Máster en Sistemas de Energía Térmicabibing.us.es/proyectos/abreproy/70211/fichero/PROYECTO FIN DE M… · M ÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA Autor: Luis Valverde Isorna

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


9.3.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN MODO 2.- SOC (80%) .......................................... 83




10. COMPARATIVA DE RESULTADO ......................................................................................... 87

11. CONCLUSIONES ................................................................................................................... 94



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.



VT Tensión dependiente de la temperatura.

VTacu Tensión baterías.



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.



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.



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



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.



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.



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.



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.



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.



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



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.



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:



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



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:



Figura 9. Perfil de Irradiancia al que se va someter el sistema.

Y los resultados de las pruebas fueron los siguientes:



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.



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.



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



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



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.

http://tmt.us.es/



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.



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



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:



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



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



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



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:



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.



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



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.


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.



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.



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.



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.



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.



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.



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.



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.



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)



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:



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.



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.



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.



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.



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:



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+ -


i+ -


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.



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



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.


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



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.



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)



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)



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.



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


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)



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.)



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


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)



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


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)



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.



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:



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

)



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

)



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

)



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.



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


PROYECTO MOTRIZ

ESQUEMA ELECTRICO



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


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 -+


31 .97

corriente _ paneles

91 .55

corriente pila

i+

-

corriente paneles



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


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


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


VBUS Ic

DC Voltage Source


i+ -


i+ -


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:



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


%

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


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)



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


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


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)



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


corr

iente

(A

)

tiempo (s)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

x 104

0

5

10

15

20

25

30


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


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)



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


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


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)



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.



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.



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


PROYECTO MOTRIZ

ESQUEMA ELECTRICO



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 )


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 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


To Workspace


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


VBUS Ic

DC/DC batt control

Vbus

Vbatt

Ibatt

Ic

DC/DC Vbus control

EZON -OFF

FC_ONVBUS


i+ -


i+ -


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:



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:


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



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


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


%

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


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)



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)



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


corr

iente

(A

)

tiempo (s)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

x 104

0

50

100

150

200

250


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


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)



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




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


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


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)



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.



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%


Rendimiento Dir (%) - - -

Rend. Electroliz (%) - - -

Rend. Pila (%) 42.59 - 42.75


H2 producido Nm3 - - -

SOC final (%) 49 43.49 45


Coste convertidores (€) 7000

ESQUEMA III SOC =40 % SOC= 80 % SOC =10%


Rendimiento Dir (%) 80.11 - -

Rend. Electroliz (%) - 68.40 -

Rend. Pila (%) - - 45


H2 producido Nm3 - 0.8402 -

SOC final (%) 83.14 75.9 86.9


Coste convertidores (€) Desconocido



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



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



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



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



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



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



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.



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.



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Máster en Sistemas de Energía Térmicabibing.us.es/proyectos/abreproy/70211/fichero/PROYECTO FIN DE M… · M ÁSTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA Autor: Luis Valverde Isorna