*

OC,TS OC,TS

C,TS

S,TS TS

( )25

·

V VT

β

−= + (7.1)

SH

SHGS *

SC,GS GS P,GS C,TS

1000·

· ·(25 )

V

RG

I Tα=

− − (7.2)

Donde, los subíndices “TS” y “GS” corresponde a los valores de los sensores para la medida de TC y G respectivamente, el superíndice “*” corresponde a los valores a condiciones Estándar (valores de calibración), Ns y Np al número de células en serie y paralelo respectivamente, α (A/ºC) variación de la corriente de cortocircuito con la temperatura y β (V/ºC) variación del voltaje de circuito abierto con la temperatura. RSH es la resistencia del shunt en ohmios.

Los parámetros constantes deben ser obtenidos del correspondiente certificado de calibración.

Las variables de las ecuaciones son: VSH (en Voltios) valor medido con un voltímetro entre terminales del Shunt del módulo sensor de G; y VOC,TS es el valor medido por un voltímetro entre bornes del módulo sensor de TC.

AZIMUT

= = =

β

β= Latitud-20º (Primavera-Verano) β= Latitud (Otoño-Invierno)

Figura 0-2 Azimut e inclinación de los módulos sensores y objeto de medida.


178

o Medida alternativa de Tc (indirecta) con otros instrumentos: Si no se dispone de módulos sensores fotovoltaicos para la medida de Tc, es posible estimar dicha variable a partir de medidas de irradiancia G y temperatura ambiente Ta (por ejemplo por medio de un Termopar o Termómetro) y el valor del parámetro TONC “Temperatura de Operación Nominal de la Célula” (NOCT, siglas en inglés de “Normal Operation Cell temperatura”). El cálculo de Tc es automático a través de software (PVGen), que es calculado con las siguientes expresiones:

[ ][ ] -2

C,Ta a GS2

º 20ºCºC · W·m

800 ·

OCT CT T G

W m−

− = +

(7.3)

SH

SHGS *

SC,GS GS P,GS C,Ta

1000·

· ·(25 )

V

RG

I T=

− α − (7.4)

o Medida complementaria de D y Vv: La medida de estas variables no son imprescindibles, solo tiene por objeto comprobar que se cumplen las condiciones de baja fracción de difusa (D<20% respecto de G) y velocidad de viento moderada (Vv<8m/s). La primera condición se cumple por general en días despejados, pudiendo verificarse la segunda de forma cualitativa (sensación de viento moderado).

• MÓDULOS OBJETO DE MEDIDA (MÓDULO DE PRUEBA con o sin MÓDULO

PATRÓN): El método proporciona dos alternativas a medir: modulo de medida individual o con un módulo patrón (del mismo modelo) previamente calibrado por un laboratorio certificado. La medida de módulos individuales garantiza una incertidumbre menor al 5% en potencia máxima y una desviación menor al 2.5 % respecto a las medidas realizadas utilizando procedimientos habituales de laboratorios de certificación (simuladores solares). En caso de que se quieran reducir éstas diferencias (por debajo del 2%), debidas a los procedimientos empleados para la medida de las condiciones de operación (calibración de sensores) y la extrapolación a las CEM (efectos espectrales y de temperatura), se aconseja realizar medidas cuasi-simultáneas en un módulo patrón y corregir los resultados obtenidos según se indica más adelante.

o MÓDULOS DE PRUEBA: Realizar las conexiones según Fig. 1. Conocer los parámetros constitutivos y coeficientes de

variación con la temperatura del módulo: • Ns y Np: número de células en serie y paralelo

respectivamente. • Alfa, Variación de la corriente de cortocircuito de célula con la

temperatura, típicamente αC(A/ºC)= 10-3·(ISC

*/NP) por célula (3mA para una célula de 3A). Si no se conoce αC, puede omitirse si se mide G y Tc con sensores PV de la misma tecnología al módulo de prueba (debe ponerse α=0 en los parámetros del módulo sensor G).

• Beta, Variación del Voltaje de circuito abierto con la Temperatura, típicamente βC(V/ºC)=-0.0023.

• NOCT (Temperatura Nominal de Operación de la Célula): Solo es necesario si va a medirse TC a partir de Ta.

o MÓDULOS DE PRUEBA CON MODULO PATRÓN CALIBRADO:

Realizar las conexiones según Fig 1. El módulo patrón deberá ser del mismo modelo que los módulos de

prueba. Debe estar calibrado por un laboratorio certificado. Deben conocerse

los Parámetros Calibrados del Módulo Patrón: Pm, Im, Vm, Isc, Voc y FF, que serán necesarios para el procesamiento de datos.

Anexos

179

Deben conocerse los parámetros constitutivos y coeficientes de variación con la temperatura del módulo: Ns, Np, αC(A/ºC), βC(V/ºC) y NOCT (Solo es necesario si va a medirse TC a partir de Ta).

El módulo patrón y el de prueba han de estar coplanares (o en planos paralelos) y próximos.

El tiempo transcurrido entre la medida del patrón y el módulo de prueba no ha de ser superior a 3 minutos, con el objeto de asegurar que son similares las condiciones de medida en ambos módulos (diferencias inferiores al 10% en irradiancia máxima).

El procedimiento consiste en medir sucesivamente un patrón y uno o varios módulos de prueba, que se corregirán con la medida de este patrón, siempre que se cumplan las condiciones anteriores.

El parámetro de mayor interés a corregir es el de Potencia Máxima (PM) a condiciones estándar de un módulo medido con un módulo patrón. Es calculado (automático a través de software PVGen) con la siguiente expresión:

MRTMTA MTT

MRC

PP P x

P= (7.5)

Donde, el primer subíndice M representa la potencia máxima; en segunda posición: R corresponde al módulo Referencia o Patrón y T representa al módulo de medida o prueba (Tested Module); y en la tercera posición: T simboliza los resultados medidos (Test results) y C que corresponde a un valor Calibrado y proporcionado por el correspondiente certificado.

De igual forma se pueden corregir los demás parámetros eléctricos del módulo (elegidos previamente por software) como son: la corriente y voltaje en el punto de máxima potencia (IM y VM), la corriente de corto circuito (ISC), el voltaje de circuito abierto (VOC) y el factor de forma (FF). El método permite elegir los parámetros de mayor interés a ser calculados con el módulo patrón.

5. Método para caracterizar convertidores MPPT

Debe elegirse un día en el que el cielo este despejado. Para efectos prácticos, las medidas deberán realizarse durante la mañana o la tarde, de tal manera que se cumplan las siguientes condiciones de medida:

o G entre 500 y 600 W/m2. o Vv<8 m/s. o D<20% respecto de G.

Las características y preparación de los sensores para la medida de irradiacia y temperatura se realizan de igual forma que en el apartado 4.

A diferencia de la medida con módulos individuales, debe añadirse a la intrumentación una batería de condensadores considerando la siguiente expresión para calcular la capacitancia de acuerdo a la corriente y voltaje del módulo asociado al convertidor, la relación de conversión teórica del convertidor y el tiempo de barrido Tb.

2 1m

m

· ( ) cMAX b

IC M D R xT

V

− −

= +

(7.6)

El voltaje máximo del condensador en función del voltaje en circuito abierto VOC será,

OC· ( )C MAXV V M D= (7.7)


180

Como ejemplo, para un tiempo de barrido de 10 segundos, un convertidor con M(D)=2,5 y un módulo con Im=6,5 A y Vm=15V con unas condiciones de irradiancia de 500 W/m2, será necesario poner una capacitancia total de 0,3 faradios a un voltaje de los condensadores de VC= Voc·M(D) ≈ 20 x 2,5 ≈ 50 V. Para conseguir la capacitancia más pequeña posible para el tiempo de barrido considerado, puede medirse a irradiancias bajas, entre 500 y 600 W/m2. La razón de usar grandes capacitancias está en obtener el mayor tiempo posible de carga con el objeto de proporcionar al convertidor el tiempo necesario para que pueda buscar el punto de máxima potencia. A continuación se muestra una gráfica a modo de interpretar las curvas características de un convertidor MPPT. La zona mas importante de la gráfica es la correspondiente a la curva P-V del convertidor en la zona donde se mantiene constante la potencia máxima, es decir, donde el MPPT mantiene esta potencia a medida que aumenta el voltaje de salida impuesto por la carga del condensador. Se observa además que durante este proceso, en la curva P-V del módulo, el voltaje y la potencia se mantienen constante a 14,4 V y 40 W respectivamente, demostrando así la correcta operación del GIE como convertidor MPPT. Finalmente, la curva P-V del convertidor comienza a caer cuando supera la máxima relación de conversión M(D)MAX = 2,5 a un voltaje de 33,5 V, de esta forma se comprueba el límite impuesto de operación del convertidor. Se observa también en la gráfica que para la curva I-V del convertidor, en la zona MPPT corresponde a la forma típica de una hipérbola que describe el comportamiento del convertidor elevador y acorde con lo tratado en la sección 4.2.1.3. del capítulo 4. A priori es posible también conocer la eficiencia aproximada del convertidor a media potencia, que para estas condiciones particulares de medida fue del 88%.

Característica I-V y P-V del Convertidor + Módulo

(GIE-03 + MA.Gen.3)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

V (V)

I (A

)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

P (

W)

I-V Convertidor

P-V del convertidor

P-V MóduloMPPT a Po cte

M(D)max = 33.5V/13.4V = 2.5

Hipérbola típica de un

MPPT elevador

Módulo a Pm cte

Figura 0-3. Ejemplo de una curva característica de un módulo convertidor MPPT

Anexos

181

Anexo II:

Carga capacitiva: Manual de operación y mantenimiento


182

Anexos

183

INSTITUTO DE ENERGÍA SOLAR E.T.S.I. TELECOMUNICACIÓN UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

CARGA CAPACITIVA PARA LA CARACTERIZACIÓN I-V DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Y CONVERTIDORES MPPT

MANUAL DE HARDWARE

Función y capacidades generales de la carga Especificaciones técnicas Instrucciones de operación Mantenimiento y recambio de componentes

ESTE DOCUMENTO ES COMPLEMENTARIO CON: “DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO Y PROCEDIMIENTO DE MEDIDA” Y “MANUAL DE HARDWARE”. Autor: Ricardo Orduz Marzal Tutores: Miguel Ángel Egido Aguilera y Estefanía Caamaño Martín. Madrid, 16 de febrero de 2004. Actualización: 22 de marzo de 2009.

- R

sh

+ R

sh

R4

10k

T1

SW1Isc

T2

SW1

I-V

0

0

+ C14700u

+ C233000u

D1

P2 Isc

SW2

C1

SW2

C2

+C Ext.

-C Ext

+ PV

- PV

V1

9Vdc

V2

3 Vdc

0

SW1

Isc

SW1

I-V

R5

100k

C4

0.22u

0

0

R2

10k

P1 I-V

R3

100k

C3

0.22u

SW2

C1

R1

5 - 60W

P1 NC SW3

NORMAL

P3 DISH SW3

PC-

P4 PC- SW3

PC-

CI1A

MAX627

2

36

7

CI1B

MAX627

4

36

5

R1

Rsh

0.025

1 2


184

1. Funciones y capacidades generales de la carga

El dispositivo funciona principalmente como Generador de Barrido I-V, necesario para obtener la caracterización eléctrica de módulos fotovoltaicos comerciales y convertidores MPPT, se adquiere y procesa a través de un sistema de adquisición de datos y un programa informático. El barrido I-V se produce por medio de un condensador electrolítico, que es usado como carga para el módulo fotovoltaico en un tiempo comprendido entre 20 y 100 ms, así como de carga variable para un convertidor MPPT en un tiempo de barrido entre 10 y 20 segundos. El barrido se realiza cerrando el circuito entre el módulo y la carga por medio de un conmutador semiconductor de potencia o Transistor Mosfet y un circuito de control que protege la puerta del transistor y filtra los efectos de ruido eléctrico.

Funciones y capacidades:

Generador de Barrido I-V – por medio de un selector en modo “I-V” (aislando eléctricamente del circuito de función Isc) y un solo pulsador. El pulsador cumple las funciones de efectuar el barrido I-V y descargar automáticamente el condensador (evitando las cargas residuales entre medidas), preparando de esta forma la carga para la siguiente medida.

Medida de Isc (Corriente de cortocircuito) – Por medio de un selector en modo “Isc” (aislando eléctricamente del circuito de barrido I-V) y un pulsador que ejecuta el cortocircuito entre los terminales del módulo.

Selector de Condensadores y opción de condensadores externos, - permite seleccionar entre dos condensadores (C1 y C2) internos y/o un condensador externo (OFF), útil para la medida de células, módulos y pequeños generadores (Voc≤100Vcc). Incorpora además la posibilidad de añadir condensadores externos en paralelo (a C1 o C2), sumando así las capacitancias, muy útil por ejemplo para la caracterización de convertidores MPPT, donde es necesario un tiempo de barrido más largo.

Corrección de Caída de Voltaje (3V), Pre-Carga Negativa (PC-) – Muy útil para ocasiones en que las que relación de distancia a los módulos y la sección de los cables provoca caídas de voltaje apreciables. También es útil para verificar el funcionamiento de los diodos de paso.

Operación segura – Aislamiento eléctrico entre los modos “I-V”, “Off” y “ISC” del selector principal y aislamiento de la carga capacitiva con el selector de condensador en “Off”.

Características de robustez y modularidad en el diseño del hardware: Todos los componentes puedan ser extraídos con facilidad: cables, pulsadores, selectores, baterías y componentes eléctricos y electrónicos. Dando la posibilidad de reemplazo y ampliación de componentes.

Anexos

185

2. Especificaciones técnicas 2.1 Diagrama esquemático

- S1, Selector principal – Posición I-V: modo de generación de barrido, conexión del terminal + de M1, alimentación del circuito de control. Isc: Modo de medida de corto circuito, conexión del terminal + de M1 y alimentación del circuito de control. Off: aislamiento total del circuito (Externo y alimentación).

- S2, Selector de condensador – Posición C1: modo de selección de condensador de 33000µF. C2: modo de selección de condensador de 2200µF. Off: modo condensador externo y aislamiento eléctrico de C1 y C2. Nota: en modo C1 o C2 es posible añadir condensadores externos, de tal manera que se sumen las capacitancias ((C1 o C2) + C externo).

- S3, Selector Normal o PC- – Posición Normal: Modo de operación por defecto. PC-: Modo de operación de Pre-Carga negativa (PC-), si se desea realizar correcciones de caída de voltaje (corrección máxima de 3V de acuerdo a la relación: ∆U=2·L·I/γ·S, distancia L, sección del cable S, corriente I y conductividad γ).

- P1, I-V – Pulsador para la generación de barrido I-V. - P1, NC – Pulsador P I-V Normalmente Cerrado, que descarga el condensador a

través de R1 inmediatamente después de la generación de barrido I-V. - P2, Isc – Pulsador de inicio para la medida de corriente de cortocircuito (Isc). - P3, DISCH – Pulsador que descarga del condensador en modo S3-PC-, necesario

para la función de Corrección de Caída de Voltaje. - P4, PC- – Pulsador que prepara el condensador en Pre-Carga Negativa en modo S3-

PC-, necesario para la función de Corrección de Caída de Voltaje. - C Ext. – Terminales de condensador externo. - Sh (25mΩΩΩΩ) – Shunt para la medida de corriente, I=mV/25mΩ. - T1, T2 – Transistores de Potencia Mosfet. - IC1 – Circuito de control que incluye filtro pasivo (que elimina el ruído), Driver de

control para la puerta (Gate) de los transistores T1 y T2.

Figura 0-4 Diagrama esquemático del sistema.


186

2.2 Diagrama del circuito

En la Figura 0-5 se muestra el diagrama electrónico de la carga.

2.3 Características eléctricas

Capacidades eléctricas máximas para medir módulos individuales (grupos serie/paralelo) y convertidores MPPT:

o Valores nominales (contínuo): Voc ≤100Vdc, Isc≤25A. (limitado por Pmax) Pn≤515W. (Ta=25ºC)

o Valores máximos absolutos (Tc Pulso ≤ 100ms) : Voc ≤100Vdc, Isc≤75A. (limitado por Pmax). Pmax≤1000W. (Ta=25ºC).

Protecciones eléctricas y térmicas (Desconexión): o Polaridad inversa para el circuito de control. NO PROTEGE LOS

CONDENSADORES. Temperatura de funcionamiento: 0 a 70ºC. Resistencia de conmutación del Transistor Mosfet de Potencia: RDS≤8mΩ. Características eléctricas del Shunt: 6A-150mV, RSH=O,025Ω Alimentación del circuito de control: Batería tipo PP3, 9Vdc, 5.22Wh.

o Stand-by (Selectror Isc o I-V): 7mW+5mW = 12mW o Consumo máximo (Isc=20A):

ON (Pulsador Isc o I-V): 150mW+1.2W=1.35W o Autonomía mínima: 13.920.

Alimentación del circuito Pre-Carga Negativa (PC-): 2 Baterías tipo AA, 1,5Vdc,

2870mAh.

Respecto a la alimentación (batería). Una protección para polaridad inversa (con diodo) en la etapa de

potencia, implicaría una caída de tensión importante que perjudicaría el resultado final de las medidas. Definido como cantidad de pulsos, muestras o barridos I-V.

- R

sh

+ R

sh

R4

10k

T1

SW1Isc

T2

SW1I-V

0

0

+ C14700u

+ C233000u

D1

P2 Isc

SW2

C1

SW2

C2

+C Ext.

-C Ext

+ PV

- PV

V19Vdc

V2

3 Vdc

0

SW1

Isc

SW1I-V

R5100k

C40.22u

0

0

R210k

P1 I-V

R3

100k

C3

0.22u

SW2C1

R15 - 60W

P1 NC SW3NORMAL

P3 DISH SW3PC-

P4 PC- SW3PC-

CI1AMAX627

2

36

7

CI1BMAX627

4

36

5

R1

Rsh0.025

1 2

Figura 0-5. Diagrama electrónico de la carga

Anexos

187

o Consumo máximo: 150mW (C=33000µf, Vdc=3V) Autonomía (8610mWh): 206.640.

3. Instrucciones de operación 3.1 Identificación de componentes y conexiones.

En las figuras 2 y 3 se muestran la parte frontal y posterior de la carga capacitiva, compuesta por selectores, pulsadores y conexiones externas.

3.2 Medida I-V (Generación de barrido).

1. Verificar que todos los selectores e interruptores estén en modo OFF y NORMAL. 2. Realizar las conexiones como se muestra en la figura 3, teniendo especial atención

en la polaridad (medir previamente con un polímetro) y realizando por último la conexión con el módulo (conexión V-PV).

Figura 0-6 Parte frontal de la carga.

Figura 0-7 Parte posterior, conexiones externas


188

3. Seleccione el condensador C1 o C2, de acuerdo a los valores de Voc e Isc, de tal manera que el tiempo de barrido (Tbarrido) esté entre 20 y 100 ms para la medida de módulos y 20 segundos para la medida de convertidores MPPT. Para la medida de módulos fotovoltaicos se muestra a continuación, de forma aproximada (margen de ±20%), los rangos de VOC e ISC para la selección del condensador:

a. C2=4700 µF: (Voltajes altos / corrientes bajas, útil para módulos con

células en serie) i. Voc=21V -> 1 ≤ Isc ≤ 6 A ii. Voc=42V -> 2 ≤ Isc ≤ 10 A iii. Voc=85V -> 4 ≤ Isc ≤ 20 A (Limitado por Pmax ≤512 W)

b. C2=33000 µF: (Voltajes bajos / corrientes altas, útil para módulos con células en serie y paralelo o células individuales)

i. Voc=21V -> 6≤ Isc ≤ 25 A (Limitado por Pmax ≤512 W) ii. Voc>21V -> NO APLICABLE.

c. Cext.:

1SCb

OC

cI

C R xTV

−

= +

(7.8)

Donde, Tb tiempo de barrido o de carga del condensador 20≤TC≤100 ms, Rc resistencia serie del condensador.

3.3 Medida de convertidores MPPT

Para la medida de convertidores MPPT se debe añadir externamente una batería de condensadores considerando la siguiente expresión para calcular la capacitancia de acuerdo a la corriente y voltaje del módulo asociado al convertidor, la relación de conversión teórica del convertidor y el tiempo de barrido Tb.

2 1m

m

· ( ) c ·b

IC M D R T

V

− −

= +

(7.9)

El voltaje máximo del condensador,

OC· ( )CV V M D= (7.10)

Como ejemplo, para un tiempo de barrido de 10 segundos, un convertidor con M(D)=2,5 y un módulo con Im=6,5A, Vm=15V y Voc=20V con unas condiciones de irradiancia de 500 W/m2, será necesario poner una capacitancia total de 0,3 faradios a un voltaje de los condensadores de Vc= VOC·M(D) ≈ 50V. Para conseguir una capacitancia más pequeña posible, podrá medirse a irradiancias bajas, entre 500 y 600 W/m2. La razón de usar grandes capacitancias está en obtener el mayor tiempo posible de carga con el objeto de proporcionar al convertidor el tiempo necesario para que pueda buscar el punto de máxima potencia.

4. Ajuste los valores del Osciloscopio: V/div, ms/div, Nivel de Pre-Trigger y/o nivel de

disparo del TRIGGER. 5. Disparo de barrido I-V:

a. Poner el selector principal (Fig.2) en modo I-V b. Presionar una vez el pulsador I-V (verde, Fig.2)

6. Comprobar que aparece la curva en el Osciloscopio. 7. Almacenar los datos obtenidos por el osciloscopio al ordenador y preparar el

osciloscopio para la siguiente medida.

Anexos

189

8. Para realizar medidas consecutivas, realice los pasos del 5. b) al 7, cuantas medidas se deseen obtener.

9. Si se desea cambiar de módulo, asegúrese de apagar y aislar previamente el equipo poniendo el selector Principal (S1) y PC- (S3) en las posiciones OFF y NORMAL respectivamente. Repetir los pasos 1 al 8.

10. Cuando se hallan finalizado las medidas: a. Repetir el paso 1 (apagado y aislamiento eléctrico). b. Desconectar todas las conexiones empezando por la conexión del módulo. c. Poner todos los instrumentos en el lugar que corresponde en el

laboratorio. 3.4 Medida de Isc de módulos fotovoltaicos

1. Repetir 3.2, 1). 2. Realizar las conexiones del módulo a los terminales de carga V-PV (según se

indica en la figura 2), realizando una comprobación previa de la polaridad (medir previamente), conectar un voltímetro al terminal I de la carga para visualizar la medida de corriente.

3. Poner el selector Principal (S1) en modo Isc. 4. Pulsar Isc (P2, rojo), hasta que visualice en el voltímetro el valor de voltaje,

tomar la lectura y soltarlo (no lo deje pulsado por mas de 5 segundos). 5. Conversión de la medida de mV a A, usando la expresión siguiente:

Isc [A]=(Valor medido en mV / 0,025ΩΩΩΩ) 6. Tomar cuantas medidas sean necesarias repitiendo los pasos 4 y 5. 7. Si se desea cambiar de módulo, asegurar de apagar y aislar previamente el equipo

poniendo el selector Principal (S1) y PC- (S3) en las posiciones OFF y NORMAL. Repetir los pasos 3 al 6.

8. Cuando se hallan finalizado las medidas: d. Repetir el paso 1 (apagado y aislamiento eléctrico). e. Desconectar todas las conexiones empezando por V-PV (módulos). f. Dejar todos los instrumentos en el lugar que corresponde en el laboratorio.

Para realizar la medida de Isc inmediatamente después de realizar la medida de I-V. Añadir el voltímetro al montaje de la figura 2. Realizar la medida de I-V realizando los pasos 3.2 5) y 6), e inmediatamente efectuar la medida de Isc realizando los pasos 3.3 3) al 5). Finalice el proceso realizando el paso 3.2 7).

3.5 Medida de la curva I-V (3.2) de módulos fotovoltaicos con corrección de caída

de voltaje (PC-). 1. Realizar los pasos 3.2 del 1 al 4. 2. Poner el selector PC-/Normal en modo PC- (ver figura 1)

MUCHA ATENCIÓN A LA SECUENCIA DE LOS SIGUIENTES PASOS:

3. Presione el pulsador 1-DISCH (Discharge, descarga) 4. Presione el pulsador 2 C- (Charge -, carga negativa) 5. Disparo de barrido I-V. Realice los pasos 3.2 del 5 al 7. 6. Presione el pulsador 1-DISCH (Discharge, descarga) 7. Repita los pasos del 3 al 6 para realizar más medidas. ATENCIÓN! SEGUIR LA SECUENCIA DE LOS PASOS 3 Y 4: PULSAR SIEMPRE 1 DISCH, 2 C-. DE LO CONTRARIO PODRÍA CAUSAR DAÑOS IRREVERSIBLES AL EQUIPO.

4. Mantenimiento y recambio de componentes

ATENCIÓN!: Solo puede ser realizado por personal técnico a cargo de este equipo.

4.1 Diseño de hardware modular

El equipo ha sido diseñado considerando las características de robustez y capacidad modular, de tal manera que todos los componentes puedan ser extraídos y medidos con facilidad: cables, pulsadores, selectores, baterías y componentes eléctricos y electrónicos.


190

Esto proporciona al técnico de mantenimiento, la facilidad para el recambio de algún componente o el reemplazo por uno de mejores características técnicas.

4.2 Recambio de baterías

Aunque la autonomía de equipo es muy larga; sin embargo, es conveniente verificar el voltaje de la batería de alimentación del circuito de control de 9V y las 2 baterías alcalinas (AA) de 1,5 voltios, pueden usarse recargables.

4.3 Cambio o selección externa de Condensadores

Los condensadores deben cumplir las siguientes características: Deben ser electrolíticos Voltaje mayor o igual a 100Vcc, Tolerancia capacitiva ≤ ±20%. Para cambio de los condensadores internos:

o Terminales tipo rosca, para facilitar la conexión. o Dimensiones: ≤ 51x82mm c/u. (Elegir del tipo “alta capacitancia por

unidad de volumen”). 4.4 Cambio de transistores y circuito acondicionador de señal

La carga está diseñada para que puedan cambiarse con facilidad los transistores Mosfet y el circuito Driver Mosfet (IC1), ya sea por reemplazo del mismo o cambio por otro modelo de otro fabricante que proporcione mejores características eléctricas. Las características eléctricas de la carga dependen principalmente de las características eléctricas del Transistor Mosfet elegido. Si se desea cambiar el modelo del transistor, éste debe cumplir unos requisitos mínimos para asegurar su compatibilidad con la carga, son los siguientes:

Encapsulado TO-247, con la configuración de pines Gate, Drain y Source como se muestra en la figura 5.

RDS(on)≤8mΩ. VGS=10V. VDSS≥100Vcc. ID≥25A. Disipación máxima de potencia 512 ≤ PD ≤ 1000 W. Se recomiendan Transistores con circuitos internos de auto-protección, que

son conocidos en el mercado como Full Auto-Protection Power Mosfets o Intelligent Power Mosfets. Tienen la ventaja de protección contra sobre

Figura 0-8 Hardware de la carga.

Anexos

191

temperatura, cortocircuito, sobre voltaje, Protección contra ESD (Electrostatic Discharge Protection).

El transistor incorporado en la carga es el HUF75652G3 de Fairchild Semiconductor (www.fairchildsemi.com/power/). Aunque el circuito de control está protegido contra ESD, antes de manipular cualquier dispositivo, es necesario estar descargado de cargas electrostáticas o utilizar guantes de protección contra ESD. Tener mucho cuidado con los terminales de los transistores para su colocación identificando correctamente Drenaje (D), Fuente (S) y Puerta (G). El transistor T1 puede ser montado sin disipador, debido a que el tiempo de barrido es muy corto (≤100ms), sin embargo si es recomendable usar disipador en el transistor T2. A continuación, se muestran otros Transistores Mosfets compatibles que están disponibles en el mercado: IXTK 250N10, de la empresa IXYS Corporation (www.ixys.com). APT20M16B2LL / APT20M16LLL, de Advanced Power Technology.

(www.advancedpower.com). El circuito utilizado como acondicionador para el transistor Mosfet, es el Dual Power Mosfet Driver MAX627 de Maxim Integrated Products (http://www.maxim-ic.com). Tiene como objetivo manejar y proteger la puerta del Transistor Mosfet, entregando un adecuado nivel de voltaje y corriente necesario para su correcto funcionamiento. Si se desea remplazar éste circuito por otro equivalente de otro fabricante, deben cumplirse las mismas características eléctricas del MAX627:

Encapsulado DIP, con compatibilidad pin a pin (entradas, salidas y alimentación), como se muestra en la figura 6.

Rango de alimentación adecuada para 9Vcc. Típicamente, 4.5 ≤ VDD ≤ 18 V. Baja ROUT, Tipicamente 4Ω. Niveles compatibles TTL/CMOS y configuración no-inversor.

La resistencia R1, se trata de 2 resistencias en paralelo MP930, 10ΩΩΩΩ, 30W a 25ºC, y tolerancia 1% con encapsulado TO220, fabricado por la empresa CADDOCK Electronics. La resistencia equivalente corresponde a 5Ω, 60W, es valor razonable en cuando a tiempo de descarga del condensador y potencia disipada por la misma. Es posible reemplazar esta resistencia por una equivalente comercial con las mismas características, con tolerancias ≤10%. En la figura 7 puede versen las conexiones de los componentes en la PCB. Las que figuran en color verde no se conectan.

Figura 0-9 Disposición de pines del transistor Mosfet.

Figura 0-10 Disposición de pines del circuito acondicionador Driver para Mosfet.


192

GND -> Carcasa

GND CI1 -> -9V batería

Vdd CI1 -> +9V batería

PIN2 CI1 -> R4 -> +P2 (Isc)

PIN4 CI1 -> R2 -> +P1 (I-V)

S T1 -> GND – R Shunt

D T1 -> -Capacitors

D T2 -> SW1 Isc -> +PV

R1 1 -> SW3 Normal/PC- -> P3 DISCH

R1 2 -> SW3 Normal/PC- -> P1 NC

Figura 0-11 Conexiones de componentes en la PCB.

Anexos

193

Anexo III:

Carga capacitiva: Manual de software


194

Anexos

195

INSTITUTO DE ENERGÍA SOLAR E.T.S.I. TELECOMUNICACIÓN UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

CARGA CAPACITIVA PARA LA CARACTERIZACIÓN I-V DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

MANUAL DE SOFTWARE

• Objetivos • Especificaciones técnicas del sistema de adquisición de datos y

características del software PVGen de procesamiento de datos • Configuración del programa WinSoft HS2 • Software PVGen1.2 de procesamiento de datos • Procedimiento de medida con ejemplos

ESTE DOCUMENTO ES COMPLEMENTARIO CON: DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE MEDIDA Y MANUAL DE HARDWARE.

Tutores: Miguel Ángel Egido Aguilera y Estefanía Caamaño Martín.

Madrid, 15 de Abril de 2004.


196

1.1 Objetivos 1.1.1 Generales Diseño e implementación de un sistema de adquisición y procesamiento de datos, que permita medir la curva característica I-V (corriente-voltaje) de un módulo o generador fotovoltaico en condiciones reales de operación o método “outdoor” (medida en el exterior) y obtenida por una carga capacitiva, y extraer sus parámetros característicos referidos a Condiciones Estándar de Medida1 (CEM, conocido internacionalmente como: STC, Standard Test Conditions). Los resultados deben ser comparables a los obtenidos por otros métodos “outdoor” empleados en la actualidad: diferencias de potencia máxima <5%, respecto de los medidos por laboratorios homologados para la calibración de módulos fotovoltaicos. Este sistema (y el presente manual) es complementario al trabajo realizado de diseño e implementación de una carga variable capacitiva, utilizado como generador de barrido de la curva característica de módulos fotovoltaicos (ver Manual Hardware Carga Capacitiva para la generación de barrido de módulos fotovoltaicos). 1.1.2 Específicos

Incorporación de un sistema de adquisición de datos, que cumpla las siguientes condiciones:

• Portátil, manejable y robusto. • Compatible con las magnitudes de medida I-V. • Buena resolución de conversión A/D (> 8 bits). • Adaptable al entorno de programación y adquisición de datos. • Muestro configurable a 512 muestras. • Mínimo consumo eléctrico. • Buena relación calidad/precio.

Diseño de Software de Procesado de Datos, que cumpla las siguientes requisitos: • Pueda interpretar correctamente los archivos de medida extraídos del

sistema de adquisición de datos, y resulte compatible con otros sistemas de adquisición de datos empleados por el Instituto de Energía Solar.

• Realice la extrapolación a las Condiciones Estándar de Medida (CEM, o STC, Standard Test Conditions) considerando las recomendaciones técnicas vigentes.

• Incorpore un filtro digital adaptativo para disminuir el ruido electromagnético presente en las medidas, optimizado para el entorno del punto de máxima potencia.

• Realice la presentación y almacenamiento de los resultados. 2. Especificaciones técnicas del sistema de adquisición de datos y

características del software PVGen de procesamiento de datos. 2.1 Requerimientos informáticos

o Compatible IBM PC/AT con procesador 486/100MHz o superior. o Microsoft Windows 95/98/Me. o Memoria de 4Mb RAM. o Drive 3½” alta densidad 1.44Mb. o Un ratón u otro dispositivo puntero. o Puertos libres de impresora LPT y serie RS232C.

1Irrandiancia de 1000W/m2, espectro AM 1.52 y temperatura de célula de 25ºC.

Anexos

197

2.2 Sistema de adquisición de datos

Consiste en el sistema multifunción osciloscopio/PC y adquisición de datos HandyScope2 (de ahora en adelante: HS2) de la firma TiePie Engineering (The Netherlands). Tiene las siguientes ventajas:

Equipo multifuncional, que puede ser usado como osciloscopio, analizador de espectro, grabador de transitorios y voltímetro.

Es controlado por PC a través de un software (WinSoft HS2) que visualiza y guarda las medidas.

No requiere alimentación externa, se alimenta a través del puerto paralelo. Portátil, manejable y robusto. Peso de 350 gramos, y medidas de 40x145x85 mm. Resolución de conversión A/D (Analógico-Digital): 12 bits (0.0244%). Precisión de 0.2%

±1 LSB. Muestreo configurable a 512 muestras. Posee dos canales independientes (CH1, Ch2), con una amplia sensibilidad de magnitud

de entrada a máxima escala: desde 100 mV (25 mV/Div y una resolución de 48.8 µV) hasta 600V DC (Probe 1:10).

Ancho de banda de 200 kHz. Función de disparo (TRIGGER) en la adquisición de datos, programable para ambos

canales (CH1 y CH2).

El software del osciloscopio permite guardar un archivo de datos (con extensión .dat) con 512 nuestras, cada muestra contiene los valores I-V (Ch1 y CH2, voltaje y corriente respectivamente) y el valor del eje del tiempo, y que son medidos en cada barrido I-V de la carga capacitiva.

El osciloscopio incorpora la función de interpolación para suavizar los errores de cuantificación de la conversión A/D, que, adicionalmente a la resolución de conversión de 12 bits, permite mejorar la resolución de las medidas.

La figura 1, muestra un ejemplo de la curva de corriente y voltaje con respecto al tiempo (pantalla izquierda) y como pares de valores I-V (pantalla derecha), medidas con el sistema de adquisición de datos HS2. En la pantalla izquierda de la figura, muestra el recorrido del la curva generado por la carga capacitiva, y representa el crecimiento del voltaje (curva verde) del condensador que a su vez polariza el módulo fotovoltaico, provocando que su corriente (curva azul) comience a caer. Al representar estos valores adquiridos como pares de valores (Voltaje,Corriente), la curva adquiere la forma que se muestra al lado derecho de la figura, en el puede verse la caracterización eléctrica del módulo medido.

Figura 1. Ejemplo de señales corriente y voltaje con respecto al tiempo (izquierda) y como pares de valores I-V (derecha), medido con el HS2 y visualizado con el software HS WinSoft.


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2.3 Software PVGen de procesamiento de datos

El software PVGen desarrollado para procesar los datos I-V (pares de valores corriente (I), Voltaje (V)), obtenidos por medio del osciloscopio y generados por la carga capacitiva, tiene las siguientes características:

El programa ha sido realizado bajo Win32 (MS Windows) y compilado en C++

Builder 6. El programa de aplicación se encuentra en un solo archivo ejecutable de 1,3 Mb, llamado PVGen1.5 (Versión 1.5). El lenguaje C++ tiene las ventajas de: portabilidad, flexibilidad, modularidad, sintaxis clara y elegante, concepto de librerías estándar, un variado repertorio de operaciones y programación orientada a objetos (POO).

Instrumentación soportada para la lectura de medidas I-V: Aunque el software esta diseñado principalmente para leer valores I-V de archivos .dat generado por el HS2, también incorpora la posibilidad (selección previa en Configuración) de comunicarse por el puerto serie para leer valores I-V de los osciloscopios Fluke Scopemeter existentes en el Laboratorio de Sistemas Fotovoltaicos del IES (Modelos 97 y 105B).

A través del Menú Principal, el software permite seleccionar el tipo de procesado de medidas o la recuperación de archivos (medidas ya procesadas) previamente almacenados.

Respecto a las Condiciones de Medida, el software permite hasta 4 posibilidades de introducir y calcular valores de irradiancia (G) y temperatura de célula (Tc), por medio de medida directa, usando módulos (o células) como sensores G y Tc y calculando la Temperatura de Célula a partir de la Temperatura Ambiente medida.

Respecto a la Extrapolación a Condiciones Estándar (STC, 1000W/m2, 25ºC), es posible seleccionar si se tiene o en cuenta efectos de segundo orden de las condiciones de medida en la extrapolación de valores de voltaje.

Rápido y fácil acceso a los resultados de las medidas: Los gráficos de las curvas I-V y los parámetros expuestos al final del procesado pueden ser copiados al portapapeles y/o impresos. Al final del procesado de las medidas, los datos son almacenados en archivos con extensión .fil (módulos filtrados) y .filc (módulos filtrados y calibrados con respecto de un módulo patrón), con posibilidad de hacerlo de forma manual o automática (selección en Configuración). Los archivos generados son compatibles con cualquier hoja de cálculo de forma que puede recuperarse parcial o totalmente los datos almacenados. En casos en los que se desee cambiar parámetros y condiciones de medida de archivos ya procesados, el software permite abrirlos y procesarlos de nuevo con los nuevos parámetros y/o condiciones de medida (selección previa en Configuración).

Diagrama de flujo

El software PVGen inicialmente lee las 512 muestras (pares de valores I-V) del osciloscopio (HS2 o Fluke, previa selección en configuración), almacena los datos introducidos por el usuario de las características eléctricas y constructivas de los módulos, y las condiciones de medida (G y Tc). Al ejecutar el programa (botón Ejecutar), el programa realiza un procesado interno, realizando las etapas de procesado explicados a continuación:

• Recorte de puntos no válidos: Estos puntos son causados por el sincronismo entre el disparo producido por el interruptor de la carga capacitiva y el comienzo de la adquisición de datos. El programa corrige este problema recortando éstos puntos en los extremos de los ejes Y y X, es decir en el punto de corto circuito y de circuito abierto.

• Extrapolación de los 512 valores corriente y voltaje a CEM de acuerdo a la normativa vigente.

• Filtrado Digital Adaptativo de las muestras, optimizado en la zona máxima potencia. Tiene como objetivo eliminar el ruido eléctrico y rizado.

• Cálculo de los parámetros eléctricos del módulo y configuración de la presentación. • Presentación gráfica de la(s) curva(s) I-V, de las condiciones de medida y los

parámetros eléctricos del módulo y finalmente el almacenamiento de los datos en un archivo con extensión .fil o .filc.

Anexos

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En la figura 2, se muestra el diagrama de flujo general del programa.

3. Configuración del programa WinSoft HS2

Antes de proceder con la configuración del instrumento, este manual asume que el software WinSoft v2.42 para HandyScope2 esta perfectamente instalado, si esto no fuera así, debe seguir las instrucciones de instalación indicadas en el manual de usuario. El software WinsSoft HS2 permite guardar y recuperar un archivo (con extensión .set) de configuración del instrumento, facilitando que cada vez que se ejecute el software, lo encontremos preparado para recibir las medidas de las curvas generadas por la carga capacitiva, casi sin tener que modificar parámetros. El archivo previamente configurado con nombre PV.set, será usado para la configuración automática del software, debe copiarse este archivo en el directorio C:\TiePie\PV.SET. Una vez instalado el WinSoft HS2 realizar los siguientes pasos:

• Conectar el osciloscopio al puerto paralelo (LPT1). • Ejecutar el programa. • En caso de que el programa muestre el mensaje “Instrumento no encontrado”,

verificar la correcta conexión al puerto paralelo y que el puerto de impresora (LPT) este configurado correctamente. Para mayor información acerca de compatibilidades y configuración del puerto, leer atentamente las indicaciones mostradas en el archivo LEAME.txt ubicado en el directorio C:\TiePie\HS2\. Para usuarios de Windows NT/2000/XP, debe instalarse un driver que puede ser encontrado en el CD de instalación.

• Seleccionar el menú SETUP (Fig. 3), ir a la ficha Instrumentos activos, posteriormente en Instrumentos activos al encender, seleccionar osciloscopio, a continuación en cambiar nombre de archivo, elegir el archivo PV.set y finalmente en Continuar.

• Cerrar el programa.

Figura 2. Diagrama de flujo general del programa.

PROCESO INTERNO DE DATOS

DATOS INTRODUCIODOSPOR TECLADO

RECORTE DEPUNTOS NOVALIDOS

EXTRAPOLACIONA STC

FILTRADOOBTENCIÓNDE CURVAS YPARÁMETROS

PRESENTACIÓN

ARCHIVO DEDATOS

ARCHIVO CON DATOS DEMEDIDAS

Figura 3. Ventana de configuración del programa WinSoft HS2.


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Con los pasos anteriores tenemos configurado automáticamente el osciloscopio, para que cada vez que ejecutemos el programa WinsSoft HS2, abra el osciloscopio con la configuración preparada para realizar las medidas. Una vez realizado esto, no es necesario repetir este proceso.

Si por alguna razón desconocida el programa WinSoft HS2 no carga el archivo de configuración al ejecutar el programa, será necesario ir a Archivo, a continuación Restablecer configuración del instrumento… y finalmente seleccionar el archivo PV.set.

Ajuste de parámetros del osciloscopio En la figura 4, puede verse el aspecto inicial del osciloscopio y la identificación de los controles principales.

1) Ajuste del nivel de voltaje y/o corriente – Deslizar hacia arriba o hacía abajo el ratón manteniendo presionado el botón izquierdo, para un ajuste fino de la ganancia o nivel de de voltaje (CH1) o corriente (CH2, en el lado derecho de la pantalla). Pulsar el botón derecho del ratón para obtener el menú y seleccionar la sensibilidad.

2) Ajuste del nivel de trigger – Deslizar hacia arriba o hacía abajo el ratón manteniendo presionado el botón izquierdo, para ajustar el nivel de disparo (CH1 o CH2). Pulsar el botón derecho del ratón para obtener el menú y cambiar la fuente del disparo Ch1 (voltaje) o Ch2 (corriente).

3) Ajuste de ganancia de corriente – El HS2 lee en el CH2 las medidas de corriente en mV en bornes de la resistencia Shunt. Para su visualización y almacenamiento (archivo .dat) en amperios, es necesario introducir las unidades de ganancia = 1/Rsh (Rsh, Resistencia de shunt). Por defecto (archivo de configuración) tiene una ganancia de 1/0.025=40, puesto que la carga capacitiva tiene una Rsh=25mΩ. Si desea cambiar el valor de ganancia, pulsar el botón derecho y a continuación Unidades de Ganancia… .

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Figura 4. Aspecto que presenta la pantalla del WinSoft HS2 e identificación de los controles principales.

Anexos

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4) Ajuste del eje del Tiempo – Pulsar con el botón derecho del ratón sobre cualquier parte de eje del tiempo, a continuación seleccione Frecuencia de Muestreo y el valor en ms, para un ajuste más fino seleccione Usuario… .

5) Ajuste del punto de pre-trigger – Pulsar el marcador de Pre-Trigger indicado en la figura 4 y deslizarlo hacia la izquierda o la derecha ajustando el nivel de Pre Trigger con respecto al tiempo.

6) Guardar forma de onda – Una vez obtenida la curva I-V, debe guardarse un archivo con un nombre corto que identifique claramente la medida. Pulsar el botón izquierdo sobre Archivo y seleccionar Escribir forma de onda… or pulsando sobre el

botón correspondiente ubicado en la barra de herramientas ( ) . El programa así como está configurado anteriormente, mostrará un curva por cada disparo de trigger, es decir, el usuario deberá notar un cambio en la curva para saber que se trata de una nueva medida y almacenarla manualmente en un archivo. Si se desea hacer medidas repetitivas, o bien, que para cada disparo de Trigger, el programa almacene automáticamente cada curva en un archivo, debe hacerse lo siguiente: seleccionar Medida y a continuación Guardado automático, introducir la cabecera principal del nombre de archivo (En Fig. 5, el caso que se muestra: DATA_), seleccionar Tiempo de espera asignado: infinito y finalmente Comenzar.

Para mayor información remítase al manual de software WinSoft del osciloscopio HS2.

Figura 5. Guardado Automático WinSoft HS2.


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4. Software PVGen de procesamiento de datos

4.1 Presentación visual de las capacidades generales del programa

Al ejecutar el programa PVGen1.5, se muestra la ficha Inicio. Los controles en esta ficha son visualizados dependiendo del tipo de proceso o lectura de medidas seleccionado en el Menú Principal y en Condiciones de Medida, por defecto está seleccionado Procesar módulo de Medida y Medida Directa G y Tc. Sin embargo, para mostrar todas las características de la ficha Inicio, se ha seleccionado Procesar Módulo de Medida + Patrón y PVSensor G y Tc, respectivamente. A continuación se explica cada uno de los controles, enumerados de acuerdo al orden en que debe ejecutarse e introducirse los datos del programa, tal y como se muestra en la figura 6.

1) Fichas de selección – Para visualizar las 5 páginas disponibles en el programa,

Inicio, Gráficas de Modulo de Medida, Medida + Patrón y Configuración, solo es pulsar el ratón sobre las pestañas correspondientes.

2) Menú principal – Lista de Selección con 5 opciones: procesado de módulos de Medida y Medida + Patrón, lectura de módulos procesados de Medida y Medida + Patrón y almacenamiento de parámetros calibrados.

Figura 6. Ficha Inicio del programa PVGen.

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Anexos

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3) Adquisición de datos I-V – En estos controles, se realizará la apertura de archivos (o comunicación serial en caso de elegir el osciloscopio Fluke 97/105B) de acuerdo a la opción elegida en el Menú Principal.

4) Características del módulo de medida – Este control permite introducir el nombre (por defecto, se introduce el nombre del fichero .dat del HS2) y los parámetros eléctricos del módulo de Medida y Patrón.

•••• Ns y Np: número de células en serie y paralelo respectivamente. •••• Alfa, Variación de la corriente con la temperatura: αC(A/ºC)=1mA·A por

célula, o más práctico αC(A/ºC)=1mA·(ISC*/NP). Si no se conoce αC, puede

omitirse si se mide G y Tc con sensores PV idénticos al módulo de prueba (omitir igualmente α en la medida con módulo sensor G).

•••• Beta, Variación del Voltaje con la Temperatura: βC(V/ºC)=-0.0023. •••• NOCT (Temperatura Nominal de Operación de la Célula): Solo es necesario si

va a medirse TC a partir de Ta. 5) Selección de Instrumentos de medida G y Tc – Lista de selección con 4 opciones

de medida de G y Tc. Solo serán visualizados los controles relacionados con cada opción. •••• Medida directa G y Tc: Permite introducir directamente en los controles los

valores G en W/m2 y Tc en ºC. •••• PVSensor G y Tc: En caso de utilizar sensores fotovoltaicos G y Tc. Al ser

seleccionada esta opción, se mostrará automáticamente los controles relacionados con cada sensor, en donde se introducirán los parámetros y los valores medidos de voltaje de Shunt para el sensor G y voltaje de circuito abierto VOC para el sensor Tc. Finalmente debe pulsarse TRANSFERIR, para que el programa haga los cálculos automáticos de G y TC y se muestren los valores en los controles respectivos.

•••• Medida directa G y Ta: Permite introducir directamente los valores medidos de G y Ta. Al finalizar debe pulsarse TRANSFERIR.

•••• PVSensor G / Ta (directa): Esta opción permite medir con un módulo sensor fotovoltaico G y calcular la temperatura de célula a partir de la medida directa de la temperatura ambiente. Al finalizar debe pulsarse TRANSFERIR.

6) Condiciones de medida - Cuadro de texto en donde son introducidos los valores G, Tc, D (Radiación difusa) y Vv (Velocidad del viento) correspondientes a las condiciones en las que fueron medidos los módulos. Adicionalmente se visualiza el cuadro Ta (Temperatura ambiente) cuando es seleccionado la opción Medida directa G y Ta o PVSensor G/Ta (directa).

7) Módulo Sensor G – Parámetros eléctricos del módulo sensor y valor medido Vshunt (en Voltios).

8) Modulo Sensor Tc - Parámetros eléctricos del módulo sensor y valor medido Voc (en Voltios).

9) Tranferir – Posteriormente de introducir los parámetros y valores medidos de los módulos Sensores y/o medidas directas de Ta, debe seleccionarse este botón para calcular y transferir los datos de G y Tc a los cuadros de texto.

10) Identificador – Datos de identificación de la medida realizada, debe seleccionarse previamente el control Mostrar para que sea visualizado en los resultados.

11) Ejecutar – Habiendo realizando la adquisición de datos de medida I-V e introducido todos los parámetros necesarios, finalmente se seleccionará el botón Ejecutar, para que el programa realice el procesado, presente y almacene los datos en un archivo.


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La ficha Configuración, dispone de una serie de opciones útiles, pero que no es un paso obligatorio para cada proceso de medida, a no ser que el osciloscopio utilizado sea diferente al HandyScope2 (en ese caso el Fluke 97 o 105B), solo será necesario hacerlo una sola vez en todo el proceso de medida. Las demás opciones son utilidades y facilidades que proporciona al usuario. A continuación se explica cada una de las opciones disponibles, enumerados de acuerdo al orden en que debe ejecutarse e introducirse los datos del programa, como se muestra en la figura 7.

1) Instrumentación – Selección del tipo de osciloscopio utilizado, el HS2 ha sido elegido por defecto. Si es seleccionado el osciloscopio Fluke, se visualiza automáticamente un control COM Port para introducir el número puerto serie al cual está conectado (COM1 es seleccionado por defecto).

2) Resistencia Shunt – Valor de la resistencia shunt de precisión en Ω (ohmios) de la carga capacitiva. Es necesario introducir o cambiar este valor si se va a usar el osciloscopio Fluke 97/105B. En el caso de utilizar el HS2, este valor es automáticamente introducido (al cargar el archivo de configuración PV.set) en el software del osciloscopio en la opción de Unidades de Ganancia (=1/Rshunt=1/0.025=40) en el canal de corriente CH2.

3) Modo de almacenar archivos – Si es seleccionado modo automático, el archivo se guardará en el directorio C:\TiePie\, donde se encuentran los archivos .dat del software WinSoft HS2. Por defecto, en modo manual, el programa al finalizar del procesado, abrirá un cuadro de diálogo en donde podrá elegirse el directorio en donde se guardará el archivo; si se elige cancelar el archivo no se guardará.

Figura 7. Ficha Configuración del programa PVGen.

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Anexos

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4) Permitir el cambio de parámetros y condiciones de medida - Esta opción es muy práctica cuando se desea guardar el archivo procesado sin introducir parámetros eléctricos ni condiciones de medida, posibilitando el procesado posterior a la medida introduciendo los parámetros y las condiciones de medida. Esta opción también tiene la ventaja de poder corregir valores de parámetros o condiciones de medida. Para realizar el proceso correctamente, debe seguirse los siguientes pasos consecutivos: seleccionar esta opción en Configuración, seleccionar la opción deseada Leer Modulo Procesado o Leer Modulo Procesado + Patrón (según sea el caso) del Menú Principal, posteriormente seleccionar el botón Abrir los archivos procesados, una vez abierto cambiar a la opción Procesar Módulo de Medida o Procesar Módulo de Medida + Patrón del Menú Principal, cambie los parámetros y condiciones de medida y finalmente presione el botón Ejecutar.

5) Ecuaciones a STC – Selección para considerar o no efectos de segundo orden en la extrapolación a condiciones estándar de las medidas de Voltaje. Por defecto, se ha elegido no considerar el efecto de segundo orden (de posible utilidad en el caso de medidas realizadas a bajos valores de irradiancia), sin embargo si se elige la segundo opción, se mostrará un cuadro de texto en el se introducirá el factor de idealidad de diodo m, este factor esta fijado a 1.3, típicamente éste valor puede variar entre 1 y 1.3 para células de silicio cristalino.

5. Procedimiento de medida con ejemplos

A continuación se explicarán paso a paso, dos ejemplos de procedimiento de medida de módulos individuales y con módulo patrón respectivamente. Se ha elegido medir G y Tc con sensores fotovoltaicos de la misma tecnología previamente calibrados por un laboratorio certificado, un Piranómetro para la medida de D y un anemómetro para la medida de Vv. El día elegido para la medida, corresponde a un día despejado del mes de mediados de marzo. Se asume que el usuario ha leído y conoce bien los documentos complementarios “Explicación del procedimiento de medida” y “Manual de hardware”, toda la instrumentación esta montada y el software está preparado para las medidas, así como también que el usuario opera perfectamente la carga capacitiva.

5.1.1 Módulos de Medida individuales

1) Ajuste previo de la curva I-V en el software WinSoft HS2 El software del HS2 WinSoft al ser ejecutado, ajusta automáticamente los niveles de Trigger, eje Y (amplitud) de CH1 y CH2 y del eje del tiempo. Sin embargo, antes de empezar el procedimiento de medidas, debemos asegurar que los parámetros de los canales del osciloscopio sean los adecuados, para hacer esto necesitaremos generar previamente varios barridos I-V con la carga capacitiva y ajustar los parámetros. Ajustaremos (ver figura 4) el eje del tiempo de tal manera que pueda verse el cruce del voltaje y corriente en medio del gráfico, el nivel de amplitud de voltaje y corriente (CH1 y CH2) hasta que sean visibles en su totalidad y el valor del nivel de Pre-Trigger deberá estar a un nivel inmediatamente superior a partir del cual empiece a verse la curva I-V. Ver figura 8.


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2) Barrido I-V y condiciones de medida Ejecutamos el barrido I-V de la carga capacitiva y anotamos las condiciones de medida: VSHUNT del sensor G, VOC del sensor Tc, el valor D en W/m2 y Vv en m/s. 3) Almacenamiento de la curva I-V Pulsamos en Archivo y Escribir forma de onda…, con un nombre que identifique al módulo o referencia y el número de medida, por ejemplo MA71-1. 4) Selección de opción de procesado y apertura de archivo de datos Ejecutamos el programa PVGen1.5, seleccionamos en Menú Principal la opción Procesar Modulo de Medida (módulo individual). Posteriormente abrimos el archivo .dat que almacenamos en el paso anterior, seleccionamos el botón Abrir, inmediatamente se abre un cuadro de diálogo que permite buscar el archivo y seleccionarlo. Al abrirlo aparecerá en el cuadro de texto la ruta completa de la ubicación del archivo y la fecha y hora de la medida.

Figura 8. Ajuste de parámetros en WinSoft HS2.

Pre-Trigger

Anexos

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5) Características del Módulo de Medida En el cuadro de texto Nombre/Modelo aparecerá automáticamente el nombre del archivo de datos previamente recuperado en el paso 4), para facilitar el guardado automático de los archivos procesados; si embargo, pude ponerse otro nombre. Posteriormente pondremos los valores de los parámetros constitutivos y eléctricos del módulo, sabemos por catálogo que el módulo tiene 36 células en serie y no tiene células en paralelo por lo tanto tenemos que Ns=36 y Np=1. El parámetro Alfa (αc, por célula) lo podemos calcular como 1mA x Amperio y por célula, si sabemos por catálogo que ISC=3.25A, tenemos que αc=0.00325A/ºC. Sin embargo, es posible omitir este parámetro (αc=0) siempre y cuando el módulo medido y el módulo sensor G sean de la misma tecnología (preferiblemente del mismo modelo), para este caso será necesario también omitir este parámetro (Alfa=0) en las características del modulo sensor G (en paso 6). Para módulos de silicio monocristalino y policristalino el valor Beta (βc, por célula) se puede considerar constante βc=-0.0023V/ºC. Como no vamos a calcular Tc a partir de Ta el programa no tiene en cuenta el parámetro NOCT. 6) Condiciones de Medida En Condiciones de Medida (Instrumentos de Medida G y Tc) Seleccionamos la opción PVSensor G y Tc. Inmediatamente aparecen los controles en donde pondremos los parámetros constitutivos y eléctricos de los módulos sensores G y Tc, pondremos los nombres, en este caso MB2.2 para G y MA4.1 para Tc. Para el sensor G tomaremos el valor Isc* (STC)=3.04A y Np=1 proporcionado por el laboratorio certificado, por tanto Alfa=0.003A/ºC, tenemos un Shunt de precisión con Rsh=15mΩ. Para el sensor Tc, Np=12 y Voc* (STC)=7.17V. Mientras no salgamos del programa, estos valores permanecerán. Ahora solo tenemos que poner los valores medidos Vshunt (sensor G) y V (sensor Tc) en el momento en el que ejecutamos el barrido I-V del paso 2). Para que el programa calcule los valores G y Tc debemos pulsar el botón TRANSFERIR. Finalmente pondremos los valores D y Vv. 7) Indentificador de medida o proyecto Si queremos poner un identificador en la pantalla de presentación de resultados, debemos seleccionar la casilla Mostrar y poner en los cuadros de texto los nombres deseados. 8) Ejecutar Para que el proceso sea efectivo pulsaremos el botón Ejecutar. Nos aparece un cuadro de dialogo en el que elegiremos guardar el archivo procesado. El programa es muy flexible en este paso, pues tenemos la posibilidad de ver los resultados sin guardar ningún archivo, simplemente seleccionando Cancelar. Si nos interesa cambiar algún parámetro y/o volverlo a procesar para guardar el archivo procesado,


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solo tenemos que volver a la ventana Inicio y pulsar Ejecutar, esto lo podemos hacer cuantas veces queramos. Esta flexibilidad es muy útil en casos en los que queramos procesar varios módulos o varias medidas del mismo módulo, simplemente ir a Inicio abrir otro archivo, poner las condiciones de medida y Ejecutar.

8) Operaciones gráficas, visualización, copia e impresión de los resultados El botón Copiar nos permite transferir al portapapeles la ventana de resultados, facilitando así su transferencia a cualquier otro programa con la función pegar. Con el botón Imprimir, nos permite transferir los resultados a una impresora. La gráfica I-V tiene funciones de Zoom (Acercamiento) y Desplazamiento. Para usar la función zoom, debemos definir el área de acercamiento, para hacer esto presionamos el botón izquierdo del ratón (en una esquina del rectángulo a definir) y movemos el ratón hasta definir el área deseada soltando el botón. Para desplazarnos por la curva movemos el ratón manteniendo presionado el botón derecho. Para deshacer el zoom, creamos un área de acercamiento de tal forma que se salga de la parte superior de la gráfica. Si nos acercamos con el zoom, podemos distinguir 3 tipos de curvas I-V: En puntos verdes vemos la curva medida, en puntos azules los valores extrapolados a STC (CEM) y la línea roja los valores filtrados en donde se extraen los parámetros eléctricos.

Anexos

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Podemos también visualizar la curva de potencia (curva morada) y hacer que el programa nos muestre solo la curva filtrada. Para hacer esto, debemos seleccionar las cajas de selección correspondientes éstas dos opciones, que están ubicadas en la parte inferior de la pantalla. El resultado es como se muestra a continuación.

5.1.2 Módulos de Medida + Patrón.

0) Guardar los Parámetros Calibrados del Patrón. Antes de empezar el proceso de medida, debemos asegurarnos de guardar el Archivo de Parámetros Calibrados del Modulo Patrón en el programa PVGen, eso quiere decir que debemos almacenar los valores calibrados del modulo patrón, proporcionados por el laboratorio certificado, estos son: Pm*, Im*, Vm*, Isc*, Voc* y FF*. Para hacer esto ejecutamos el programa PVGen1.5, en Menú Principal elegimos la opción Guardar Archivo de Parámetros Calibrados de un Patrón y pulsamos Ejecutar, nos aparecerá el siguiente mensaje: Debemos tener a mano los parámetros para posteriormente ser introducidos uno a uno en secuencia como aparece en el Mensaje. En cualquier parte del proceso puede pulsar Cancelar, en tal caso el proceso se cancelará y no se guardarán los datos. Aparecerán para cada parámetro un cuadro de dialogo, en donde se introducirá el valor y se pulsará aceptar.


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Al finalizar el proceso de introducción de parámetros, aparecerá un cuadro de dialogo en el que se pide el nombre de archivo y su ubicación, se recomienda poner un nombre que identifique claramente el módulo patrón, para que sea reconocido posteriormente con facilidad. 1) Ajuste previo de la curva I-V en el software WinSoft HS2. De igual forma que en el ejemplo 5.1.1.

2) Barrido I-V y condiciones de medida del Módulo de Medida Ejecutamos el barrido I-V de la carga capacitiva del Módulo de Medida y apuntamos las condiciones de medida VSHUNT del sensor G, VOC del sensor Tc, el valor D en W/m2 y Vv en m/s. 3) Almacenamiento de la curva I-V Almacenamos la curva I-V del Modulo de Medida pulsando en Archivo y Escribir forma de onda…, con un nombre que identifique al módulo o referencia y el número de medida, por ejemplo MBm24-4. 4) Barrido I-V y condiciones de medida del Módulo Patrón Ejecutamos el barrido I-V de la carga capacitiva del Módulo Patrón y apuntamos las condiciones de medida VSHUNT del sensor G, VOC del sensor Tc, el valor D en W/m2 y Vv en m/s. 5) Almacenamiento de la curva I-V Almacenamos la curva I-V del Modulo de Patrón pulsando en Archivo y Escribir forma de onda…, con un nombre que identifique al módulo o referencia y el número de medida, por ejemplo MB25-25. 6) Selección de opción de procesado y apertura de archivo de datos Ejecutamos el programa PVGen, seleccionamos en Menú Principal la opción Procesar Modulo de Medida + Patrón. Posteriormente abrimos los archivos .dat que almacenamos en el paso anterior tanto del modulo de Medida como el Patrón. A continuación seleccionamos Abrir en el cuadro de texto Archivo de Parámetros Calibrados, aparecerá un cuadro de diálogo en el que seleccionamos el archivo. 7) Características del Módulo de Medida. Igual que en 5.1.1. 8) Características del Módulo Patrón. Igual que en 5.1.1 9) Condiciones de Medida Podemos observar que ha aparecido un nuevo control para el Módulo Patrón, tanto en los valores de G, Tc, D y Vv como en los valores medidos de VSHUNT y VOC. Esto se debe a que nunca puede medirse ambos módulos al mismo tiempo y que por lo tanto cada uno tiene condiciones distintas de medida (recordar que el tiempo de medida entre ambos módulos debe ser menor a 3 min). El proceso de cálculo de G y Tc es igual que en 5.1.1.

Anexos

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10) Operaciones gráficas, visualización, copia e impresión de los resultados. Igual que 5.1.1. El aspecto final de los resultados es como sigue:


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ricardo orduz marzal

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