A medida que los años van pasando, la tecnología también mantiene un avance constante. En el sector fotovoltaico, los avances tecnológicos no pasan desapercibidos y el aprovechamiento de la energía solar para la producción de electricidad está generando cada vez más impacto en la sociedad. La suma de personas en el mundo que cuentan con módulos fotovoltaicos en sus hogares, negocios y en la misma industria es notoria en estos momentos.

Las novedades están presentes en los equipos más comunes para una instalación fotovoltaica. Estos elementos son los módulos fotovoltaicos, inversores, microinversores, etc. A continuación, veremos algunos equipos nuevos ya listos para ser utilizados y comercializados en el sector y han sido anunciados por sus fabricantes para este año 2022.

Microinversor APsystems DS3 Series

Con la innovación en el microinversor DS3, el fabricante menciona que se tendrá mejor producción con un diseño más ligero en relación con la potencia. Esta familia está integrada por 3 modelos dentro de las series DS3 (DS3-S, DS3-L y DS3) para la región de Norte América y una versión (modelo DS3D) para Latinoamérica (LATAM). Concentrando los datos de la versión para LATAM, se incrementa la potencia de entrada máxima por cada MPPT (Maximum Power Point Tracking o Seguidor de punto de máxima potencia) siendo compatibles con módulos fotovoltaicos de 315Wp hasta 670Wp. Con esto se tiene el beneficio de poder trabajar con módulos fotovoltaicos de mayor potencia encontrados en el mercado y de la misma manera los beneficios en la potencia de salida se incrementan hasta los 2000W.

Algo notorio que entrega la ficha técnica de este microinversor se puede visualizar en la corriente directa permitida en corto circuito (Isc). Donde son capacidades de 20A como máximo por cada canal (entendiendo como canal al par de conectores MC4 para la entrada de los módulos fotovoltaicos). Otra cosa por observar, es la cantidad de voltaje máximo que soportará en los voltajes de circuito abierto de los módulos fotovoltaicos (Voc). El voltaje de entrada máxima soportada por el microinversor es de 120 V, el microinversor muestra en su diagrama que un solo canal podría aceptar dos módulos fotovoltaicos realizando una conexión en serie. En conclusión, se pueden instalar un total de 4 módulos por microinversor a pesar de tener 2 canales.

Microinversor Enphase IQ8 Series

La llegada de la tecnología en la serie IQ8 se presenta con microinversores adaptados a módulos fotovoltaicos de alta potencia, encontrados en el mercado. Además de ser un microinversor para sistemas interconectados a la red, también es compatible con la función de entregar energía cuando la red suministradora no esté disponible, permitiendo acoplar su sistema con un almacenamiento de energía. 

Aumentando un dato más sobre el respaldo, estos microinversores no tienen límite entre la relación de generación solar y almacenamiento en baterías como se manejaban en modelos anteriores. Ya que en modelos anteriores había un número máximo de microinversores a conectar por batería. 

Dentro de los productos Enphase, se encuentran un arreglo de componentes para realizar cambios de carga dependiendo de los eventos de la red. En otras palabras, con los microinversores de la serie IQ8 puedes tener un sistema fotovoltaico interconectado a la red y mantiene la compatibilidad con los controladores de carga, controladores del sistema y con las baterías del mismo fabricante de estar actuando como un sistema multimodo.

Inversor CPS 250/275kW, 1500Vdc String Inverters

El fabricante Chint Power Systems (CPS) cuenta con un inversor que se adentra en el mercado como toda novedad. Este inversor cuenta con dos modelos, el cual la diferencia es marcada en la utilización de fusibles por cada canal de entrada, siendo un modelo que tiene 36 canales con fusibles y el otro modelo cuenta con la característica de tener 24 entradas sin el fusible incluido.

Sus parámetros de entrada se pueden leer como que tienen la capacidad en voltaje de 1500 V. Tienen 12 MPPT disponibles y permiten hasta 600 A en corto circuito, siendo 50 A por cada MPPT disponible. La potencia entregada por parte de este inversor puede ser de 250 kW o 275kW. La salida se encuentra en 3 fases y una salida máxima de 198.5 A con 880 V. Estos datos son encontrados en la ficha técnica del componente.

Módulo fotovoltaico LG NeON H+ Black

En los módulos fotovoltaicos también hay modelos muy interesantes como el de la marca LG. Este módulo fotovoltaico tiene una característica visual, en donde la separación de celdas no es visible, haciendo una capa de un color único en su visualización frontal.

De la misma manera, el fabricante menciona tener un buen aspecto, así como un rendimiento mayor. Informando que su garantía a 25 años estará por encima del 90% en generación. Dentro de las características técnicas sabemos que es un módulo de 132 celdas fotovoltaicas de tipo silicio monocristalino. Una potencia de 405 Wp, con un voltaje en circuito abierto de 45.3V y una corriente en corto circuito de 11.20 A según las condiciones estándar (STC) a la que fue probada la tecnología. 

Módulo fotovoltaico Trina Solar Vertex

El modulo fotovoltaico monocristalino bifacial de doble vidrio está representado por Trina Solar, con modelos de 635 Wp hasta los 670 Wp. El fabricante a través de la ficha técnica muestra que el módulo tendrá hasta 30 años de garantía sin un grado de degradación anual muy representativo. También menciona que tendrá un mejor soporte ante cargas y así poder evitar las microfracturas de las celdas. Así como también una producción optimizada ante el factor de las sombras.

El fabricante obtiene un 25% de energía más por la cara posterior del módulo. Y en los datos técnicos tomando como ejemplo el de mayor capacidad (670 Wp) mantiene un votaje de 46.3 V a circuito abierto con una corriente en corto circuito en un valor de 18.55 A. Estos valores tomados en las condiciones de pruebas estándar (STC) y sin agregarle el valor plus del 25% al ser bifacial.

Con estos componentes mencionados, es posible darse cuenta de la tecnología y su gran avance con el tiempo. Mencionando desde los aspectos técnicos hasta los visuales. Cada vez se puede ver la mayor producción de energía en componentes más pequeños y avanzados. Siempre manteniendo la curiosidad ante estos cambios, el sector fotovoltaico sigue en su despegue tecnológico con grandes esperanzas de grandes mejoras hacia un objetivo más renovable. 

La distorsión armónica en corriente y voltaje dentro de las instalaciones eléctricas, cobra importancia cuando llega a porcentajes altos. Sin embargo, para entender a la perfección este fenómeno, se necesita comprender a fondo, los fundamentos eléctricos que los originan, empezando por las cargas no lineales.

Clasificación de cargas (Lineales y no lineales)

Carga lineal

Una carga lineal es aquella que posee una impedancia constante, a la cual, al aplicarle cierto voltaje senoidal, da lugar a un flujo de corriente que cambia en la misma proporción que la señal de voltaje.

Figura 1 – Comportamiento del voltaje y corriente en una carga lineal.

Carga no lineal

Una carga no lineal es aquella que no posee impedancia constante. Esto resulta en una forma de corriente no sinusoidal cuando se le aplica un voltaje a la carga. Dicha forma de onda de corriente no coincide con la forma de onda de voltaje aplicado. Este fenómeno puede terminar en pulsos y cambios bruscos en la forma de onda de la corriente.

Figura 2 – Comportamiento del voltaje y corriente en una carga no lineal.

Los pulsos de corriente repentinos e importantes, producen corrientes reflejadas importantes de regreso en los sistemas de distribución de energía.

Dentro de los tipos de cargas no lineales se incluyen:

• – Iluminación fluorescente
• – Balastros electrónicos
• – Motores con variadores de frecuencia
• – Computadoras
• – UPS
• – Impresoras Láser
• – Otros equipos electrónicos

Las corrientes armónicas son producidas cuando las cargas electrónicas cambian su impedancia, por lo que la forma de onda de corriente no se visualiza como la forma de onda de voltaje.

Armónico

Un armónico es un término que describe las formas de onda que se repiten a una frecuencia que es múltiplo de la frecuencia fundamental.

El orden de una armónica es la relación entre la frecuencia de los armónicos respecto a la frecuencia fundamental. Por ejemplo, si un armónico posee una frecuencia de 180 Hz, se dice que es de tercer orden, pues 180 Hz = 60 Hz x 3.

Forma de onda resultante

Al momento de combinar una señal o señales armónicas producen una resultante no sinusoidal o forma de onda de corriente compleja.

Figura 3 – Onda resultante, considerando armónicos en la instalación

En el caso de las corrientes que son de tercer orden o múltiplos de ellas, se suman de manera particular, pues al momento de sumarse, se forma una onda senoidal más grande, la cual tendrá como vía de conducción al conductor neutro.

Figura 4 – Relación de los armónicos de tercer orden respecto al conductor neutro

Adicionalmente a esto, lo más común es que una forma de onda distorsionada, se pueda “deconstruir” en la suma de varias formas de onda que pertenecen a un orden de armónicas.

Una buena forma de visualizar la deconstrucción de una onda distorsionada es a través de un diagrama del espectro de armónicas, el cual puede ser obtenido al utilizar un medidor de calidad de la energía en una instalación eléctrica.

Figura 5 – En un espectro de armónicas, se indica el porcentaje de armónica individual como porcentaje de la onda fundamental

Distorsión armónica total

La distorsión armónica total se define como la relación de las corrientes o voltajes armónicos respecto a la onda fundamental, expresado en porcentaje.

Como se puede ver en la figura 5, el mismo resultado del espectro de armónicas muestra al final, la distorsión armónica total (THD), con un porcentaje de aproximadamente el 24% de la onda fundamental.

Efectos de las corrientes armónicas.

Debido a que las corrientes armónicas operan a una frecuencia mayor que la fundamental, estos tienen efectos relevantes dentro de la instalación eléctrica del inmueble.

• – Calentamiento por inducción de los generadores, y otros dispositivos electromagnéticos como motores y relés, debido al aumento de corrientes de Eddy, efecto piel y pérdidas por histéresis.
• – Calentamiento de conductores, interruptores, fusibles y otros componentes, debido al incremento en el calentamiento por efecto Joule I²R.
• – Incremento en el calentamiento de canalizaciones, envolventes y otras partes metálicas.
• – Operación impredecible de equipos, debido a la distorsión en el voltaje armónico.
• – Sobrecalentamiento general de equipos.

Los métodos convencionales utilizados para mitigar los efectos de estas corrientes armónicas incluyen los transformadores de grado K, transformadores de zig-zag y fase partida, tableros de potencia sobredimensionados, conductores neutros sobredimensionados, y otras técnicas de mitigación.

El filtro de bloqueo de terceras armónicas es un dispositivo bien establecido para prevenir flujos de corriente armónica.

Normatividad

En el caso de los estándares internacionales, el estándar IEEE 519, en el apartado 5.1, menciona que la distorsión armónica total en ondas de voltaje no debe ser mayor a 8%, mientras que el porcentaje de las armónicas individuales no debe ser mayor a 5%. Lo anterior aplica solamente para sistemas cuyo voltaje de alimentación es de 1 kV o menos.

Adicionalmente, en el caso de los sistemas fotovoltaicos, y cualquier otro generador exento, la resolución RES 142 de la CRE, establece que el límite de distorsión armónica total en la forma de onda de corriente es de 5%, sin superar los límites individuales especificados en la tabla siguiente:

Este requerimiento se debe de cumplir de parte de la onda de salida de los inversores, y como tal, deben existir pruebas de un laboratorio acreditado, que validen que el inversor no excede dichos rangos de corrientes armónicas. El hecho de que un inversor cuente con la certificación UL1741 garantiza que el valor de distorsión armónica está dentro de los rangos adecuados. Aún así, generalmente la ficha técnica del inversor contiene esta información.

Figura 6 – La distorsión armónica total del inversor mostrado es menor a 1.5% y menor a 1.75% en el caso de los modelos más grandes.

Los métodos de mitigación de corrientes armónicas y sus soluciones dentro de las instalaciones industriales y comerciales se analizan a profundidad en el curso Calidad de la energía para sistemas fotovoltaicos.

En el artículo 690.12Desconexión rápidade sistemas fotovoltaicos en edificiosdel National Electrical Code(NEC)está escrito elrequisitode seguridad eléctrica de apagado rápido (Rapid Shoutdown)paralos sistemas fotovoltaicos. Este requisito ha sido presente desde la versión 2014 en el NEC y ha sido ligeramente modificado al pasar los años,siendo un documento que es actualizado constantemente. Por ejemplo, los cambios se visualizan con laactualización delNEC 2017, agregando más requisitos al mismo artículo.

A todo esto y para un mejor entendimiento, el Rapid Shoutdown (RS) es una función que realiza el apagado rápido o desconexión de un circuito fotovoltaico para reducir los riesgos por descarga eléctrica y sea de ayuda para los socorristas o equipo de emergencias.El procedimiento del RS tiene como objetivo reducir,más no eliminar,el riesgo de descarga eléctrica dentro de un sistema fotovoltaico, por lotanto es un tipo de seguridad preventiva yutilizada también como ayuda para los incendios que puedan llegar a provocarse en los sistemasfotovoltaicos. Esto esposible con las formas de desconexión encontradas al alcance o en su caso dentro de la electrónica adicional.

Existen dispositivos que son capaces de cumplir con el requisito del artículo 690.12 del NEC. Así como hay diferentes formas de acatar el reglamento, también lo hay en dispositivos.Normalmente los dispositivos que realizan la función de apagado rápidoson los microinversores, mismos que se encuentran en el sector con un porcentaje creciente en cuanto a popularidad. Los microinversores que contienen la función anti-islapueden tener un medio de desconexión incluido en su electrónica.Así es posible que en el momento donde la fuente suministrada de la red no se encuentrepresente, la generación del sistema fotovoltaico tampoco tendrá un circuito que seguir.Provocando una interacción nula y por lo tanto una acción del apagado rápido permitida en el NEC.

 

 

 

Microinversor

La extensión o uso de los optimizadores de potencia en nivel modular también se considera una opción de funcionamiento en RS. Alguno de ellos conocidos también como la electrónica de potencia a nivel de módulo o MLPE.El uso de optimizadores mantiene una característica modular que se asemeja al uso de los microinversores, ya mencionados. Además de ofrecer otros beneficios como cadenas de módulos más largas, el sistema de monitoreo o incluso una caja de diodos. Todo dependiendo de la tecnología a utilizar y convenir.

 

Electrónica de potencia a nivel de módulo

Cuando la generación de energía es a través de los inversores centrales o de cadena, la solución ante este requisito del artículo 690.12 no tiene complicación. Esto es porquealgunos inversores yaincluyen dentro de su electrónica el sistema de protección de RS. En caso de que el inversor no cuente con la tecnología adecuada para este requerimiento,existen otros dispositivos que en la mayoría de los casos sonencontrados en dos componentes. Estos componentes suelen ser la caja de conexiones y su caja de botones.La caja ofrece incluso las extensiones o canales para la conexión de módulos fotovoltaicos, así como los medios de desconexión a través de botones y otros medios de seguridad. Así es como podemos encontrar las formas de una protección que atiende al artículo 690.12 dentro del NEC.

 

Caja de apagado rápido

También, dentro de la norma se encuentran los requisitos de la funciónde apagado rápido endos diferentes escenarios.Los dos escenarios que se mencionan son diferenciados como dentro y fuera del límite. El primer escenario hace referencia al sistema fotovoltaico instalado a más de un metro de distancia del edificio al que ingresa. Para este caso, latensión en los conductores debe ser menor a 30 volts y esto debe ser posible enun lapso de hasta 30 segundos como máximo después de la activación de RS. Por lo tanto la medición debe estar entre los rangos, desde la medición de dos conductores cualesquiera y cualquier conductor con el sistema a tierra.

En el segundo escenario, se menciona cuando el sistema fotovoltaico está instalado a menos de un metro de distancia al edificio que ingresa. En este caso, el sistema puede limitarse a no más de 80 volts en menos de 30 segundos desde la operación del RS. De la misma manera, el sistema deberá ser medido entre uno de los conductores cualesquiera con otro conductor o un conductor con el sistema de tierra, justo como en el primer caso.

Así que el sistema de protección de apagado rápido o Rapid Shoutdown es una medida preventiva muy útil. Y que afortunadamente las soluciones son encontradas con más facilidad tanto en el entorno eléctrico como en el fotovoltaico. Gracias a estos dispositivos, las instalaciones fotovoltaicas se encuentran creciendo en sistema de seguridad y dando mejores beneficios para todos.

 

 

Fundamentos

Una de las fallas eléctricas más comunes es la falla a tierra, la cual ocurre cuando un conductor no puesto a tierra forma una conexión con un elemento no conductor (un envolvente metálico, una tubería Conduit, o la misma tierra).

Figura 1 –Falla a tierra en un tablero de distribución.

 

Estas fallas a tierra, al provocar flujos de corriente en elementos que normalmente no conducen corriente,provocan calentamiento, pérdidas de energía, generación de tensiones peligrosas y el mal funcionamiento de algunos equipos. Lasfallas a tierra también se pueden presentar en un arreglo fotovoltaico, por lo que existen ciertos requerimientos aplicables a las instalaciones fotovoltaicas.

 

Figura 2 –Comportamiento de las fallas a tierra en un sistema fotovoltaico

 

 

Requerimientos normativos

690-41 b)Un arreglo FV debe estar provisto con una protección de falla a tierra de corriente continua.

Cabe recalcar que este requerimiento no hace distinción entre los distintos tipos de Sistemas Fotovoltaicos que existen, por lo que aplica tanto en sistemas autónomos como en sistemas interconectados, siempre que esté presente un arreglo fotovoltaico en términos de la NOM 001 SEDE / NEC.

La protección contra falla a tierra debe:

1)Detectar las fallas a tierra en los conductores de corriente directa y en los componentes (Fusibles, conectores, etc.)del SFV, incluyendo cualquier conductor puesto a tierra funcional.

2)Ser aprobado para tal uso (Listado).

Figura 3. Un inversor con certificación UL 1741 garantiza la protección contra falla a tierra.

 

Los circuitos fallados deben:

1)Ser desconectados automáticamente.

2)Ser aislados de la referencia a tierra en un sistema puesto a tierra funcional. El inversor o controlador alimentado por el circuito fallado debe dejar de suministrar energía a los circuitos de salida.

Figura 4. Cuando se usa un inversor con transformador de aislamiento, la protección GFDI (un fusible de 1 A) se funde y aísla alconductor de su referencia a tierra.

 

Protecciones GFDI

Generalmente, dependiendo de la tipología de los inversores fotovoltaicos, se tienen dos principales tipos de protecciones contra falla a tierra, las cuales son:

Fusible

Generalmente de 1 A (El valor depende de la capacidad del inversor), estos fusibles funcionan como el punto de conexión de un conductor del arreglo FV a tierra, y se utilizan en inversores con transformador de aislamiento (inversores antiguos, ver figura 4).

Este tipo de fusibles daban pie a no detectar corrientes de falla pequeñas, las cuales a la larga pueden presentar un riesgo importante en la instalación, por lo cual actualmente es muy raro ver su uso en inversores nuevos.

Riso y RCMU

El Riso (Resistance Insulation) y el RCMU (Residual Current Measure Unit)conforman aquellos medios por los cuales un inversor sin transformador de aislamiento (los más comunes hoy en día) puede detectar una falla a tierra.

Antes del funcionamiento del sistema, un aislamiento suficiente de los conductores de CD respecto a tierra evita que las corrientes fluyan a través de las partes normalmente no conductoras de corriente.

Figura 5. La medición de resistencia de aislamiento se ejecuta únicamente antes de que el sistema entra en operación.

Una vez en operación, se procede a monitorear las corrientes que circulan tanto en los conductores positivo, negativo y de puesta a tierra. En caso de existir alguna diferencia entre corrientes del conductor positivo y negativo, o bien, una medición de corriente en el conductor de puesta a tierra de equipos, el inversor emitirá la alarma correspondiente.

En el caso de desconectar los conductores falladosde CD automáticamente, entonces no sólo es un RCMU sino un RCD (Residual Current Device).

Importancia de la detección

Los sistemas fotovoltaicos van en aumento, y a medida que avanza la tecnología de inversores, también se necesita un avance en la confiabilidad de las protecciones eléctricas que utiliza. El caso particular de las fallas a tierra cobra suma importancia, pues alrededor del mundo ha provocado un número importante de incendios, los cuales ponen en riesgo tanto a los inmuebles donde se instalancomo a las personas asociadas al lugar de instalación.

 

 

 

 

El controlador de carga para un Sistema Fotovoltaico Autónomo es uno de los elementos más importantes con el que se puede contar, esto debido a que será el encargado de mantener el correcto estado de operación del banco de baterías, el cual, puede llegar a ser el elemento más costoso de este tipo de sistemas.

Si retomamos desde los inicios de la energía solar fotovoltaica, sus principales aplicaciones se fueron dando en la implementación de sistemas autónomos alimentados por módulos FV y respaldados por bancos de baterías a 12, 24V y 48V, viéndose así en la necesidad de fabricar módulos que entreguen un nivel de tensión lo suficientemente elevado para realizar la carga de esos bancos de baterías, esto para que la energía fluya de un potencial alto a uno más bajo.

Fue por esta razón que los fabricantes de módulos FV se vieron en la necesidad de fabricar equipos que proporcionen un voltaje adecuado para la carga de las baterías, y llegaron a la conclusión de que el número de celdas adecuado para la carga de bancos de baterías a 12V era de 36 celdas (21.6V), para la carga de bancos a 24V era de 72 celdas (43.2V), y para bancos a 48V, serían combinaciones de 4 módulos de 36 celdas o 2 módulos de 72 celdas en serie, esto permitiría que la tensión del módulo se encuentre siempre por arriba de la requerida para la carga de las baterías en cualquier fase de carga, aun contemplando los factores de corrección por temperatura y caída de tensión que podrían afectar a la tensión de los mismos.

Ahora bien, ¿por qué justamente es necesario utilizar un voltaje de 21.6V, el cuál es proporcionado por un módulo de 36 celdas (como se observa en la figura de abajo) para cargar una batería de 12V? ¿Acaso esto no implicaría una sobrecarga de la batería? Es correcto, si lo vemos desde el punto de vista de sentido común, efectivamente si yo realizo esto lo que lograría es realizar una sobrecarga y dañaría a la batería, reduciendo significativamente la vida útil de la misma, pero tenemos que analizar un poco más a fondo el cómo se comporta un módulo FV y una batería durante la operación.

Un módulo FV se caracteriza por la curva IV durante su operación, la cuál nos indica cómo se comporta su tensión y corriente bajo diferentes situaciones como la figura que se muestra a continuación:

Como se puede observar el módulo FV llega a entregar hasta 21.6V como tensión de circuito abierto que es una condición en la cual no existe circulación de corriente, y que por ende solo ocurrirá cuando el sistema esta fuera de operación, pero ahora bien si se cierra el circuito, y empieza a existir una circulación de corriente el módulo de 36 celdas llega a estar entregando aproximadamente 18V en el momento que se encuentra brindando su máxima potencia, es decir la tensión baja ya en operación, y ahora bien si a ese mismo módulo FV lo llegamos a poner en condiciones de altas temperaturas (situación que es muy común cuando ya se encuentra instalado y operando), la tensión puede llegar a bajar hasta los 16 Volts  tal como se muestra en la curva roja.

Es por esta razón que si comparamos esta condición, con el rango típico de tensión de carga de una batería, en donde, dependiendo del estado de carga en que se encuentre, el nivel de tensión que maneja llega a oscilar entre los 10 y los 15V, siendo así que para que la tensión del módulo se encuentre siempre por arriba de la tensión máxima alcanzada por la batería el número mínimo requeridas para el mismo debe de ser de 36 celdas. Ahora bien estos son los casos más críticos en los que nos podemos encontrar, mas sin embargo como no podemos controlar todo el tiempo las condiciones de los estados de carga de la batería, irradiancia y temperatura del lugar, requeriremos de un dispositivo que se encargue de estar monitoreando estas condiciones y brindar estabilidad al sistema, este es el controlador de carga, cuyas principales funciones son las siguientes:

 

1. Optimizar la carga del banco de baterías.
2. Estabilizar la tensión de las Baterías.
3. Evitar sobrecargas a las baterías.
4. Permitir el monitoreo del sistema (Dependiendo del modelo de controlador esta función puede variar).
5. Evitar la descarga de las baterías hacia los módulos Fotovoltaicos.
6. Activar y desactivar cargas en DC directamente conectadas al controlador.

Como se puede observar, son varias las funciones de las que se puede llegar a encargar un controlador, es por ello que se vuelve una tarea de vital importancia la selección del tipo de controlador de carga adecuado para cada aplicación, lo cual va a depender del tamaño del Sistema Fotovoltaico; Tamaño y capacidad del banco de Baterías; sitio de la instalación e incluso de si el banco de baterías se encuentra ubicado en el mismo sitio que el controlador de cargas; o si se va a encontrar en otra ubicación, es por ello que nos interesamos en la elaboración de este blog, para que pueda serte de ayuda durante la correcta selección del controlador de carga para cada condición.

En el mercado existen dos tipos principales de controlador de carga; el PWM (Por sus siglas en inglés Pulse-Width Modulation) que se caracteriza por la modulación por ancho de pulsos; y el MPPT (Por sus siglas en inglés Maximum Power Point Tracking) que se caracterizar por su seguidor del Punto máximo de Potencia), de los cuales vamos a hablar a continuación:

 

Controlador PWM

Este tipo de controladores de carga son los menos complejos en cuanto a su constitución, y son el tipo de controladores que más se comercializan en el mercado para sistemas FV de pequeña capacidad, su principio de funcionamiento no tiene tanta complejidad y procederemos a describir cómo funcionan

La principal función de un controlador solar es prevenir la sobrecarga de las baterías, pero ¿Cómo logra esto? Lo logra monitoreando la tensión de la batería y cuando está totalmente cargada desconecta la fuente de alimentación.

Durante su operación el controlador PWM se encarga de dejar pasar de manera directa toda la corriente que se encuentre proporcionando el módulo FV o conjunto de módulos, mediante un proceso de conexión y desconexión a gran velocidad de los módulos hacia la batería, manteniendo una tensión regulada un poco por arriba del requerido por la batería, donde en un principio los intervalos de inyección de corriente serán más prolongados, esto para poder brindar una carga rápida, hasta que alcance los niveles de tensión adecuados. Cuando el controlador de carga empieza a detectar que se están alcanzando los niveles de carga óptimos, empieza a reducirse los intervalos de tiempo durante los cuales se deja pasar la corriente, realizando de esta manera un proceso de carga lenta, hasta que se llega al punto en que se brinda pequeños lapsos de tiempo de conexión que serán de utilidad para mantener cargada la batería por el proceso de autodescarga que tiene la misma y los consumos de los equipos conectados en el sistema.

Tal y como se puede observar en la imagen de abajo, se ve esquemáticamente la conexión de un módulo, un controlador y una batería, donde el controlador hace la función de un conmutador a alta velocidad, el cual, dependiendo de qué tan descargada esta la batería (un 90%, 50% y 10% de profundidad de descarga) será el lapso de tiempo que duren los cierres del conmutador.

Ahora bien si nos ponemos a analizar el comportamiento de la tensión de módulos de 36 y 72 celdas cargando a un banco de baterías a 12V (como se muestra en la figura de abajo) se puede llegar a lo siguiente:

Cuando utilizamos un módulo de 36 celdas, el cuál mientras entrega su máxima potencia se encuentra brindando aproximadamente 18V, el controlador de carga hará un recorte a la tensión posicionándose en cualquier parte de la región naranja dependiendo del estado de carga de la batería, descartando la tensión que se excede el módulo de la requerida, teniendo como resultada una pequeña cantidad de pérdidas, que están representadas por la parte roja de la figura de la izquierda, ahora bien cuando utilizamos un módulo FV de 72 celdas, el cuál nos entrega aproximadamente 36 Volts en su máxima potencia, para cargar el mismo banco de baterías a 12V, lo que hará será un recorte en la región que va entre los 10 y los 15V, donde por lo que se puede observar en la figura de la derecha, se tiene una cantidad significativamente más grande de pérdidas, esto al tener el módulo FV con una tensión mucho más grande que la requerida para el banco de baterías.

Esto nos lleva a una conclusión, en cuanto a este tipo de controladores de carga, y es el que la tensión del módulo tiene que ser muy cercana a la tensión de carga de la batería, y siempre por arriba, o es decir, que cuando se carguen baterías con controladores de carga PWM, para el caso de bancos a 12V se deben de utilizar módulos de 36 celdas; para bancos a 24 V, módulos de 72 celdas o conexiones de dos módulos de 36 celdas en serie; y para bancos a 48V, se deben de realizar  conexiones en serie de dos módulos de 72 celdas, o cuatro de 36 celdas, esto para minimizar la cantidad de pérdidas que se pudiese tener en el sistema.

Esto caracteriza el funcionamiento de los controladores PWM, pero ¿Qué pasa con la operación de los controladores MPPT? ¿En que cambia su funcionamiento?, pues veámoslo a continuación.

 

Controlador MPPT.

Este controlador de carga es más complejo en cuanto a su constitución y funcionamiento, como ya habíamos mencionado, cuenta con un seguidor del punto de máxima potencia del módulo FV, el cual, hace un muestreo a lo largo de toda la curva IV del módulo a gran velocidad, y una vez que ha logrado detectar ese punto, sobre él es entonces que se pone a trabajar, pero ahora ¿qué diferencia habría en comparación con el controlador PWM? o más bien, ¿Cuál es la ventaja al momento de trabajar con el punto de máxima potencia? Pues la ventaja es el que el controlador tratará de obtener el máximo aprovechamiento del módulo en todo momento, haciendo un sistema más eficiente, minimizando la cantidad de pérdidas existentes al mínimo.

Como se puede observar en la imagen de abajo, el comportamiento es diferente, ya que, por ejemplo mientras el controlador PWM entrega la máxima corriente que se encuentre brindando en ese momento el módulo, el controlador MPPT, puede llegar a entregar incluso mucha más corriente que la proporcionada por el módulo (esto debido a que se trata de un convertidor DC a DC que es capaz de reducir tensión del lado de la entrada para incrementar el amperaje brindado a la salida manteniendo regulados los niveles de tensión de carga de la batería), esto con la ayuda de su seguidor, tratando todo el tiempo de estar trabajando sobre el punto de máxima potencia de entrega que puede tener el módulo, situación en la cual, mientras que con el controlador PWM, si no se realiza una correcta selección del número de celdas se puede llegar a tener una cantidad de pérdidas relativamente grande , para el caso del MPPT, si utilizamos un módulo, o arreglo de módulos con un mayor número de celdas en serie (siempre que cuidemos respetar los límites de tensión que soporta el controlador), del excedente de tensión que se puede llegar a tener del lado de los módulos, es capaz de obtener una ganancia de corriente de carga de las baterías.

Es por esta razón que la gama de controladores MPPT se encuentra creciendo bastante rápido en el mercado, ofreciendo soluciones, cada vez más avanzada, y compatibles con muchos nuevos tipos de baterías y módulos FV.

Es así como funcionan los controladores de carga PWM y MPPT, recordemos que cualquier tecnología de controlador de carga que elijamos nos puede ser de mucha ayuda, solamente hay que tomar en cuenta las consideraciones correspondientes y necesarias para la selección de cada uno, y que el arreglo fotovoltaico cumpla con las características necesarias para poder brindar una carga correcta de las baterías.