CAPACITACIÓN PARA LOS ESTADOS MIEMBROS DE LA CURSO CAPEV 2012

1. CAPACITACIÓN PARA LOS ESTADOS MIEMBROS DE LA CURSO CAPEV 2012 CURSO DE CAPACITACIÓN VIRTUAL: ENERGÍA EÓLICA, IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS APLICANDO SISTEMAS HÍBRIDOS Dr. Oscar Alfredo Jaramillo Salgado Centro de Investigación en Energía. Universidad Nacional Autónoma de México ojs@cie.unam.mx13 de Agosto 2012

2. 7 Sistemas de energía híbrido eólico-fotovoltaicos La energía fotovoltaica (PV) ofrece a los consumidores la capacidad de generar electricidad de forma limpia, silenciosa y segura por una conversión directa de energía de la luz solar en electricidad. Este capítulo comienza con una breve presentación de los recursos solares y eólicos, mientras que se presta especial atención a su complementariedad. Después de discutir su diseño, se presenta cada subsistema y se discute el cálculo del costo del kWh. Se muestran métodos óptimos para el tamaño del sistema híbrido y por último, se presentan dos estudios de casos para ilustrar los distintos puntos analizados en el capítulo. G. NOTTON, University of Corsica, France

3. Contenido 7.1 Introducción 7.2 los recursos energéticos renovables y su potencial 7.3 Diseño y configuración de un sistema de energía híbrido eólica-fotovoltaico 7.4 Modelización y simulación de un sistema de energía híbrido eólica-fotovoltaico 7.5 Dimensionado y optimización de un sistema de energía híbrido eólica-fotovoltaico 7.6 Sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico: estudios de caso 7.7 Las tendencias futuras 7.8 Conclusiones

4. 7.1 Introducción Los recursos energéticos solares y el viento varían mucho en el tiempo y no suelen coincidir con la distribución del tiempo de la carga, la fotovoltaica (PV) o sistemas de energía eólica por sí solos deben ser demasiado grandes si cada sistema se utiliza por separado, dando lugar a altos costos de energía eléctrica. La integración de la energía solar y eólica en el mismo sistema atenúa las fluctuaciones en la energía producida, mejorando el rendimiento total del sistema y la fiabilidad, y significativamente reducen el tamaño del almacenamiento necesario. Los sistemas PV-eólicos a menudo incorporan un generador convcnional y un sistema de almacenamiento de energía. Por supuesto, el dimensionamiento de tal sistema es mucho más complicado que el de un sistema de fuente única debido al mayor número de variables y parámetros que deben ser considerados en el diseño óptimo. El diseño de este sistema consiste en la determinación de los valores óptimos para la potencia nominal del aerogenerador, la energía fotovoltaico pico y la capacidad de almacenamiento (y a veces también las características del generador) que cumpla con las condiciones de confiabilidad requeridos para el sistema. En las siguientes secciones se presenta una breve presentación de ambas fuentes de energía solar y eólica, así como de cada subsistema. Además se incluyen ciertas consideraciones del tamaño óptimo de un sistema híbrido.

5. 7.2 los recursos energéticos renovables y su potencial Actualmente la energía solar y eólica son aceptadas como confiables y ampliamente utilizadas como fuentes de energía renovables. No existe un sistema renovable que pueda llevarse a cabo sin un estudio preciso de los recursos disponibles debido a la alta variabilidad de las dos fuentes. En un sistema de energía eólico-PV, el problema es doblemente importante debido a la presencia de las dos fuentes de energía Jebaraj y Iniyan (2006).

6. 7.2.1 El recurso de la energía solar En cualquier sistema de conversión de energía solar, el conocimiento de la radiación solar global es muy importante para el diseño óptimo y la previsión de rendimiento del sistema. La radiación solar llega a la superficie de la Tierra en un espectro de longitudes de onda, desde rayos X a ondas de radio, el Sol irradia como un cuerpo negro a 5777 K, sin embargo, el 99,9% de la energía emitida es de entre 0,2 y 8 micras. Cada longitud de onda posee una capacidad distinta disponibilidad y transformación. En los sistemas PV, el rango de longitudes de onda útiles es entre 0,35 y 1,1 micras para una célula fotovoltaica de silicio pero, generalmente, la irradiación solar global se mide en su espectro completo para los estudios de sistemas fotovoltaicos (usando un piranómetro o sensor de radiación de silicio). La diferencia observada en los niveles de irradiación espectral entre la parte superior de la atmósfera y la superficie de la Tierra es debido a la absorción que tiene lugar por varios compuestos químicos, tales como O2, O3, H2O y CO2, por aerosoles y por dispersión de Rayleigh (fig. 7.1). Debido a los efectos atmosféricos, la radiación solar en la superficie de la Tierra consta de dos componentes: la radiación solar directa (sin cambio de dirección), y la radiación difusa recibida desde el cielo, cuando un colector solar está inclinado, recibe un tercer componente: el albedo que es la radiación reflejada por el suelo (Fig. 7.2).

9. Los componentes de la radiación solar para cielos despejados y nublados se muestra en la figura. 7,3. La radiación solar global horizontal es la forma más comúnmente medida. Dependiendo del objetivo (ya sea por tamaño, comportamiento de simulation, etc) el tiempo de paso de los datos meteorológicos útiles varía de horas a las medias diarias de datos mensuales.. La irradiación solar sobre superficies no horizontales es mucho menos disponible, y es difícil de modelar, debido al efecto de la anisotropía de la radiación difusa sobre la cúpula del cielo. La conversión de la radiación solar a partir de la horizontal al plano inclinado se realiza mediante el uso de modelos precisos de valores medios mensuales (INES, 2009), mientras que los métodos menos confiables se utilizan para los datos medidos sobre una base horaria (Notton et al., 2006). Además, los datos solares también se pueden encontrar en la web (NASA, 2009; NREL, 2009; Universidad de Massachusetts Lowell, 2009).

10. El conocimiento de la posición del sol permite que dos piezas de información útiles que se pueden obtener: la inclinación óptima de los paneles solares y un diagrama de energía solar para el cálculo de sombreado de los módulos fotovoltaicos. La posición solar se calcula a partir de diferentes ángulos, como la declinación, ángulo cenital y el ángulo horario (Iqbal, 1983). La inclinación óptima depende de la latitud, φ, en la distribución estacional de la carga y de las condiciones meteorológicas del lugar. Por largos períodos sin marcadas condiciones climáticas estacionales, la estimación de los efectos de inclinación se basan en cálculos de irradiación directa extraterrestre, con el fin de evitar el uso de un modelo de radiación difusa; en estas condiciones, la inclinación depende de φ , para invierno , φ + 10 ° y para verano φ - 10 °, (Duffie & Beckman, 2006). La figura 7.4 muestra el impacto del ángulo de inclinación (por Ajaccio, Francia) en la irradiación solar extraterrestre y la tierra.

12. Es útil para estimar el sombreado con un diagrama solar: La fig. 7.5 traza la trayectoria aparente del sol en el cielo para una latitud dada, punto por punto, indicando las horas, en la hora solar local actual. Para poner las máscaras o sombras de la trayectoria del sol en el diagrama, la altura y el azimut de algunos puntos importantes se midieron, incluyendo una casa y un árbol, como se muestra en la figura. 7,5. En este ejemplo, la casa va a dar sombra a la instalación fotovoltaica cuando el sol esté en el mediodía solar el 21 de diciembre. Existen numerosos programas de PV que integran el cálculo de sombreado solar.

13. 7.2.2 Viento fuente de energía La energía del viento por unidad de área de sección transversal durante un período de tiempo Dt es: donde el aire densidad ρa = 1,23 kg m-3 a 15 ° C y al nivel del mar. La temperatura ambiente, presión y humedad del aire influyen en la densidad del aire. Esta energía no puede ser utilizado en su totalidad por una turbina de viento, ya que sólo la energía disponible entre el corte y corte-velocidades es útil. La salida de energía de una turbina eólica se obtiene mediante el acoplamiento de la velocidad del viento y la curva de distribución de probabilidad de la turbina de potencia, como se ve en la fig. 7,6.

15. Las funciones de densidad de probabilidad de Weibull son de uso común y ampliamente adoptadas (Celik, 2003; Chang y Tu, 2007;. Ngala et al, 2007; Bagiorgas et al, 2007;. Elamouri y Ben Amar, 2008; Kaldellis, 2008), esta función es un caso especial de la distribución gamma y se caracteriza por su función de probabilidad densidad f (v) y la función de distribución acumulada F(v) en las fórmulas siguientes: donde A es el parámetro de escala (en ms-1), k es el parámetro de forma adimensional y V la velocidad del viento. El método más común para calcular los parámetros de la distribución de Weibull se basa en el uso de la ecuación 7,4, realizando el cálculo logaritmo dos veces por los dos términos de la ecuación y luego se emplean un método de mínimos cuadrados para calcular los dos coeficientes, A y k (Fig. . 7,7), que caracterizan el potencial eólico de un emplazamiento.

17. Dado que las mediciones de viento más disponibles velocidad se realizan cerca del suelo (por lo general a 10 m) es necesario extrapolar el perfil de velocidad del viento dentro de la capa límite atmosférica de la superficie. La extrapolación más común se basa en una ecuación de la velocidad de ley de potencia ampliamente utilizada por los ingenieros dada su simplicidad matemática (Justus et al, 1976; Zoumakis, 1993.): donde α depende de la topografía y las condiciones climáticas, V y V0 son las velocidades del viento a una altura z y z0 respectivamente (tal que z0 es la altura de referencia).

18. 7.2.3 Complementariedad de los recursos renovables El mayor problema para un uso independiente de la energía eólica y energía solar es su discontinuidad: un sistema de energía solar por sí sola no puede proporcionar una fuente continua de energía debido a su baja densidad de energía, el periodo nocturno y durante el invierno, mientras que un sistema de energía eólica no puede satisfacer la demanda de carga constante, debido a las diferentes magnitudes de la velocidad del viento de una hora a otra. En general, las variaciones o fluctuaciones de la energía solar y la generación de energía eólica no coinciden con la distribución del tiempo de demanda de carga sobre una base continua. La naturaleza complementaria de los recursos eólicos y solares en USA fue examinado ya en 1981 por Aspliden (1981), y un estudio más reciente fue realizado por Reichling y analista Gregory Kulacki (2008). Se prestó especial atención a la complementariedad de las fuentes de energía en los sistema eólicos/PV (Aspliden, 1981; Katti y Khedkar, 2007; Gilau & Small, 2008; Mahmoudi et al, 2008;. Reichling y analista Gregory Kulacki, 2008). La variabilidad anual de estas dos fuentes se ilustra en la figura. 7,8 (para Ersa, Francia).

20. La combinación de energía solar y eólica en una planta de energía híbrida ayuda a suavizar las las variaciones o fluctuaciones de generación. La decisión de utilizar o no, ambos recursos también depende de la carga que debe suministrarse, ya que el objetivo es hacer que el consumo de producción sea equivalente al generado. En realidad, en la mayoría de los casos, es deseable que las dos fuentes sean complementarias. En este estudio, primero se cuantificar esta complementariedad sobre una base mensual, y en segundo lugar sobre una base horaria en un análisis mensual y anual a partir de datos horarios de radiación solar por unidad en un plano horizontal, y con la velocidad medida del viento a 10 m del suelo. No se puede comparar cuantitativamente la energía eólica por unidad de área de sección transversal (Ec. [7,2]) y la energía solar por unidad de área en un plano horizontal, porque las dos áreas unitarias no se refieren al mismo tipo de superficie. Por lo tanto, en un primer momento, se observó la variación de los dos recursos renovables sobre una base mensual: lo que quería ver era que, durante un mes sin sol (en invierno), la energía eólica fue mayor que durante los períodos soleados.

22. Cuando CC está alrededor de 1, las dos fuentes renovables varían de la misma manera. Para una buena complementariedad, CC debe estar cerca de la UNIDAD. La variabilidad espacial del recurso eólico es mucho mayor que la del recurso solar, por lo tanto: la R más alta, es el potencial renovable más sensible. Por ejemplo, los resultados para dos sitios en Corsos se muestra en la figura. 7.9: Ersa tiene un buen potencial renovable y los dos recursos son complementarios, en Ajaccio, el recurso solar es casi el mismo de Ersa pero el potencial del viento es bajo y su distribución mensual es similar a la de la energía solar. Es importante ver el comportamiento de estos dos recursos en una escala diaria, ya que juega un papel importante en el tamaño de almacenamiento. La figura 7.10 muestra la distribución mensual de los dos recursos renovables para Sliven, Bulgaria (con una buena complementariedad, pero el potencial renovable bajo), y Ersa, Francia (con la complementariedad es mala, pero con un buen potencial). Más específicamente, en la figura. 7,10, R, P y los valores de CC se muestran para dos meses representativos para cada uno de los dos sitios.

25. Es imposible llegar a una conclusión general acerca de la complementariedad de los dos recursos renovables, debido a que cualquier conclusión depende del sitio y en el período considerado. Por otra parte, para una evaluación más completa, la curva de carga (es decir, la distribución de carga en función del tiempo) se debe tener en cuenta, y una correlación positiva entre la demanda de electricidad y la disponibilidad de la electricidad generada a partir de energía solar y eólica tiene que ser buscada. Tenemos que saber qué sistema de energía entre un sistema fotovoltaico solo, un sistema de energía eólica, o un sistema combinado PV-eólico, es el más adecuado para satisfacer la demanda. La influencia de la complementariedad de estas fuentes en el dimensionamiento de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico es importante y, a veces, la instalación de un sistema híbrido fotovoltaico-eólico no implicará ningún beneficio como se muestra más adelante.

26. 7.3 Diseño y configuración de un sistema del de energía híbrido eólico-fotovoltaico (PV) El concepto de un sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico se muestra en la fig. 7.11. En esta configuración general, un generador de motor ha sido añadido. Los sistemas de conversión de energía eólica (WECS) y el sistema fotovoltaico son operados en paralelo con el fin de suministrar energía eléctrica a la carga, y el exceso de energía generada se suministra a las baterías. Para los casos de emergencia, cuando el viento / generación solar y la energía almacenada no son suficiente para alimentar la carga, el generador de motor de respaldo funciona y se utiliza para cargar la batería y/o para suministrar directamente a la carga.

28. 7.4 Modelización y simulación de un viento-fotovoltaica (PV) del sistema híbrido de energía 7.4.1 del sistema PV La siguiente descripción se limita a los módulos solares de silicio cristalino, que representan aproximadamente el 90% de la producción mundial de energía fotovoltaica. Otras tecnologías, como el silicio amorfo, CdTe, cobre-indio-diseleniuro (CIS) y las células en tándem se han desarrollado, pero su uso en sistemas de energía sigue siendo limitado. El rendimiento del módulo fotovoltaico es muy influidos por las condiciones climáticas, especialmente la radiación solar y la temperatura del módulo PV. La corriente de cortocircuito Isc y el voltaje de circuito abierto Voc son los dos principales parámetros de la curva I-V (Fig. 7.12). La Isc es casi proporcional a la irradiación solar y Voc aumenta lentamente cuando aumenta la irradiancia solar. Cuando la temperatura aumenta el Voc conduce a una disminución de la energía eléctrica disponible máxima, a pesar de un pequeño aumento de la corriente de cortocircuito Isc. El punto de trabajo de un panel fotovoltaico depende de la característica de carga, cuando la batería está conectada, su voltaje impone el voltaje en el PV.

30. Un generador fotovoltaico está constituido por Ns módulos en serie y de Np módulos de la y en paralelo, el total de la energía fotovoltaica es la siguiente: donde ηMPPT es la eficiencia MPPT (por lo general alrededor del 95%) y otros ηoth representa pérdidas existentes (la resistencia del cable, desbalance, polvo, etc.) Nótese que si no se utiliza MPPT, es decir ηMPPT = 1, otro coeficiente debe ser introducido en la ecuación para tener en cuenta que el módulo fotovoltaico no opera en condiciones MPP. La energía fotovoltaica se calcula utilizando la energía y los modelos eléctricos.

33. El módulo fotovoltaico también se puede modelar usando un circuito eléctrico equivalente (Fig. 7.14) que consta de una fuente de corriente en paralelo con un diodo (Hecktheuer et al, 2002;. Rosell y Ibáñez, 2006;. Karatepe et al, 2007), o con dos diodos (Eicker, 2003;. Priyanka et al, 2008). Aunque el segundo modelo es más preciso, el primer caso es más frecuente en sel modelado de PV (Underwood et al, 2007;. Soltani y Debbache, 2008. La ecuación de voltaje-corriente es: donde IL es la fotocorriente, I0 es la correinte de saturación de diodo, q la carga del electrón, A0 esl factor de idealidad del diodo y K les a constante de Boltzmann. R y Rsh son las resistencias en serie y de derivación, respectivamente. Entonces, PModule = V × I y el punto de máxima potencia se encuentra a partir de (∂ P / ∂ V) = 0.

34. La ecuación característica del módulo fotovoltaico es una ecuación trascendental que no tiene solución analítica. Suponiendo que un MPPT se utiliza, las fórmulas para calcular el punto óptimo de operación de corriente y voltaje en condiciones arbitrarias, y el uso de parámetros de fácil acceso, tiene las siguientes formas (Lasnier et al, 1988;. Borowy y Salameh, 1996; Ai et al. , 2003): con α0 y β0 siendo los coeficientes de temperatura del módulo de corriente y tensión, respectivamente.

35. En todos estos modelos, la temperatura de la célula θcell aparece influyendo las características I-V y la eficiencia eléctrica del módulo PV. El método más común para determinar θcell consiste en utilizar la temperatura de funcionamiento normal de las células (NOCT) (calculado para una velocidad del viento v = 1 ms-1, una temperatura ambiente θa = 20 ° C y una irradiancia semiesférica Gβ = 800 W m-2 ) dado por fabricantes de módulos fotovoltaicos: Otros métodos para determinar la temperatura de la célula se dan por Jones & Underwood (2001) y Mattei et al. (2006).

36. Si un módulo fotovoltaico está sombreado, efectos muy dramáticos se producen en su curva potencia-voltaje y, aunque sólo una fracción muy pequeña del módulo o celda esté sombreada, una reducción significativa de potencia se lleva a cabo. Esta sombra parcial puede ocurrir como resultado de las chimeneas, árboles, partes de otros edificios, etc, y se debe prestar especial atención a este problema a fin de evitar una alta reducción de rendimiento del sistema fotovoltaico (Hecktheuer et al, 2002.; Eicker, 2003; Karatepe et al, 2007).. En la fig. 7,15, se muestra la influencia de la sombra parcial de una célula en las curvas I-V y P-V. Con sólo el 50% de una célula sombreada (de las 36 células en serie), la potencia se reduce en un 25%, y con el 100% de una célula de la sombra, el poder cae en un 57%. Se debe prestar especial atención a este problema en el diseño de un sistema.

38. 7.4.2 Las pequeñas y medianas turbinas eólicas Tres elementos de datos son esenciales para el cálculo de la potencia de salida de un WECS: • La curva de potencia (unión de la transmisión de aerodinámica, mecánica y la eficiencia de conversión) dada por el fabricante; • los datos por hora de velocidad del viento para el sitio de instalación; • La altura de buje. WECS diferentes con la misma potencia nominal puede generar, en el mismo sitio, cantidad muy diferente de energía eléctrica debido a la diferencia de la curva de potencia (Notton et al., 2008). Esta influencia es aún más importante cuando el almacenamiento está presente debido a que introduce un desfase entre la producción y el consumo. Por lo tanto, el dimensionamiento de un sistema eólico está fuertemente influenciado por el perfil de potencia del aerogenerador (Notton et al., 2001).

39. Un inventario de WECS de 0,2 a 20 kW disponibles en el mercado europeo se llevó a cabo. La forma de las curvas de potencia varían mucho y la potencia de salida WECS puede alcanzar un valor de 40% mayor que la potencia nominal PWECSrated, definida por el fabricante. Entre las 59 curvas de potencia estudiadas, ocho tipos de WECS fueron seleccionados (ver Fig. 7.16;. La Potencia de energía eléctrica ha sido dividida por la potencia nomina PWECSrated para una mejor comparación). Tres modelos por lo general utilizados en el sistema híbrido de tamaño también se muestran: el modelo lineal, modelo de Pallabazzer (Pallabazzer, 1995; Underwood et al, 2007). Y el modelo de Chang (Chang y Tu, 2007). Estos modelos no son representativos de WECS pequeñas y medianas y, teniendo en cuenta la importancia de las curvas de potencia en el tamaño del sistema, es preferible utilizar curvas de potencia reales WECS. Para obtener la potencia de salida WECS, la velocidad del viento medida a 10 m debe ser calcula la altura del buje, utilizando la ecuación. [7,5] y luego se acopla a las curvas de potencia WECS.

41. 7.4.3 de la batería de almacenamiento Las baterías de plomo se utilizan generalmente para el almacenamiento de energía en los sistemas híbridos para almacenar el excedente de energía, para regular el voltaje del sistema y para suministrar la carga en caso de insuficiente radiación solar y/o el viento. Sólo 2 o 3 días de autonomía es necesario para las baterías en sistemas híbridos eólicos-fotovoltaicos, mientras que de 5 a 6 días de autonomía son necesarias en sistemas eólicos o PV por separado (Muselli et al, 1999;. Deshmukh y Deshmukh, 2008). Otros medios de almacenamiento se pueden utilizar, pero las baterías de plomo son de bajo costo, es tecnología libre de mantenimiento y altamente eficiente. El modelado de comportamiento de la batería es muy complejo y varios modelos están disponibles (Zhou et al., 2008). La capacidad de la batería depende de la profundidad máxima de descarga (DOD), la temperatura y la edad. El estado de una batería de carga (state of charge SOC) se expresa generalmente como porcentaje, de acuerdo con lo siguiente:

42. donde σ (t) es la tasa horaria de auto-descarga dependiendo del estado de la batería, pero a menudo tomada constante en aproximadamente 0,02% (Yang et al., 2007). Cbat es la capacidad nominal de la batería (Ah). La eficiencia de carga SOC y la corriente de carga tienen un valor entre 0,65 y 0,85 (Yang et al, 2007;. Diaf et al, 2008a) y la eficiencia de descarga generalmente se toma igual a 1 (Ai et al, 2003;. Diaf et al, 2008a).. Para el DOD, fenómenos como la sulfatación, la congelación o estratificación se producen en la batería y reducen su vida útil, por lo general, el DOD se ​​toma entre el 50 y el 80%. Ibat = P/Vbat (t) se calcula a partir de un balance energético entre la potencia de entrada (eólica + fotovoltaica) y la potencia de salida (carga) y depende de la configuración del sistema híbrido. El Vbat (t) se puede calcular por modelos simples o complejos (Ai et al, 2003;. Yang et al, 2007;.. Zhou et al, 2008) y el uso de parámetros en función de SOC. En una primera aproximación, Vbat (t) se puede tomar como constante. La influencia de la temperatura en la capacidad nominal de la batería y el voltaje a veces se toma en cuenta (Ai et al, 2003;. Zhou et al, 2008;.. Diaf et al, 2008a).

43. 7.4.4 DC / AC y AC / DC convertidores En un sistema híbrido eólico-PV, varios convertidores eléctricos se pueden utilizar: • convertidores DC / AC o inversores para suministrar carga de corriente alterna (entre el regulador de carga y la carga); • convertidores AC / DC o de resrectificador, después de la turbina eólica o de motor-generador. El uso de inversores tiene tres desventajas: un alto costo, dependiendo de la calidad de la señal de salida (cuadrado, pseudo-seno o seno); una disminución en el rendimiento general del sistema (la eficiencia del inversor es función de la relación de carga y auto consumo); y un riesgo de fallo. Si el rendimiento del inversor independiente llega a 87-95% a los dos tercios de su capacidad nominal, su eficiencia disminuye bruscamente cuando la fuente de alimentación cae por debajo de este valor y puede alcanzar valores por debajo del 50% con una carga muy pequeña. Un inversor necesita un cierta potencia para funcionar, por lo que la eficiencia será baja al ejecutar cargas muy bajas. En un hogar típico, hay muchas horas del día en que la carga eléctrica es muy baja. Una solución consiste en utilizar tantos inversores como cargas de CA, por lo que cada convertidor tiene un mayor rendimiento, aumentar la fiabilidad general del sistema, pero con un incremento significativo del coste del sistema.

44. La mejor solución, en opinión de muchos autores es el sistema mixto, en que el sistema híbrido se divide en dos subsistemas, uno de DC para la iluminación, la radio y la televisión, por ejemplo, y una toma de CA para otro equipo, de esta manera el inversor se activará sólo cuando una carga de CA así lo requiere. En consecuencia, puede verse que dimensionar correctamente un inversor para su propósito deseado es importante (Tsagas, 2002): si es demasiado pequeño, no habrá suficiente energía; exigiendo más de su límite y se apagará, y si es de gran tamaño, será mucho menos eficiente (debido a pérdidas de energía) y la más costosa de comprar y operar. Por otra parte, algunos inversores operan sin interrupción, incluso si no tienen carga eléctrica por suministrar, y por lo tanto tienen un efecto significativo de auto-consumo.

45. La elección de la señal eléctrica (cuadrada, pseudo-senoidal o senoidal), producida por un inversor depende del tipo de los aparatos conectados, pero se tienen os aumentos en los precios del inversor con la calidad de la señal y su rendimiento, y así puede aumentar hasta cuatro veces para la misma potencia nominal. En la mayoría de las publicaciones, la eficiencia del iversor se toma como una constante e igual a 90-95%, lo que a veces es alta en comparación con los datos comerciales, pero, en realidad, varía con la carga. Cuando la carga es fluctuante, es deseable utilizar la curva de eficiencia del inversor frente a la corriente en cualquier modelado.Si la turbina eólica tiene una salida de CA, el uso de un rectificador es necesaria para cargar la batería. Si un generador auxiliar se usa, un rectificador debe estar conectado. La eficiencia del rectificación depende del tipo de corriente alterna, el tipo de elementos rectificadores, el tipo de rectificador y el porcentaje de carga de la unidad, como para el inversor. La eficiencia del convertidor AC/DC es generalmente aceptado como algunos puntos porcentuales más baja que la eficiencia del inversor equivalente.

46. La potencia pico del rectificador para la turbina de viento se calcula a partir de la potencia nominal WECS. Para un generador auxiliar sin embargo, su la potencia máxima del rectificadore se calcula de acuerdo a la tasa de carga de la batería de corriente máxima, en alrededror al 20% de la capacidad nominal de la batería (Sandia National Laboratories, 1995;. Yang et al, 2003). A veces, cuando un generador de motor se utiliza, el inversor se sustituye por un inversor-cargador capaz de convertir DC de las baterías a CA para la carga, así como la conversión de CA del generador A DC para cargar las baterías. El cambio de un modo a otro se puede hacer manualmente o con un interruptor de transferencia automática.

47. 7.4.5 motor generador auxiliar Un generador auxiliar se utiliza en caso de un periodo largo sin viento o de sol. Sólo se puede cargar las baterías, que es el caso usual, o al mismo tiempo cargar las baterías y la carga de CA directamente. La elección de un generador depende de la naturaleza de la carga. En general, los generadores diesel se utilizan porque son más económicos pero, por otro lado, es difícil encontrar comercialmente generadores diesel con una potencia muy baja y, en ese caso, los generadores de gasolina puede ser utilizado. La velocidad de funcionamiento de un generador diesel es una función del tiempo esperado en funcionamiento; si se utiliza de vez en cuando, para cargar una batería, por ejemplo (en el caso de un sistema híbrido), una unidad de 3000 rpm puede ser suficiente, por un uso más frecuente, se recomienda una velocidad de 1500 rpm . Para determinar la capacidad nominal del motor-generador, dos casos se consideran: • si el generador está conectado directamente a la carga, entonces la capacidad nominal debe ser al menos igual a la demanda de potencia máxima; • si se utiliza sólo como un cargador de batería, entonces la máxima tasa de corriente de carga de la batería es de alrededor del 20% de la capacidad nominal de la batería, y la capacidad nominal del generador es

48. En la primera configuración, el generador tiene una capacidad nominal mayor que en el segundo caso y, a menudo funciona a carga parcial incluso si se carga la batería simultáneamente y, además, consume más combustible. En la segunda configuración, el generador se elige de tal manera que siempre se ejecuta a plena carga, es decir, con una eficiencia superior. Una relación lineal vincula el consumo de combustible QV y la energía producida PEG (Fig. 7.17). El consumo de combustible sin carga de un generador de motor pequeño puede ser una fracción alta del consumo Q0v a plena carga de combustible (25-40%) (Notton et al, 1996;. Kaldellis, 2007). Así, la eficiencia del generador es mayor con carga elevada que en las cargas parciales y bajas. El consumo de combustible específico Q0v depende de varios parámetros que definen la calidad del motor. Varía mucho para baja potencia nominal (<5 kV A), pero es relativamente constante para potencias elevadas (Calloway, 1986; De L.Musgrove, 1988) (Fig. 7.17).

50. El generador de combustible se inicia automáticamente de acuerdo con el estado de la batería de carga, o manualmente por el operador. Los generadores requieren mantenimiento periódico: cambio de aceite, cambios del filtro de aire, de aceite y de combustible. El costo de mantenimiento anual se toma a menudo como proporcional a los costes de inversión (entre 5 y 23%, de acuerdo con la literatura). Esta hipótesis no es aplicable a un sistema híbrido porque el generador no se utiliza continuamente y el tiempo de operación cambia a lo largo del año en un sistema híbrido. El mantenimiento es, entonces, calculado como proporcional al tiempo en funcionamiento o como la suma de los costos fijos y variables relacionados con el tiempo de funcionamiento (Notton et al., 1998). El cálculo de las horas anuales de operación permite establecer el costo de mantenimiento y operación (O & M) y la vida útil del generador