Antetítulo Configuración de los sistemas: centralizado y descentralizado

Autoconsumo fotovoltaico trifásico con almacenamiento de energía Como es bien sabido, la legislación de los sistemas de autoconsumo está regulada en España por el Real Decreto 900/2015, publicado el pasado mes de octubre de 2015. Quiza, uno de los autoconsumos menos realizados sean los relacionados con redes (consumos) trifásicas cuyos rangos de potencia comienzan alrededor de los 10 kW para extenderse, incluso, en los MW. Su ámbito de aplicación es fundamentalmente industrial (polígonos industriales o granjas porcinas) si bien podría tener cabida en el ámbito residencial, siempre que sea trifásico, claro está. En el susodicho RD se distinguen entre autoconsumos conectados a red (en sus dos modalidades, tipo 1 y tipo 2) y los aislados (los cuales están exentos de cualquier registro ni cargos de peaje). De acuerdo con el punto 5 de aquel RD se establece que podrán instalarse elementos de acumulación en las instalaciones de autoconsumo reguladas en este real decreto, cuando dispongan de las protecciones establecidas en la normativa de seguridad y calidad industrial que les aplique y se encuentren instaladas de tal forman que compartan equipo de medida que registre la generación neta o equipo de medida que registre la energía horaria consumida. Desde el punto de vista de la configuración de estos sistemas, se pueden implementar de dos formas: descentralizados y centralizados. La solución descentralizada consiste en utilizar bien la configuración en acoplamiento en CC (dc-coupling) o en CA (ac-coupling). La solución en acoplamiento de CC, en trifásica, consistiría en la utilización de convertidores de CC/CC conectados al generador FV junto con inversores bidireccionales monofásicos, para cada fase. En cambio, en el caso de la instalación de un acoplamiento de CA trifásico, Figura 1, tanto el inversor conectado a red como el bidireccional son monofásicos, creando una red trifásica. Es decir, que se necesitan, para cada fase, tanto un inversor de conexión a red como un inversor bidireccional. Esta configuración valdría tanto para aislada como para interconectada a la red, en cuyo caso la red se conectaría el

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bus de CA del consumo. Una modificación a esta solución sería la utilización de inversores de conexión a red trifásicos junto con inversores bidireccionales monofásicos.

decir, instalar un inversor adicional para cada fase, Figura 1. Una solución alternativa a la anteriormente mencionada es la instalación de un sistema trifásico centralizado.

Figura 1. Configuración aislada de un acoplamiento en CA de 8 kW de una solución trifásica a partir de equipos monofásicos (Fuente: SMA) Este tipo de soluciones pueden implementarse mediante “soluciones cerradas”. Es decir, aquellas cuyos inversores (tanto el de conexión a red como el bidireccional) son del mismo fabricante (como SMA o Schneider, por ejemplo) o mediante “soluciones abiertas”, en donde el fabricante del inversor de conexión a red es diferente del bidireccional (el ejemplo más típico podría ser la combinación Victron + Fronius, en donde se implementan inversores de conexión a red trifásicos, Fronius, con inversores bidireccionales monofásicos, Victron), Foto 1. Si se quisiera aumentar la potencia nominal de los inversores instalados habría que “paralelizar la solución”. Es

Foto 1: Implementación de un sistema trifásico “abierta” con inversores bidireccionales monofásicos VICTRON e inversores trifásicos Fronius (Fuente: Krannich). En este caso, también se podrían distinguir dos tipos de sistemas: con aco-

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Foto 2: Implementación de un sistema fotovoltaico con almacenamiento de energía interconectado utilizando un inversor IMEON (Fuente: QKSOLEnergy Solutions)

Figura 2: Implementación de un sistema trifásico centralizado en configuración de CC (Fuente: Leonics) plamiento en CC, Figura 2, y en CA. Sin embargo, la evolución de la soluciones anteriormente mencionadas es la solución centralizada integrada, la cuál consiste en utilizar un único equipo que integre la funcionalidad tanto del acoplamiento de CC como de CA. La implementación se lleva a cabo gracias a la utilización del denominado inversor híbrido. De acuerdo con la Figura 3, se pueden distinguir diferentes tipos de inversores híbridos, monofásicos y trifásicos. Dentro de los inversores monofásicos estarían los que presentan un sistema de almacenamiento integrado y los que no lo presentan. También cabría distinguir entre aquellos que son capaces de funcionar de manera autónoma o interconectada (según convenga) y los que sólo funcionan de manera interconectada (como los modelos de SMA, Fronius o Kostal). Desafortunadamente, en el mercado FV actual existen muy pocos fabricantes que desarrollen y comercialicen inversores híbridos trifásicos. Uno de ellos es el fabricante IMEON, el cuál además de comercializar un equipo monofásico, Foto 2, también ha diseñado y comercializado un inversor híbrido trifásico de 9 kW nominales, el cuál puede funcionar interconectado o autónoma. Este equipo

se podría implementar tanto en el ámbito residencial trifásico como en el industrial.

cedentes del campo fotovoltaico, formado por dos series con seguimiento del seguimiento del punto de máxima potencia, y de las baterías (la cuáles pueden ser de Gel, AGM o de Ion-Litio, con un bus de 48 VCC) y una entrada de CA (bien un grupo auxiliar o de la red eléctrica). La implementación del inversor híbrido trifásico se realiza de la siguiente forma.

Figura 3: Clasificación de los inversores híbridos Una característica innata de estos inversores es que presentan varias entradas directas: dos de continua, pro-

Instalación trifásica de autoconsumo fotovoltaico según tipología general con control de inyección cero En la Figura 4 se presenta una confi-

Figura 4: ESQUEMA DE AUTOCONSUMO TRIFÁSICO, según tipología General con Control de Inyección Cero IMPLEMENTADO CON EL INVERSOR Imeon Energy modelo 9.12 (Fuente: QKSOL- Energy Solutions)

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ESPECIALSISTEMAS DE ALMACENAMIENTO

guración del inversor híbrido trifásico en donde la entrada de red eléctrica es bidireccional, pudiendo controlar la inyección a red, inyección cero, de forma interna por el propio inversor. Además, serviría como entrada de un grupo electrógeno en caso de que tengamos una instalación aislada. Además se conecta la entrada de los paneles solares y de la batería de acumulación directamente al Inversor. La salida de potencia del Inversor hacia las cargas será de12 kW, siempre y cuando exista apoyo de la red eléctrica. En caso contrario, si el abastecimiento es sólo de baterías y paneles solares será de 9 kW. Funcionamiento: La prioridad de la

versor podrá trabajar en isla, permitiendo aportar una potencia máxima de 9 kW al consumo de las cargas, que se abastecerán de los paneles y/o batería de acumulación. Instalación trifásica de autoconsumo fotovoltaico con control de inyección cero de acuerdo con el RD 900/2015 Si se quisiera implementar una solución de autoconsumo, de acuerdo con el RD 900/2015, en el que se tuviera como entrada de CA a la red, el diagrama de conexiones sería como el que se presenta en la Figura 5. Este esquema nos permite cumplir el RD de autoconumo en cuanto a la ins-

didor externo o “Energy Meter”, que ya incorpora en propio equipo. Se mantiene la opción de tener un consumo auxiliar procedente de los paneles y/o batería en caso de caída de red, funcionamiento en Isla. Funcionamiento: La prioridad de la energía solar producida es abastecer al consumo directamente. Cuando la producción solar es mayor que el consumo de las cargas, ésta cargará la batería de acumulación, y una vez estén cargadas y el consumo sea inferior a la producción solar, el Inversor modificará el punto de funcionamiento del generador fotovoltaico para no inyectar a la red eléctrica, mediante el uso del “Energy meter” incluido en el

Figura 5: ESQUEMA DE AUTOCONSUMO TRIFÁSICO, según RD 900/2015 con Control de Inyección Cero IMPLEMENTADO CON EL INVERSOR Imeon Energy modelo 9.12 (Fuente: QKSOL- Energy Solutions) energía solar producida es abastecer al consumo directamente, sin que la energía pase por la batería. Cuando la producción solar es mayor que el consumo de las cargas, ésta cargará la batería de acumulación, y una vez esté cargada y el consumo sea inferior a la producción solar, el excedente de energía se podrá inyectar a la red eléctrica, mediante activación de ésta función por software interno del Inversor. Cuando no exista energía solar, los consumos se abastecerán de la batería solar y/o de la red eléctrica. En esta tipología de instalación, frente a una caída de la red eléctrica, el in-

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talación de un contador para medir la energía producida por el sistema fotovoltaico. La entrada del generador fotovoltaico y de la batería de acumulación al Inversor, se realiza de la misma forma que el apartado anterior. La inyección de la energía producida hacia las cargas, procedente de los paneles solares y batería se realiza por la conexión “Grid Connection” de la Figura 4, siendo 9 kW la aportación máxima, mientras que el consumo de las cargas será ilimitado con el apoyo de la red eléctrica. En esta configuración, el control de inyección cero se realiza mediante me-

suministro del equipo. Cuando no exista energía solar suficiente, los consumos se abastecerán de la batería y/o de la red eléctrica. Frente a caídas de la red eléctrica, el Inversor permite activar una salida local de emergencia de hasta 9 kW, que se abastecerá de los paneles y/o batería de acumulación.

Autor: Vicente Salas UC3M PV-Lab Universidad Carlos III de Madrid [email protected]