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Máster en Sistemas de Energía Térmica
Trabajo fin de Máster
ESTUDIO SOBRE EL USO DE
CONVERTIDORES DC/DC EN
INSTALACIONES DE
ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA
ELÉCTRICA DE ORIGEN RENOVABLE
Autor: Luis Valverde Isorna.
Tutor: Dr. Manuel Felipe Rosa Iglesias.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 2
Contenido 0. NOMENCLATURA .................................................................................................................. 4
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 6
2. TOPOLOGÍAS EXISTENTES EN EL ESTADO DEL ARTE, CONVERTIDORES DC-DC Y
PROBLEMÁTICA ASOCIADA. ....................................................................................................... 13
1. Configuraciones existentes en el estado del arte .......................................................... 13
2. Optimización del acoplamiento directo......................................................................... 15
3. Mejoras en el diseño y acoplamiento cuando se emplean convertidores. .................. 17
4. Otras consideraciones sobre el uso o no uso de convertidores................................... 20
3. OBJETIVO DEL TRABAJO ..................................................................................................... 24
4. MODELO EN MATLAB DESARROLLADO ............................................................................. 26
5. DEFINICIONES DE RENDIMIENTOS Y PARÁMETROS DE EVALUACIÓN DE EFICIENCIA DE LA
PLANTA ....................................................................................................................................... 36
6. EFICIENCIA DE LOS CONVERTIDORES. ................................................................................ 38
7. MODOS DE FUNCIONAMIENTO ......................................................................................... 40
5.1 MODO 1. ......................................................................................................................... 40
5.2 MODO 2. ......................................................................................................................... 41
5.3 MODO 3. ......................................................................................................................... 41
8. ESTRATEGIA DE CONTROL .................................................................................................. 42
8.1. JUSTIFICACIÓN DE LOS NIVELES DE S.O.C. FCUP, FCLOW; EZUP, EZLOW ................................. 43
9. CONFIGURACIONES DEL SISTEMA ...................................................................................... 47
9.1. CONFIGURACIÓN ESTANDAR .......................................................................................... 47
9.1.1. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 1. – S.O.C. (40%) ..................................... 55
9.1.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 2 – SOC (80%) ......................................... 57
9.1.3. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 3 – SOC (10 %) ........................................ 60
9.2. CONFIGURACIÓN DE ACOPLAMIENTO DIRECTO AL ELECTROLIZADOR .......................... 63
9.2.1. RESULTADOS SIMULACIÓN MODO 1. –SOC (40%) .............................................. 71
9.2.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 2. – SOC (80%) ........................................ 72
9.2.3. RESULTADOS SIMULACIÓN MODO 3.- SOC (10%) ............................................... 74
9.3. CONFIGURACIÓN DE CONVERTIDOR EN BATERÍA .......................................................... 76
9.3.1. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 1. – SOC (40%) ........................................ 80
9.3.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 2.- SOC (80%) .......................................... 83
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Autor: Luis Valverde Isorna. 3
9.3.3. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 3. – SOC (10%) ........................................ 85
10. COMPARATIVA DE RESULTADO ......................................................................................... 87
11. CONCLUSIONES ................................................................................................................... 94
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Autor: Luis Valverde Isorna. 4
0. NOMENCLATURA
Eemax Promedio de energía eléctrica diaria solicitada por la instalación receptora (En el mes
de máximo consumo.
Eez Energía consumida por el electrolizador.
Epila Energía cedida por la pila.
Ersav Energía real salvada.
Esav Energía salvada.
EZlow Estado de carga de las baterías para el cual se apaga el electrolizador.
EZup Estado de carga de las baterías para el cual se enciende el electrolizador.
FClow Estado de carga de las baterías para el cual se enciende la pila de combustible.
FCup Estado de carga de las baterías para el cual se apaga la pila de combustible.
G Irradiancia en W/m2
Ipila Intensidad cedida por la pila de combustible
Isc Intensidad de corto circuito del módulo fotovoltaico.
Isc_sf Intensidad de corto circuito del generador fotovoltaico.
Isf Intensidad del generador fotovoltaico.
MPPT Maximum power point tracking.
ND Días de autonomía especificados para el banco de baterías.
PDmax Profundidad de descarga.
PMP Punto de máxima potencia.
Req Resistencia equivalente.
Rp Resistencia paralelo del generador fotovoltaico.
Rs Resistencia serie del generador fotovoltaico.
SOC State of Charge (Estado de carga de las baterías).
Vbus Tensión del bus de corriente continua.
Vn Tensión nominal del campo fotovoltaico.
Vocsf Tensión a circuito abierto del campo fotovoltaico.
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Autor: Luis Valverde Isorna. 5
VT Tensión dependiente de la temperatura.
VTacu Tensión baterías.
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1. INTRODUCCIÓN
COYUNTURA MEDIOAMBIENTAL
En el mundo actual, existe una demanda continua de energía de crecimiento
exponencial, al mismo tiempo, esta energía tiene que ser más limpia que la energía producida
a partir de la generación de tecnologías tradicionales. Esta necesidad ha facilitado la creciente
penetración de lo que se denomina generación distribuida y principalmente de las tecnologías
renovables. El amplio uso de fuentes de energía renovables puede indiscutiblemente
minimizar la amenaza del calentamiento global y el cambio climático. Sin embargo, la potencia
de salida de estas fuentes de energía no es tan fiable ni tan fácil de ajustar a los ciclos de
evolución de la demanda como la producción de la de las fuentes de energía tradicionales. Este
inconveniente sólo se puede superar de forma efectiva mediante el almacenamiento del
exceso de energía producida por las fuentes de energía renovables. Por lo tanto, para que
estas nuevas fuentes puedan ser completamente fiables como fuentes primarias de energía, el
almacenamiento de energía es un punto crucial a resolver.
El almacenamiento de energía es un mundo completamente nuevo por descubrir y de
gran atractivo comercial dado que la venta se produce siempre en los niveles más altos de
precios de la energía, cuando es más demandada (Indus Corporation, 2008).
Así estos sistemas conectados a red proveerán una potencia comercial en los periodos
de escasez de energía. No está muy lejos el día en que tanto los hogares como las compañías
contribuyan a la generación de energía, lo que implicará un cálculo más complejo del precio de
la energía. Tanto hogares como compañías dispondrán de sistemas de almacenamiento y
gestión de energía para administrar la compra y el suministro de la misma en los momentos
más adecuados. (Indus Corporation, 2008)
Existen numerosas tecnologías de almacenamiento de energía en la actualidad, por lo que
sería interesante comparar entre ellas los distintos aspectos económicos: inversión, demanda
de espacio, eficiencia, costes de operación y los costes de intereses.
Está claro que la energía que se suministra cerca de las centrales, no crea demasiados
problemas, pero en ocasiones existen zonas donde debe ser transportada hasta casi 20.000
Km de distancia, con unas pérdidas medias del 3% por cada 1000 Km, está claro también que la
diferencia entre la oferta y la demanda, principalmente de noche podría ser salvada mediante
el almacenamiento de energía.
Entre los sistemas de almacenamiento de energía, se pueden diferenciar entre: los que
ceden grandes picos de potencia pero tienen una capacidad de almacenamiento baja (más
aptos para controlar la calidad de la potencia eléctrica generada), y los sistemas con gran
capacidad de almacenamiento de energía.
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Autor: Luis Valverde Isorna. 7
Dentro del primer grupo se pueden destacar los condensadores, los súper-
condensadores, los súper-condensadores magnéticos, las baterías y los volantes de inercia.
Estos presentan un tiempo de actuación que va desde los microsegundos hasta varios minutos
(Korpas, 2004) (McDowall, 2006) (Haisheng Cheng, 2009)
En el segundo grupo se englobaría los sistemas de almacenamiento mediante
Hidrógeno, hidroeléctrico y gas comprimido entre otros.
La demanda energética de la sociedad
actual conlleva problemas asociados a
contaminación y cambio climático, además de las
tensiones internacionales que se generan por el
acceso a los recursos, que se encuentran en
continuo agotamiento. Esto lleva a las principales
potencias mundiales a buscar soluciones. Una parte
de esa posible solución podría pasar por el uso del
hidrógeno como medio de almacenamiento y
transporte energético.
Una diferencia fundamental entre la estructura actual de suministro energético y la que se
puede considerar en un futuro, es que, actualmente se obtienen combustibles con pequeñas
pérdidas de energía primaria, mientras que se genera electricidad con grandes pérdidas en la
conversión realizada (50 – 70 %). A largo plazo, esta relación probablemente se invierta. En tal
caso, las energías renovables podrían alcanzar el estatus de energía primaria por excelencia,
aceptando pequeñas pérdidas en su conversión hacia energía eléctrica; como contrapartida,
habría que aceptar grandes pérdidas para obtener combustibles.
Las razones que pretenden sustentar el uso de hidrógeno como combustible son
varias, entre las que destacan:
La tecnología del hidrógeno tiene una gran eficiencia energética, ya que la energía
química del hidrógeno puede ser convertida de forma directa en electricidad, sin necesidad de
emplear un ciclo termodinámico intermedio. Esta transformación directa se puede llevar a
cabo en pilas de combustible. Para cualquier sistema de conversión de energía existe un límite
máximo de eficiencia alcanzable, determinado por el segundo principio de la termodinámica.
Sin embargo las pilas de combustible no requieren de dos reservorios de temperatura para
funcionar (foco caliente y foco frío); y estas pueden operar isotérmicamente a una
temperatura lo suficientemente baja como para que no haya limitaciones impuestas por los
materiales (los materiales permiten alcanzar la temperatura idónea) y lo suficientemente
próxima a la temperatura ambiente como para que el grado de irreversibilidad
correspondiente a la refrigeración sea mucho menor que el correspondiente a los motores
térmicos; siendo por tanto la eficiencia de las pilas de combustible mayor que la eficiencia de
los motores térmicos.
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Autor: Luis Valverde Isorna. 8
La dependencia actual del crudo, que se encuentra localizado en regiones muy específicas,
es motivo de tensiones políticas y conflictos internacionales. Tensiones, que podrían ir en
aumento a medida que las reservas de crudo escaseen. Ante ello, la ventaja que puede
presentar el uso de hidrógeno como medio de almacenamiento/aprovechamiento energético
es la capacidad de obtenerlo a partir de una fuente más accesible y disponible para todos.
No hay que olvidar el problema que presenta la
emisión de CO2 a la atmósfera como consecuencia
de la actividad humana, siendo cada vez mayor su
presencia en la atmósfera alterando los balances
térmicos de nuestro planeta y provocándose
alteraciones climatológicas. Se atribuyen a las
emisiones de CO2 generadas por la actividad del
hombre la principal causa del aumento de la
temperatura global del planeta mediante el
conocido efecto invernadero (hay gases cuyo efecto
invernadero es más potente, como metano (CH4) o clorofluorocarbonos CFCl3).
Como sabemos, el hidrógeno no es un recurso energético que se encuentre disponible en
la naturaleza como tal, sino que ha de ser producido, siendo necesario para ello partir de otras
fuentes de energía. Para que la “no emisión” de contaminantes como consecuencia del uso del
hidrógeno fuese real es necesario considerar el proceso global ya que para ello se hace
necesario el producirlo mediante método limpios (energía solar, eólica, etc.). Por todo ello,
según el método que se utilice para producir hidrógeno, se podrá considerar que se trata de
un modo de uso de la energía contaminante o no contaminante.
A pesar de que existen diferentes formas de almacenar energía eléctrica. El hidrógeno se
considera de especial interés debido entre otros factores a que el hidrógeno producido a partir
de agua mediante electrolizadores que empleen energía eólica o solar fotovoltaica, es un
combustible tan flexible y útil como lo son los derivados del petróleo, sin los inconvenientes
medioambientales, geopolíticos y de escasez de recursos asociados a estos, que puede ser
usado tanto en aplicaciones de generación estacionarias como en el transporte. Además, el
uso a gran escala del hidrógeno podría suponer el desplazamiento estratégico del control del
suministro energético del sector transporte de países inestables, al dominio local, mediante la
producción propia del hidrógeno.
Para el almacenamiento del hidrógeno producido por el método que fuere, actualmente
existen 4 tipos de tecnologías principales, de las cuales dos son las que están más
desarrolladas: la presurización del hidrógeno y la absorción en hidruros metálicos, y dos son las
que se encuentran más en fase de investigación y desarrollo: son la absorción mediante
nanotubos de carbono y la licuefacción del hidrógeno.
Figura 1. BMW H2R
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Autor: Luis Valverde Isorna. 9
ALMACENAMIENTO DE HIDROGENO A PRESIÓN
Dado que los sistemas y métodos de producción generan hidrógeno gaseoso en lugar de
líquido, parece adecuado almacenar y transportar el hidrógeno en dicho estado.
Como cualquier otro gas, el hidrógeno se puede comprimir para reducir su volumen específico.
La Figura 2 muestra la densidad del hidrógeno en función de la presión a una temperatura de
0º C. En ella se puede ver que aumentos progresivos de presión cada vez consiguen aumentos
menores de densidad. Ahora bien, ¿en qué zona de la curva se mueve la tecnología?
Figura 2. Evolución de la densidad del hidrógeno con la presión vs gas ideal
El transporte y suministro convencional de hidrógeno se efectúa desde hace tiempo en
botellas de acero a una presión de 200 bar para ser utilizado en procesos de soldadura y para
inertizar atmósferas, entre otras aplicaciones. En los proyectos de demostración de vehículos
movidos con hidrógeno se han empleado presiones superiores: los autobuses de Madrid y
Barcelona (proyecto CUTE, año 2003) almacenan el hidrógeno a 350 bar, mientras que los más
recientes proyectos (por ejemplo Nissan X-Trail SUV, año 2005) han llegado a 700 bar. Sin
embargo, la tecnología empleada en la fabricación de las botellas es muy diferente.
La base de la tecnología de presurización del hidrógeno reside en la tolerancia de los
materiales empleados frente al hidrógeno y de su capacidad de mantener una integridad
estructural bajo presión. Actualmente los tanques de acero pueden almacenar hidrógeno a
200-250 bar, pero presentan un ratio muy bajo de hidrógeno almacenado por unidad de peso.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 10
La capacidad de almacenamiento aumenta con presiones aún más altas, pero tiene la
contrapartida de que se requieren materiales más caros y resistentes.
A modo de ejemplo, los tanques de almacenamiento con revestimientos de aluminio y de
fibra de carbono con matriz de polímeros pueden almacenar el hidrógeno a 350 bar,
consiguiendo un ratio de almacenamiento de hidrógeno por unidad de peso de hasta un 5%, lo
cual representa un valor bastante alto.
Pero como ya se ha dicho, actualmente se están investigando materiales que pueden
aguantar presiones de hasta 700 bar, con lo que se obtendrían unos ratios de almacenamiento
de H2 por peso muy elevados, obviando el gasto de energía que supondría comprimirlo, estos
materiales supondrían un gran avance (Ioannis Hadjipaschalis, 2009).
ALMACENAMIENTO MEDIANTE HIDRUROS METÁLICOS
El almacenamiento de hidrógeno en hidruros metálicos es atractivo porque permite el
almacenamiento de hidrógeno a presiones relativamente bajas, consiguiendo además una
densidad volumétrica alta. Los sistemas de hidruros metálicos son especialmente beneficiosos
en sistemas estacionarios o de pequeña escala, donde la necesidad de almacenar gran
cantidad de hidrógeno en poco volumen prima sobre el peso de los depósitos de metal
hidruro (Brendan D. MacDonald, 2007)
Estos compuestos, obtenidos a través de la reacción directa de determinados metales o
aleaciones de metales con el hidrógeno, son capaces de absorber el hidrógeno y restaurarlo
cuando sea necesario. Tienen como característica una baja presión de equilibrio a temperatura
ambiente (inferior a la presión atmosférica), a fin de evitar fugas y garantizar la integridad de
la contención y el bajo grado de sensibilidad a las impurezas en el hidrógeno almacenado.
ALMACENAMIENTO EN FORMA DE HIDRÓGENO LÍQUIDO
Una posible estrategia para aumentar la densidad del hidrógeno y facilitar su
transporte consiste en enfriarlo por debajo de su punto de ebullición, de forma que pase a
estado líquido.
La densidad del hidrógeno líquido es de 70,8 kg/m3 a -253º C y 1 bar, superior a la del
hidrógeno gaseoso incluso a presiones tan elevadas como 1.000 bares (60,4 kg/m3), pero muy
inferior a los valores de densidad de líquidos a los que estamos más habituados como el agua
(1.000 kg/m3) o la gasolina (700 kg/m3). El proceso de licuefacción del hidrógeno es muy
intensivo energéticamente (entre el 30% y el 40% del contenido energético del hidrógeno
licuado) y tecnológicamente complejo (sólo existen veinte plantas de este tipo en el mundo, de
las cuales cuatro están en Europa: dos en Alemania, una en Holanda y otra en Francia). Para
mantener el hidrógeno en estado líquido, es necesario almacenarlo en depósitos fuertemente
aislados térmicamente.
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Autor: Luis Valverde Isorna. 11
Los tanques que se emplean a bordo de los vehículos contienen una mezcla bifásica de
hidrógeno que se mantiene a una presión de entre 3 y 10 bar aproximadamente. Si la presión
es demasiado baja, parte del hidrógeno se vaporiza por medio de una resistencia eléctrica o
permitiendo el intercambio de calor con el exterior, y si la presión es demasiado alta, se
expulsa parte del hidrógeno gaseoso.
El aislamiento térmico es la parte fundamental de la tecnología de estos tanques y está
formado por varias capas de vacío separadas por capas de fibras. Este aislamiento permite que
los depósitos permanezcan hasta 10 días antes de que sea necesario expulsar hidrógeno al
exterior y, una vez que se empiezan a producir expulsiones, el ritmo de pérdida diaria es
aproximadamente un 1% de la capacidad del tanque. Los tanques para vehículos se fabrican en
forma cilíndrica, no tanto por la presión interior sino para maximizar el volumen interno frente
a la superficie de intercambio de calor con el exterior. Por ello, la longitud y el diámetro se
intentan hacer parecidos, pero las necesidades de cada proyecto concreto pueden forzar a
utilizar otras geometrías con peores prestaciones. El uso de unas temperaturas tan reducidas
no sólo tiene el problema del aislamiento, sino también otros como la contracción y la
fragilización de los materiales, la posibilidad de congelación del oxígeno del aire circundante, el
posible derrame en caso de accidente y su rápida expansión en contacto con el aire.
El almacenamiento, es sólo uno de los problemas que tiene que resolver la
investigación. El otro gran caballo de batalla es aumentar la eficiencia energética de los
sistemas. A pesar de que, como ya se ha dicho, la eficiencia de los equipos involucrados en la
tecnología del hidrógeno es muy alta, superior a la de los motores de combustión interna, el
ciclo de conversión de la energía eléctrica en hidrógeno y a su vez en energía eléctrica para su
reutilización conlleva unas pérdidas muy elevadas.
He aquí por ello, que se está realizando una gran labor investigadora con motivo de
aumentar la eficiencia de estos sistemas en todos los puntos posibles. Se están realizando
grandes esfuerzos en aumentar la eficiencia de cada equipo involucrado y así mismo es
Figura 3. Depósitos de hidrógeno de Hidruros metálicos.
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Autor: Luis Valverde Isorna. 12
necesario optimizar la propia configuración y topología de las instalaciones de tal manera que
haya el menor número de pérdidas de energía en los flujos energéticos entre los distintos
equipos.
Esta labor no es una tarea fácil, ya que los sistemas actuales tienden a combinar diversas
tecnologías de almacenamiento, denominándose “sistemas híbridos”. Es en estos sistemas
donde los algoritmos y estrategias de control cobran valor. Pero no hay que olvidar que si
estos algoritmos se implementan sobre una planta con un diseño que físicamente implique
elevadas pérdidas energéticas en los flujos de energía, obtendrá resultados mucho peores que
si se implementa sobre un sistema que tenga una estructura o topología, simplificada u
optimizada para reducir al mínimo las pérdidas de los flujos de energía que ordene el sistema
de control en cada momento.
Con este objetivo se ha desarrollado el siguiente trabajo, donde se estudian distintas
formas de optimizar el acoplamiento de los equipos de modo que la eficiencia global sea la
máxima posible. Sin duda, los convertidores electrónicos de potencia juegan un papel
fundamental, que pasamos a ver, pero hay otras alternativas tecnológicas interesantes y
dignas de estudio.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 13
2. TOPOLOGÍAS EXISTENTES EN EL ESTADO DEL ARTE, CONVERTIDORES DC-DC Y
PROBLEMÁTICA ASOCIADA.
Uno de los elementos principales de las instalaciones de almacenamiento de energía son
los elementos de electrónica de potencia que requieren los diversos equipos para conectarse
entre sí y permitir el flujo de energía eléctrica. Dicha electrónica se encarga de la adecuación
de los niveles de tensión e intensidad de los distintos equipos que se conectan entre sí y la
adaptación de la potencia entregada en los niveles de calidad necesarios. Sin embargo, con el
objetivo de minimizar costes y aumentar la eficiencia del conjunto, se han ido desarrollando
algunas ideas o conceptos para eliminar o minimizar el máximo número de convertidores
implicados, mediante la técnica conocida como el acoplamiento directo.
1. Configuraciones existentes en el estado del arte
Se presentan a continuación las diversas formas de configurar una instalación de
almacenamiento de energía eléctrica de forma híbrida mediante hidrógeno y baterías. Las
configuraciones determinaran directamente el número de convertidores a usar. Dichas
configuraciones dependen lógicamente de las características de los subgrupos tecnológicos
que clasificaremos en: Generación, almacenamiento y reconversión. La generación de
electricidad puede ser mediante un campo fotovoltaico o aerogeneradores, la producción de
hidrógeno englobada en este subgrupo se realiza mediante electrolisis, que puede ser a partir
de un electrolizador fabricado para operar en CC o AC, los niveles de tensión en que opera la
pila de combustible al reconvertir el hidrógeno en electricidad también son determinantes.
Particularmente, en este documento vamos a estudiar exclusivamente las instalaciones que
producen hidrógeno a partir de energía solar fotovoltaica.
Estos sistemas, de producción de hidrógeno a partir de energía solar están muy
extendidos y a su vez se pueden dividir en dos grupos, los conectados a la red eléctrica o los
sistemas que se encuentran aislados:
Los sistemas de conexión a red permiten eliminar los problemas relacionados con la
operación intermitente del electrolizador mediante la combinación de la energía fotovoltaica y
la conexión a red. El acondicionamiento de potencia ayuda a que el electrolizador reciba una
alimentación constante (DC o AC de entrada). Con este sistema se busca operar el
electrolizador a la potencia nominal de manera continua.
En el caso de instalaciones renovables situadas en zonas remotas, donde la red
eléctrica no está disponible, los sistemas deben ser totalmente autónomos y deben ser
dimensionados con la capacidad suficiente como para abastecer la carga, es decir, no disponen
del respaldo de la red eléctrica para aumentar la fiabilidad del sistema.
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Autor: Luis Valverde Isorna. 14
Sin embargo los sistemas conectados a red tienen otro tipo de inconvenientes, como la
adecuación de la corriente eléctrica destinada a ser inyectada en la red, es decir, se debe
suministrar la energía con unos niveles de tensión y frecuencia precisos.
Para el caso de una instalación que dispone de la red eléctrica, existen en la literatura,
tres configuraciones típicas.
Figura 4. Configuraciones existentes en el estado del arte.
Observamos como dependiendo de la configuración, cambia el numero de
convertidores dc/dc y dc/ac usados.
Las baterías en ningún caso emplean un convertidor para conectarse al bus y se
utilizan en este tipo de sistemas para abastecer la demanda de energía a corto plazo y
mantener la tensión en el bus dc.
En la configuración A, el acoplamiento es directo en corriente continua y solo se
requiere un convertidor para abastecer a la carga en corriente alterna. Esto requiere un
electrolizador que pueda ser alimentado mediante corriente continua. Recordemos que la
mayoría de electrolizadores comerciales no vienen preparados para operar en estas
condiciones, sino que están diseñados para alimentarse de la red eléctrica bajo corriente
alterna.
En el caso B, el acoplamiento no es directo, se emplean dos convertidores, al igual que
en el caso anterior uno para la conectar pila de combustible y carga, pero además se emplea
un convertidor para conectar el electrolizador al bus de corriente continua, permitiendo así el
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Autor: Luis Valverde Isorna. 15
funcionamiento del electrolizador a carga variable y una mayor flexibilidad a la hora de
dimensionar el campo fotovoltaico. También requiere un electrolizador de funcionamiento en
CC y no en AC.
En el caso C, se emplean nuevamente dos convertidores, en este caso particular serían
dos inversores, de continua a alterna. El electrolizador en este caso, puede operar en corriente
alterna.
En la mayoría de los sistemas a pequeña escala, el electrolizador se suele conectar de
manera directa al campo fotovoltaico. El principal inconveniente de este procedimiento se
halla en la dificultad de diseñar el campo fotovoltaico de tal manera que las curvas de
funcionamiento del campo y del electrolizador se solapen para obtener la máxima potencia del
campo fotovoltaico a través del electrolizador. (A. Yilanci, 2009)
2. Optimización del acoplamiento directo
Estos sistema consisten en general en el suministro de energía eléctrica a un generador de
hidrógeno (electrolizador) por un disposición de los paneles solares (fotovoltaicos (PV) del
sistema). Este acoplamiento deberá cumplir las condiciones siguientes:
Se debe suministrar una tensión mínima necesaria para el electrolizador para la
llevar a cabo la descomposición del agua.
El número de equipos auxiliares debe ser mínimo para que la eficiencia global pueda
ser mayor.
Cada sistema (electrolizador y paneles de energía solar fotovoltaica) debe trabajar a su
punto de máxima potencia (MPP) con el fin de obtener la máxima eficiencia global.
Se debe tener especial cuidado en el diseño del campo fotovoltaico de tal manera que la curva
se acople con la curva de funcionamiento del electrolizador lo mejor posible, como se observa
en la figura:
Figura 5. Acoplamiento de la curva del electrolizador y la curva del campo fotovoltaico en diferentes
condiciones de irradiancia y temperatura.
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Autor: Luis Valverde Isorna. 16
Se observa en la figura de arriba que el electrolizador puede generar hidrógeno a
partir de irradiancias bajas, independientemente de la temperatura, sin embargo para
irradiancias bajas (200 W/m2) el punto de trabajo está lejos de la PMP, provocando que la
eficiencia global del sistema disminuya. Por otro lado, en condiciones de irradiancias de entre
600 y 800W/m2, el punto de trabajo está cerca de la PMP. Y para valores de irradiancia por
encima de 800W/m2, el punto de trabajo está muy distante del PMP para este caso. (L.G.
Arriaga, 2007)
Para el ajuste de las curvas es necesario por tanto una caracterización del
electrolizador y un conocimiento preciso del funcionamiento del mismo. También se hace
necesario el estudio previo de manera teórica con modelos lo más precisos posibles. La idea de
este sistema es diseñar el campo fotovoltaico de tal modo que las diferentes curvas de
funcionamiento del campo fotovoltaico, producto de las variaciones meteorológicas se
acoplen de la mejor manera posible a la curva de funcionamiento del electrolizador.
Para esto hay que encontrar la mejor combinación de paneles conectados en serie y en
paralelo que transfieran la mayor cantidad de energía al electrolizador. La curva característica
del electrolizador debe seguir lo más fiel posible la línea de los puntos de máxima potencia del
campo fotovoltaico para cada nivel de irradiancia. La interconexión de los paneles solares se
debe hacer de tal modo que produzcan 48 Vdc (para este ejemplo), como se muestra en la
figura siguiente.
Figura 6. Asociación de paneles
Este nivel de tensión es uno de los más empleados por electrolizadores, al permitir un buen
acople con el generador fotovoltaico.
Otras estrategias proponen variar el número de paneles en serie-paralelo y además
cambiar el número de celdas serie-paralelo del electrolizador (Biddyut Paul, 2008) como se
observa en la figura:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 17
Figura 7. Ajuste de paneles y celdas propuesto.
La curva de funcionamiento del electrolizador se debería desplazar a lo largo del eje de
tensión mediante la adición de las celdas PEM en serie, o se extendería verticalmente en la
dirección actual en la adición de celdas en paralelo.
Esto es una tecnología aún experimental. Y requiere que toda una tecnología de
fabricación de electrolizadores se adapte. Sin embargo, los resultados de eficiencia que se
pueden obtener son bastante buenos.
Figura 8. Cuadro de resultados de optimización del acoplamiento directo (Biddyut Paul, 2008)
3. Mejoras en el diseño y acoplamiento cuando se emplean convertidores.
En esta sub-sección se estudia la posibilidad de mejoras del acoplamiento
mediante convertidores y las ventajas que ofrecen frente al acoplamiento directo.
El objetivo sigue siendo maximizar la producción de energía del generador
fotovoltaico, que debería funcionar siempre en su punto de máxima potencia (MPP) con el fin
de obtener una máxima eficiencia global.
Como sabemos, algunos autores han apoyado la conexión directa entre el generador
fotovoltaico y el electrolizador. Si bien es cierto que las curvas de funcionamiento del
generador fotovoltaico y del electrolizador ofrecen buenas posibilidades de acoplamiento,
dado que si el tamaño relativo del electrolizador y el generador fotovoltaico están
optimizados, el punto de trabajo, en el acoplamiento directo, se puede situar muy cerca del
PMP del generador fotovoltaico, por lo que la eficiencia global del sistema es aceptable. Sin
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Autor: Luis Valverde Isorna. 18
embargo, el acoplamiento directo restringe y reduce la flexibilidad en el dimensionado de la
instalación, ya que el rango de tensión del electrolizador debe coincidir con la gama de
tensiones posibles en el PMP en el generador fotovoltaico.
Por ello, otros autores mantienen que el uso de convertidores otorga una mayor
eficiencia gracias al control seguidor de PMP. Esta opción ofrece una mayor flexibilidad de
diseño, pero sólo el punto óptimo de trabajo del generador fotovoltaico se tiene en cuenta en
el diseño del seguidor del PMP y sabemos que la curva I-V en un generador fotovoltaico
cambia con la irradiancia y la temperatura.
Existen varios métodos y algoritmos para el seguimiento del punto de máxima
potencia, pero la curva de V-I en un electrolizador también varía con la temperatura y la
presión de trabajo. Esta situación implica la necesidad de algoritmos específico que busque el
mejor PMP que acople el generador FV y el electrolizador.
Los convertidores dc/dc controlados con estos algoritmos muestran una adaptabilidad
mejor a las condiciones de radiación cambiantes que los sistemas basados en acoplamiento
directo, además de permitir una mayor flexibilidad en el dimensionado del generador
fotovoltaico. (R. Garcıa-Valverde, 2008)
Para demostrar esto los investigadores comparan ambas configuraciones:
a) Acoplamiento directo
b) Acoplamiento mediante dc-dc con algoritmo MPPT especifico para
electrolizador.
Para cada caso además se contemplan dos sub-casos con dos tipos de electrolizadores:
Opción 1: electrolizador de 7 celdas, área celda: 300 cm2
Opción 2: electrolizador de 30 celdas, 70 cm2 de área. (Especifico para trabajar acoplado con
el generador fotovoltaico)
En los dos casos los electrolizadores del ejemplo que se presenta, tienen una potencia de
4.2KWp. Se presenta a continuación los niveles de irradiancia a los que se va a someter el
sistema:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 19
Figura 9. Perfil de Irradiancia al que se va someter el sistema.
Y los resultados de las pruebas fueron los siguientes:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 20
Se observa que en el caso de usar convertidores se obtiene mayor producción de energía e
hidrógeno, aunque no muestran una ventaja clara en la producción con respecto a la segunda
opción de acoplamiento directo optimizado mediante variación de celdas.
En la última gráfica si se muestra una diferencia clara en la adaptación a las condiciones
cambiantes, ya que el controlador dc-dc permite adaptar paulatinamente la producción del
electrolizador con la radiación, protegiéndolo de los cambios bruscos provocados por las
condiciones atmosféricas variables y prolongando su vida útil.
4. Otras consideraciones sobre el uso o no uso de convertidores.
Anteriormente se ha visto una muestra de los numerosos estudios en sistemas basados en
acoplamiento directo que arrojan cierta esperanza ya que los resultados de optimización de
acoplamiento directo son solo ligeramente inferiores a los resultados de rendimiento de los
sistemas que emplean convertidores. Como se ha expresado en las líneas anteriores, la
flexibilidad en el diseño del generador fotovoltaico se ve reducida en el acoplamiento directo,
pero esto no parece ser una desventaja muy significativa. Sí lo es más el hecho de que los
convertidores permiten una mejor adaptación y respuesta de los equipos a las condiciones
atmosféricas cambiantes, lo que incrementaría la vida útil de los equipos.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 21
Pero aparte de todo esto, aún no se han tenido en cuenta otros factores de notable interés:
El electrolizador y pila de combustible, así como las baterías, operan normalmente a
bajos voltajes, si consideramos un acoplamiento directo, el voltaje del bus de continua
debe ser también bajo. Como consecuencia de esto, las corrientes en los circuitos han
de ser mayores para transferir la misma potencia. Si evaluamos esto en una planta
real, donde el cableado eléctrico puede constar de cientos de metros, es obvio, que las
perdidas Joule deberían ser tenidas en cuenta ya que podrían causar un grave
descenso en la eficiencia.
Bajo esta nueva consideración existe un estudio (H. Solmecke, Comparison of solar
hydrogen storage systems with and without converters, 2000) ensayado sobre la planta
PHOEBUS (Alemania) donde se comparan eficiencias y costes. Considerando además el coste
del cableado en el caso de acoplamiento directo, ya que para conducir las altas densidades de
corriente se necesitaría además mayor cantidad de cobre.
Así por ejemplo, el estudio muestra en la siguiente figura el incremento en los costes de
cableado en términos porcentuales sobre la instalación para cada configuración:
Figura 10 (H. Solmecke, Comparison of solar hydrogen storage systems with and without converters, 2000)
En el estudio se expresa además, que el empleo de un convertidor bidireccional, en
lugar de dos separados (uno para la pila y otro para el electrolizador) puede reducir aún más
los costes.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 22
A la vista de esto, parece que la consideración del acoplamiento directo queda en
desventaja. Sin embargo. ¿Qué ocurre con la eficiencia? Parece claro que el empleo de
convertidores conlleva una pérdida de eficiencia frente al acoplamiento directo.
Pero si se analiza este hecho más detalladamente, sabemos que en un sistema sin
convertidores, a la hora de conectarnos a la red eléctrica o una vivienda, se hace necesario el
uso de un inversor. Para un tamaño real, por ejemplo un inversor de unos 15 KVA habría dos
posibilidades:
- Un convertidor auto-conmutado que genere el voltaje AC. Pero esto implica,
desafortunadamente, que el tamaño del equipo requerido sea enorme, debido a la
frecuencia de 50 Hz que se quiere conseguir a partir de bajo voltaje y altas corrientes.
Esto además conlleva que solo se puedan conseguir unas eficiencias en estos equipos
de entre el 75 y el 92 % para el transformador necesario, y del 90 % para el
convertidor, lo que resulta en un 68-84% de eficiencia.
- Un inversor con un convertidor interno para elevar el bajo voltaje previamente a
realizar la inversión DC-AC. Pero en realidad esto equivaldría a usar un convertidor en
el sistema de almacenamiento de energía para electrolizador y pila, siendo además
más eficiente instalarlo en el camino del almacenamiento de energía y no en el camino
directo, ya que no se hace pasar tanta energía por estos convertidores, como se haría
pasar por el convertidor instalado junto al inversor.
Por el contrario, si se emplea un bus de voltaje elevado (30-50 V), permitiría partir de unas
tensiones más altas antes de elevarlas y convertirlas en AC, siendo los inversores en este caso,
más eficientes. (Lindemann, 1993)
Además, si eliminamos el convertidor de la pila, se ha de instalar en la misma un diodo o algún
elemento semiconductor que bloquee la corriente inversa, lo que conlleva perdidas
adicionales de entre el 2 y el 3 %.
También se ha de tener en cuenta en un acoplamiento directo, que realmente necesitaríamos
dos interruptores para conectar el electrolizador y pila para regular la entrada en
funcionamiento de los equipos y controlar de algún modo los puntos de trabajo de los mismos,
lo que puede introducir mayores pérdidas.
Finalmente, los resultados del estudio comparativo sobre la planta PHOEBUS son los
siguientes:
Eficiencia del 65.2 % para el sistema sin convertidores
Eficiencia del 69.6 % para el sistema con convertidores
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 23
Figura 12. Esquema flujos energéticos planta Phoebus sin convertidores
Bajo este estudio, parece haber quedado demostrado que el empleo de convertidores
en un rango de potencia media es ventajoso. El sistema total parece ser menos costoso y
eficiente. Nuevos convertidores de eficiencias mayores pueden respaldar más aun esta
topología. De tal modo que un sistema hibrido de almacenamiento de energía mediante
hidrógeno para aplicaciones aisladas debería tener al menos dos convertidores, un inversor
DC-AC y un convertidor bidireccional DC-DC que se emplee para la pila y el electrolizador.
Hay que tener en cuenta que el presente estudio sobre la planta Phoebus se simuló
ayudándose de datos experimentales de la instalación con convertidores de que dispone la
planta. No son resultados experimentales.
Como se ha visto, hay gran cantidad de factores y variables que vienen a aumentar la
complejidad del problema. Por este motivo, se ha desarrollado el presente trabajo, donde se
van a intentar arrojar luz sobre este problema y obtener conclusiones definitivas sobre el uso
de convertidores de potencia.
Figura 11. Esquema flujos energéticos planta Phoebus con convertidores
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 24
3. OBJETIVO DEL TRABAJO
El objetivo del trabajo se centra en estudiar la topología más eficiente en cuanto al uso
de convertidores de corriente continua en este tipo de instalaciones.
Es un estudio realizado para el Laboratorio de Hidrogeno y Pilas de combustible del
grupo de Termotecnia (http://tmt.us.es) de la Universidad de Sevilla.
El laboratorio que se encuentra en el módulo L‐2 está destinado a la evaluación y
desarrollo de estrategias de control de sistemas de almacenamiento de energía mediante
diversas tecnologías, además de los diferentes trabajos relacionados con el uso de las
tecnologías de hidrógeno que se puedan llevar a cabo.
El funcionamiento de la instalación es el siguiente: Se persigue almacenar la energía
sobrante producida por un campo de paneles fotovoltaicos en los periodos en los que la
demanda es inferior a la generación. Este campo es simulado por una fuente de alimentación
programable. La energía eléctrica en exceso se envía a un electrolizador con el fin de producir
hidrógeno, que será almacenado. Posteriormente este hidrógeno puede ser transformado en
energía eléctrica mediante una pila de combustible, en el momento más conveniente.
Los diferentes equipos se conectan entre sí eléctricamente a través de un bus de
corriente continua, cuya tensión se establece a 48 V. La tensión de dicho bus es mantenida por
unas baterías, lo que implica que la tensión no se mantendrá constante, si no que oscilará
levemente en torno a ese valor de 48 V en función del estado de carga de las baterías.
Con el objetivo de analizar en profundidad las distintas configuraciones se realizó un
modelo matemático de la parte eléctrica de la instalación para así estudiar el comportamiento
del voltaje del bus, el correcto funcionamiento de la instalación, eficiencias de los flujos de
energía y posibles configuraciones alternativas.
El objetivo del trabajo no es dimensionar la instalación, ni estudiar posibles mejoras en
su dimensionado, sino, partiendo de un sistema establecido, estudiar qué es más beneficioso:
si instalar convertidores o realizar un acoplamiento directo.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 25
Dentro de todas las topologías, no se discute la inclusión de las baterías, es algo que se
asume como necesario ya que aporta grandes beneficios al funcionamiento del conjunto,
actuando como un buffer de energía, manteniendo la tensión, permitiendo estrategias de
control más complejas y permitiendo el uso de los equipos electrolizador y pila a potencia
nominal, evitando así que se enfrenten directamente a perfiles irregulares de generación y
demanda, perjudiciales para la vida de los equipos.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 26
4. MODELO EN MATLAB DESARROLLADO
El modelo creado permite simular la parte eléctrica de una instalación de generación de
energía eléctrica procedente de renovable con almacenamiento de energía mediante
hidrógeno y baterías.
El funcionamiento como ya se ha explicado es el siguiente: Los paneles fotovoltaicos
alimentan una carga, que puede ser la red eléctrica o una vivienda. Cuando la energía
generada por los paneles supera la demandada, el exceso de energía se almacena en las
baterías o en forma de hidrógeno a través del electrolizador. El sistema de control debe decidir
que método de almacenamiento de energía es más adecuado emplear. Cuando se requiera
energía porque los paneles no puedan aportar la potencia demandada por la carga, la pila de
combustible y las baterías deben aportar el defecto de energía. En estas instalaciones un punto
clave son por tanto los convertidores y la eficiencia de los flujos energéticos. La estrategia de
control y gestión mediante software, por buena que sea, debe estar respaldada por un sistema
físico diseñado lo más eficientemente posible.
El modelo en Matlab-Simulink implementa de manera sencilla las ecuaciones de nodos y
mallas del circuito eléctrico y lo resuelve mediante integración.
Los elementos que se han modelado han sido los siguientes:
Generador Fotovoltaico:
Módulo Isofoton I-106/12
Potencia pico del módulo: 106 Wp
Intensidad en el punto de máxima potencia: 6.10 A
Voltaje en el punto de máxima potencia: 17.4 V
Número de paneles: 14
Paneles serie/paralelo: depende del esquema de la instalación.
Potencia pico del generador: 1484 Wp
Electrolizador:
Potencia máxima: 1 kW
Tensión nominal 11 Vdc
Corriente: 10-80 A.
Pila de combustible:
Potencia: 1.5 kW
Tensión de operación : 36-57 Vdc
Máxima corriente: 42 A
Baterías:
24 Baterías de 2 V cada una
C100=359 Ah
Tensión nominal 2 V
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 27
JUSTIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LOS ELEMENTOS DEL MODELO:
Generador Fotovoltaico:
El generador fotovoltaico se ha modelado mediante una función “.m” de Matlab que
implementa el siguiente esquema eléctrico:
Esquema del modelo:
Figura 13. Modelo eléctrico de un panel fotovoltaico.
La ecuación que nos da la corriente inyectada por el campo fotovoltaico es la siguiente:
Isc_sf , representa la intensidad de corto circuito (short-circuit) del campo fotovoltaico, la cual a
su vez se calcula previamente como.
Se divide por 1000, para calcular Isc en cualquier condición distinta a las condiciones
estándar de medida. Isc representa la intensidad de cortocircuito para el módulo fotovoltaico.
Recordemos que las condiciones Estándar de Medida (CEM): Tª = 25ºC – AM = 1,5 – E =
1.000 W/m2
Estas ecuaciones se han implementado en un programa en Matlab que permite
calcular la curva de funcionamiento del campo fotovoltaico a distintos niveles de Irrandiancia y
temperatura.
Para comprobarlo, veamos la curva I-V del panel fotovoltaico a distintos niveles de irradiancia:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 28
Figura 14.Curvas V-I panel Isofoton.
Y podemos ver también la influencia de la temperatura en la siguiente gráfica
Figura 15. Curvas V-I panel Isofoton a distintas temperaturas
Como se observa, la dependencia de la temperatura es muy acusada, provocando que
a medida que aumenta la temperatura del panel disminuya la potencia eléctrica que podemos
extraer del mismo.
El número de paneles en serie y en paralelo varia para cada esquema, y se justifica en
cada caso por tanto. Pero siempre manteniendo el mismo número de paneles totales, para así
comparar los flujos energéticos partiendo de que todos los esquemas disponen de la misma
potencia instalada.
0 5 10 15 20 251
2
3
4
5
6
7
v (V)
I (A
)
1000 W/m2
800 W/m2
500 W/m2
0 5 10 15 20 252
2.5
3
3.5
4
4.5
5
5.5
6
6.5
7
tensión(V)
inte
nsid
ad(A
)
T=40ºC
T=25ºC
T=10ºC
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 29
Electrolizador:
El electrolizador se ha modelado de manera simplificada como una carga resistiva en
paralelo con el sistema, que se conecta mediante un interruptor controlable. La librería de
Matlab Simpowers empleada permite usar un modelo de interruptor para observar lo que
ocurre con la tensión e intensidad en el sistema y en el electrolizador cuando se cierra y abre
el mismo.
Es muy importante tener en cuenta que el número de paneles del campo Fotovoltaico
se ha dimensionado con propósito de beneficiar el acoplamiento directo con el electrolizador
(cuando se analiza este caso), es decir, se han elegido los paneles de tal modo que la recta de
carga del electrolizador se encuentre lo más cercana posible al punto de máxima potencia de
la curva de funcionamiento de los paneles a 1000 W/m2.
Cuando cambie el nivel de irradiancia, nos alejaremos del punto de funcionamiento
para el que se ha diseñado, sin embargo lo más adecuado sigue siendo diseñar el acoplamiento
para este nivel de irradiancia, ya que el electrolizador funcionará normalmente en un nivel
muy alto, o máximo de irradiancia, que será cuando tengamos mayor cantidad de energía
sobrante también.
El comportamiento eléctrico del electrolizador se observa a través de su curva I-V de
funcionamiento, la cual presenta un aspecto de este tipo:
Figura 16. Curvas teóricas I-V de un electrolizador alcalino a distintas temperaturas.
1
1,2
1,4
1,6
1,8
2
0 500 1000 1500
Vo
ltaj
e d
ela
ce
lda
(V)
Densidad de corriente (A/m2)
Curva Característica I - U
80 ºC
50 ºC
20 ºC
P = 7 bar
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 30
A medida que asciende el nivel de corriente en el eje de abscisas, la tensión va
subiendo, primero de manera muy acusada y después alcanza rápidamente un punto de
inflexión donde sigue aumentando, pero de manera poco pronunciada, manteniendo un
comportamiento lineal.
El electrolizador del presente trabajo muestra un comportamiento de este tipo.
Además, el electrolizador no puede funcionar a una corriente inferior a una mínima
establecida por el fabricante. Dicha corriente mínima se establece por seguridad, para evitar
que la corriente de hidrógeno generada presente un contenido de oxigeno inadecuado o
peligroso.
Como se estudia el funcionamiento del sistema a una corriente superior a la mínima de
10 A. La curva de funcionamiento es casi lineal, también podemos observar esto en la curva
experimental obtenida para el electrolizador tipo PEM, Hamilton Standard, que es el modelo
de electrolizador de que dispone el Laboratorio.
Figura 17. Curva experimental I-V del electrolizador PEM Hamilton Standard.
Por tanto, suponiendo que siempre operamos muy cerca del punto nominal, se puede
simplificar el modelo. Y considerar que se comporta como una resistencia. Por tanto, de
acuerdo con esto, se puede modelar el electrolizador como una carga resistiva constante que
se representará mediante una recta. Al igual que se hace en otros estudios y publicaciones
científicas como por ejemplo: (A. Garrigos, 2010)
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
0 20 40 60 80
Te
ns
ión
(V
)
Intensidad (A)
Curva V-I Electrolizador a 26ºC
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 31
Figura 18. Curva de funcionamiento de un electrolizador modelada de forma lineal.
El cálculo de la carga resistiva que representa el electrolizador se explica para cada
caso, pero sigue el principio de conservación de energía, debe consumir 1kW más otras
pérdidas (como convertidores acoplados) al conectarse a la tensión del bus de continua. Lo
que significa que funciona a potencia constante, consumiendo el máximo posible. La
justificación del funcionamiento a potencia nominal se realiza dentro del apartado “estrategias
de control”.
Baterías:
El modelo matemático de batería que se emplea se ha obtenido de la librería de Matlab
Simpowers, del cual podemos destacar que incorpora una resistencia interna y por tanto se ha
modelado con un rendimiento y unas pérdidas.
Las baterías se han elegido de plomo-ácido, por ser las más extendidas en la industria,
sin embargo el modelo tiene la capacidad de ser modificado fácilmente para simular otras
tecnologías (ión-litio, niquel-metal hidruro…).
La motivación de la inclusión de baterías ha sido, la visión de las posibilidades de
control involucradas al introducir estos elementos. Tras realizar distintos estudios, los
resultados indican que la inclusión de baterías como sistema auxiliar de potencia otorga un
mejor funcionamiento de estas instalaciones, y permite que las técnicas de control más
modernas optimicen el funcionamiento del sistema.
Se ha comprobado en que el uso de baterías para absorber los picos de generación y
cubrir a su vez los picos de demanda cuando sea necesario, mejora el rendimiento de estas
instalaciones (Agbossou, 2004).
Como está previsto instalar un bus de corriente continua de 48 VdC, el dimensionado
del banco de baterías necesarios es el siguiente:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 32
Así conociendo que la capacidad de las baterías en A·h viene dada por:
1
max
max
1.1 D e
n
D Tacu
N E Wh diaC
P V
(0.1)
Y sabiendo que:
ND = Días de autonomía especificados
Eemax = Promedio de energía eléctrica diaria solicitada por la instalación receptora (En el mes de
máximo consumo.
PDmax = Profundidad de descarga.
VTacu= Tensión baterías.
Podemos dimensionar el grupo de baterías que necesitaremos para cada situación.
a) Instalación aislada de la red eléctrica (Vivienda).
Se ha supuesto que el consumo se realizará fundamentalmente por la noche y se
destinará a la iluminación (desde las 18 h. hasta las 24 h. en otoño-invierno y desde las 22 h.
hasta las 1 h. en primavera-verano), y el consumo de la TV se estima que será durante el
mediodía (2h) y por la noche (4h).
Los fabricantes de baterías recomiendan no usar una profundidad de descarga no superior al
70% de su capacidad total, para así aumentar el número de ciclos de vida de la misma.
Para nuestro estudio vamos a ser más conservadores y usaremos una profundidad de descarga
del 60% como máximo. Pronosticando además un uso durante tres días. Obtenemos una
capacidad nominal de:
Cn= 333.47 Ah
Para abastecer ese nivel de Ah se ha seleccionado el grupo de baterías que se han
descrito anteriormente.
b) Instalación conectada al sistema eléctrico
En el caso de una instalación renovable conectada al sistema eléctrico, la inclusión de
baterías tiene unos costes evidentemente mayores y evidencian las ventajas de los sistemas de
almacenamiento basados en hidrógeno.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 33
Según Red Eléctrica Española, la energía media diaria que puede solicitar el sistema
eléctrico sigue la curva de demanda mostrada en la figura de abajo.
Figura 19. Demanda de energía eléctrica.
Si la planta de Generación (hablamos de una planta Fotovoltaica) sufriera demandas
de corriente siguiendo esa curva característica (algo común ya que la demanda y la generación
de una planta fotovoltaica en un día soleado siguen curvas similares) y si suponemos que las
condiciones climáticas son desfavorables a la generación durante solo dos días (no cinco, como
en el caso anterior), necesitaríamos, realizando los mismo cálculos más de 5800 Ah, lo que
implica una cantidad de energía inabordable por medio de baterías. El volumen del banco de
baterías resulta demasiado elevado, por eso en los sistemas de almacenamiento de gran
cantidad de energía, no se utilizan las baterías como sistema prioritario. El modelo matemático para las baterías implementa una resistencia interna en las
baterías de R = 0.0046 Ohm. Y las curvas características son las siguientes:
Figura 20. Curvas capacidad frente a tensión de la batería
0 50 100 150 200 250 300 350 400
35
40
45
50
55
Ampere-hour (Ah)
Voltage
Nominal Current Discharge Characteristic at 0.05C (13A)
Discharge curve
Nominal area
Exponential area
0 50 100 150 200 250 300 350 400
40
45
50
55
E0 = 50.58, R = 0.0046154, K = 1.32, A = 2.64, B = 14.4231
Ampere-hour (Ah)
Voltage
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 34
En estas dos gráficas se representa la misma curva de descarga, pero en la superior se
sombrea el área nominal de funcionamiento y en la de abajo sólo se representa la curva de
descarga.
La curva de descarga da una medida de la energía que ha cedido la batería y por tanto,
sabiendo el máximo que puede dar la batería, es una medida de la energía que puede aún
ceder a un voltaje dado. El voltaje es función del estado de carga de la misma. Así a un voltaje
de 40 V, la batería ha cedido ya 230 Ah, multiplicado por el voltaje, es una medida de energía
cedida, y sabiendo el máximo de 250 Ah es una medida de la energía que le queda por ceder.
Del mismo modo si el voltaje es de 48 V, obtenemos, según la curva, una medida de 50 Ah, lo
que significa que hemos cedido muy poca cantidad de energía, o que hemos absorbido mucha.
Aún quedarían por ceder 200 Ah y tendría una capacidad de absorber de solo 50 Ah hasta el
máximo.
Pila de combustible:
La pila de combustible se modela como una fuente ideal de intensidad conectada en
paralelo con un diodo que impida la corriente en sentido inverso. El modelo del diodo e
interruptor de la pila contempla pérdidas Joule. Del mismo modo que el electrolizador, la pila
funciona a potencia máxima, aportando toda la corriente que puede dar. Este modo de
funcionamiento se justificará más adelante en el apartado de estrategias de control.
Es decir, la pila será el equipo que se encargue de inyectar corriente al bus de la
instalación. El funcionamiento a potencia variable de los equipos es posible de estudiar, pero
enturbia bastante los ensayos sin aportar nada significativo para el objetivo de este trabajo. Y
el funcionamiento a potencia nominal es una estrategia muy empleada ya que aumenta la vida
de los equipos, aunque disminuya la eficiencia global del sistema.
Demanda de energía eléctrica
Finalmente para modelar la demanda se emplea otra resistencia eléctrica, calculada para
cada caso que consuma la potencia prefijada. Para simplificar el estudio y centrarnos en los
objetivos del documento, no se ha considerado que la demanda de energía varíe durante el
día.
El modelo incorpora una fuente de intensidad en serie, la cual permite ajustar la
intensidad de la corriente que circula por la carga en función del voltaje del bus, para así
mantener la potencia consumida constante. Función que desempeñaría el inversor final que se
debe colocar para pasar de corriente continua a alterna.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 35
Las simulaciones se realizan para 24 horas, como se ha dicho, que es un tiempo suficiente
para ver la evolución del estado de carga de las baterías. Se utiliza el método de integración
ode23t, con paso de integración variable y como base de tiempo en segundos.
- Nociones importantes del funcionamiento del conjunto eléctrico:
La inclusión de baterías tiene una repercusión muy importante en el funcionamiento del
conjunto, de tal modo que el punto de funcionamiento eléctrico de la instalación queda
totalmente determinado por el estado de carga de las baterías.
Esto es, mientras las baterías se encuentren en un estado de carga intermedio, ni
totalmente cargadas ni descargadas, la tensión del bus es correcta y es controlada por las
baterías (en torno a 12 V por ejemplo) pero si se alcanzan los niveles máximos y mínimos en
las baterías estas no se mantienen a 15 V ni 9 V, sino que dejan de funcionar totalmente, y la
tensión del bus es la correspondiente a la intersección del campo FV y la recta de la carga, la
cual puede ser muy distinta a la tensión de operación normal del bus.
Esto tiene la grave repercusión de que los niveles tensión e intensidad para los que se
diseña la instalación en el funcionamiento normal de las baterías cambian radicalmente
cuando dejan de funcionar estas, sufriendo la instalación unas corrientes y voltajes para los
que no está diseñada.
Por tanto, hay que evitar siempre que las baterías dejen de funcionar, o que el punto de
funcionamiento, cuando las baterías no se encuentren operativas, no se aleje mucho del
funcionamiento normal cuando las baterías operan. Otra opción es emplear algún medio
electrónico que controle la tensión, esto es un convertidor, regulador de carga, etc.
Las baterías se agruparán en serie hasta conseguir una tensión en el bus de corriente de 48
Vdc, por ser un valor lo suficientemente alto como para que las pérdidas joule y las perdidas
en las eficiencias de los convertidores no sean demasiado elevadas. Esto es para todos los
casos, excepto para el acoplamiento directo, para el cual, se considera que se puede modificar
el banco de baterías para obtener la tensión de 12 V. requerida por el bus de tensión de esta
topología en particular. Ya que de otro modo no se puede realizar el acoplamiento directo con
el electrolizador del Laboratorio de Hidrógeno.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 36
5. DEFINICIONES DE RENDIMIENTOS Y PARÁMETROS DE EVALUACIÓN DE EFICIENCIA DE LA
PLANTA
Para estudiar las características de cada configuración y compararlas se han definido los
siguientes rendimientos y parámetros de evaluación:
Energía extraída de los paneles: Es la energía eléctrica que somos capaces de extraer del
campo fotovoltaico durante el tiempo de simulación.
Rendimiento directo: Es la relación entre la energía que se vierte a la carga final (demanda) y
la energía volcada al sistema por los paneles fotovoltaicos. (Sólo tiene sentido para algunos
modos de operación)
Rendimiento del electrolizador: Es la relación entre el caudal de hidrógeno producido y la
potencia que cuesta producirlo.
Rendimiento de la pila: Es la relación entre la potencia eléctrica aportada por la pila y el
caudal de hidrógeno consumido para producirla.
Debido a que el análisis de las configuraciones es complejo, se han considerado los
siguientes parámetros para ayudar en la toma de decisiones y a la evaluación de la eficiencia
de las distintas topologías:
Energía volcada a carga (kWh): Medida real de la energía eléctrica consumida por la carga.
Hidrógeno producido (Nm3): Cantidad de hidrógeno producido durante la operación.
SOC final (%): Estado final de carga de las baterías.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 37
Energía Salvada:
La energía salvada se ha definido como: La energía acumulada menos la energía cedida en las
baterías, más la energía destinada al electrolizador por la eficiencia del electrolizador.
Energía real salvada:
Denominamos Energía real salvada a la Energía Salvada, menos la energía en forma de
Hidrógeno consumida por la pila de combustible
Para analizar el funcionamiento correcto del sistema, es muy importante observar
también las distintas gráficas de tensión del bus, corriente suministrada-consumida por los
distintos equipos, estado de carga de baterías en cada instante de tiempo, etc. y con este fin
se presenta un grupo de gráficas en cada simulación representativas del estado del sistema,
dado que existen multitud de variables.
Es importante tener en mente que la energía extraída de los paneles dependerá del punto
de operación del sistema acoplado a los paneles y por tanto de todo el sistema en sí, cuya
configuración cambia en cada caso.
La energía demandada debe ser igual en todos los casos. Por tanto la diferencia en el
rendimiento directo debe deberse a la energía “extraída” o demandada, por la carga de los
paneles. En algunos casos será mayor y en otros menor, ya que además de la carga, en el
camino entre paneles y la carga pueden existir uno o más convertidores que introduzcan
pérdidas. Decir que el rendimiento directo sólo tiene interpretación en un caso, que es cuando
en el sistema no opera el electrolizador ni la pila de combustible.
El objetivo de este parámetro es tener un indicador de las pérdidas de energía en el
camino de los paneles hasta la carga final durante uno de los tres modos de operación.
El rendimiento directo adquiere valor como parámetro de análisis en el modo de
operación donde no se desvía o fluye la energía hacia o desde ningún otro equipo (pila,
electrolizador) excepto baterías. También es importante cuando se desvía la energía hacia
electrolizador, pero es más claro y significativo su valor cuando se contempla el
funcionamiento más simple del sistema. Por tanto, el rendimiento directo, sólo se debe tener
en cuenta, cuando no operan ni electrolizador ni pila de combustible.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 38
6. EFICIENCIA DE LOS CONVERTIDORES.
En este apartado se definen las eficiencias de cada uno de los convertidores que se
consideran en el modelo. Así mismo se contempla la eficiencia del inversor final y del
transformador.
La eficiencia de los convertidores es un tema de gran importancia y clave en el proyecto,
además de problemático, debido a que dichas eficiencias son difíciles de conocer a priori. Para
este trabajo se han empleado valores para la eficiencia de los convertidores obtenidos de
publicaciones científicas:
El rendimiento del inversor más el transformador final para bajas tensiones (48 V) puede
alcanzar un máximo del 84 %. (H. Solmecke, 2000)
Denotar que este valor de eficiencia corresponde a inversores de potencias medias altas. Se
pueden encontrar inversores comerciales para los niveles de potencia que se ensayan en la
instalación del laboratorio que presentan mejores valores de eficiencia. Sin embargo, con el
objetivo de que los resultados sean extrapolables a instalaciones reales, se emplean valores de
eficiencia correspondientes a estos niveles de potencia.
Las instalaciones de almacenamiento de energía son más rentables para tamaños medios y
grandes (del orden de 15 KVA), por tanto para que resulte de interés el estudio, ha de ser
extrapolable y por ello se han de emplear valores de eficiencia para instalaciones medias-
grandes. (H. Solmecke, 2000)
Si se eleva la tensión a 240 V, puede alcanzar 92% (H. Solmecke, 2000), esto o implica usar 20
baterías en serie o un convertidor más para las baterías (bidireccional). Perno no es el caso.
La eficiencia del convertidor del campo FV también aumenta si vuelca la tensión a nivel
alto, alcanzando 97 % (Woo-Young Choi, 2010).
La eficiencia del convertidor del campo FV con MPPT, desde los niveles de tensión del
campo a la tensión del bus de 48 V es aproximadamente de un 93 % (A. Garrigo´s, 2010),
se observa que tienen un máximo de 93 %, y un mínimo de 85 %, que en muchos casos se
da. Se va a tomar el valor más favorable.
La eficiencia del convertidor del electrolizador será del 93 % (A. Garrigo´s, 2010).
El convertidor de la pila tendrá una eficiencia del 95 % (Yong Wanga, 2009).
Recordemos, que el objetivo del trabajo, es estudiar la idoneidad del uso de convertidores, y
en qué posición usarlos, hallando así una determinada topología de la instalación que resulte
lo más beneficiosa posible desde el punto de vista de la eficiencia.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 39
Decir, que los valores de eficiencia tomados corresponden a convertidores de instalaciones
de i+d, es decir, normalmente serán unos valores de eficiencia “muy generosos” para los
convertidores. Este es un dato a tener en cuenta. No obstante, dichos valores se podrán
modificar en el modelo Matlab, pudiendo así, estudiar otras posibilidades.
En base a estas eficiencias y el voltaje del bus, se calcula la resistencia del electrolizador
en el modelo y la intensidad que da la pila, así como la resistencia de la carga final.
Los rendimientos de los convertidores se han tomado como constantes por las siguientes
razones:
El rendimiento de los mismos no oscila considerablemente a la potencia de salida
MAXIMA. Todos los convertidores de este estudio operan a potencia máxima y constante.
Obsérvese en la siguiente gráfica, cómo cambia la eficiencia de un convertidor con la
tensión (o potencia) de operación.
Figura 21. Evolución de la eficiencia del convertidor en su rango de funcionamiento
Nuestra simulación transcurrirá para valores constantes de potencia de entrada y salida
de los convertidores, por tanto, no debe variar su rendimiento.
La eficiencia es prácticamente constante en la mayor parte del rango de funcionamiento.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 40
7. MODOS DE FUNCIONAMIENTO
Se parte de que la planta busca en todo momento satisfacer la demanda de energía
eléctrica. El sistema opera de tal modo que cuando sobre energía, es decir, la energía generada
a través de los paneles supere a la demandada, almacenará la energía mediante los sistemas
de almacenamiento de que dispone y acorde a una estrategia de control que se describirá más
adelante. Esta energía almacenada en periodos de superávit, servirá después para abastecer a
la demanda de energía eléctrica cuando nos encontremos que la generación de energía
eléctrica a través de los paneles es inferior a la demandada.
Dado que el sistema posé dos medios para almacenar la energía: mediante el
almacenamiento químico en baterías y mediante la transformación en Hidrógeno. Nos
encontraremos que podemos dividir el funcionamiento del sistema en tres modos de
funcionamiento de acuerdo a los equipos que se encuentran operando.
Como se muestra en numerosos estudios (Dimitris Ipsakis, 2008) (Ulleberg, 1998), la
opción más recomendable es, en caso de exceso leve de energía, cargar inicialmente las
baterías, y cuando se encuentran cargadas entra en funcionamiento el electrolizador para
almacenar grandes cantidades de energía. Del mismo modo, cuando necesitamos energía de la
que tenemos almacenada usamos las baterías en primera instancia y a continuación la pila de
combustible, cuando ya se ha llegado a un nivel de carga bajo de las baterías. Los niveles de
profundidad de descarga de la batería, dependen del objetivo de optimización de la estrategia
de control, es decir, si interesa por ejemplo evitar muchos arranques y paradas de los equipos
electrolizador y pila a costa de disminuir la vida de las baterías, o a la inversa.
Así, los niveles del estado de carga de las baterías, definen los arranques y paradas de
los demás equipos, configurando lo que serían los distintos modos de funcionamiento de la
planta.
Los modos de funcionamiento basados en el estado de carga (SOC) de las baterías, se
establecen a través de una conocida y consolidada estrategia de control de la literatura,
reconocida bajo el nombre de control por banda de histéresis (Ulleberg, 1998). Cuyas regiones
de funcionamiento establecen los modos de operación y serían las que se explican más abajo:
5.1 MODO 1.
En este modo de funcionamiento se estudia la instalación cuando sólo se
encuentran almacenando o cediendo energía las baterías. El electrolizador y
pila de combustible no se encuentran funcionando. Para estudiar el sistema en
este modo de funcionamiento se parte como condición inicial de simulación de
un estado de carga de las baterías del 40%. En este nivel no se encienden, de
partida, ninguno de los equipos auxiliares (ni electrolizador, ni pila). Este modo
consiste en definitiva en suplir los defectos o excesos leves de energía ya que
solo intervienen las baterías.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 41
5.2 MODO 2.
Este modo de funcionamiento se caracteriza porque se encuentra funcionando
el electrolizador para almacenar la energía sobrante, la batería ha llegado a un
nivel de carga muy elevado y para almacenar la gran cantidad de energía que
sobra se utiliza el electrolizador. La pila de combustible se encuentra
desactivada, lógicamente. Por tanto bajo este modo el sistema trata de
almacenar un gran exceso de energía que se está produciendo.
5.3 MODO 3.
En este último modo, nos encontramos en la situación en que hay déficit de
energía eléctrica y con el objetivo de abastecer la demanda, se hace necesario
poner en funcionamiento la pila de combustible, la cual haciendo uso del
hidrógeno previamente almacenado, lo transformará en energía eléctrica que
cubrirá el déficit que las baterías tampoco han podido paliar. A este modo se
llega cuando las baterías han llegado a un nivel bajo de carga. En definitiva, en
este modo, la planta satisface la demanda de manera indirecta, usando la pila
de combustible.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 42
8. ESTRATEGIA DE CONTROL
La estrategia de control para todas las topologías de instalación de este trabajo, será la
denominada en la literatura como “estrategia de control por histéresis”. Dicha estrategia se
basa en controlar la planta a través del estado de carga de las baterías, las cuales se emplean
como “buffer” intermedio que permite solventar los desajustes leves entre generación de
electricidad y demanda de la misma.
La estrategia tiene como objetivo satisfacer la demanda de energía eléctrica siempre
que sea posible, gestionando los excesos y defectos de energía mediante los sistemas de
almacenamiento de que disponga.
La gestión de dichos excesos y defectos se realiza de manera indirecta, en base al
estado de carga de las baterías.
El exceso o defecto de energía durante largos periodos de tiempo, se compensa
mediante el empleo del electrolizador y pila de combustible, cuyo sistema de control detecta
dichos defectos o excesos en base al estado de carga de las baterías.
La técnica de introducción de una banda de histéresis en los límites del estado de
carga de las baterías otorga gran flexibilidad de operación en el electrolizador, pila de
combustible y las propias baterías. En este sentido, los componentes pueden ser protegidos de
altos e innecesarios factores de utilización y de la operación a carga variable, reduciendo los
encendidos y apagados frecuentes, prolongando notablemente la vida de los equipos. (Dimitris
Ipsakis, 2008)
Podemos ver un esquema de esta estrategia en la siguiente figura:
Figura 22. Estrategia de control por banda de histéresis. (Ulleberg, 2004)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
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De tal modo que: El electrolizador se enciende cuando el estado de carga de las
baterías se encuentra en un nivel alto, lo que significa que está sobrando tanta energía, que las
baterías están casi al máximo de su capacidad. Una vez encendido haremos funcionar el
electrolizador hasta que el estado de carga de las baterías baje hasta cierto punto inferior al
punto de encendido del electrolizador.
La pila de combustible se enciende a su vez, cuando el estado de carga de las baterías,
en adelante: SOC (state of charge), está a un nivel bajo y se apaga cuando alcanza cierto nivel,
superior al nivel en el que se encendió la pila.
8.1. JUSTIFICACIÓN DE LOS NIVELES DE S.O.C. FCUP, FCLOW; EZUP, EZLOW
En primer lugar, hay que evitar siempre establecer unos niveles de SOC mínimos o
máximos demasiado drásticos (Dimitris Ipsakis, 2008) para evitar un uso excesivo de las
baterías que desemboque en una degradación de las mismas. La vida de las baterías está
directamente ligada a la profundidad de descarga que sufren, a mayor profundidad de
descarga, menor será el número de ciclos de recarga que resista la batería antes de ser
sustituida.
Sin embargo, unos niveles de SOC bajos, reducen el tiempo de operación del
electrolizador y la pila de combustible. Resultando además en que se mantienen unas mayores
reservas de hidrógeno en los depósitos.
De ahí, que exista un óptimo entre el coste de reemplazar muy a menudo las baterías y
el coste evitado de remplazar la pila de combustible o el electrolizador. Es decir, se hace
necesario un estudio particularizado para la instalación, para hallar los niveles de SOC óptimos.
Generalmente se usa una banda de histéresis con los niveles de SOC optimizados
mediante técnicas de análisis de costes basados en variables del sistema. Las estrategias de
control más avanzadas contienen una optimización de dichas bandas de histéresis en línea, a
medida que las variables de costes van cambiando.
Para tener una primera idea de los niveles de SOC, podemos citar algunos ejemplos
sobre plantas con mucha madurez, como los de una planta de este tipo en Finlandia, la cual
opera desde 1992, y ha establecido el encendido del electrolizador cuando las baterías
alcanzan el 92% y el paro del mismo, cuando baja el SOC del 85 %. Estos niveles se han
obtenido corroborados experimentalmente en la planta bajo test en los que se busca optimizar
la producción de hidrógeno.
Otro de los investigadores más reconocidos, el noruego Ullegerg, ha llevado a cabo
estudios similares para encontrar estos niveles de SOC adecuados. Sus pruebas se realizaron
sobre la planta PHOEBUS en Alemania. Y sus conclusiones fueron que:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 44
Un análisis de la estrategia de control básica de la pila de combustible muestra que la
eficiencia global del sistema puede depender de manera significativa de los umbrales de SOC
FCUP Y FCLOW. De hecho, los valores óptimos dependen esencialmente de tres importantes
cuestiones:
1. El nivel aceptable más bajo de SOC para la batería. Baterías como las típicas de plomo
ácido pueden alcanzar entre un 30 y un 40 % de profundidad de descarga.
Mientras la estrategia de control mantenga a las baterías menos tiempo por debajo de
estos valores, más favorable será para las mismas.
2. El número de veces de encendido-apagado de la pila de combustible, está
directamente relacionado con la media de tiempo de funcionamiento y viceversa. Es decir, una
vez que la pila de combustible se ha encendido, debería permanecer así durante un
determinado periodo de horas tal que las pérdidas durante el encendido y apagado se
minimicen.
El tiempo necesario para encender la pila de combustible hasta operación normal es
de una hora aproximadamente, hasta que se encuentra en condiciones nominales. Mientras
que 30 minutos son necesarios para una parada segura. En nuestro caso estos tiempos son
menores y no se tienen en cuenta en el estudio.
3. Otro criterio para optimizar los niveles de encendido y apagado de la pila de
combustible es optimizar el consumo anual de hidrógeno, es decir, minimizar dicho consumo.
Obviamente este objetivo tiende a disminuir el intervalo FCup-FClow. Un margen del 10 % suele
ser aceptable.
Simulaciones y pruebas sobre estos sistemas concluyen que si bajamos los dos niveles,
se produce un descenso del consumo. Las simulaciones también confirman que si el delta FCup-
FClow es pequeño, un cambio en FCup no cambia mucho.
A modo de conclusión, los estudios indican que hay relativa poca diferencia entre los
diferentes escenarios, desde el punto de vista de la producción de hidrógeno. (Ulleberg, 1998)
Los mejores resultado teniendo en cuenta los criterios anteriormente mencionados
muestran que unos niveles adecuados para encendido y apagado de pila serían FClow=45% SOC
y FCup= 55%.
Obviamente, también se debe establecer diferencia entre los FCup y FClow para las
diferentes estaciones, es decir, se hace recomendable hacer un estudio estacional y cambiar
dichos niveles, si no es posible la modificación en línea de los mismos.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 45
También podemos encontrar una referencia relevante en el denominado proyecto
HARI (Hydrogen and Renewables Integration) en Reino Unido, Donde la estrategia de control
es algo más compleja al contar con dos pilas de combustible. Se describe a continuación:
La estrategia de control se basa enteramente en el SOC, medido en porcentaje, de la
batería. El objetivo es mantenerlo flotando en torno al 50%. Cuando cae del 30%, la pila de
combustible de 2 kW se conecta para tratar de traer de alcanzar de nuevo el nivel del
50%, momento en el que se apaga.
Si no es suficiente y el SOC sigue descendiendo, la pila de combustible de 5kW se enciende
(y el FC 2kW se apaga) en un 20%. De nuevo, esto se apagará cuando el SOC% alcanza el
50%. Si la pila de combustible 5kW es incapaz de llevar el SOC a 50% y sigue bajando a un
nivel de 10%, entonces la pila de combustible 2kW vuelve a activarse, dando 7kW
combinada de energía tratando de recargar la batería. Por tanto las pilas de combustible
continuarán funcionando hasta que se logre alcanzar el 50% del SOC momento en el que
se apagan.
En todos los casos, una vez activadas, las pilas de combustible funcionan a plena
potencia.
El electrolizador se enciende cuando el SOC alcanza el 90%, operando a un nivel que es
proporcional al SOC, y se apaga cuando se ha llevado el SOC al 50%. Por supuesto, si el
depósito está lleno de hidrógeno, el electrolizador no se puede poner en marcha. De la
misma manera si el depósito de hidrógeno está vacío la pila de combustible no puede
funcionar. En otros casos, el nivel de almacenamiento de hidrógeno es irrelevante.
Como hemos observado, en estos sistemas se produce un hecho que pudiera parecer una
actuación del sistema de manera ineficiente. Ciertamente, la pila de combustible se encarga de
recargar la batería cuando está a nivel bajo, esto supone un recorrido de la energía muy
ineficiente, ya que lo más adecuado sería usar la energía de la pila directamente sobre la carga,
y abastecer de energía a las baterías cuando se tenga un exceso de ella, procediendo esta
energía de la fuente renovable y no de la pila.
Sin embargo, en la práctica esto es muy difícil de realizar según estos estudios y el
desajuste entre oferta y demanda puede ocasionar graves problemas de inestabilidad en el
bus dc. Con lo que el utilizar las baterías a modo de “buffer” de energía en todo momento,
permite realmente el funcionamiento del sistema. Es lo que lo hace posible, ya que si no, sería
muy difícil casar la oferta de energía con la demanda. Nótese que estamos tratando con
fuentes de energía renovables, no controlables y demandas no controlables, que tratamos de
hacerlas manejables mediante los sistemas de almacenamiento. Además, usar las baterías de
este modo, previene al electrolizador y pila de frecuentes arranques y paradas que provocan
una disminución de su vida útil.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 46
De ahí que se prefiera, perder energía, por el ciclado innecesario a priori hacia las
baterías, a costa de hacer funcionar el sistema. Ha de tenerse en cuenta también que las
baterías suelen tener unos indicies de eficiencia bastante altos (en torno al 98 % en algunos
casos) por tanto, la pérdida de energía en el ciclado hacia las mimas, no representa tampoco
una cantidad importante.
En conclusión vamos a tomar como referencia para las simulaciones los niveles de SOC para la
banda de histéresis del proyecto HARI.
SOC (%) ELECTROLIZADOR PILA DE COMBUSTIBLE
ENCENDIDO 90 30 APAGADO 50 50
Finalmente cabe destacar, que en realidad los niveles que se establezcan en la banda
de histéresis realmente no son determinantes para el estudio. Ya que el objetivo del trabajo no
es encontrar una estrategia de control óptima, sino evaluar la eficiencia del uso de
convertidores de potencia una vez establecida una estrategia de control.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
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9. CONFIGURACIONES DEL SISTEMA
Este apartado tiene como objetivo presentar y estudiar las tres configuraciones de
instalación de convertidores de potencia en una planta de almacenamiento de energía
eléctrica de origen renovable que se van a simular.
Las configuraciones o topologías escogidas son las siguientes:
“Acoplamiento en configuración estándar”.
“Acoplamiento directo”
“Acoplamiento mediante Convertidor en batería”.
Es el motivo de este estudio analizar y comparar matemáticamente mediante la
herramienta Matlab, cual es la configuración que presenta los mejores índices de eficiencia en
los flujos energéticos.
Se han escogido las dos primeras por ser la primera la más ampliamente usada y la más
representativa, la segunda configuración es la que compite directamente con la primera y
sobre la que hay amplio debate. Y la tercera es una aportación novedosa de este estudio.
9.1. CONFIGURACIÓN ESTANDAR
La primera configuración a estudiar, denominada “configuración estándar”, es la más
conocida y empleada en estas instalaciones. Esta instalación se caracteriza porque emplea un
convertidor para cada equipo que se desee conectar al bus de corriente continua. El sistema
de control, envía a los convertidores los set-points de los equipos y estos gestionan así la
potencia que consume o cede cada uno.
Un esquema eléctrico de la misma se puede ver a continuación. El que se muestra, es en
particular el esquema de la planta “Phoebus” en Alemania.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 48
Figura 23. Instalación planta Phoebus (Alemania)
Como se ve, emplea un bus de continua, y convertidores para acoplar cada equipo a
dicho bus, además de un inversor. Se ajustan las baterías en serie para conseguir la tensión del
bus. Las baterías no llevan convertidor asociado, desempeñando la función de buffer que se ha
mencionado anteriormente.
En este esquema se emplea una tensión alta de operación (200-260 Vdc) por la
magnitud de la planta en particular ya que esto aumenta el rendimiento de todo el proceso.
Para ver un esquema más simple y con unos niveles de potencia del orden de magnitud de los
del laboratorio de hidrógeno de la Escuela de Ingenieros de Sevilla, se ha elaborado el
siguiente esquema:
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Autor: Luis Valverde Isorna. 49
TERMOTECNIA
Realiazado: Luis Valverde Isorna
PROYECTO MOTRIZ
ESQUEMA ELECTRICO
SIZE FSCM NO DWG NO REV
SCALE 1:50 SHEET 1 OF 1
PILA DE
COMBUSTIBLE
1,5 Kw
BATERÍAS
Plomo
2.5 kw
5-80 Adc
9-11 Vdc
36.0 Vdc – 57.0 Vdc
333 A.h
48 V
BUS DC 48 V
DC/DC
Panel PV
ELECTROLIZADOR
HAMILTON
1 KW
DC/DC
DC/DC
Mppt
CARGA DC/AC
Figura 24. Esquema instalación estándar.
El esquema goza esencialmente de las mismas características que el de la planta
“Phoebus”, en el sentido de que acopla los equipos mediante convertidores al bus de continua
y de que dispone del mismo tipo de elementos.
El sistema que se estudia en el modelo Matlab ha sido este último, por estar dentro de
los niveles de potencia de los equipos del laboratorio de Termotecnia, sin embargo el modelo
tiene la flexibilidad de configurarse para estudiar otros niveles de potencia.
Como se observa, en esencia contamos con tres convertidores DC/DC. El asociado a la
carga preferimos no contarlos, ya que digamos, es inevitable, pero si se tiene en cuenta el
rendimiento que tienen dependiendo de la tensión de entrada, siendo este un factor muy
importante.
En cuanto a modelar los convertidores, se estima que usar modelos de los
convertidores precisos no es necesario para este estudio, sí es importante disponer de unos
valores de eficiencia de los convertidores lo más precisos posibles.
Téngase en cuenta también, que no podemos ignorar otros efectos beneficiosos de la
inclusión de convertidores antes de los equipos. Los convertidores evitan los cambios bruscos
en los niveles de tensión e intensidad sobre los equipos, prolongando su vida útil. Es por tanto
un factor muy importante a tener en cuenta.
El esquema Simulink del modelo es el siguiente:
Figura 25. Modelo eléctrico en Simulink de la planta.
PILA
PANELES
Autor : Luis Valverde Isorna
ESQUEMA ESTANDAR
voltage bus
rendimiento a carga
powergui
Continuous
pila +DC/DC
s -+
kWh consumidos por demanda
28 .57
kWh Paneles
33 .84
kWh PILA
4.242
kWh ELECTROLIZADOR
0
kWh BATERIAS
-9.506
horas de funcionamiento pila
2.977
eficiencia dc /dcmppt
-K-
efecto dc /dc1
s -+
efecto dc /dc
s -+
corriente _pila
0
corriente pila
i+
-
corriente paneles
corriente ez
0
corriente electrolizador 1
corriente electrolizador
corriente bat
i+
-
corriente a _carga
24 .35
corriente a carga
corriente pila
corriente bateria (+=cediendo )
control
electrolizador
In1Out1
carga
Voltaje _bus
48 .89
To Workspace7
corriente _pila
To Workspace 6
corriente _electrolizador
To Workspace5
corriente _paneles
To Workspace4
corriente _bateria
To Workspace3
voltaje _bus
To Workspace2
corriente _a_carga
To Workspace1
SOC
To Workspace
rendimiento _directo
SOC final
77 .2
SOC
Relay
Product 5
Product 4
Product 3
Product 2
Product 1Potenciasalida
Potencia
Paneles
106
Potencia
Paneles
serie
2
Paneles
Paralelo
7
Integrator 5
1
s
Integrator 41/s
Integrator 3
1
s
Integrator 2
1
s
Integrator 11/s
Integrator1/s
Ideal Switch
gm
12
H2
In1
Gain 7-K-
Gain 6
-K-
Gain 5
-K-
Gain 4
-K-
Gain 3
-K-
Gain 2-K-
Gain 1-K-
Gain
-1
ELECTROLIZADOR + DC/DC
Divide 2
Divide 1
Divide
Diode 1
Diode
DC/DC control Demanda
VBUS Ic
DC/DC MPPT
s -+
Current Measurement 3
i+ -
Current Measurement 2
i+ -
Current Measurement 1
i+
-
Corriente _paneles
28 .84
Battery
+
_m v
+-
VBUSEzon
Ic
A continuación se describe y justifica cada componente del modelo, ya que requieren una
particularización para cada esquema:
Campo Fotovoltaico:
Los paneles (situados en la margen izquierda de la figura) se modelan mediante una
fuente de intensidad que da la potencia máxima de los paneles, ya que disponemos de un
convertidor acoplado funcionando en el punto de máxima potencia (en adelante: PMP). Esta
potencia o intensidad, vendrá afectada inevitablemente por la eficiencia del convertidor.
Los paneles funcionan en el PMP, pero aguas arriba del convertidor, adecuamos la
tensión hasta los 48 V de la tensión del bus.
En el esquema Simulink se implementa el campo fotovoltaico a través de la potencia
máxima y dividiéndola por la tensión del bus en cada momento, obteniendo así el valor de la
intensidad correspondiente, que somos capaces de extraer de los módulos fotovoltaicos.
CONFIGURACIÓN DEL GENERADOR FV
El diseño de la configuración del generador FV, se ha hecho pensando en el mejor
modo de optimizar los tres esquemas simultáneamente, desde el punto de vista de obtener la
mayor cantidad de energía posible de los paneles.
Debido al esquema de acoplamiento en Batería requeriremos un mínimo de 2 paneles
en serie, para que funcione la pila (por el nivel de tensión de la misma)
Para el acoplamiento directo necesitamos 1 en serie, y un número en paralelo
suficiente para alcanzar una producción de energía adecuada, establecido en 1500 W, que no
se aleje del PMP, demasiado, debido a la conexión en Acoplamiento Directo. Si intentamos
simular los 3 kw de la fuente electrónica de que dispone el laboratorio, el PMP se aleja en
exceso y además la intensidad admisible en el acoplamiento directo por el electrolizador
impide que el número de paneles en paralelo sobrepase los 14.
Por tanto tenemos 14 paneles para el generador fotovoltaico que hemos de distribuir
según los diferentes esquemas para optimizar y ajustar las tensiones.
Para el caso de acoplamiento directo, como ya se ha dicho, es imprescindible
mantener uno en serie y 14 en paralelo para limitar la intensidad que circula por el
electrolizador.
Para el caso del esquema estándar, como los paneles disponen de un convertidor,
podemos acoplar el número que queramos en serie y paralelo. Por ejemplo 2x7 para obtener
14. El convertidor permitirá operar los paneles en el PMP y proporcionar una tensión en el bus
de 48 Vdc.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 52
Para el caso de acoplamiento mediante convertidor en batería, se establece el mismo
sistema, 2 en serie y 7 en paralelo, ya que esto permite acoplar pila, electrolizador y baterías (a
través del convertidor) de manera adecuada.
Electrolizador y convertidor:
Como se ha mencionado ya, el electrolizador se puede modelar mediante una recta en
una gráfica I-V. Al disponer de un convertidor, podemos operar el electrolizador en el punto de
funcionamiento de esa recta que se desee. Según la estrategia que vamos a seguir, operamos
los equipos a potencia máxima y constante.
Las características eléctricas del electrolizador Hamilton del laboratorio, son las
siguientes:
Tensión nominal: 11 V
Potencia máxima: 1000 W.
El electrolizador, según el manual del fabricante, puede consumir como máximo 80 A, por
razones de seguridad, por tanto se ha tomado este valor para las simulaciones. A esa
intensidad se conoce que el electrolizador opera a una tensión de 11 V.
Por tanto la potencia consumida por el electrolizador será de P=880 W
Como se ha indicado, la tensión de funcionamiento del electrolizador es 11 Vdc, pero gracias al
convertidor, la carga que representa el electrolizador, vista por el bus de continua, es una
carga que opera a 48 Vdc.
Para mayor claridad, se puede ver en el siguiente esquema:
DC/DC =0.93 ELECTROLIZADOR 1000 Wmax
Como se puede observar en la figura, al modelar la resistencia en Simulink, asumimos que
dicha carga engloba el convertidor asociado al electrolizador y al propio electrolizador. Se
simplifica así el modelo, resumiéndose en que el bus de continua tiene una carga conectada a
48 Vdc que consume la potencia del electrolizador más las pérdidas en el convertidor.
80 A
11 V
22.4 A
48 V
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 53
Para modelar el efecto de control de la potencia que consume el electrolizador, se ha
empleado una fuente de intensidad controlada, la cual se ha colocado en serie con la carga
resistiva que representa el electrolizador. Dicha fuente suministra la intensidad
correspondiente, según el voltaje de operación para cada instante de tiempo, tal que la
potencia consumida sea constante.
Pila de combustible:
La pila de combustible queda reflejada en el modelo en Matlab mediante otra fuente
de intensidad. Esto se debe a que es el equipo que esencialmente se encargará de inyectar
corriente al sistema, mientras que las baterías representarán la función de mantener la tensión
del bus.
Para calcular la corriente que suministrará la pila al circuito, se calcula como el
cociente entre la potencia máxima de la pila (1500 W) y la tensión del bus en cada instante,
afectada por la eficiencia del convertidor.
Es un detalle importante a tener en cuenta que la tensión del bus de continua no
permanece invariable en el circuito. La tensión del bus viene fijada por las baterías, como se ha
explicado, pero las baterías modifican su tensión a medida que va cambiando su estado de
carga. Ahora bien, como nosotros hacemos funcionar a la pila a potencia constante, para
mantener dicha potencia suministrada constante mientras cambia la tensión del bus, aunque
sea de forma leve, la corriente también debe cambiar. Y así se ha implementado en el modelo
eléctrico.
Demanda de energía eléctrica:
La carga del sistema, o la demanda de energía eléctrica, lógicamente se representa por
una resistencia en paralelo que se puede observar en el margen derecho, como último
elemento del esquema.
El cálculo para la resistencia que modela la carga se calcula como:
Vemos como queda en función de la Potencia demandada, que es una variable que se
le suministra externamente al programa para así simular las diferentes situaciones.
En el numerador se incluye una eficiencia, que corresponde a la eficiencia del inversor final.
Recordemos que la corriente ha de suministrarse en alterna a 220 V. La eficiencia de este
inversor es un factor de suma importancia debido a que por este último inversor ha de pasar
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 54
toda la corriente del sistema. De este modo, una disminución o aumento de la eficiencia de
este inversor tiene una gran repercusión en la eficiencia global del sistema.
Centrándonos en el efecto de este inversor sobre la resistencia, comprobamos como
resulta en una disminución de la misma, haciendo que circule mayor intensidad por la carga.
Esto sin duda, es el efecto deseado, ya que ese exceso de intensidad modelado por la inclusión
de la eficiencia del convertidor, no representa otra cosa que el consumo eléctrico (o pérdidas)
de este equipo electrónico.
El modelado de la demanda requiere la inclusión de una fuente de intensidad en serie
con la resistencia. Esta fuente de intensidad, fija la corriente que circula por la carga de tal
modo que la potencia consumida permanezca constante a un valor prefijado,
independientemente de las variaciones de tensión del bus.
Se consigue por tanto, mediante la inclusión de dicha fuente de intensidad en serie,
modelar los efectos del inversor final.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 55
9.1.1. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 1. – S.O.C. (40%)
Una vez fue montado el modelo, se realizaron varias pruebas preliminares de
funcionamiento básico para comprobar su validez. El modelo en sí, resulta bastante simple
gracias a la simplificación del esquema presentado en este trabajo.
Como hemos visto, no representa nada más que varias fuentes de intensidad, tensión y
elementos resistivos acoplados en paralelo sobre un bus de corriente continua.
Sin embargo, la adición de interruptores, diodos, modos de operación etc. Resulta un
problema de interés, tanto para la evolución transitoria como en el permanente. El estudio de
las eficiencias de los flujos energéticos o de los resultados que se pueden traducir de las
gráficas y resultados de simulación, como la producción de hidrógeno son de mucho interés y
revierten complejidad. Por tanto un análisis detallado es necesario.
Para estudiar el modelo y la evolución se propusieron los tres modos de
funcionamiento descritos anteriormente.
Para realizar cada simulación, se ha tenido en cuenta lo siguiente:
Condiciones de Simulación:
Se simula para un periodo de un día.
1000 W/m2 de irradiación. Con 14 paneles de 106 Wp cada uno, pudiendo dar
por tanto hasta 1484 W.
La demanda de potencia eléctrica es de 1000 W.
A continuación, tras particularizar el estado de carga de la batería en el modelo Matlab, se
presentan los resultados de las simulaciones.
Figura 26. Potencia salida (arriba), corriente de los paneles FV (abajo)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
1208.4
1208.4
1208.4
1208.4
1208.4
1208.4
1208.4
1208.4
tiempo (s)
Pote
ncia
(W
)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
24.6
24.7
24.8
24.9
25
25.1
25.2
25.3
25.4
25.5
25.6
tiempo (s)
Inte
nsid
ad (
A)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 56
En estas dos primeras gráficas se puede observar cómo funciona el sistema de
seguimiento de máxima potencia. Comprobamos como desciende la corriente de manera
apropiada, mientras que la potencia extraída de los paneles se mantiene constante, debido a
que la tensión en el bus de corriente continua ha aumentado.
Tras corroborar esto, se entiende que a partir de aquí se podrán obtener conclusiones
más complejas de otras variables menos intuitivas.
Estos son los resultados de la simulación, en los cuales se observa lo siguiente:
Las baterías se están cargando en el proceso, la tensión del bus se mantiene en torno
a los 48 V, pero subiendo ya que las baterías se están cargando y el electrolizador y pila no
entran en funcionamiento tal como queríamos, ya que los niveles de las baterías no están en el
límite alto.
Figura 27. Resultados de simulación para carga de baterías inicial del 40 %
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
40
45
50
55
60
65
70
75SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
24.4
24.6
24.8
25
25.2
25.4CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0.8022
0.8022
0.8022
0.8022
0.8022
0.8022
0.8022RENDIMIENTO DIRECTO
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
47
47.5
48
48.5
49VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-4.65
-4.6
-4.55
-4.5
-4.45
-4.4CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
28.8
29
29.2
29.4
29.6
29.8
30CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 57
En los paneles fotovoltaicos se observa como la corriente cedida por los mismos va
disminuyendo a medida que aumenta la tensión de las baterías, para así mantener la potencia
constante.
Todos los parámetros para evaluar el funcionamiento de la instalación se presentan
en una tabla más adelante. Pero a modo de resumen, para este caso se obtiene un
rendimiento directo del 80.02 %, con un estado de carga final (SOC) de las baterías del 71.26
%, un valor bastante elevado.
Estos valores son importantes más que para compararlos con los siguientes modos
para compararlos con los modos idénticos de operación, pero para cada esquema o
configuración.
9.1.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 2 – SOC (80%)
En este modo partimos de un nivel de carga alto de la batería, con el cual, lo que
pretendemos es observar la eficiencia del sistema cuando el electrolizador entra en
funcionamiento de acuerdo al control heurístico que hemos programado, los resultados finales
de variables del sistema, los transitorios, etc.
Las condiciones de simulación son las mismas que en el caso anterior.
Condiciones de Simulación:
Se simula para un día de funcionamiento.
1000 W/m2 de irradiación. Con 14 paneles de 106 Wp cada uno, pudiendo dar
por tanto hasta 1484 W.
La demanda de potencia eléctrica es de 1000 W.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 58
Figura 28. Variables del sistema tras 24 horas de simulación
Los resultados son que la pila no entra en funcionamiento y el electrolizador se
enciende a corriente nominal debido a que el estado de carga de las baterías alcanza el nivel
más alto establecido en el 90 %.
Es entonces cuando el estado de carga comienza a descender, el electrolizador se
alimenta de las baterías y de la energía procedente de los paneles que la carga de demanda no
consume.
Una vez ha bajado el nivel de SOC, el electrolizador se desactiva y las baterías vuelven
a recuperar energía, pasando a corriente negativa, de absorción, como se observa en la figura.
Comprobamos como el sistema mantiene la tensión de las baterías en torno a los 48
Vdc. Y que la mayor parte de la corriente para alimentar el electrolizador es extraída de las
baterías, ya que si el lector compara las gráficas de la corriente descargada por las baterías y la
gráfica de suministro de corriente al electrolizador, estas siguen un patrón similar.
La corriente que consume el electrolizador cambia con el nivel de tensión del bus, se
ve como sube ligeramente, ya que a medida que se va consumiendo energía las baterías van
perdiendo carga y la tensión baja. Por tanto, para mantener el consumo de potencia, el
convertidor del electrolizador adapta la intensidad consumida. Aunque no de manera
significativa. Cuando nos encontremos en el caso del acoplamiento directo, se verá de manera
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
40
50
60
70
80
90SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
24.3
24.4
24.5
24.6
24.7
24.8
24.9CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
5
10
15
20CORRIENTE ELECTROLIZADOR
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
47.8
48
48.2
48.4
48.6
48.8
49
49.2VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-5
0
5
10
15
20CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
28.6
28.8
29
29.2
29.4
29.6CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 59
más clara, como las variaciones de tensión del bus, son más importantes y sí tienen un peso
significativo en la cantidad de hidrógeno producido (A. Bergen, 2009).
Vemos también el cambio brusco en la tensión del bus al conectar y desconectar el
electrolizador, sin embargo tampoco es un valor demasiado elevado, ya que es solo de 0.1 V.
Este pequeño cambio debe ser resultado del elemento que modela el interruptor de
conexión y desconexión del electrolizador. Se trata de un interruptor ideal de la librería
Matlab, con circuito Snubber. Este tipo de circuito amortigua los cambios bruscos en la tensión
e intensidad que provocan las conexione desconexiones de equipos que tienen un gran
consumo eléctrico.
Es importante tener en cuenta que mediante optimización se podrían recalibrar los
umbrales de funcionamiento del electrolizador, mejorando la eficiencia de funcionamiento del
mismo.
También se debe tener en cuenta, que el arranque del electrolizador no tiene por qué
hacerse de manera brusca. De hecho se recomienda hacerlo mediante una rampa de corriente.
De tal modo que las baterías tampoco sufran una demanda demasiado repentina de
intensidad y puedan dañarse. Esto es algo que permite el acoplamiento mediante
convertidores, ya que podemos controlar estos de forma externa. Sin embargo, esta cualidad
de conexión en rampa, no se podrá realizar en el caso del acoplamiento directo. Y los equipos
percibirán de manera directa, cada cambio de tensión e intensidad que se produzca en el
sistema producto de las variaciones en las entradas (cambios en las fuentes de energía
renovables, cambios de modos de operación, etc.)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 60
9.1.3. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 3 – SOC (10 %)
En este modo de operación partimos de una situación en que las baterías están a un
nivel muy bajo. Se supone que se ha llegado a esta situación porque durante un largo periodo
de tiempo ha habido un defecto de energía en el sistema, que tiene como misión prioritaria
satisfacer la demanda.
Observará el lector, como los niveles de tensión del bus cambian sensiblemente
debido a dicho estado de descarga. No es un factor despreciable que digamos, ya que tiene
una gran relevancia en todos los equipos conectados a ese bus.
Lo que ocurre para este caso, es que cuando se alcanza el nivel del 50 % de carga, la
pila de combustible se desconectará, y como la potencia generada excede la demandada, las
baterías se seguirán cargando, aunque a menor ritmo que en el periodo anterior donde la pila
intervenía, inyectando corriente al sistema.
Vemos los resultados y lo que se ha explicado en el párrafo de arriba:
Figura 29. Resultado de las variables en la simulación de 24 horas.
Este es el primer caso, donde la potencia generada excede la demandada. Ocurre tal
como se ha descrito anteriormente, la pila se enciende y carga las baterías rápidamente hasta
un nivel de seguridad, a continuación, si seguimos observando la gráfica del SOC, las baterías
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
20
40
60
80SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
24
26
28
30
32CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
10
20
30
40CORRIENTE PILA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
36
38
40
42
44
46
48
50VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-50
-40
-30
-20
-10
0CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
28
30
32
34
36
38CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 61
continúan cargándose, aunque ya más lentamente, al haberse desconectado la pila y disponer
de energía en exceso debido a que la potencia generada por los paneles supera la demandada
por la carga.
Para llegar a este estado, se supone que las baterías se han descargado por algún
motivo, el motivo más razonable es que la demanda ha superado a la generación provocando
la descarga de las baterías y el agotamiento del hidrógeno hasta que la energía generada se
vuelve a ser mayor a la demanda.
Otra posible situación, con alta probabilidad de suceder, es el caso al que se llega a un
estado de SOC 10 % y la potencia demandada supera a la generada (al contrario de lo que
estamos simulando en todos los casos). Para ver qué sucedería tenemos que modificar las
condiciones de simulación.
Veamos lo que sucede para una demanda de 1500 W.
Figura 30. Resultados de simulación para SOC inicial 10%, demanda 1500 W
Este es el escenario que se vería, si no cambia la demanda de 1500W por encima de la
generación en todo el día. La pila debe entrar en funcionamiento varias veces para poder
cubrir la demanda.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
10
20
30
40
50SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
36
38
40
42
44
46
48CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
10
20
30
40CORRIENTE PILA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
36
38
40
42
44
46
48
50VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-30
-20
-10
0
10CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
28
30
32
34
36
38CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 62
En este caso no tiene mucho sentido medir un rendimiento directo, ya que será mayor
que uno, debido a que la energía que llega a carga es muy superior a la generada, producto de
la energía volcada por la pila al bus.
Por último comentar también que debe ser tenido en cuenta que la inclusión de
convertidores permite una mayor flexibilidad en el dimensionado del generador fotovoltaico y
sobre todo la mejora de las estrategias de control y gestión de la potencia, que en este estudio
son muy simples.
Es decir, en las simulaciones presentadas, los equipos funcionan a potencia máxima para unos
umbrales no optimizados, pero los convertidores permitirían regular la potencia de
funcionamiento y la energía cedida por cada equipo al que está conectado.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 63
9.2. CONFIGURACIÓN DE ACOPLAMIENTO DIRECTO AL
ELECTROLIZADOR
Esta configuración, se caracteriza porque el panel fotovoltaico se encuentra acoplado
eléctricamente, de manera directa con las baterías y al electrolizador, lo que significa que el
punto de funcionamiento del sistema viene determinado por la intersección entre la curva de
funcionamiento (I-V) de la fuente de energía y la recta de carga definida por el resto del
sistema, en cada momento.
En este caso, será muy importante tener en cuenta lo que ocurre con la tensión en el
electrolizador y la intensidad consumida, ya que al cambiar el punto de funcionamiento
cambiará la producción de hidrógeno.
Aunque en principio no se ha contemplado, se podría eliminar el convertidor de la pila,
pero entonces no habría ningún control sobre la corriente cedida por la misma,
correspondiendo esta al punto de la curva de polarización de la pila de combustible que da una
tensión igual a la del bus.
Hay que tener en cuenta, que para este caso, un cálculo preciso del acoplamiento
directo exigiría recalcular el punto de funcionamiento del electrolizador, el cual, varía con la
temperatura del mismo. Por tanto, téngase en cuenta que aquí se está asumiendo condiciones
estacionarias de funcionamiento del electrolizador.
El inconveniente más importante que se presenta ahora es que hay que
redimensionar, tanto el bus de tensión, como la configuración de los paneles.
Esto es debido a que el bus de tensión actual es a 48 V. Más óptimo desde el punto de vista de
las pérdidas Joule en conductores, coste del cableado y la eficiencia de los convertidores
finales (mientras menor sea el salto de tensión, menores perdidas habrá en los convertidores).
Si acoplamos el generador fotovoltaico, tal y como estaba diseñado para los casos
anteriores:
2 paneles en serie
7 paneles en paralelo
Las curvas de funcionamiento resultantes son las siguientes:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 64
Figura 31. Recta de carga Electrolizador (verde), curva de funcionamiento campo FV 1000 W/m2 (rojo) 2-serie, 7-paralelo y PMP 1000 W/m2 (cruz)
Observamos lo alejado que se encuentra el punto de funcionamiento del electrolizador
(intersección recta verde con curva roja) del punto de máxima potencia.
Además, para la configuración de bus de tensión que estábamos ensayando no es
posible conectar el electrolizador a 48 Vdc, punto de funcionamiento fijado por las baterías,
ya que la intensidad que circularía por electrolizador sería muy superior a la permitida, el
electrolizador no podría funcionar. Y el generador FV, del mismo modo tampoco podría
funcionar de partida. Necesitaríamos cambiar la configuración de paneles en serie.
Dado que el electrolizador funciona a una tensión entre 9 y 11 V. El único modo de que
funcione es rediseñar y ajustar la tensión del bus a 10 V.
Para ello, se reducen el número de baterías en serie. El uso de baterías solares específicas,
cada una de ellas de 2 V, posibilita esta conexión. Para mantener el mismo nivel de potencia (y
energía que pueden absorber las baterías), comparada con los casos anteriores, habrá que
aumentar los Ah en la misma proporción que se reduce el voltaje, 4.8 veces.
Redondeamos a 5, para no quedarnos cortos de potencia. Finalmente, la configuración de
baterías mantendrá la misma potencia y energía (un poco más en este caso), habiendo
cambiado la configuración serie paralelo de las mismas.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 450
20
40
60
80
100
120
tensión(V)
inte
nsid
ad(A
)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 65
Para el caso anterior de 48 V, disponíamos 24 Baterías en serie, y sólo una en paralelo. Para
este caso, disponemos de 25 baterías: 5 en serie, 5 en paralelo.
También se hace necesario por tanto rediseñar el generador FV de tal modo que la tensión de
salida se ajuste lo mejor posible. Para ello la única manera es utilizar un panel en serie.
RE-DISEÑO DEL CAMPO FV PARA OPTIMIZAR EL ACOPLAMIENTO DIRECTO:
Veamos, como vamos modificando el número de paneles en paralelo mediante
Matlab, para ajustar de la mejor manera posible el punto de funcionamiento eléctrico de la
planta al punto de máxima potencia del generador fotovoltaico.
Figura 32. Diseño del generador FV para mejor acople de PMP con recta de carga Electrolizador Hamilton Standard.
Como se observa en la figura, con un panel en serie, la tensión de funcionamiento se
ajustaría bastante bien a la del electrolizador. Y hemos mejorado la potencia aprovechable lo
máximo posible.
El procedimiento seguido para diseñar ha sido aumentar el número de paneles en
paralelo para acercar el punto de corte entre la curva del electrolizador y la curva del
generador FV lo máximo posible al PMP.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 450
20
40
60
80
100
120
tensión(V)
inte
nsid
ad(A
)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 66
Finalmente el punto de funcionamiento del generador fotovoltaico quedará bastante alejado
del punto de máxima potencia. Como se observa en la siguiente figura. Pero es la mejor
opción posible, para mantener el mismo nivel de potencia FV instalada que en los casos
anteriores y aproximar lo máximo posible el PMP al punto de funcionamiento del
electrolizador.
Figura 33. Curvas para 1 panel en serie y 14 en paralelo. La máxima intensidad se ajusta a la recomendable para el electrolizador.
Como se ha explicado anteriormente, la curva de funcionamiento del electrolizador se
ha simplificado, y se ha tomado como lineal, ya que el electrolizador siempre funcionará por
encima de una corriente mínima de 10 A (establecida por el fabricante), y a partir de ese valor
de intensidad, el comportamiento de la curva I-V del electrolizador es casi lineal, tal y como se
ve en la curva experimental del mismo mostrada en puntos anteriores.
Vemos que la intensidad consumida será de más de 90 A. El electrolizador puede
operar hasta un máximo de 100 A, aunque se recomienda no pasar de 80 A. Por tanto, el
punto de operación es factible, aunque no recomendable.
Pero veremos que finalmente el punto de funcionamiento del electrolizador no queda
determinado por la intersección con el campo FV, sino con las baterías.
Y debido a que las baterías funcionan a una tensión nominal de 10 V, el electrolizador
no podrá funcionar a máxima potencia.
0 5 10 15 20 2510
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
tensión(V)
inte
nsid
ad(A
)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 67
La otra solución posible es establecer las baterías en serie para que den 12 V
nominales. Pero lo que sucede entonces es que cuando debe funcionar el electrolizador
(cuando las baterías están al 90%), la tensión de las baterías es muy alta, superior a 12 V,
provocando que la corriente que circula por el electrolizador supere los límites admisibles del
mismo. De ahí que se establezca la tensión final del bus a 10 Vdc.
Describimos a continuación, las características eléctricas que han cambiado en algunos
equipos, para este esquema:
ELECTROLIZADOR HAMILTON. Tensión de funcionamiento 11 Vdc.
Decir que ahora las intensidades en el modelo cambian debido a que no hay
convertidores:
La caída de tensión experimental del electrolizador sigue la siguiente expresión:
Obtenida para 25⁰. Debe considerarse que en realidad dicha curva varía con la
temperatura de operación. Pero para este estudio haremos la hipótesis de que dicha caída de
tensión no se ve afectada por la temperatura.
Esta curva se modela en el esquema mediante una resistencia en serie con una fuente
de tensión.
R=0.0188; y V=-9.5639
En este caso al no verse afectado por las pérdidas de un convertidor, la eficiencia del
sistema es mayor.
GENERADOR FV.
La potencia que cede el generador FV no es la máxima, vendrá dada por la intersección
de la curva de carga del sistema en cada momento con la curva I-V del generador. Por tanto, el
cambio en el modelo se concreta en aplicar a la fuente de intensidad controlada, una entrada
correspondiente a la salida del programa en Matlab que modela el Generador FV.
Dicho programa se ha denominado “Panel_simulink12V”, por estar configurado para
funcionar a una tensión nominal de 12 V. El programa recibe como entrada la tensión de
operación del bus.
En el modelo final, se observa que para el rango de tensiones en que funciona nuestra
instalación, dicha intensidad permanece constante corresponde al valor más alto. Por ello, en
el modelo en Simulink se le especifica una tensión constante de 13 V como entrada.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 68
BATERÍAS.
El banco de baterías cambia de tensión de funcionamiento de 48 V a 10 V. Esto se
especifica dentro del propio modelo, abriendo la ventana de configuración. Así mismo, ha
cambiado el valor de amperios-hora para mantener la energía total. Es necesario bajarlo a 10,
usando múltiplos de 2 V de las baterías debido a que si usamos 12 V, se sobrepasa la
intensidad limite del electrolizador. Por tanto, en este caso no podrá funcionar a potencia
máxima. Funcionará a la tensión del bus que corresponda, que veremos será menor a la
tensión máxima del electrolizador.
El esquema de la instalación y el modelo en Simulink son los siguientes:
TERMOTECNIA
Realiazado: Luis Valverde Isorna
PROYECTO MOTRIZ
ESQUEMA ELECTRICO
SIZE FSCM NO DWG NO REV
SCALE 1:50 SHEET 1 OF 1
PILA DE
COMBUSTIBLE
1,5 Kw
BATERÍAS
Plomo
2.5 kw
5-80 Adc
11 Vdc
36.0 Vdc – 57.0 Vdc
333x2 A.h
12 V
Panel PV
ELECTROLIZADOR
1 KW
CARGA DC/AC
DC/DC
Figura 34. Esquema de la instalación con acoplamiento directo
Y el modelo en Simulink desarrollado:
PILA
PANELES
consumo max
1 en serie
14 en paralelo
1484 Wp
Autor : Luis Valverde Isorna
CONFIGURACIÓN DE ACOPLAMIENTO DIRECTO
voltage bus
rendimiento a carga
powergui
Continuous
pila
s -+
kWh extraido paneles
22 .44
kWh baterias
-0.2786
horas de funcionamiento pila
0
efecto dc /dc
s -+
corriente _electrolizador
31 .97
corriente _ paneles
91 .55
corriente pila
i+
-
corriente paneles
corriente electrolizador 1
corriente electrolizador
corriente bat
i+
- corriente aportada por pila
0corriente a carga
corriente a _carga
81 .72corriente pilacorriente bateria (+=cediendo )
control pila
SOC
V bus
Out1
Out2
control
electrolizador
In1Out1
consumo kWh demanda
20
consumo kWh electrolizador
2.164
carga
Voltaje
10 .2
V-I Paneles
MATLAB
FunctionTo Workspace7
corriente _pila
To Workspace 6
corriente _electrolizador
To Workspace5
corriente _paneles
To Workspace 4
corriente _bateria
To Workspace 3
voltaje _bus
To Workspace2
corriente _a_carga
To Workspace 1
SOC
To Workspace
rendimiento _directo
Tensión de funcionamiento .(
en los niveles de
tensión que nos movemos ,
la intensidad siempre es constante
e igual a lamaxima )
13
SOC FINAL
81 .56
SOC
Product 5Product 4
Product 3
Product 2
Product 1
Potencia 1
Potencia salida
Potencia
Integrator 5
1
s
Integrator 4
1
sIntegrator 3
1
s
Integrator 2
1
s
Integrator 11/s
Integrator
1
s
Ideal Switch
gm
12
H2
In1
potencia electrolizador
Gain 5
-K-
Gain 4
-K-
Gain 3
-K-
Gain 2
-K-
Gain 1
-K-
Gain-K-ELECTROLIZADOR
Divide
Diode 1
Diode
DC/DC control Demanda
VBUS Ic
DC Voltage Source
Current Measurement 3
i+ -
Current Measurement 2
i+ -
Current Measurement 1
i+
-
Battery
+
_m
Aporte de kWh _ pila
0
v+-
s -+
A continuación se pasa a analizar los diferentes modos de funcionamiento para este
esquema.
Ahora la potencia de entrada no será la máxima, ya que no disponemos del
seguimiento de máxima potencia. La potencia será la correspondiente a la tensión de
funcionamiento de las baterías.
Veamos cómo funciona el sistema para los distintos casos y la potencia que
conseguimos transferir a la carga bajo el mismo nivel de irradiación de 1000 W/m2, el cual es el
valor más favorable a la hora de comparar el acoplamiento directo con el sistema con
convertidores, ya que el punto de máxima potencia no se aleja mucho del punto de
funcionamiento en acoplamiento directo.
Se podría simular otra situación en el que el nivel de irradiancia fuera inferior. En ese
caso, el acoplamiento directo quedaría aún más perjudicado.
En cuanto al modelo, decir que la resistencia de carga ha sido calculada para consumir
los 1000 W a una tensión de unos 11 V, ya que está será la tensión de funcionamiento normal
del sistema debido a que la tensión de las baterías es precisamente 10 V. Pero el Voltaje del
bus cambia como sabemos, a causa de que la tensión de las baterías cambia según su estado
de carga, por tanto para que la demanda se mantenga constante se debe controlar la
intensidad que circula por el ramal de la demanda de energía eléctrica. Esto lo debe realizar el
último inversor. Para simular este comportamiento en el modelo se ha introducido una fuente
de intensidad controlada, que calcula la intensidad necesaria, para que la resistencia disipe
exactamente la potencia demandada en todo momento.
En cuanto a la intensidad extraída de los paneles, ésta permanecerá constante en el
nivel más alto que pueden dar los paneles, por tanto será un valor constante en todas las
simulaciones.
A continuación se muestran los resultados obtenidos para cada caso de simulación:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 71
9.2.1. RESULTADOS SIMULACIÓN MODO 1. –SOC (40%)
Al igual que en los casos anteriores, conservamos las condiciones de simulación: un día
de funcionamiento, la irradiancia es de 1000 W/m2 y la demanda de 1000 W. Los resultados de
simular el sistema para el primer modo son:
Figura 35. Corriente a carga, corriente batería, potencia consumida, voltaje bus, corriente paneles, SOC
Pasando a valorar los resultados numéricos de este primer caso:
Se observa como el estado de carga de las baterías desciende, a diferencia del
esquema anterior. De hecho llega al nivel mínimo provocando el encendido de la pila de
combustible en dos ocasiones.
Lo que está ocurriendo es que a causa del acoplamiento directo, no se puede extraer
energía suficiente para cargar las baterías en el estado de máximo nivel de irradiancia, con la
misma potencia FV instalada que en el caso de disponer de convertidores de potencia.
En rendimiento directo es variable y superior a la unidad. Esto se debe en primer lugar
a que el nivel de potencia generado es inferior al caso donde se emplean los convertidores, y
como medimos el rendimiento directo como la relación entre la potencia a carga y la potencia
generada, en este caso de acoplamiento directo donde dichos valores se asemejan más que en
el anterior, resulta en un rendimiento más elevado.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
30
35
40
45
50SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
118
119
120
121
122
123
124CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
1.28
1.3
1.32
1.34
1.36RENDIMIENTO DIRECTO
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
9.7
9.8
9.9
10
10.1VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-150
-100
-50
0
50CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
90.5
91
91.5
92
92.5
93CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 72
Aunque también hay que tener en cuenta, que resulta un valor más elevado porque no
se pierde tanta energía en el camino hacia la carga como en el caso del uso de convertidores.
9.2.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 2. – SOC (80%)
Este modo ya se ha descrito en el esquema 1. Y lo que caracteriza a este modo es que
el electrolizador entra en funcionamiento. Se entra en este modo exactamente cuando las
baterías se encuentren al 90 % de su capacidad. Los resultados de simulación han sido los
siguientes:
Figura 36. Voltaje bus, corriente a carga, corriente paneles, SOC, corriente electrolizador, potencia salida
Aquí observamos que nos encontramos con una situación similar al caso anterior. Se
pretendía entrar en el modo de funcionamiento 2, donde se encendía el electrolizador, al
simular bajo las mismas condiciones que en el esquema 1. Pero al no extraer los paneles
energía suficiente, el nivel de carga de las baterías, desciende desde el 80%, y nunca
alcanzamos el 90 % de carga para entrar en el modo de funcionamiento 2, donde debe
encenderse el electrolizador.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
40
50
60
70
80SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
116
117
118
119
120
121CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
3
4
5
6
7x 10
-6 CORRIENTE ELECTROLIZADOR
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
9.9
9.95
10
10.05
10.1
10.15
10.2
10.25VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
25
26
27
28
29CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
90.5
91
91.5
92
92.5
93CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 73
Obsérvese, como el acoplamiento directo hace funcionar a los paneles en unos niveles
de tensión que conducen a una intensidad de salida constante, que coincide con la máxima
que dan los paneles. Sin embargo, al funcionar a una tensión tan baja, la potencia extraída es
pequeña en comparación con el caso del acoplamiento mediante convertidores.
Sin embargo el voltaje del bus se mantiene en los niveles de funcionamiento del electrolizador.
Lo que hace que la potencia extraída sea tan baja.
Como no se ha podido producir hidrógeno, vamos a bajar el consumo de energía, para ver
como se comportaría el sistema:
Con demanda 700 W los resultados de simulación fueron los siguientes:
En esta ocasión, ya si hay energía suficiente como para recargar las baterías y encender el
electrolizadro. El comportamiento del sistema es que se alcanza el modo de operación 2,
donde se enciende el electrolizador para aliviar la carga de las baterías. Funciona
correctamente, pero hemos tenido que rebajar el consumo de energía.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
80
82
84
86
88
90SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
81.4
81.45
81.5
81.55
81.6
81.65
81.7
81.75CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
5
10
15
20
25
30
35CORRIENTE ELECTROLIZADOR
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
10.18
10.19
10.2
10.21
10.22
10.23
10.24VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-20
-10
0
10
20
30CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
90.5
91
91.5
92
92.5
93CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 74
9.2.3. RESULTADOS SIMULACIÓN MODO 3.- SOC (10%)
El modo de funcionamiento 3, es igual que en la primera configuración. Pero
destacaremos que es muy interesante observar el funcionamiento en este caso, porque, ya
que ahora estamos en acoplamiento directo, cuando las baterías se encuentren a nivel bajo, la
tensión será tal que los paneles funcionaran en un punto bastante alejado del PMP.
Ahora podemos ver, cómo al comienzo de la simulación, cuando las baterías todavía se
encuentran en unos niveles muy bajos, la potencia generada es muy inferior a la de los casos
anteriores ya que el producto de la tensión por la intensidad es menor.
Figura 37. Resultados de simulación para SOC 10%
La tensión del bus es baja, estando en un comienzo a casi 8 V, este valor debe ser
tenido en cuenta a la hora de diseñar el inversor, pero no implica nada más, ya que la pila goza
de un convertidor en este caso.
En este caso no se podría eliminar el convertidor de la pila, y operar la pila al voltaje
del bus, ya que el rango de tensión no es aceptable para la pila de combustible.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
10
20
30
40
50SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
110
120
130
140
150
160CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
50
100
150
200CORRIENTE PILA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
7.5
8
8.5
9
9.5
10
10.5VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-150
-100
-50
0
50CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
90.5
91
91.5
92
92.5
93CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 75
En el caso de operar con un bus de tensión a 48 Vdc y un electrolizador a 48 Vdc de
tensión nominal. Se podría eliminar el convertidor de la pila también. Esto muestra lo
adecuado y beneficioso que sería emplear un electrolizador que operase a 48 Vdc.
Lo que sucedería en ese caso es que la energía vertida a la red por la pila sería la
correspondiente al nivel de tensión, por ejemplo en este caso de SOC 10 % comenzaría
vertiendo mucha corriente. Sin embargo, se auto-regularía bastante bien, ya que a medida
que se cargan las baterías la pila PEM iría cediendo menos intensidad al aumentar el voltaje
del bus. Una vez llegados al nivel de carga deseado y monitorizando el voltaje del bus, se
podría desactivar la pila de manera externa.
Por tanto eliminar el convertidor de la pila de combustible, podría incrementar aún
más el rendimiento del sistema, a costa de dejar de controlar directamente la intensidad que
cede la pila.
Para el caso que nos ocupa, con el bus de tensión establecido a 10 Vdc para permitir el
acoplamiento directo. La energía que extraemos de los paneles sigue siendo muy escasa, de tal
modo que aunque encendemos la pila de combustible para recuperar el nivel de SOC en las
baterías, cuando la pila de combustible se vuelve a desactivar, sucede que vuelve a bajar el
nivel de carga de las baterías.
Puede comprobarse en las graficas mostradas como va cambiando la corriente que
cede la pila en función de la tensión del bus, para mantener la potencia constante. Esto es el
resultado de simular el efecto del convertidor en el modelo.
El consumo de hidrógeno en este esquema es muy superior al resto de topologías
como se podrá comprobar en la tabla comparativa mostrada al final del documento.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 76
9.3. CONFIGURACIÓN DE CONVERTIDOR EN BATERÍA
Finalmente, vamos a estudiar una configuración que se ha denominado: configuración
de convertidor en batería, la cual, no ha sido vista hasta ahora en la literatura, y representa
una novedad en este estudio. La idea de la configuración es eliminar los dos convertidores de
electrolizador y pila PEM, para usar uno solo que gestione en todo momento la tensión del bus
de continua, de tal modo que adapte la tensión a cada modo de funcionamiento (carga,
descarga, modo directo) según los equipos conectados.
Existen convertidores comerciales que pueden operar a diferentes niveles de tensión,
por tanto se pensó en esta posibilidad. El convertidor dispondrá de una comunicación con el
sistema de control que daría una consigna para que conmute a los diferentes valores de
tensión. Y al modificar la consigna el controlador del convertidor modifica los pulsos PWM
para dar la tensión correspondiente.
El funcionamiento del sistema de control se divide en los siguientes modos de operación:
MODO 1: En el modo de funcionamiento más básico. La energía fluye directamente
desde los paneles a la carga, las baterías se encuentran en un nivel medio y no es
necesario encender ninguno de los equipos auxiliares.
El convertidor de las baterías debe entonces adaptarla tensión del bus al PMP del campo
FV. Se requiere por supuesto un inversor para transformar a alterna la tensión continua del
bus dc.
MODO 2: En el segundo modo de funcionamiento, se ha alcanzado el nivel de SOC 90
%, la energía está en exceso y las baterías están llegando a su límite de carga. Le
corresponde al sistema encender el electrolizador.
Para conectar el electrolizador, el convertidor deja de operar el bus de corriente a la
tensión del PMP para hacerlo funcionar a la tensión del electrolizador (11 Vdc). De este modo
el electrolizador puede absorber la energía volcada en el bus de corriente continua. Señalar
que le inversor final debe ser capaz de operar en este rango de tensión también.
Los paneles se adaptarán cediendo otro nivel Intensidad. En este punto se debe tener un
poco de cuidado en el diseño del campo FV, de tal modo que se busque similitud entre la línea
de PMPs del campo FV y la curva característica del electrolizador, al igual que se buscaba en el
acoplamiento directo.
La ventaja del sistema frente al acoplamiento directo, es que permite mayor flexibilidad en
el diseño del campo FV y electrolizador. Aquí por ejemplo se podría usar un electrolizador que
funcione a cualquier otro nivel de tensión. Mientras más cercano se encuentre el punto de
funcionamiento del electrolizador al PMP del campo FV, tanto mayor será el rendimiento de la
instalación. Para nuestro caso, la tensión tan baja de 11 Vdc del electrolizador Hamilton, hace
particularmente difícil acoplarlo de manera óptima al campo FV.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 77
MODO 3: Dado que electrolizador y pila, en estas configuraciones nunca funcionan a la
vez, el tercer modo de funcionamiento no tiene mayor dificultad que adaptar la
tensión del bus a la tensión de operación deseada de la pila de combustible. Esto
permite, al igual que en el caso anterior, gestionar la intensidad que cede la pila. De
nuevo la mayor proximidad posible entre la tensión de PMP del campo FV y la tensión
de funcionamiento de la pila, aumenta la eficiencia del sistema.
Digamos, que sigue siendo muy recomendable diseñar el campo FV, electrolizador y pila
de tal modo que sus curvas de funcionamiento estén los más próximas posibles, sin embargo,
ahora mediante el convertidor, se tendría la posibilidad de gestionar la energía que ceden o
absorben electrolizador y pila, situación que no se daba en el acoplamiento directo.
La tensión de funcionamiento del electrolizador no varía en exceso. No así la de la pila de
combustible, que para nuestro caso por ejemplo, cambia entre 36 y 57 V. Habría que ver
cuanta energía se pierde por alejamiento del PMP al operar la pila en ciertas tensiones de
tensión. De hecho ya veremos que perjudica bastante al sistema.
De nuevo, señalar, que la eficiencia del sistema puede mejorar si se implementaran
técnicas de control más complejas. Línea de trabajo que se escapa del alcance del presente
proyecto.
El esquema de la planta sería el siguiente:
TERMOTECNIA
Realiazado: Luis Valverde Isorna
PROYECTO MOTRIZ
ESQUEMA ELECTRICO
SIZE FSCM NO DWG NO REV
SCALE 1:50 SHEET 1 OF 1
PILA DE
COMBUSTIBLE
1,5 Kw
BATERÍAS
Plomo
2.5 kw
5-80 Adc
11 Vdc
36.0 Vdc – 57.0 Vdc
333 A.h
48 V
Panel PV
ELECTROLIZADOR
1 KW
CARGA DC/AC
DC/DC+
MPPT
Figura 38. Esquema de la planta con convertidor en batería
El esquema Simulink montado para conseguir simular esto ha sido el siguiente:
Figura 39. Modelo Simulink para el esquema de convertidor en batería.
PILA
PANELES
consumo max
Ha de ajustarse con el voltaje para cada soc (manual )
Autor : Luis Valverde Isorna
CONFIGURACIÓN DE CONVERTIDOR EN BATERÍA
voltage bus
rendimiento a carga
powergui
Continuous
pila
s -+
kWh_ pila
kWh extraidos
kWh ELECTROLIZADOR
kWh
horas de funcionamiento
efecto dc /dc
s -+
corriente pila
i+
-
corriente paneles 1
corriente paneles
corriente ez
corriente electrolizador 1
corriente electrolizador
corriente bat 1
i+
-
corriente bat
i+
- corriente a carga
corriente pila
corriente bateria (+=cediendo )
control pila
soc
voltaje bus
Intensidad
on-off
control
electrolizador
SOCOut1
carga
Voltaje batt
Voltaje
V-I Paneles
MATLAB
Function
To Workspace8
corriente _pila
To Workspace 7
potencia _salida
To Workspace6
corriente _paneles
To Workspace5
corriente _bateria
To Workspace4
voltaje _bus
To Workspace3
corriente _a_carga
To Workspace2
SOC
To Workspace 1
corriente _electrolizador
To Workspace
rendimiento _directo
SOC final
SOC
Product 4
Product 3
Product 2
Product 1
Potencia salida
Potencia
Integrator 4
1
s
Integrator 3
1
s
Integrator 2
1
s
Integrator 11/s
Integrator
1
s
Imppt
(Normalmente cambiaria ,
pero debido
al adecuado diseño
siempre funciona al max
de intensidad (excepto
si pila sube a voltajes
d operacion altos )
6.1*7
Ideal Switch
gm
12
H2
In1
Gain 5
-K-
Gain 4
-K-
Gain 3
-K-
Gain 2
-K-
Gain-K-
ELECTROLIZADOR
Divide
Display 2
Display
Diode 1
Diode
DC/DC control Demanda
VBUS Ic
DC/DC batt control
Vbus
Vbatt
Ibatt
Ic
DC/DC Vbus control
EZON -OFF
FC_ONVBUS
Current Measurement 3
i+ -
Current Measurement 2
i+ -
Current Measurement 1
i+
-Battery
+
_m
dc/dc
s -+
1
s -+
1
v+-
v+-
s -+
Debido a las diferencias con los anteriores modelos, se hace necesaria una aclaración
sobre los nuevos elementos que lo componen:
Para los módulos FV, disponemos del modelo matemático de los paneles Isofotón® ya
explicado. Pero se hace necesario cambiar la configuración del campo, colocando un panel
más en serie. De lo contrario no se podría conectar la pila de combustible, ya que los
paneles en la anterior configuración ofrecían una tensión de salida nominal de 12 V,
colocando otro más en serie, el generador podrá trabajar a tensiones del orden de los 36 V
que requiere la pila de combustible.
Para conservar el mismo nivel de potencia en el generador FV, eliminamos paneles en paralelo
hasta conservar el mismo nivel de potencia. Para así poder comparar mejor los esquemas.
Entonces, la configuración del generador FV queda como sigue:
- Paneles en serie: 2
- Paneles en paralelo: 7
La disparidad entre los voltajes de electrolizador y pila de combustible provoca que tengamos
que hacer este ajuste, y además perjudica gravemente la eficiencia en el funcionamiento del
electrolizador, ya que ahora cuando el electrolizador esté funcionando, su punto de
funcionamiento se alejará mucho del PMP del generador FV.
Digamos, que la utilización de un electrolizador a 11 Vdc perjudica especialmente esta
topología.
Usando un electrolizador a 48 Vdc, este agravio se ve reducido al mínimo, y se puede
configurar el campo para aproximar los puntos de funcionamiento al PMP, pudiéndose
conseguir unos resultados excelentes en cuanto a eficiencia de los flujos energéticos en el
sistema.
Otros cambios son:
El electrolizador no lleva un convertidor acoplado, por tanto la intensidad cuando funcione
será la calculada para el caso de acoplamiento directo.
El esquema de las baterías es quizás el más complejo en este caso y merece una
descripción más detallada:
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 80
Figura 40. Detalle del modelo en Simulink para el DC/DC de las baterías
El bloque denominado DC/DC control de batería envía las órdenes de cambiar la
tensión del bus dc cuando procede. Este cambio de tensión de operación debe ser capaz de
realizarlo el convertidor. Dicha cualidad se ha modelado empleando una fuente de tensión (a
la izquierda del dc-batt-control) que compensará la tensión del bus hasta ajustarla al nivel
deseado, y otra fuente de intensidad (a la derecha del dc-batt-control) realiza el cambio de
intensidad del bus para que la potencia se conserve.
La pila de combustible funciona exactamente igual que en los casos anteriores, a potencia
nominal. Entregando un nivel de corriente acorde a la tensión del bus en cada momento
gracias al convertidor acoplado.
La carga que modela la demanda se ha calculado para consumir la potencia que se le
solicite desde el pront de Matlab (estamos empleando 1000 W). También incluye el
control del inversor para mantener el consumo de potencia constante al variar el nivel de
tensión del bus.
Y los modos de funcionamiento que contemplamos para su análisis son los siguientes:
9.3.1. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 1. – SOC (40%)
Los parámetros de simulación (demanda, irradiancia, tiempo) son los mismos que en
los anteriores casos. En este modo, el convertidor debe colocar la tensión del bus en el PMP.
Se ha calculado mediante una función Matlab dicho punto. Y se ha encontrado que el valor de
potencia que puede suministrar el FV en el PMP teórico según el modelo es superior a la
potencia de pico máxima señalada por el fabricante. Entonces, vamos a operar el bus a esa
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 81
tensión pero vamos a limitar la intensidad para limitar la potencia a lo que dice el fabricante.
Obsérvese la recta de carga del electrolizador con la curva v-i del generador FV para este caso.
Figura 41. Curva generador y recta de carga
La recta de carga interseca en la parte superior de la curva de funcionamiento del
campo fotovoltaico, alcanzando el nivel de corriente más alto. Veamos los resultados de
simulación:
Figura 42. Resultados de simulación para SOC inicial 40 %. Demanda 1000 W.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 450
20
40
60
80
100
120
tensión(V)
inte
nsid
ad(A
)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
40
50
60
70
80
90SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
34.2091
34.2091
34.2091
34.2091
34.2091
34.2091
34.2091CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0.8011
0.8011
0.8011
0.8011
0.8011
0.8011
0.8011RENDIMIENTO DIRECTO
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
34.8
34.8
34.8
34.8
34.8
34.8VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-50
0
50
100
150
200
250CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
41.5
42
42.5
43
43.5
44CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 82
Se observa a primera vista como el nivel de carga final de las baterías es superior al
caso del acoplamiento mediante convertidores.
Si estamos simulando bajo las mismas condiciones que en los otros esquemas.
Estamos operando a la tensión del PMP igualmente que en el esquema 1, pero en este caso, la
diferencia está en que se ha eliminado el convertidor entre el campo FV y el bus dc,
optimizando así el flujo de energía, que resulta significativo.
La energía fluye hacia la red y hacia las baterías que se cargan a corriente constante.
Esto tampoco sucedía en los casos anteriores, donde la corriente de carga iba disminuyendo
de manera exponencial.
Esta cualidad es debida a la inclusión del convertidor, que controla el voltaje del bus
perfectamente, dejándolo a una tensión fija. Esto hace que la carga de las baterías sea a
corriente constante, lo cual es una gran ventaja porque prolonga la vida de la batería. Como
hemos visto en todos los esquemas anteriores, las baterías se conectaban libremente al bus de
corriente, por tanto su tensión, que no es del todo constante hacia variar la corriente de carga.
Figura 43. Corriente batería en esquema I (arriba) y corriente batería en esquema III (abajo)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 83
9.3.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 2.- SOC (80%)
En este modo de operación el electrolizador debe entrar en funcionamiento. Veamos
en este modo cuando hidrógeno es capaz de producir el sistema. También es interesante
observar la energía y potencia que estamos consiguiendo extraer ahora, ya que el sistema
cambiará el punto de operación, modificando la tensión del bus, desde el punto de máxima
potencia hasta una tensión de 48 V.
Resultados de simulación:
Figura 44. Resultados de simulación para SOC inicial 80 %
De los resultados obtenidos podemos destacar lo siguiente:
En este caso el electrolizador funciona mucho menos tiempo que en el caso del
esquema I. Esto tiene la siguiente explicación: la tensión del bus cambia a 11 Vdc y el punto de
funcionamiento se aleja mucho del PMP, por tanto la energía que se extrae del generador FV
es mucho menor. Por tanto, son las baterías las que aportan la mayor cantidad de energía en
esta situación, provocando que las baterías se descargen más rápidamente que en los casos
anteriores, donde había más energía disponible para hacer funcionar el electrolizador por
parte de los paneles.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
50
60
70
80
90SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
20
40
60
80
100
120CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
50
100
150
200
250
300CORRIENTE ELECTROLIZADOR
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
10
15
20
25
30
35VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-50
0
50
100
150
200
250CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
41.5
42
42.5
43
43.5
44CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 84
El voltaje del bus cambia acorde a lo que habíamos programado, situando la tensión
del bus en 11 V cuando se enciende el electrolizador y manteniéndolo en el PMP cuando está
desactivado.
La potencia de salida (potencia que extraemos del campo fotovoltaico) cambia con el
tiempo, disminuyendo cuando se enciende el electrolizador, como consecuencia del cambio de
tensión en el bus. Lo vemos gráficamente.
Figura 45. Descenso en la potencia extraída al cambiar la tensión del bus a la tensión de funcionamiento del electrolizador.
Observamos, como debido a que establecemos una tensión de 11 V, nos alejamos
mucho del punto de máxima potencia produciéndose un descenso brusco de la potencia
eléctrica que extraen los paneles durante el periodo en que hay que usar la energía de las
baterías para aliviar el estado de carga. Lamentablemente es la situación que nos hemos
encontrado al emplear el modelo del electrolizador a 11 Vdc. Como se ha dicho anteriormente,
usar un electrolizador a mayor tensión (por ej. 48V) incrementa de manera significativa la
eficiencia de todas las configuraciones.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180400
600
800
1000
1200
1400
1600
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 85
9.3.3. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 3. – SOC (10%)
En este modo de funcionamiento entrará en operación la pila de combustible a causa
del nivel tan bajo en el que se encuentran las baterías.
En este esquema, como se ha dicho, la tensión de operación del bus cambiará cuando la
pila entre en funcionamiento a 36 V. Tensión nominal de la pila. Esto provocará el cambio del
punto de funcionamiento de los paneles y un descenso considerable de la energía extraída de
los mismos.
Veamos cómo funciona el sistema y los resultados de simulación.
Figura 46. Resultados de simulación para SOC inicial de 10 %
Se comprueba como el banco de baterías se recarga gracias a la pila de combustible.
Obsérvese el voltaje del bus, cómo cambia el nivel de tensión desde el periodo de
funcionamiento de la pila al periodo en que no funciona. El control modifica la tensión de
funcionamiento nominal de la pila a la tensión de funcionamiento del PMP.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
20
40
60
80
100SOC
%
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
33
33.2
33.4
33.6
33.8
34
34.2
34.4CORRIENTE A CARGA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
0
10
20
30
40
50CORRIENTE PILA
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
34.5
35
35.5
36
36.5VOLTAJE BUS
tensió
n (
V)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
-100
-50
0
50
100
150
200
250CORRIENTE BATERIAS (+=cediendo)
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 104
41.5
42
42.5
43
43.5
44CORRIENTE PANELES
corr
iente
(A
)
tiempo (s)
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 86
La corriente que cede la pila se mantiene constante. Es decir, la pila trabaja al mismo
régimen durante todo el tiempo, esto es algo beneficioso a la hora de prolongar la vida de la
misma.
La corriente que se extrae de los paneles se mantiene constante porque para los
niveles de tensión que se dan en el bus, la curva característica del generador fotovoltaico
ofrece la misma corriente de salida.
El rendimiento de la pila sería el estequiométrico, de 0.45 ya que no está acoplada a
ningún convertidor. Y el sistema funciona perfectamente, cuando las baterías han alcanzado el
nivel de seguridad, la tensión del bus cambia, entonces, todo el sistema pasa a operar de
nuevo en el punto de máxima potencia, con lo cual la eficiencia es muy alta.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 87
10. COMPARATIVA DE RESULTADO
Una vez vistas y explicadas las simulaciones, en esta sección se van a comparar y analizar
directamente los resultados obtenidos en dichas simulaciones.
Recordamos que los datos de partida eran los siguientes: Irradiancia= 1000 W/m2; demanda:
1000 W; simulación de 24 horas, para los tres esquemas:
Esquema I: con convertidores, Esquema II: acoplamiento directo, Esquema III: convertidor en
baterías.
Tabla de principales parámetros evaluados:
ESQUEMA I SOC =40 % SOC= 80 % SOC =10%
Energía extraída paneles (kWh) 33.84 33.84 33.84
Rendimiento Dir (%) 80.22 - -
Rend. Electroliz (%) - 54.29 -
Rend. Pila (%) - - 42.75
Energía a Carga (kWh) 28.57 28.57 28.57
H2 producido Nm3 - 1.94 -
SOC final (%) 71.26 59.26 76.06
Nº de convertidores 3
Coste convertidores (€) ~20.000
ESQUEMA II SOC =40 % SOC= 80 % SOC =10%
Energía extraída paneles (kWh) 21.58 22.14 21.44
Rendimiento Dir (%) - - -
Rend. Electroliz (%) - - -
Rend. Pila (%) 42.59 - 42.75
Energía a Carga (kWh) 28.57 28.57 28.57
H2 producido Nm3 - - -
SOC final (%) 49 43.49 45
Nº de convertidores 1
Coste convertidores (€) 7000
ESQUEMA III SOC =40 % SOC= 80 % SOC =10%
Energía extraída paneles (kWh) 35.66 31.67 35.84
Rendimiento Dir (%) 80.11 - -
Rend. Electroliz (%) - 68.40 -
Rend. Pila (%) - - 45
Energía a Carga (kWh) 28.57 28.57 28.57
H2 producido Nm3 - 0.8402 -
SOC final (%) 83.14 75.9 86.9
Nº de convertidores 1
Coste convertidores (€) Desconocido
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 88
Veamos ahora una serie de gráficos comparativos obtenidos a partir de las
tablas anteriores y otros resultados de simulación:
En primer lugar observamos los niveles de energía que se extraen de los paneles. Este
será uno de los mayores indicadores de la eficiencia del sistema, pero no el único, porque
además de la energía que es capaz de extraer el sistema de los paneles, habrá que considerar,
cuanta de esa energía tiene un efecto útil de producir hidrógeno o cargar las baterías o cuanta
de esa energía se pierde en el camino hacia la carga.
Pero comparando en primer lugar la energía extraída, se encuentra que para el esquema
I, es constante, esto es lógico, ya que estamos usando un convertidor con seguimiento MPPT, y
se obtiene el segundo valor más alto, muy parecido al del esquema III que lo supera por poco.
La diferencia entre ambos está en que no se usa un convertidor entre el bus y los paneles. El
esquema II, muy perjudicado por el alejamiento del PMP es el que extrae menos energía. Y
debe tenerse en cuenta que se ha analizado aquí el punto de irradiación incidente más alto,
caso muy favorable para el acoplamiento directo, ya que a niveles de irradiación bajos, nos
alejamos del punto de máxima potencia. En su favor, hay que tener en cuenta, que el
electrolizador probablemente no se encienda en niveles de irradiación bajos, ya que no
dispondremos de mucha energía sobrante, si no que se encenderá normalmente en niveles
altos, como se ha simulado en este trabajo.
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Energía extraída paneles (kWh)
Energía absorbida(-)/cedida(+)
baterias (kWh)
Energía cedida PILA (kWh)
MODO 1. SOCinicial 40 %
ESQUEMA I
ESQUEMA II
ESQUEMA III
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 89
Viendo la energía absorbida por las baterías, será lógicamente el esquema III el que
presente mayores valores.
Y es muy importante ver cómo debido a la poca energía que puede extraer el esquema II se
hace necesario encender la pila, pasando del modo de operación 1 al 3,
Vemos el mismo gráfico para el modo de funcionamiento número 2:
Ahora resulta que es el esquema I es el que extrae más energía, por encima del II, el cual
ha dejado de extraer el máximo de energía debido a que al encender el electrolizador la
tensión del bus ha cambiado a la tensión del electrolizador y por tanto se ha alejado el punto
de funcionamiento del PMP.
La energía de las baterías es ahora cedida, ya que pretendemos que se descarguen pues se ha
llegado al límite de seguridad del 90%.
La energía sobrante se emplea en hacer funcionar el electrolizador, el cual es activado mucho
más tiempo en el esquema I y debido a esto el consumo de energía del mismo es mucho
mayor que en el resto de casos.
Lamentablemente en el esquema II no disponemos de energía sobrante suficiente como parea
encender el electrolizador, tal como se observa en el gráfico de arriba. Y lo que se sucede es
que se usa gran cantidad de energía de las baterías para abastecer la demanda.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Energía cedida paneles (kWh)
Energía baterias.Absorbida(-),
cedida(+)
Energía consumida electrolizador
MODO 2. SOCinicial 80 %
ESQUEMA I
ESQUEMA II
ESQUEMA III
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 90
Se refleja en este gráfico comparativo el estado final de carga de las baterías para cada modo
de funcionamiento y para cada esquema. Destaca que el último esquema supera en nivel de
carga a los otros dos.
En esta gráfica se expresa el balance de hidrógeno en el sistema para cada modo de operación
y nuevamente para los tres esquemas. En el primer modo el balance es negativo, ya que se
consume hidrógeno por poner en funcionamiento la pila de combustible.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
SOC FINAL (%) MODO 1 SOC FINAL (%) MODO 2 SOC FINAL (%) MODO 3
Estado de carga del banco de baterías (%)
ESQUEMA I
ESQUEMA II
ESQUEMA III
-1
-0,5
0
0,5
1
1,5
2
2,5
MODO 1 MODO 2 MODO 3
H2PRODUCIDO (+), H2 CONSUMIDO (-) Nm3
ESQUEMA I
ESQUEMA II
ESQUEMA III
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 91
En el modo 2, destaca la gran producción del esquema I. Con lo cual, si el objetivo de la
estrategia de control fuese maximizar la producción de hidrógeno, dicho esquema sería el más
favorable.
Para el modo de funcionamiento 3, los consumos de hidrógeno son muy similares.
En la gráfica siguiente se compara la “Energía salvada” en los distintos modos de
operación.
El objetivo de este análisis es evaluar que cantidad de energía mantienen los dispositivos
acumuladores, electrolizador y baterías en cada modo de funcionamiento.
Obviamente solo se podrán comparar los modos 1 y 2, ya que en el 3 el estado de carga de las
baterías es tan bajo que necesitamos accionar la pila de combustible.
Es interesante observar cómo se almacena más energía en el modo 1 debido a que en el
modo 2 la eficiencia del electrolizador merma la cantidad de energía almacenada. Sin
embargo, a la larga, la cantidad de hidrógeno, es decir, energía; que puede acumular nuestro
sistema será mayor que la que puedan almacenar las baterías.
También es conveniente observar en el modo 2 como se almacena mucha más energía
en forma de hidrógeno para el esquema 1. Esto es debido al funcionamiento alejado del PMP
del generador para el esquema 3, al situar la tensión del bus en la tensión de funcionamiento
del electrolizador. Las baterías se descargan más rápido y apenas da tiempo a accionar el
electrolizador.
-12,00
-10,00
-8,00
-6,00
-4,00
-2,00
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
MODO 1 MODO 2 TOTAL
Energía salvada
ESQUEMA 1
ESQUEMA 2
ESQUEMA 3
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 92
Sin embargo, si comparamos la energía total salvada, resulta que el esquema 3 acumula más
energía. Esto se debe al balance superior que tiene en las baterías con respecto al resto de
esquemas.
En cuanto al esquema 2, de acoplamiento directo, el balance es negativo porque se le ha
restado la energía aportada por la pila de combustible. Contabilizada como el poder energético
del hidrógeno consumido.
Por tanto, el esquema I sería más beneficioso si simplemente la capacidad de los depósitos de
hidrógeno es mayor y evaluamos el balance a lo largo de una semana por ejemplo.
Pero para ver cuánto efecto tiene en el balance global de energía el acumular la energía
en forma de hidrógeno, se analiza la energía real salvada.
Esta gráfica resulta de sumo interés:
Nótese como efectivamente, para el modo 2, el mayor volumen de energía salvada
corresponde al esquema 1. Pero en el modo 3, cuando funciona la pila en todos los esquemas
y que es el que realmente nos interesa dado que completa el ciclo del hidrógeno, el esquema 3
necesita emplear menos energía por parte de la pila de combustible para abastecer la
demanda.
En definitiva, aunque el esquema I consigue acumular más energía en forma de hidrógeno, la
repercusión final no es muy importante, de hecho el balance total para los tres modos de
operación para el esquema I es casi nulo, para el II es muy desfavorable y para el III es positivo.
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
10
MODO 1 MODO 2 MODO 3 TOTAL
Energía real salvada
ESQUEMA 1
ESQUEMA 2
ESQUEMA 3
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 93
Esto se debe a que la eficiencia de la pila de combustible, merma mucho el camino de la
energía almacenada en forma de hidrógeno y debido además a que en el esquema I se emplea
un convertidor para la pila, las pérdidas son considerables.
Vemos finalmente, las horas de funcionamiento de la pila de combustible para cada caso.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
MODO 1 MODO 2 MODO 3
Horas de funcionamiento pila
ESQUEMA 1
ESQUEMA 2
ESQUEMA 3
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 94
11. CONCLUSIONES
A pesar del diseño del campo fotovoltaico apropiado para la conexión directa, y de las
pérdidas por el uso de los convertidores, la energía extraída gracias a que se puede operar en
los puntos de máxima potencia compensa lo anterior. Es posible que el campo fotovoltaico se
pueda diseñar de tal modo que se ajuste mejor en el acoplamiento directo, pero como se
comprueba es complicado consensuar esto con la tensión de operación de las baterías, cuyos
múltiplos definirán el voltaje de funcionamiento, que también debe ser lo más próximo posible
al punto de máxima potencia.
Particularmente para este caso en el que se emplea un electrolizador a una tensión tan baja,
resulta difícil el acoplamiento directo, con pérdidas considerables de energía que impiden el
propio encendido del electrolizador. Y esto, teniendo en cuenta además que se ha configurado
el generador fotovoltaico con 14 paneles en paralelo por uno en serie para optimizar el
acoplamiento directo.
Si se considera que el modo de operación general de la planta iría encaminado hacia la
producción de hidrógeno, la topología que incluye convertidores está en ventaja. Sin
considerar que el rendimiento del inversor final puede ser del orden de un 1 o un 2% inferior al
operar el bus a la mitad de tensión que en los casos anteriores. Lo que agrava aún más la
perdida de eficiencia, ya que toda la energía pasará por ese inversor.
Si se considera que el objetivo es satisfacer la demanda de energía eléctrica, maximizando la
eficiencia de la planta, la topología de convertidor en batería, resulta un poco superior a la de
convertidores acoplados en cada elemento.
Destacar, que en simulaciones realizadas con un electrolizador que funcione a una tensión de
48 V (que no es el electrolizador de que se dispone en el laboratorio de hidrógeno) los
resultados para el acoplamiento directo no se ven tan agraviados. Se comprueba como la
pérdida de capacidad del sistema, en cuanto a energía extraída o estado de carga final de las
baterías no es exageradamente desproporcionada. Es decir, el coste de inversión en
convertidores se reduce a un tercio, pero las capacidades del sistema no se reducen un tercio
o de una manera drástica en el caso del acoplamiento directo, lo cual lo hace una opción
interesante. Esto es debido a la mayor facilidad de ajustar el punto de máxima potencia del
generador fotovoltaico con el punto de funcionamiento del generador.
Para el mismo caso de un electrolizador a 48 V, los resultados de la topología con convertidor
acoplado a las baterías resultan también mucho mejores que en el caso del electrolizador a 11
Vdc. Y mejorando considerablemente los resultados del esquema I que emplea convertidores
en todos los equipos.
Señalar por último que el estudio no ha tenido en cuenta las pérdidas Joule en
conductores, que son mayores para el caso del acoplamiento directo, ni el coste mayor del
cableado.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 95
Finalmente se ha obtenido una herramienta de cálculo, muy útil, que permite simular
diversos modos de operación y estrategias de control que permitirán seguir investigando en la
optimización de los flujos energéticos.
MÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA
Autor: Luis Valverde Isorna. 96
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