Utilizar los recursos locales, aprovechar de cada unidad energética toda su capacidad mediante diseños y procesos de elevada eficiencia, puede permitir a la humanidad alcanzar niveles de bienestar sostenibles y ampliamente diseminados. De ello ha tomado nota la Unión Europea y desde hace un par de décadas, la mitigación del cambio climático y la seguridad energética han sido dos de sus banderas a la hora de definir planes estratégicos y directivas que permitan a sus miembros desarrollar leyes en esta dirección.
La Directiva sobre eficiencia energética en edificios, así como los objetivos en el horizonte del 2020 son claros exponentes de esta voluntad comunitaria. En esta Directiva se determina que en el año 2018 todos los nuevos edificios de uso público deberán ser edificios de consumo casi nulo y en el 2020 todos los nuevos edificios, tanto públicos como privados, construidos en la Unión.
Para lograr un elevado grado de autosuficiencia los edificios deben instalar una potencia de autogeneración que les permita cubrir el máximo de su pico de consumo diurno y en caso de disponer de mayor capacidad instalar sistemas de acumulación que permiten almacenar los excedentes diurnos para su uso a lo largo de las horas de baja o nula radiación solar.
Además, estos edificios empiezan a albergar la necesidad de ofrecer cantidades extra de potencia y energía en forma de recarga de los vehículos eléctricos que movilizan a los residentes. Aunque incipiente, esta necesidad ha de ser tenida en cuenta en los nuevos proyectos ya que la actual ofensiva de los fabricantes con el lanzamiento de nuevos modelos va a ir generalizando su uso.
La solución de autogeneración con energía solar será diferente en función del perfil de consumo del edificio.
– Edificios con consumo principal en horas diurnas: oficinas, edificios comerciales…
– Edificios con consumo estable a lo largo de las 24 h: hospitales, centros de producción…
– Edificios con consumo diferido a horas nocturnas: residencial…
Autoconsumo instantáneo
En aquellos casos en los que el consumo coincida con la disponibilidad de generación solar, el sistema de autoconsumo instantáneo será el más sencillo y económico ya que básicamente requiere de un campo de generación solar y de unos equipos de conversión o inversores con mayor o menor control sobre el flujo de energía producida en función de la legislación vigente en cada lugar.
Desde Circutor hemos trabajado intensamente para lograr el reconocimiento del derecho a poder legalizar las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red pero sin vertido de excedentes a la misma. Hoy son muchas las comunidades autónomas que reconocen esta tipología de instalaciones y admiten su legalización con omisión al RD1699/2011. De esa forma, las instalaciones que no inyectan a red se pueden ejecutar de forma rápida y económica con una simple notificación a la compañía distribuidora y entregando a la administración la misma documentación que para cualquier otra instalación eléctrica.
La aportación técnica a este tipo de sistemas por parte de nuestra empresa ha sido el Control Dinámico de Potencia. Este equipo mide el consumo instantáneo del edificio y envía una consigna por comunicación a los inversores del sistema fotovoltaico de qué porcentaje de su potencia nominal se requiere para cubrir el consumo. De esa manera se evita la generación de excedentes ya que el inversor busca el punto de trabajo de los módulos que satisface dicha potencia única y exclusivamente.
Figura 1. Cuadro de control de una instalación con inyección cero mediante CDP-0, con relé de protección redundante y analizador de redes complementarios.
Autoconsumo diferido
En el resto de casos al sistema anterior habrá que añadir un sistema de acumulación, generalmente en forma de baterías electroquímicas. En estos casos la gestión de los flujos de energía del sistema es uno de los elementos clave para el buen funcionamiento de los equipos.
Los nuevos inversores de conexión a red y gestión de excedentes en baterías suponen un impulso hacia la normalización de este tipo de aplicaciones. De forma integral incorporan todos los elementos requeridos para este tipo de sistemas: conversión DC/DC con seguimiento de punto de máxima potencia de módulos fotovoltaicos, conversión DC/DC adaptada al voltaje de baterías, conversión DC/AC sincronizable con la red eléctrica, dispositivos de transferencia de cargas para poder aislarse de la red y suministrar energía en caso de falla a cargas aseguradas, algoritmos adaptados a diferentes tecnologías de acumulación, puertos de comunicaciones para poder coordinar acciones con otros dispositivos de control y seguridad como los BMS de baterías de litio y, por supuesto, sus propios sistemas de adquisición de datos y monitorización remota.
Figura 2: Inversor de conexión a red con gestión de acumulación integrada y pantalla sinóptica de funcionamiento
Estos sistemas incorporan, además módulos de gestión de cargas que permiten accionar, en función del balance del sistema, dispositivos del edificio cuya aportación pueda ser flexible, por ejemplo, variar las consignas del sistema de clima para acumular frío y/o calor inercial durante las horas de máxima insolación, producción de ACS, bombeo de agua, producción de aire comprimido, funcionamiento de depuradoras, etc.
Para poder diseñar la solución adecuada para cada edificio es imprescindible conocer el perfil de consumo del mismo. Y para caracterizar dicho perfil es necesario conocer no solo el consumo energético mensual y asumir que este consumo se distribuye de forma homogénea a lo largo del mes y durante las diferentes horas del día. Una buena diagnosis del perfil de consumo requiere definir:
– Consumo mensual a largo de un período anual.
– Distribución energética diaria.
– Relación de consumos entre días laborables, fin de semana, días festivos.
– Distribución horario del consumo en días significativos.
Con toda esta información se pueden realizar simulaciones muy ajustadas y conocer qué potencia máxima fotovoltaica se puede instalar para conseguir un buen resultado de utilización y un retorno de la inversión.
Nuestro equipo de trabajo ha diseñado un conjunto de herramientas que facilitan esta labor. A partir de los datos de curva de consumo cuarto horaria de los contadores de energía o mediante conversión en dicho formato de los archivos de descarga de los analizadores de redes.
Estos datos nos permiten simular cuál sería el comportamiento de un sistema cada 15 minutos y poder ver si la generación planteada en un proyecto cubre en mayor o menor medida el consumo previsto, qué cantidad de energía excedentaria puede ser almacenada o al contrario que flujo de energía almacenada debe ser extraída para su consumo.
En la figura 3 se muestran las curvas correspondientes tanto a un consumo típico del sector residencial como a una curva de generación solar.
Figura 3. Curva de generación solar y perfil de consumo residencial.
En la gráfica se puede observar cómo en horas centrales del día la generación solar disponible supera con creces a la demanda, por lo que existirá un excedente energético que requiere ser acumulado. Por el contrario en horas del atardecer y ocaso solar, esta energía deberá ser descargada para compensar la falta de generación fotovoltaica.
Mediante nuestro proceso de simulación cuarto horario a lo largo de todo un año tipo podemos establecer, para cualquier emplazamiento y perfil de consumo, cuál será el grado de autoconsumo que tendrá el usuario así como el porcentaje de utilización real del potencial de generación disponible en función de la solución fotovoltaica planteada.
A través de la visualización de resultados de forma mensual, semanal y diaria se pueden observar los comportamientos del sistema y tomar la decisión correcta sobre cualquier propuesta de dimensionado. Respondiendo de una forma gráfica e inmediata a las cuestiones habituales que se formulan los usuarios: ¿qué potencia fotovoltaica instalar? ¿qué capacidad de acumulación se requiere? ¿cómo optimizar la inversión?
Figura 4. Curva de generación solar, perfil de consumo residencial y estado de carga de batería a lo largo de una semana.
