Manual del usuario iHOGA - Universidad de Zaragoza

Manual del usuario iHOGA - Universidad de Zaragoza
iHOGA
Versión 2.2
Manual del Usuario
23 de mayo de 2014
Dr. Rodolfo Dufo López (rdufo@unizar.es)
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Universidad de Zaragoza
iHOGA
Dr. Rodolfo Dufo López.
Manual de Usuario
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Modificaciones de esta versión iHOGA 2.2 respecto a la anterior versión
(2.1):
- Añadida posibilidad de que el generador AC funcione permanentemente
(para crear red AC)
- Añadida posibilidad de conectar el generador fotovoltaico al bus AC (con
su propio inversor)
- Añadida posibilidad de conectar la pila de combustible y el electrolizador
al bus DC (con sus propios inversor y rectificador)
- Añadidos peajes de acceso, de cesión de energía y de respaldo para la
compra- venta de energía a la red eléctrica.
- Eliminada posibilidad de tipo de proyecto de optimización solo de la
estrategia.
- Añadida tabla de reguladores fotovoltaicos de carga de baterías. Una vez
simulada cada combinación de componentes, el regulador se selecciona
como el mínimo de la tabla que cumpla con que su intensidad nominal es
superior a la máxima obtenida en la simulación.
- Añadidas características de inversores: con cargador de baterías
(bidireccional), con regulador de carga…
- El texto donde se indican las características del sistema óptimo incluye los
nombres de los componentes, y este texto se puede copiar y pegar.
- En el informe se incluyen los nombres de los componentes.
- La potencia mínima del rectificador-cargador de baterías asociado al
generador AC es la del generador AC.
- Modificado el icono de iHOGA
- Añadida posibilidad de balance neto solo diario.
- Añadido precio compra energía excedentaria del balance neto (buy-back)
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VERSIONES DEL SOFTWARE:
Versión PRO+ (profesional completa):
La versión PRO+ puede utilizarse sin ninguna limitación, en cualquier ámbito.
La versión PRO+ incluye de todas las funcionalidades del programa.
Versión EDU (educativa, gratuita):
La versión EDU solo puede utilizarse en ámbitos formativos o educativos. No se
permite la utilización de la versión EDU en la realización de proyectos, trabajos de
ingeniería, trabajos de instalaciones, etc., y, en general, en ningún caso en el que haya
transacciones económicas derivadas. Tampoco se permite su utilización en trabajos de
investigación como por ejemplo en el desarrollo de tesis doctorales, etc.
En la versión EDU el consumo total medio está limitado a 10 kWh/día.
La versión EDU incluye todas las funcionalidades del programa salvo:
-
Análisis de sensibilidad
-
Análisis de probabilidad
-
Modelos de baterías Copetti y Schiffer
-
Balance neto en compra/venta de energía a la red
Todas las versiones del software necesitan de la conexión de internet para comprobar que
la licencia está activa. Si no se dispone de conexión, no podrá funcionar.
La conexión a internet se requiere únicamente al arrancar el software, para adquirir la
fecha actual desde internet y comprobar la validez de la licencia. En ningún caso se enviará
información del ordenador del usuario a internet.
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Condiciones para utilizar iHOGA (para todas las versiones):
Usted no lo puede modificar, aplicar ingeniería inversa, descompilar, o acceder al código objeto. Usted
no puede vender ni alquilar este software. Tampoco puede recibir remuneración por su distribución,
instalación o copia.
Este software es propiedad de Rodolfo Dufo-López y está protegido por la ley de propiedad intelectual
y los derechos de copyright internacional.
El autor se reserva todos los derechos.
Se prohíbe la modificación de este programa.
Condiciones para utilizar este software:
1. Este software se proporciona 'tal y como está', sin ningún tipo de garantía explícita.
2. Usted está de acuerdo en utilizarlo bajo su propia responsabilidad.
3. Debe tener en cuenta que los cálculos donde interviene variables meteorológicas (irradiación,
viento, etc.) y/o variables financieras (interés, inflación, etc.) son estimaciones que pueden diferir
sensiblemente de los valores reales, los modelos de los sistemas pueden diferir sensiblemente del
comportamiento real y los resultados de las simulaciones y optimizaciones pueden diferir
sensiblemente del funcionamiento real de los equipos y sistemas así como de los costes reales.
4. Los datos de los distintos componentes comerciales de las bases de datos han sido obtenidos en las
web de los fabricantes y los costes en tiendas on-line en una determinada fecha. Los costes actuales
pueden ser distintos a los reflejados en la base de datos. Algunos datos han sido estimados y pueden
ser distintos a los reales.
5. Usted renuncia a la posibilidad de exigir al autor cualquier tipo de responsabilidad por posibles
defectos, errores u omisiones del funcionamiento o los datos del programa o de las bases de datos.
6. La publicación por cualquier medio de resultados obtenidos mediante iHOGA debe incluir la
referencia a iHOGA.
Si no está de acuerdo con las condiciones anteriores, no instale el programa, o, si ya está instalado,
desinstálelo y destrúyalo.
Condiciones adicionales (versión EDU):
7. Usted se compromete a utilizar este software únicamente en el ámbito educativo o formativo. Usted
se compromete a no utilizar este software en cualquier otro ámbito, incluyendo los ámbitos
empresariales, comerciales o de investigación (para estos ámbitos deberá adquirir la licencia PRO+).
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ÍNDICE.
1. INTRODUCCIÓN Y GENERALIDADES .............................................................. 8
1.1 Optimización del sistema...................................................................................... 14
1.2 Simulación del sistema. ........................................................................................ 16
2. INSTALACIÓN Y EJECUCIÓN DE LA APLICACIÓN .................................... 18
2.1 Instalación ............................................................................................................. 18
2.2 Ejecución .............................................................................................................. 19
3. INTRODUCCIÓN DE DATOS ............................................................................... 20
3.1 Pantalla principal .................................................................................................. 27
3.1.1 Pestaña DATOS GENERALES .................................................................... 28
3.1.2 Pestaña TIPO DE OPTIMIZACIÓN ............................................................. 35
3.1.3 Pestaña ESTRATEGIA DE CONTROL. ...................................................... 38
3.1.4 Pestaña DATOS ECONÓMICOS. ................................................................ 42
3.1.5 Pestaña GRÁFICA RESULTADOS. ............................................................ 44
3.1.6 Tensiones del sistema .................................................................................... 44
3.1.7 Botones y menús de la pantalla principal ...................................................... 44
3.2 Consumo esperado y compra/venta a la red AC ................................................... 47
3.3 Irradiación ............................................................................................................. 65
3.4 Recurso Eólico ...................................................................................................... 73
3.5 Recurso Hídrico .................................................................................................... 83
3.6 Bases de datos ....................................................................................................... 85
3.7 Paneles Fotovoltaicos ........................................................................................... 88
3.8 Aerogeneradores ................................................................................................... 95
3.9 Turbinas Hidráulicas........................................................................................... 100
3.10 Baterías (acumuladores) ................................................................................... 102
3.10.1. Datos generales ......................................................................................... 102
3.10.2. Modelos de baterías .................................................................................. 105
3.10.3. Modelo de baterías KiBaM ...................................................................... 107
3.10.4. Modelo de baterías Schiffer. Solo en versión PRO+ ............................... 109
3.10.5. Modelos de vida de las baterías ................................................................ 111
3.11 PREDIMENSIONAR. ...................................................................................... 113
3.12 Equipos Auxiliares para la carga de baterías .................................................... 116
3.13 Inversores e inversores-cargadores (bidireccionales). ...................................... 119
3.14 Generadores AC ............................................................................................... 122
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3.15 Pilas de Combustible y Electrolizadores. ......................................................... 125
3.15.1 Pila de combustible.................................................................................... 126
3.15.2 Electrolizador ............................................................................................ 129
3.15.3 Tanque de H2. ............................................................................................ 130
3.16 IDH y Empleo ................................................................................................... 131
3.17 Análisis de sensibilidad. Solo en versión PRO+ .............................................. 132
3.18 Análisis de probabilidad. Solo en versión PRO+ ............................................. 136
4. CÁLCULO DEL SISTEMA HÍBRIDO ............................................................... 140
4.1 Optimización Mono-objetivo. ............................................................................ 141
4.2 Optimización Multi-objetivo. ............................................................................. 146
4.3 Optimización sin algoritmos genéticos, según el método enumerativo. ............ 148
4.4 Tabla de resultados. ............................................................................................ 150
4.4.1. Pantalla de simulación del sistema. ............................................................ 153
4.4.2. Simulación en el caso de análisis de probabilidad. Solo en versión PRO+ 164
4.4.3. Simulación para el modelo de baterías Schiffer. Solo en versión PRO+ .. 168
4.4.4. Modificación de valores en la tabla de resultados. ..................................... 175
4.4.5. Informe. ...................................................................................................... 175
4.4.6. Costes del sistema....................................................................................... 179
4.5 Zoom en las gráficas. .......................................................................................... 182
4.6 Análisis de sensibilidad. ..................................................................................... 183
4.7 Resumen del análisis de sensibilidad.................................................................. 186
5. PREGUNTAS FRECUENTES .............................................................................. 189
REFERENCIAS.......................................................................................................... 197
ANEXO 1. Algoritmos genéticos. .............................................................................. 201
Algoritmo Principal (optimización de componentes) ........................................... 203
Algoritmo Secundario (optimización de la estrategia). ....................................... 205
ANEXO 2. Estrategias de Control. ........................................................................... 207
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1. INTRODUCCIÓN Y GENERALIDADES
iHOGA (improved Hybrid Optimization by Genetic Algorithms) [1-11] es un programa
desarrollado en C++ para optimización de Sistemas Híbridos de Energías Renovables para la
generación de energía eléctrica (DC y/o AC) y/o Hidrógeno. El programa puede simular y
optimizar sistemas de cualquier tamaño (desde sistemas con consumos del orden de pocos
Wh diarios hasta sistemas con consumos de muchos MWh e incluso GWh diarios). También
puede simular y optimizar sistemas conectados a la red, con o sin consumo propio,
pudiendo definirse distintos casos de Balance Neto (Net Metering).
Se entiende por optimización la minimización de los costes totales del sistema (o
maximización de beneficios) a lo largo de su vida útil, trasladados o actualizados al momento
inicial de la inversión (Valor Actual Neto, VAN). Es decir, la optimización es económica
(mono-objetivo).
No obstante, el programa también permite la optimización multi-objetivo, donde no sólo se
busca la minimización de costes, sino también la minimización simultánea de otras variables
que selecciona el usuario (las emisiones de CO2 equivalentes y/o la Energía No Servida).
Dado que ambos objetivos (el coste y las emisiones o la energía no servida) son en muchos
casos contradictorios, cuando el sistema realiza la optimización multi-objetivo no alcanza una
única solución, sino que proporciona un amplio abanico de soluciones, unas con mejor
comportamiento en cuanto a emisiones o energía no servida, otras con mejor comportamiento
en cuanto a costes.
En la versión 2.1 PRO+ se puede optimizar también en multiobjetivo el Índice de Desarrollo
Humano (IDH) y la creación de empleo (con estos dos objetivos se busca maximizar).
Los elementos que pueden componer el sistema híbrido son: paneles fotovoltaicos,
aerogeneradores, turbina hidráulica, pila de combustible, tanque de H2 y electrolizador,
además de baterías, regulador de carga de las baterías, inversor (conversor DC/AC),
rectificador (conversor AC/DC) y generador AC (que en general será una fuente no renovable
si el combustible no lo es). Aunque sea posible la combinación de todos ellos, en muchos
casos interesará que el sistema híbrido sólo incluya algunos de ellos.
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Las cargas del sistema pueden ser:

Cargas eléctricas en corriente alterna (AC): aparatos eléctricos que consumen energía
eléctrica AC.

Cargas eléctricas en corriente continua (DC): aparatos eléctricos que consumen
energía eléctrica DC.

Cargas de Hidrógeno (producción de H2 para consumo externo a la instalación, por
ejemplo para alimentar vehículos eléctricos basados en pila de combustible).

Consumo de agua procedente de un depósito de abastecimiento, agua que será
previamente bombeada por una electrobomba desde un pozo o río hasta el depósito.
El generador fotovoltaico puede ir conectado al bus DC (por defecto) o al AC (con inversor de
por medio). Los aerogeneradores también podemos definirlos en AC o en DC. Los
componentes del hidrógeno (pila de combustible y electrolizador) también pueden ir
conectados en el bus DC (por defecto) o en el AC (con sus respectivos inversor y rectificador).
Por ejemplo, a continuación se muestra un esquema donde todos los componentes están en el
bus AC:
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El programa también incorpora la posibilidad de vender energía eléctrica AC a la red (la
energía sobrante que no se ha consumido en el sistema), comprar la energía no servida por
las fuentes renovables a la red AC, así como vender el hidrógeno sobrante producido en el
electrolizador y almacenado en el tanque. Se pueden simular instalaciones de energías
renovables sin consumo y conectadas a red y estudiar su viabilidad económica. La venta a la
red puede ser de toda la energía sobrante o que no supere la energía que se compra,
anualmente o mensualmente (Balance Neto o Net Metering energético, anual o mensual, por
periodos horarios o total). También puede definirse el balance neto económico (Net Billing),
es decir, que se tenga en cuenta, en lugar del balance de energías, el balance económico. Net
metering solo en versión PRO+
El programa optimiza tanto la combinación de elementos, como el control del sistema (que
determina cuándo debe suministrar energía un componente u otro, hasta qué nivel deben
cargarse las baterías,...).
Si los sistemas híbridos se diseñan y controlan de forma óptima, en muchos casos el coste de
producción de cada kWh se reduce respecto de las instalaciones generadoras que sólo hacen
uso de una única fuente de energía.
Además, las instalaciones fotovoltaicas o eólicas (incluyendo en ambos casos almacenamiento
en baterías), aunque estén bien diseñadas, pueden estar por debajo del margen de seguridad
que garantizaría la cobertura del suministro eléctrico todo el año, debido a puntas de consumo
por encima de lo habitual, o a que haya períodos anormalmente largos de baja irradiación o de
baja actividad eólica. Por tanto, hay casos en que es recomendable disponer de algún sistema
de generación auxiliar que permita hacer frente, con seguridad, a los períodos anteriormente
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citados. Así garantizaremos un estado de carga aceptable de las baterías y una prolongación de
su vida útil.
El almacenamiento energético suele realizarse mediante baterías, generalmente de plomoácido, siendo las más apropiadas para estos sistemas las baterías tubulares optimizadas para
sistemas solares: OPZS (electrolito líquido) y OPZV (gel, libres de mantenimiento). No
obstante, estos tipos de baterías son relativamente caros, por lo que también suelen utilizarse
baterías para sistemas estacionarios, incluso baterías para automóviles (SLI: Starting,
Lighting, Ignition), de placas planas, que son mucho más baratas y su fabricación es más local
en determinados países, aunque su vida útil es mucho menor. Los fabricantes locales pueden
adaptar fácilmente las baterías para automóviles utilizando placas más gruesas y mayor
cantidad de electrolito en el espacio por encima de las placas, siendo estas baterías SLI
modificadas (similares a las denominadas OGi) comercializadas a veces como baterías
“solares” y representan una alternativa interesante en determinados países.
A menudo, para asegurar el suministro ininterrumpido de energía a las cargas de la
instalación, se hace uso de grupos electrógenos (llamados en el programa generadores AC,
usualmente Diesel). Es el sistema más ampliamente utilizado como sistema auxiliar para
momentos de déficit de una instalación o bien para cubrir determinados consumos de elevada
potencia. No obstante, los generadores AC tienen el inconveniente medioambiental de generar
gases tóxicos y de efecto invernadero.
El almacenamiento de energía eléctrica en hidrógeno mediante las pilas de combustible
combinadas con electrolizadores puede, en un futuro, complementar o sustituir el
almacenamiento en baterías. El electrolizador genera H2 con la energía sobrante producida por
las fuentes renovables, que es almacenado en el tanque de H2. Posteriormente, cuando la
demanda de energía sea superior a la producida por las fuentes renovables, la pila de
combustible utiliza el H2 almacenado, que combinado con O2 del aire, mediante electrólisis
inversa producen electricidad y agua. No obstante, la baja eficiencia energética de la
conversión electricidad-hidrógeno-electricidad (del orden del 30% o menos), así como los
elevados precios actuales de estos equipos, hacen que en estos momentos no sean
competitivos con el almacenamiento en baterías (con precios muy inferiores y eficiencias muy
superiores, del orden del 80%).
También existe la opción de que la pila de combustible utilice H2 (no procedente del
electrolizador), metano, etc., que se haya adquirido previamente.
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Aunque las ventajas expuestas de los sistemas híbridos frente a los sistemas con un único tipo
de energía sean claras, el cálculo óptimo de un sistema híbrido es muy complejo, debido a la
variabilidad de la disponibilidad de los recursos renovables (irradiación solar, viento, recurso
hidráulico), así como de la demanda de energía. Además, algunos componentes del sistema
presentan características no lineales, y el número de variables que influyen en la optimización
es muy elevado. El sistema híbrido a resolver posee un gran número de posibles soluciones
(combinaciones de paneles fotovoltaicos, aerogeneradores, turbina hidráulica, baterías,
generador AC, pila de combustible, electrolizador, inversor y variables de la estrategia de
control). Todo esto hace que la optimización sea una tarea complicada con las técnicas
matemáticas clásicas (por el ejemplo con programación mixta-entera).
Existen programas [7,9,10] como HOMER [12], desarrollado por el NREL (National
Renewable Energy Laboratory) de EE.UU., que realizan la optimización probando todas las
posibles combinaciones. Un problema de esta metodología es que si el número de
combinaciones posibles es muy elevado, el tiempo de cálculo se incrementa enormemente y se
hace inviable. Además, las estrategias de control del sistema son demasiado simples, y no es
posible una optimización a fondo como en iHOGA. Otras ventajas de iHOGA están en los
modelos utilizados, más precisos que en HOMER, tanto en los componentes como en los
cálculos económicos, además de funcionalidades como el predimensionado, la optimización
de la inclinación de los paneles fotovoltaicos, el análisis de probabilidad.
iHOGA utiliza los Algoritmos Genéticos (ver Anexo 1 para más información, y referencias
[2,5,6,9-14]) para realizar la optimización, tanto de los componentes del sistema (algoritmo
genético principal), como la de la estrategia de control (algoritmo genético secundario). Los
algoritmos genéticos permiten obtener soluciones satisfactorias al ser aplicados a problemas
con un gran nivel de complejidad, y con tiempos de cálculo muy bajos. Si el número de
combinaciones posibles es muy elevado, utilizando una población del 0.003% de las
combinaciones posibles, con 15 generaciones, es decir, evaluando aproximadamente un 0.04%
de las posibles combinaciones, hay una probabilidad muy elevada de obtener el óptimo o una
solución muy cercana al óptimo [8]. Es decir, que el tiempo de cálculo se puede reducir a
menos del 0.1% con gran probabilidad de obtener el óptimo o una solución muy cercana.
iHOGA también tiene la posibilidad de evaluar todas las posibles combinaciones, tanto de
componentes como de variables de control de la estrategia, es decir, optimización según el
método enumerativo o “fuerza bruta”, sin algoritmos genéticos. Esta posibilidad es factible si
solo se optimiza la combinación de componentes, ya que el número de combinaciones
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posibles no suele ser muy elevado. Sin embargo, en otras ocasiones (si se quiere optimizar
simultáneamente los componentes y la estrategia de control) esta posibilidad no es viable, ya
que el número de combinaciones de componentes y estrategias puede ser enorme, y los
tiempos de cálculo pueden hacerse inviables (del orden de muchos días e incluso meses). Los
algoritmos genéticos permiten encontrar soluciones muy cercanas a la óptima con tiempos de
cálculo muy bajos [8,9].
En resumen, iHOGA es una herramienta informática para el dimensionado óptimo de
instalaciones híbridas contemplando la posibilidad de la inclusión de energías renovables tanto
solar como eólica e hidráulica, junto con sistemas de apoyo basados en acumuladores
(baterías), en grupo electrógeno (generador AC), y en pila de combustible. Para ello emplea
algoritmos genéticos, los cuales hacen un estudio del coste y de las emisiones de
contaminantes hasta llegar a una óptima relación del número y tipo de paneles, el número y
tipo de aerogeneradores, el tipo de turbina hidráulica, el número y tipo de baterías, el tipo de
generador AC, el tipo de electrolizador, el tipo de pila de combustible, el tanque de H2, el tipo
de inversor, la potencia del rectificador, la corriente del regulador de carga de las baterías y la
estrategia de operación de la instalación (ver Anexo 2 para más información sobre las
estrategias de control). Esto sería para el caso más general, donde todos los elementos están
presentes. No obstante, lo habitual es que el sistema se componga solo de algunos de los
posibles componentes.
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1.1 Optimización del sistema.
En el Anexo 1 hay más información sobre el método de optimización de los “Algoritmos
Genéticos”.
iHOGA, bien mediante el algoritmo genético principal, o bien mediante el estudio de todas las
combinaciones posibles (si no es un número muy elevado), obtiene la configuración óptima de
paneles fotovoltaicos, aerogeneradores, turbina hidráulica, baterías, generador AC, pila de
combustible, electrolizador e inversor que minimiza los costes totales del sistema a lo largo de
su vida útil actualizados al momento inicial, es decir, el Valor Actual Neto (VAN)
1
del
sistema, en el caso de optimización mono-objetivo. En el caso de multi-objetivo
[2,5,6,11,15,16], iHOGA busca tanto soluciones con bajos VAN como soluciones con bajas
emisiones de CO2 o con baja energía no servida. En la versión 2.1 PRO+ se ha añadido otros
dos posibles objetivos para maximizar: el Índice de Desarrollo Humano y la Creación de
empleo.
iHOGA también obtiene, para cada configuración de componentes que proporciona el
algoritmo principal, la estrategia de control (combinación de variables de control, ver Anexo 2
para más información sobre las estrategias de control) más adecuada para minimizar los costes
(mediante el algoritmo secundario).
Así, para cada posible solución obtenida a partir de ambos algoritmos, puede calcularse el
coste total trasladado al momento inicial de la instalación (VAN), que incluye:

Los costes iniciales del sistema (adquisición de los distintos componentes del sistema).

El coste del combustible del generador AC (gasoil normalmente)
1
Realmente el Valor Actual Neto (VAN) indica la rentabilidad de una inversión, y es la suma de los distintos
ingresos menos los gastos trasladados al inicio de la inversión, siendo mejor inversión cuanto mayor es el VAN.
No obstante, en los casos a optimizar con iHOGA los flujos de caja suelen ser todos gastos (costes de
adquisición, de reposición, de mantenimiento, de gasoil, etc) y no suele haber ingresos, con lo que lo que aquí
llamamos “VAN” realmente deberíamos llamar Coste Actual Neto (CAN), el equivalente al inglés Net Present
Cost (NPC). Sin embargo, este término en español no suele usarse, por eso usamos “VAN”, aunque debe quedar
claro que estamos hablando de costes, con lo que cuanto menor sea nuestro VAN mejor será la inversión (menor
Coste Actual Neto).
iHOGA permite la opción de vender el Hidrógeno sobrante del tanque así como la energía eléctrica sobrante a la
red AC (también permite comprar de la red AC la energía no servida por el sistema autónomo). En esos casos,
iHOGA contabiliza los ingresos por ventas como valores negativos, ya que deben restarse a los gastos de
adquisición de componentes, reposición, mantenimiento, etc. Puede darse el caso en que los ingresos por venta
de energía sean superiores a los gastos de la instalación, con lo que el “VAN” salga negativo. Esto simplemente
quiere decir que la instalación tendrá beneficios netos (ya que valores positivos eran gastos, es decir, costes), y
cuanto más negativo sea el “VAN” más rentable será la instalación.
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El coste del combustible de la pila de combustible en el caso de que consuma
combustible externo, es decir, no generado por un electrolizador.

Los costes de operación y mantenimiento de los distintos componentes.

Los costes de la compra de la energía eléctrica no servida por las fuentes renovables a
la red AC (en su caso).

Los costes de reposición de los elementos cuya vida es inferior al periodo de estudio
(que suele ser 25 o 30 años, y suele coincidir con la duración de los paneles
fotovoltaicos).

Los ingresos (que se restan de los costes) por venta de energía eléctrica sobrante a la
red AC así como por venta de H2 generado sobrante (en su caso).

Los ingresos (que se restan de los costes) por venta de los distintos componentes (si
todavía les queda vida residual) al terminar el período de estudio o vida útil de la
instalación. Los ingresos por estas ventas se suponen proporcionales a la vida que les
queda a los distintos componentes.
También se obtienen las emisiones totales de CO2 incluyendo las generadas por el
combustible del generador AC, así como las generadas en la fabricación, transporte y reciclaje
de los componentes, y las generadas en la energía eléctrica comprada a la red, en su caso. El
resultado se obtiene en kg de CO2 por año (las emisiones de fabricación, transporte y reciclaje
de los componentes se dividen por el número de años de vida útil del sistema).
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1.2 Simulación del sistema.
Para cada combinación de componentes y variables de control se simula el sistema durante un
año completo, ya que se considera que todos los años de la vida útil del sistema serán iguales.
Es decir, los resultados que se obtienen en la simulación para un año se supone que son
iguales para el resto de los años de la vida útil de la instalación. Durante ese año, en intervalos
de 1 h, se obtienen todas las variables para definir el comportamiento del sistema, partiendo de
las características de los elementos que componen el sistema, de las variables de control, de
los datos de demanda energética y de los datos climatológicos. Consideramos el sistema
semiestacionario, de forma que en cada intervalo de una hora las distintas variables del
sistema permanecen constantes.
Si el modelo de baterías es el de Schiffer (Schiffer et al., 2007) [27], donde se tiene en cuenta
el modelo de envejecimiento de las baterías (por degradación y corrosión), no todos los años
son iguales, sino que la simulación se realiza ininterrumpidamente hasta que las baterías
terminan su vida útil. A partir de ese momento, se repite el ciclo.
En el caso más general, con todos los componentes del sistema presentes, cada hora del año
deben estimarse las siguientes variables: la potencia generada por las fuentes renovables, que
depende de la irradiación solar, el viento y el caudal hidráulico en esa hora, la energía
eléctrica consumida por la cargas (tanto AC como DC) y la cantidad de consumo de H2
externo, que depende de la cargas previstas para esa hora, el Estado de Carga de las Baterías
(State of Charge, SOC), así como la cantidad de H2 disponible en el tanque de hidrógeno y la
cantidad de agua disponible en el depósito de agua.
La irradiación solar horaria se puede calcular a partir de los datos mensuales mediante el
modelo de Graham (1990) [17], que conlleva variabilidad estadística, o mediante el modelo de
Liu y Jordan, 1960 [18] y Hay y Davis, 1978 [19] y Rietveld [20], utilizando distintas
correlaciones: Liu and Jordan (1960) [18], Collares-Pereira (1979) [21] y Erbs et al (1982)
[22].
El estado de carga de las baterías, así como la intensidad máxima admisible por ellas pueden
calcularse según varios modelos, a elegir por el usuario: Modelo Ah (propuesto por
Schuhmacher en 1993) [23], Modelo KiBaM (Manwell y McGowan, 1993) [24], modelo
Copetti (Copetti et al., 1993 y 1994) [25,26], Modelo Schiffer (Schiffer et al., 2007) [27].
El cálculo de la vida estimada de las baterías es muy importante, puesto que influye en los
costes de reposición de éstas y por tanto en el coste total del sistema. En las primeras
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versiones del programa se realizaba según el método simplificado de los Ciclos Equivalentes
(utilizado por otros programas de optimización como HOMER). Se puede elegir entre este
método y otro más complejo y preciso, el método del Conteo de Ciclos o Rainflow según el
algoritmo de Downing (Downing y Socie 1982) [28], utilizado por programas con simulación
más precisa (como HYBRID2) [29]. En la versión actual se ha añadido el método propuesto
por Schiffer et al [27], modelo mucho más preciso, que incluye el envejecimiento por
corrosión (puede verse una comparativa de los distintos modelos en [38], donde se comprueba
que el modelo de Schiffer da resultados muy parecidos a los reales, mientras que en algunos
casos los otros modelos predicen la duración de las baterías del orden de 2 o 3 veces superior
a la duración real).
Una vez calculado el sistema durante todas las horas de un año, iHOGA conoce los distintos
parámetros que van a determinar el VAN del sistema a lo largo de su vida útil: consumo de
combustible, energía ciclada por las baterías, horas de funcionamiento de los distintos
componentes, emisiones de CO2, etc. Con esos datos, se puede saber el coste anual de los
combustibles, el coste de operación y mantenimiento, además del coste inicial de adquisición
de los elementos. También puede saberse cuánto tiempo tardará cada elemento en necesitar
ser reemplazado. Finalmente, actualizando o trasladando todos esos costes al momento inicial
de la inversión, se obtiene el VAN del sistema, y se ve por tanto lo adecuada que es esa
combinación de elementos y variables de control.
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2. INSTALACIÓN Y EJECUCIÓN DE LA APLICACIÓN
2.1 Instalación
El programa funciona bajo Windows XP o superior. Se recomienda una configuración de
pantalla mínima de 1152x864 pixeles. Valores inferiores harán que algunas pantallas del
programa no se visualicen enteras con lo que habrá que utilizar las barras de desplazamiento.
También se recomienda que el tamaño de texto de Windows sea mediano (si es grande puede
que no se visualicen bien los textos del programa, algunos textos pueden montarse sobre
otros). Estos requerimientos los cumplen por defecto la mayoría de los ordenadores que se
fabrican hace algunos años.
Para instalar la aplicación doble clic en el archivo autoinstalable llamado iHOGA
con el número de la versión.
Aparecerá la siguiente pantalla:
Tras pulsar “Siguiente” aparece una pantalla de licencia para un determinado tiempo, que hay
que aceptar, y otra pantalla donde nos pide la ubicación de la instalación.
Continuamos y el programa se instala.
Dentro del directorio de instalación del programa, existe una carpeta llamada “Proyectos”, con
varios ejemplos de sistemas híbridos.
Importante: Las tablas de las bases de datos que utiliza iHOGA se almacenan en el
directorio “Tablas” dentro del directorio de instalación. Se recomienda copiar dicho
directorio “Tablas” a parte y renombrarlo por ejemplo “Tablas originales” por si en un
futuro necesitamos las tablas originales.
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2.2 Ejecución
Para ejecutar la aplicación podremos hacer varias cosas:

Desde el menú Inicio, buscar iHOGA.

Desde el escritorio, doble clic en el icono de iHOGA.
Importante:
Todas las versiones del software necesitan de la conexión de internet para comprobar que
la licencia está activa. Si no se dispone de conexión, no funcionará.
La conexión a internet se requiere únicamente al arrancar el software, para adquirir la
fecha actual desde internet y comprobar la validez de la licencia. En ningún caso se enviará
información del ordenador del usuario a internet.
Si antes de arrancar el software su conexión a internet está descargando y/o subiendo
ficheros de/a internet que consumen gran cantidad del ancho de banda (por ejemplo
programas de descarga directa como Jdownloader o programas de intercambio como emule,
Torrent, etc.), es posible que iHOGA no pueda conectar con el servidor de fecha y no
funcione. Para evitarlo, antes de arrancar el software limite el ancho de banda consumido
por dichos programas.
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3. INTRODUCCIÓN DE DATOS
Al abrir el programa aparece una pantalla inicial donde, en el menú “Proyecto” se puede elegir
entre crear un nuevo proyecto, abrir un proyecto ya existente o salir de la aplicación.
Versión PRO+:
La primera vez que ejecutamos el programa en la versión PRO+, el programa nos pedirá el
nombre de usuario y las claves que el usuario habrá recibido tras la compra de la licencia del
software.
Una vez introducido el nombre de usuario y las dos claves, pinchando en “VALIDAR”,
aparece un campo de texto donde se debe indicar la dirección de correo electrónico donde se
quiere recibir la clave de activación.
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A continuación se pincha en “Solicitar clave activación”.
Bajo el botón “Solicitar clave activación” aparece un mensaje indicando copiar el texto de la
ventana inferior y enviarlo por correo electrónico.
Enviar correo a: rdufo@unizar.es
Asunto: Activación iHOGA 2.2 solicitada por (Nombre de usuario)
Mensaje: …… (copiarlo y pegarlo en el contenido del mensaje del correo electrónico)
Importante: antes de pinchar el botón “Cerrar programa”, asegúrese de haber copiado
el contenido de la ventana y haberlo enviado por e-mail al correo a rdufo@unizar.es con
el asunto: Activación iHOGA 2.2 solicitada por...
En el transcurso de 1 o 2 días recibirá por e-mail la clave de activación.
A continuación pinchando en el botón “Cerrar Programa”, aparece una pantalla solicitando
confirmación y el programa se cierra.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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La próxima vez que arranquemos el software, nos pedirá la clave de activación. Si ya la
hemos recibido, la copiamos y pegamos en el campo de texto y tras Aceptar aparecerá la
pantalla de comienzo del programa indicando el usuario y la duración de la licencia.
Deberemos tener conexión a internet, de lo contrario no se podrá activar el software.
Importante:
Todas las versiones del software necesitan de la conexión de internet para comprobar que
la licencia está activa. Si no se dispone de conexión, no funcionará.
La conexión a internet se requiere únicamente para adquirir la fecha actual desde internet
y comprobar la validez de la licencia. En ningún caso se enviará información del ordenador
del usuario a internet.
Ya no se volverá a solicitar ningún dato de claves las próximas veces que se abra o cree un
nuevo proyecto.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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Cambiar la moneda que utilizará iHOGA por defecto:
La primera vez que creamos un nuevo proyecto (menú Proyecto->Nuevo), iHOGA pregunta si
queremos una moneda distinta al Euro (€) como moneda que utilizará por defecto el software.
Atención, iHOGA solo preguntará por el cambio de moneda que usará por defecto esta
primera vez que creemos un proyecto. Si no se cambia en este momento, como moneda por
defecto se mantendrá el Euro.
Para cambiar la moneda por defecto más adelante:
1º Ir al directorio de instalación y borrar el archivo moneda.hog.
2º Copiar las tablas originales (que tras instalar el software las habremos copiado y
guardado en otro directorio llamado “Tablas originales”, ver final pág. 20) en el directorio
“Tablas” dentro del directorio de instalación, borrando las anteriores.
3º Volver a crear un proyecto y cambiar la moneda
Si queremos mantener como moneda por defecto el €, debemos pinchar el botón “Cancel”. Si
queremos utilizar por defecto otra moneda distinta, pincharemos “OK”.
Al pinchar “OK” aparece la pantalla siguiente, donde podemos fijar la nueva moneda. Se
puede elegir entre Euro (€), US Dólar (€) y otra, que habrá que definirla.
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Si elegimos otra moneda, aparece un cuadro de texto a la derecha donde debemos decir su
nombre abreviado. Debajo debemos indicar la equivalencia entre el Euro y la nueva moneda.
Si pinchamos el botón “Cancelar”, se mantendrá el Euro como moneda por defecto y las
bases de datos y datos por defecto no se alterarán. No obstante, la próxima vez que se cree un
nuevo proyecto, volverá a preguntarnos si queremos cambiar la moneda por defecto.
Si pinchamos “Aceptar”, la nueva moneda será la que usará iHOGA por defecto, y los valores
económicos que usa el programa por defecto y los datos de costes de las bases de datos se
multiplicarán por el factor que hemos fijado como equivalencia entre monedas. Las próximas
veces que creemos un nuevo proyecto o abramos un proyecto existente, el programa ya no
volverá a preguntar por el cambio de moneda. No obstante, en cada proyecto, se puede definir
una moneda distinta a la moneda por defecto.
Crear un nuevo proyecto:
Si elegimos Nuevo Proyecto, el programa nos pedirá el nombre del proyecto y la ubicación
donde deseamos que se cree el proyecto.
Una vez pulsado “Guardar”, el programa creará un archivo con el nombre que le hemos dado
al proyecto y extensión .hoga, además de una carpeta con el mismo nombre, en el mismo
directorio donde hemos creado el proyecto. En la carpeta el programa colocará las tablas y
archivos necesarios para la ejecución del proyecto.
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Atención: Si la ruta desde la raíz hasta el directorio del proyecto es demasiado larga (más
de 55 caracteres), las tablas tipo Paradox que utiliza el programa no funcionan, y cuando
abramos el proyecto dará un mensaje de error. En ese caso, ubicar el proyecto en un
directorio con ruta de menos caracteres.
Si el sistema operativo es Windows Vista o 7 normalmente no dejará guardar proyectos
directamente en C:\
La siguiente pantalla ya es la principal del programa, aunque en el centro aparece la siguiente
ventana, donde pregunta si queremos los valores por defecto.
Los valores por defecto son para la irradiación de Zaragoza, un consumo de energía
predeterminado, y como elementos del sistema paneles fotovoltaicos, baterías y generador AC
diesel. Si decimos que sí, carga dichos valores. No obstante, podemos cambiarlos y añadir o
quitar componentes. Si decimos que no, tenemos que entrar en las distintas ventanas de los
distintos componentes para aceptar los que salen por defecto, o cambiarlos.
Abrir un proyecto existente:
Si elegimos Abrir un proyecto ya existente, aparecerá una pantalla donde deberemos buscar la
ubicación del archivo del proyecto que queramos abrir (con extensión .hoga). En el directorio
donde esté el archivo del proyecto debe estar también una carpeta con el mismo nombre,
donde están las tablas que utiliza el programa (cuando se guarda un proyecto nuevo, iHOGA
crea tanto el archivo .hoga como la carpeta con su mismo nombre). En la figura siguiente
puede observarse que abrimos el proyecto “Caso2”, marcando el archivo Caso2.hoga, y se
observa que en el mismo directorio existe una carpeta llamada también Caso2.
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3.1 Pantalla principal
La pantalla principal del programa tiene el siguiente aspecto:
En la pantalla principal existen menús y botones, donde podemos acceder a otras pantallas
donde seleccionar los distintos elementos del sistema.
También aparecen en la pantalla principal 5 pestañas donde se deben introducir datos
necesarios (en la 5ª pestaña se ven los resultados de la optimización en forma de gráfica):
-
DATOS GENERALES
-
TIPO DE OPTIMIZACIÓN
-
ESTRATEGIA DE CONTROL
-
DATOS ECONÓMICOS
-
GRÁFICA RESULTADOS
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3.1.1 Pestaña DATOS GENERALES
En esta pestaña se introducen los datos más importantes:
-
Se indica qué componentes puede tener el sistema.
-
Se indica el número máximo y mínimo permitidos de algunos componentes.
-
Se indican las restricciones que deben cumplirse.
-
Se indica el tiempo máximo de ejecución que queremos permitir y quién selecciona los
parámetros de la optimización (iHOGA o el usuario).
También se indica:
-
La fecha y hora del inicio de la simulación.
-
La posibilidad de comparar con el método del mes peor fotovoltaico-baterías.
COMPONENTES:
El sistema híbrido que aparece por defecto es un sistema Fotovoltaico-Diesel, con baterías. Si
queremos añadir o eliminar componentes, basta con seleccionarlos en “COMPONENTES”.
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Al añadir o quitar un componente, automáticamente el esquema de la parte inferior se
actualiza, y los botones de la parte izquierda que nos introducirán a las pantallas de los
distintos componentes se habilitan o se deshabilitan.
MÍNIMO Y MÁXIMO NÚMERO DE COMPONENTES EN PARALELO:
Se debe señalar el mínimo y el máximo número de componentes que se permite en paralelo
(para baterías, paneles fotovoltaicos y aerogeneradores).
Nota: La conexión en paralelo de más de dos baterías suele ser problemática, siendo lo
recomendable una única rama de baterías, por lo que el número máximo de baterías
permitidas en paralelo debería ser 1 o excepcionalmente 2 (salvo que haya varios
controladores para distintos bancos de baterías)
RESTRICCIONES:
En el cuadro de las RESTRICCIONES debe colocarse el porcentaje de Energía No Servida
máxima permitida (100 · Energía No Servida Anual / Energía Total Anual Demandada por el
sistema). La Energía No Servida es la energía que demandan las cargas y no ha podido servir
el sistema, es decir, es la demanda que no se ha cubierto por el sistema.
Los sistemas que no cumplan con este requisito serán desechados por iHOGA: a cada
combinación de elementos y estrategia de control que encuentra iHOGA que no cumple con el
requisito de Máxima Energía No Servida Permitida, le asigna un VAN de valor infinito
(1E10), indicando que es un mal sistema que no cumple con lo que pedimos.
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Si en la pantalla de CONSUMO (ver sección 3.2) se permite la compra a la red AC de la
energía no servida (marcando la casilla “Comprar a la red eléctrica AC la E no servida por
el sistema autónomo” en la pestaña “COMPRA/VENTA E”), la energía que no sirve el
sistema se compra de la red. Es decir, el porcentaje que pongamos en “Máxima E No Servida
permitida” será el porcentaje de la energía de consumo que como máximo se podrá comprar
a la red, y el resto será necesario que lo cubra nuestro sistema híbrido autónomo. En este
caso, la energía no servida es la no servida por el sistema autónomo, pero esa energía se
compra a la red AC, por lo que toda la demanda se cubre.
Más restricciones:
Pinchando el botón
se accede a una pantalla donde aparecen todas las
restricciones posibles a fijar:
-
Máxima E No Servida por el sistema autónomo permitida (mismo valor que el ya
descrito)
-
Autonomía mínima, en días (suma de la autonomía que dan las baterías, si las hay, más
la que da el almacenamiento en hidrógeno, si lo hay, más el generador AC, si lo hay).
Si hay generador AC (por ejemplo Diesel) por defecto se considera que la autonomía
es infinita (salvo que se desmarque la casilla “si hay generador AC o compra E no
servida a red AC se considerará que la autonomía del sistema es infinita”). Lo mismo
se considera si hay pila de combustible y se utiliza H2 comprado externamente,
también se considera autonomía infinita o si se compra a la red AC la energía no
servida (esto se especifica en la pantalla de Consumo, ver sección 3.2), también se
considera autonomía infinita. Si una combinación no cumple esta autonomía mínima,
se descarta. Para calcular los días de autonomía, la energía consumida durante 1 día
refiere a día de consumo medio (energía consumida durante todo el año dividida por
365).
-
Capacidad nominal del banco de baterías (Ah) < CR x [ Icc (A) del generador
fotovoltaico + Ibus_DC del aerogenerador a 14 m/s ], para que las baterías puedan ser
cargadas correctamente por las fuentes renovables. Si una combinación no cumple esta
inecuación, se descarta. Esta restricción solo se tiene en cuenta en el caso de que
existan paneles fotovoltaicos y baterías.
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Si solo se dispone de aerogenerador y no existe paneles fotovoltaicos, el valor
recomendado de CR es del orden de 10.
Si no se permite aerogenerador y solo hay como fuente renovable la fotovoltaica
(sistemas fotovoltaico-baterías), el valor de CR para que los paneles fotovoltaicos
carguen las baterías se puede estimar según el valor CR recomendado por la Norma
Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos, Versión 2, Thermie B:
SUP-995-96, 1998 (revisado en 2001) es:
Nota: la capacidad nominal para la esta relación se refiere a C20, es decir, para
descarga en 20 horas. Si la capacidad nominal C de las baterías en la pantalla de
baterías, Cn, se ha definido según otro régimen (C40, C100…), habrá que tener en
cuenta que
SLI: Starting, Lighting, Ignition.
Esta restricción no se tendrá en cuenta si se marca la casilla “si hay Generador AC o
Pila Comb combustible externo o Compra E no servida a red AC, no tener en cuenta
esta condición” (marcada por defecto).
-
Fracción renovable mínima (%). Mínimo porcentaje de la demanda que debe cubrirse
con renovables. Si una combinación no cumple esta fracción mínima, se descarta.
-
Coste actualizado de la energía máximo (€/kWh). Máximo precio permitido para el
kWh. Si una combinación no cumple con este valor máximo, se descarta. En el caso de
simular u optimizar sistemas conectados a la red sin consumo energético (solo
generadores, el consumo es 0 kWh), este parámetro no tiene sentido, para evitar que
iHOGA descarte soluciones válidas, indicar un valor muy elevado (por ejemplo 1E10,
puede escribirse así directamente).
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SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA OPTIMIZACIÓN.
Por defecto, el programa selecciona los parámetros más adecuados para la optimización del
sistema, en función del tiempo máximo de ejecución (por defecto 15 minutos, valor que puede
cambiar el usuario) así como de los componentes seleccionados, de las variables de control y
de las combinaciones posibles tanto de componentes como de variables.
Si en un proyecto determinado cambiamos el valor del máximo tiempo de ejecución por
ejemplo a 1 minuto, aparece la pantalla siguiente, donde se nos informa de la selección de los
parámetros de la optimización: método enumerativo o algoritmos genéticos, tanto para el
algoritmo principal (combinación de componentes) como para el algoritmo secundario
(estrategia de control), y el tiempo de cálculo que utilizaría cada caso. En este caso, para que
el tiempo máximo de ejecución no supere 1 minuto, selecciona el método de los algoritmos
genéticos para la combinación de componentes y el método enumerativo para la estrategia de
control (solo hay 1 combinación ya que la estrategia de control no la queremos optimizar).
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33
Notas:
Si el modelo de baterías es el Schiffer, mucho más preciso que los demás (ver ref. [38]), el
tiempo de cálculo es varias veces superior, ya que las simulaciones cuestan mucho más
tiempo. Esto ya lo tiene en cuenta iHOGA para estimar el tiempo de cálculo.
Si en las estrategias de control se marca “Probar ambas”, el tiempo de cálculo es algo
superior. Esto ya lo tiene en cuenta iHOGA.
También aparece esta pantalla cuando pasamos con el ratón sobre la zona de los parámetros de
la optimización o sobre la zona donde fijamos los números mínimos y máximos de
componentes o sobre la zona de las variables de control, y al cambiar algún dato se actualiza.
Lo recomendable es dejar que iHOGA seleccione los parámetros de la optimización.
No obstante, si el tiempo máximo de ejecución que le permitimos es demasiado pequeño,
iHOGA nos informará del mínimo tiempo que debe dedicarse a la búsqueda del óptimo para
llegar a él o a una solución cercana con elevada probabilidad.
El usuario puede ver los parámetros seleccionados por iHOGA mediante el botón “Ver
Parámetros”. También puede decidir él mismo los parámetros de la optimización,
seleccionando “USUARIO” en lugar de “iHOGA”, en ese caso el tiempo máximo de
ejecución se deshabilita.
Por defecto está seleccionada la casilla
, de forma que, si el tiempo
máximo es muy pequeño, es posible que el programa no lo respete, ya que si el número de
combinaciones posibles es muy elevado, con ese tiempo de cálculo no podría garantizarse
obtener la combinación óptima o un cercano al óptimo. Por ejemplo, si en el proyecto que
aparece por defecto le fijamos un tiempo máximo de ejecución de 0,1 minutos (6 segundos),
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34
aparece la siguiente pantalla, informándonos iHOGA de que el tiempo mínimo necesario para
el cálculo es de 24 segundos.
Al pinchar en el botón “Ver Parámetros” aparece la siguiente pantalla:
Si el número de combinaciones es muy elevado pero queremos realizar la optimización en un
tiempo muy corto, deberemos reducir el número de combinaciones posibles. La mejor forma
es eliminar variables de control a optimizar, ya que tienen menos efecto que los componentes.
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Lo recomendable es que el usuario deje en manos de iHOGA los parámetros de la
optimización. No obstante, en el Anexo 1 se explican más detalles acerca de los algoritmos
genéticos y la selección de los parámetros de la optimización.
INICIO DE LA SIMULACIÓN
Debe fijarse la hora y fecha del inicio de la simulación.
En esa hora y fecha las baterías (si las hay) comienzan la simulación con un porcentaje del
estado de carga que se fija en la pantalla de BATERÍAS (ver sección 3.9). El tanque de
hidrógeno (si lo hay) comienza la simulación con una carga que se fija en la pantalla de los
componentes del HIDRÓGENO (ver sección 3.14) y el depósito de agua (si hay consumo de
agua previamente bombeada) comienza con una capacidad fijada en la pantalla de
CONSUMO (ver sección 3.2). Normalmente esta fecha en la que se inicia la simulación no
afecta casi en el comportamiento global esperado del sistema.
COMPARACIÓN CON EL MÉTODO DEL MES PEOR (FOTOV.-BATERIAS)
En el siguiente cuadro puede seleccionarse si se quiere ver una comparación entre los
resultados del sistema híbrido y un sistema Fotovoltaico puro (con baterías de
almacenamiento), calculado según el Método del Mes Peor. En el caso de seleccionarlo, habrá
que colocar el número de días de autonomía que queremos para que las baterías puedan dar la
energía necesaria. Hay que tener en cuenta que para poder seleccionarlo debemos tener
seleccionados como componentes paneles fotovoltaicos y baterías.
3.1.2 Pestaña TIPO DE OPTIMIZACIÓN
En esta pestaña se elige entre optimización MONO-OBJETIVO (económica) o MULTIOBJETIVO (varios objetivos).
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Por defecto el sistema se optimiza mono-objetivo, con lo que el programa buscará la solución
más económica (menor coste total a lo largo de la vida útil, VAN). Si el método de
optimización es mediante algoritmos genéticos (y no mediante el método enumerativo), en
cada generación, el programa ordena las soluciones por coste, de forma que las de menos
coste tienen más posibilidades de reproducirse, y de pasar a la siguiente generación. De hecho,
la mejor siempre pasa intacta a la siguiente generación, sin mutar (elitismo). En pantalla,
cuando vaya transcurriendo la ejecución de la optimización mono-objetivo, veremos la gráfica
del coste de la mejor solución de cada generación, además de la tabla con las características de
la mejor solución de cada generación.
Optimización multi-objetivo:
Si marcamos la casilla de “MULTI-OBJETIVO”, la optimización será multi-objetivo, es
decir, que habrá dos objetivos a minimizar.
El multi-objetivo [2,5,6,11,15,16] puede ser Coste total (VAN) frente a Emisiones de CO 2 o
bien Coste total (VAN) frente a Energía No Servida (en este caso habrá que colocar el valor
máximo permitido de Energía No Servida en su respectiva casilla, ya comentada
anteriormente), o triple. También se puede definir otro tipo de optimización, en cuyo caso se
pueden incluir como objetivos el Índice de Desarrollo Humano (IDH) y la Creación de
Empleo (maximizarlos).
Si se selecciona “Otro”, aparece un panel a la derecha, donde se puede definir la optimización
multiobjetivo doble, triple o de los 5 objetivos.
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37
Los objetivos en muchas ocasiones son contradictorios, con lo que el programa dará varias
soluciones, unas de menor coste y otras de menores emisiones o de menor Energía no servida.
El programa ordena las soluciones o individuos de mejor a peor, teniendo en cuenta que una
solución es tanto mejor cuanto menos soluciones la “dominan” (una solución es dominada por
otra si esta tiene mejores ambos objetivos, en nuestro caso si tiene menor VAN y además
menores emisiones de CO2 o menor Energía No Servida). Por tanto, las mejores soluciones
serán las “no dominadas” (dominadas por 0 soluciones), las siguientes mejores serán las
dominadas por 1, tras las cuales irán las dominadas por 2, ... Como no hay una solución “no
dominada” mejor que otra solución “no dominada”, la aptitud que tendrán para la
reproducción será igual para todas las “no dominadas”, es decir, todas las “no dominadas”
tendrán la misma probabilidad de reproducirse. Lo mismo se puede decir para todas las
dominadas por 1, etc. En pantalla, mientras va transcurriendo la optimización multi-objetivo,
el programa va dibujando la gráfica de los individuos de cada generación, las Emisiones o la
Energía No Servida frente al VAN para cada individuo (a este gráfico se le denomina
“Pareto”), y también se ven en la tabla las soluciones.
Cuando se obtiene una nueva generación, se vuelve a dibujar la gráfica y la tabla con los
individuos de la nueva generación.
Se puede elegir del cuadro la casilla “Ver solo No dominadas”. Si dicha casilla está
seleccionada, veremos tanto en la gráfica como en la tabla solo las soluciones no dominadas.
El algoritmo Multi-Objetivo implementado está basado en el SPEA (Strength Pareto
Evolutionary Algorithm) y en el SPEA 2.
Para evitar que el número de no dominadas sea cercano al de la población, y se sature el
conjunto de no dominadas con soluciones muy próximas entre sí que no aportan variedad, el
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usuario introduce el máximo porcentaje de VAN que cualquier no dominada puede superar
respecto a la no dominada con menor VAN, así como el máximo número permitido de
soluciones no dominadas.
Es decir, si por ejemplo la no dominada con VAN menor tiene un VAN de 100.000 €, y el
porcentaje especificado es 60%, cualquier no dominada cuyo coste sea superior a 160.000 €
será eliminada (siempre que el número de no dominadas exceda del máximo número de
soluciones no dominadas permitido). Si, una vez eliminadas las que superan el coste máximo
permitido, sige habiendo más no dominadas que el número máximo permitido, se realiza el
truncamiento, viendo, para cada pareja de soluciones no dominadas adyacentes en el diagrama
del pareto, el módulo de la distancia que las separa. De la pareja más cercana, se elimina la
solución que está más cerca de la que tiene adyacente por el otro lado.
También hay que elegir cada cuántas generaciones queremos que el programa guarde el
Pareto, es decir, guarde los valores de VAN y emisiones de los individuos de esa generación.
El programa por defecto guarda además la primera y la última generación. Una vez acabada la
simulación, pulsando el botón “Exportar Paretos”, podremos guardar como fichero ASCII los
valores de los Paretos de las generaciones que el programa ha ido guardando.
3.1.3 Pestaña ESTRATEGIA DE CONTROL.
En esta pestaña se decide la estrategia global de control y las variables a optimizar.
Existen dos posibles estrategias de control globales:
o SEGUIMIENTO DE LA DEMANDA (“load following”): En esta estrategia,
en sistemas que incluyen baterías y generador (diesel, gasolina…), cuando la
energía procedente de las fuentes renovables no es suficiente para cubrir la
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demanda, el resto de energía la cubrirán las baterías. Si las baterías no pueden
cubrir toda la demanda, el generador funcionará para cubrir el resto de la
demanda. Lo mismo puede decirse para la pila de combustible, si existe en el
sistema en lugar del generador.
o CARGA CÍCLICA (“cycle charging”), con o sin la opción de “seguimiento
hasta SOC setpoint”. La diferencia con la estrategia anterior es que cuando el
generador debe entrar porque la demanda no puede cubrirse por parte de las
baterías, funcionará a su potencia nominal, de forma que la potencia que no
necesitan las cargas se utilizará en cargar las baterías. Si la opción “Seguir
hasta SOC stp” está activada, el generador seguirá funcionando a la potencia
nominal hasta que el estado de carga de las baterías lleguen al valor de la
variable SOC setpoint generador, que por defecto es del 95%.
Para ambas estrategias, se tiene la posibilidad de optimizar las distintas variables de control, si
bien algunas no tienen sentido dependiendo de la estrategia global elegida.
El número máximo de variables es 12 (ver Anexo 2). No obstante, dependiendo de los
elementos elegidos, habrá más o menos variables posibles a optimizar. Por ejemplo, en el caso
de la figura, no tenemos seleccionado como componente la pila de combustible (ni el
electrolizador por tanto), con lo que las variables Plímite_Carga, P1pila, P2, Pmin_pila, Pcrítica_pila,
SOCstp_pila y H2TANKstp no tienen sentido, y el programa no nos deja elegirlas.
Estrategia “Seguimiento de la demanda”:
Si se elige la estrategia “Seguimiento de la Demanda”, las variables P crítica_gen y
Pcrítica_pila se fijan en 0 W. Es decir, el generador (o la pila de combustible) en principio
nunca funcionará a la potencia nominal para intentar cargar las baterías. Cuando deba
funcionar, funcionará a la potencia necesaria para cubrir estrictamente la demanda.
Esta estrategia implica que SOCstp_gen y SOCstp_pila sean igual a SOCmin.
Sin embargo, es posible optimizar dichas variables, al igual que el resto de variables.
En caso de optimizar estas variables, si el software por ejemplo en un determinado
caso elige que Pcrítica_gen = 1000 W y SOCstp_gen = 75%, significará que:
o Para cada hora, si el generador tiene que suministrar una potencia superior a 0
pero inferior a 1000 W, funcionará a la potencia nominal, cargando las baterías
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con la potencia sobrante hasta el 75% de SOC (intentará llegar a este valor del
SOC solo durante esa hora, no seguirá las siguientes). Es decir, para esa hora,
la estrategia de hecho será “Carga cíclica” sin seguimiento hasta SOC stp.
o Para cada hora, si el generador tiene que suministrar una potencia superior a
1000 W, funcionará a la potencia estrictamente necesaria para suministrar la
demanda, sin intentar cargar las baterías. Es decir, para esa hora, la estrategia
de hecho será “Seguimiento de la demanda”.
Estrategia “Carga cíclica”:
Si se elige la estrategia “Carga cíclica”, las variables P crítica_gen y Pcrítica_pila se fijan en un
valor muy elevado, 1010 W (asegurando de esta forma que ninguna carga sobrepasará
ese valor). Es decir, el generador (o la pila de combustible) en principio funcionará
siempre que tenga que hacerlo, a la potencia nominal para, además de cubrir la
demanda, intentar cargar las baterías hasta el SOC setpoint_gen (o hasta el
SOCsetpoint_FC si se trata de la pila de combustible). Funcionará solo la hora en que
deba cubrir la demanda que falta o también las siguientes, dependiendo de si está
seleccionada la opción “continuar hasta SOCstp. Por defecto SOCstp_gen y SOCstp_pila
son el 95%.
Sin embargo, es posible optimizar dichas variables, al igual que el resto de variables.
En caso de optimizar estas variables, si el software por ejemplo en un determinado
caso elige que Pcrítica_gen = 1000 W y SOCstp_gen = 75%, significará que:
o Para cada hora, si el generador tiene que suministrar una potencia superior a 0
pero inferior a 1000 W, funcionará a la potencia nominal, cargando las baterías
con la potencia sobrante hasta el 75% de SOC (intentará llegar a este valor del
SOC solo durante esa hora si la opción “Seguir hasta SOC stp” no está
activada, mientras que si dicha opción sí está activada, el generador seguirá las
siguientes horas hasta alcanzar el 75% de SOC). Es decir, para esa hora, la
estrategia de hecho será “Carga cíclica” con sin seguimiento hasta SOC stp
(dependiendo de la opción “Seguir hasta SOC stp”).
o Para cada hora, si el generador tiene que suministrar una potencia superior a
1000 W, funcionará a la a la potencia estrictamente necesaria para suministrar
la demanda, sin intentar cargar las baterías. Es decir, para esa hora, la estrategia
de hecho será “Seguimiento de la demanda”.
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41
Probar ambas estrategias:
Si se selecciona la opción “Probar ambas estrategias”, el software tendrá en cuenta las
dos estrategias. Sin embargo, en este caso, no se podrán optimizar las variables
Pcrítica_gen y Pcrítica_pila.
De las variables permitidas para ser optimizadas, podemos elegir todas o solo algunas (en ese
caso las variables que no elijamos no se optimizarán). Si no marcamos como optimizables las
variables Plímite_Carga, P1gen, P1pila o P2, el factor corrector se quedará fijo en 1, es decir, nos
quedaremos siempre con el valor de cálculo (o con el valor especificado en la pantalla que
aparece al pulsar “Fijar Valores”). Si no marcamos como optimizables las variables Pmin_gen,
Pmin_pila, SOCmin, Pcrítica_gen, Pcrítica_pila, SOCstp_gen, SOCstp_pila o H2TANKstp el factor corrector
estará fijo en 0, es decir, Pmin_gen, Pmin_pila, SOCmin serán los valores mínimos recomendados por
el fabricante, Pcrítica_gen, Pcrítica_pila y y H2TANKstp serán 0, y SOCstp_gen, SOCstp_pila serán igual a
SOCmin.
IMPORTANTE: Si hay muchas variables de control a optimizar, el número de
combinaciones posibles es muy elevado, por lo que la optimización tardará mucho tiempo,
o, si se le permite poco tiempo, será difícil conseguir el óptimo. Hay que tener en cuenta que
las variables de control en general afectan menos que los componentes en el coste total del
sistema.
El valor de la “Precisión variables” es el número de posibles valores que puede tener cada
variable. Si es un número pequeño, la precisión será baja, mientras que si es elevado, tendrá
gran precisión, aunque también muchos posibles combinaciones de valores de variables, con
lo que la optimización puede alargarse.
El botón “Fijar Valores” nos lleva a una pantalla donde podemos fijar, para cada variable no
marcada en el cuadro anterior (es decir, que no se va a optimizar), si queremos que se fije al
valor calculado por el programa o al valor que nosotros queramos.
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3.1.4 Pestaña DATOS ECONÓMICOS.
En esta pestaña debemos introducir datos para el cálculo económico: Período de estudio (suele
coincidir con la vida de los paneles fotovoltaicos, unos 25 años), Intereses del mercado (I) ,
Inflación general esperada (para los costes de operación y mantenimiento de los distintos
componentes, así como para el coste de reposición de los componentes no afectados por
inflaciones particulares) (g) (con estos dos valores el programa calcula la tasa de descuento,
un valor cercano a la resta de ambos [Tasa de descuento = (I-g)/(1+g/100)], que será el valor
que utilizará para actualizar, es decir, trasladar al momento inicial, los distintos costes a lo
largo de los años del periodo de estudio y por tanto obtener el VAN). También debe
introducirse el coste del cableado e instalación del sistema, mediante un valor fijo y un
porcentaje del coste total del sistema.
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Cambio de moneda:
La moneda por defecto es el Euro (o la que se haya definido la primera vez que se creó un
nuevo proyecto). Se puede cambiar de moneda, al dólar o a otra a definir. En cualquier caso,
al cambiar de moneda siempre hay que fijar la equivalencia con la moneda anterior.
Si se marca la casilla “Multiplicar costes por factor de conversión”, todos los costes utilizados
por el programa, incluidas las bases de datos, se convertirán con dicho factor, cambiando la
moneda. También se cambian los costes de los resultados, si el proyecto ya se ha calculado
(salvo que se utilice el análisis de sensibilidad, que, en ese caso, es obligatorio hacer el cambio
de moneda antes de realizar los cálculos). Si no se marca, se mantendrán los valores
numéricos, cambiando únicamente la moneda. Las bases de datos también cambian. Si
posteriormente se quiere cambiar de nuevo a la moneda por defecto, el factor de conversión
aparece calculado por el programa, no podemos modificarlo, ya que es el necesario para
obtener los valores iniciales.
Al cerrar el programa, se deshace el cambio en las bases de datos, de forma que estas se
almacenan, para posteriores proyectos, en euros.
Atención: Si se ha cambiado la moneda en un proyecto, cuando hayamos finalizado el
proyecto se debe cerrar el programa antes de abrir otro proyecto o antes de crear otro
proyecto nuevo.
Préstamo:
En el cuadro de la derecha se puede indicar la financiación de la inversión mediante préstamo.
Por defecto, el 80% del coste total inicial de la inversión se financia por préstamo (valor que
puede cambiar el usuario). Se debe indicar el interés del préstamo y los años para devolverlo.
El préstamo debe ser según cuota constante, sistema francés (todos los años se debe pagar el
mismo importe).
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3.1.5 Pestaña GRÁFICA RESULTADOS.
En esta pestaña, una vez que se ha calculado el sistema, aparece la gráfica donde se representa
gráficamente el coste total (VAN) de las distintas soluciones, así como las emisiones de CO2.
En el caso de multi-objetivo, se representan un objetivo frente al otro.
3.1.6 Tensiones del sistema
En la parte inferior izquierda de la pantalla principal hay un cuadro donde especificamos las
tensiones DC y AC del sistema. La tensión DC es habitual que sea múltiplo de 12 V,
eligiéndose 12 V para sistemas con muy poco consumo energético y aumentándose la tensión
DC conforme aumenta el consumo del sistema.
Si cambiamos alguna de estas tensiones, después de haber aceptado las ventanas de los
distintos componentes, aparecerá un mensaje diciendo que verifiquemos que los componentes
sirven para esta tensión.
3.1.7 Botones y menús de la pantalla principal
En la parte superior izquierda de la pantalla principal tenemos los menús: Proyecto, Datos,
Calcular, Informe y Ayuda.
En la parte izquierda de la pantalla principal hay una serie de botones con los que podemos
acceder (al igual que con los menús) a las pantallas del Consumo, de los Recursos
(Irradiación, Viento e Hídrico) y de los diversos Componentes. Existe un botón de
PREDIMENSIONAR que calcula los tamaños máximos recomendados para cada
componente. Otros botones son “IDH y EMPLEO”, “Análisis de Sensibilidad” y “Análisis de
Probabilidad”. También hay un botón de calcular y otro para visualizar el informe de la mejor
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solución (una vez calculado). Sólo están habilitados los botones y
menús necesarios, es decir, si algún componente no ha sido elegido
(ver 3.1.3. Selección de componentes), los botones y submenús
asociados a él no están habilitados.
Una vez aceptada la pantalla a la que hemos accedido desde un botón
(o desde un submenú), tanto el botón como el menú aparecen con un
símbolo de que esa pantalla ya ha sido verificada (
botones y
para los
para los submenús).
Cuando se han aceptado todas las pantallas asociadas a los elementos
elegidos para el sistema, el botón y el menú de calcular se habilitan.
También se habilitan los botones de Análisis de Sensibilidad y
Análisis de Probabilidad.
Una vez calculado el sistema, el botón y el menú del Informe
(informe de la mejor solución) son habilitados.
En menú “Proyecto” tenemos las opciones de
Crear un Nuevo Proyecto, Abrir un Proyecto ya
existente, Guardar el Proyecto actual (se puede
hacer directamente con la combinación de
teclas Ctrl+G), Guardar Como (guardar el proyecto actual con otro
nombre), y Salir.
El botón “Guardar Como” es particularmente interesante, puesto que las tablas donde se
almacenan los valores de los distintos componentes, así como la tabla de resultados, si se
modifican, aunque no se guarde el proyecto, quedan modificadas. Es decir, una vez que se
escribe en una tabla el valor queda guardado, aunque nosotros no guardemos el proyecto.
Lo mismo ocurre con las tablas de resultados. Por tanto, si se pretenden hacer cambios en
un proyecto, pero se quiere mantener el proyecto original, antes de hacer ningún cambio
sobre ninguna tabla, guardar el proyecto con otro nombre con “Guardar Como”.
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Las tablas a las que nos referimos son
los cuadros con forma de tabla que hay
en las pantallas de Consumo, Viento,
Paneles
Turbinas
fotov.,
Hid.,
Aerogeneradores,
Baterías,
Inversores,
Generadores AC, H2 (Pila comb. y
Electrolizador), así como en la pantalla
principal la tabla de resultados (que se ve cuando se ha calculado el sistema). En la figura se
observa una de las tablas de la pantalla de consumo.
En adelante se van a explicar las pantallas de introducción de datos de consumo, recursos y
componentes. Las pantallas de los componentes difieren dependiendo de si hemos elegido al
crear el proyecto, el tipo “Optimización de los componentes y la estrategia” o por lo contrario
“Optimización solo de la estrategia (componentes fijos)”.
En adelante, cuando expliquemos las pantallas de los componentes, lo haremos refiriéndonos
al proyecto tipo “Optimización de los componentes y la estrategia”. En el otro caso, las
pantallas son casi iguales, las únicas diferencias son que cada componente solo tiene un tipo a
elegir (ya que los componentes son fijos), y que para los componentes “Paneles
fotovoltaicos”, “Aerogeneradores” y “Baterías” hay que indicar cuántos de ellos están en
paralelo en el sistema.
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3.2 Consumo esperado y compra/venta a la red AC
Pulsando el botón “CONSUMO” o pulsando en “Consumo” del menú “Datos”, accedemos a
la pantalla donde debemos detallar el consumo esperado por la instalación. También se indica
en esta pantalla las opciones de compra / venta de energía.
Por defecto aparece un consumo que corresponde a una vivienda de bajo consumo en AC, en
valores medios mensuales.
IMPORTANTE: Los horarios son oficiales, es decir, los datos de demanda deben ser
referidos al horario oficial. El horario oficial de verano en España va adelantado 2 h
respecto al horario solar, mientras que el horario oficial de invierno va adelantado 1 h
respecto al horario solar.
Existen 3 formas de introducir los datos de consumo:
-
MEDIA MENSUAL
-
DESDE PERFIL
-
DESDE FICHERO
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Datos Medios mensuales:
Por defecto está seleccionada la opción “Media mensual”. Esta opción será la adecuada si los
datos de consumo esperado de nuestro caso son valores horarios medios mensuales. Dichos
datos los colocaremos (en W) en las tablas de cargas. Existe una tabla para AC, otra para DC
y otra para H2 (éstas se ven pinchando en sus pestañas). En la parte inferior izquierda se
observa para el mes donde tengamos puesto el cursor, el perfil de consumo de dicho mes (en
azul las cargas AC, en verde las DC y en rojo las de H2, éstas en forma de energía,
multiplicando por el poder calorífico superior del H2, siendo éste PCS = 39400 Wh/kg).
Pestaña CARGAS AC (W):
Aquí se introducen las cargas de corriente alterna, en valores horarios, para cada mes, en W.
Para poder rellenar la tabla de forma rápida, si al terminar de modificar el valor de una hora de
enero, pinchamos en la misma fila (en otra hora de enero), los valores de la hora inicial para
todos los meses pasan a tener el mismo valor que enero. Por el contrario, si al terminar de
modificar un valor de enero, pinchamos en la misma columna, no cambian el resto de meses.
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Pestaña CARGAS DC (W):
Aquí se indican las cargas de corriente continua, en valores horarios, para cada mes, en W.
Pestaña CONSUMO H2 (kg):
Aquí se indica el consumo de hidrógeno (consumo externo, no consumo que vaya a utilizarse
en la pila de combustible para alimentar de electricidad a la propia instalación), en valores
horarios, para cada mes, en kg.
Datos desde perfil:
Si nuestra carga es un perfil que tiene predeterminado el programa (o que hayamos creado
nosotros), seleccionaremos “Desde Perfil”. Instantáneamente se carga el primer perfil que
tiene el programa (Granja AC). No obstante, podemos elegir el perfil que se ajuste a nuestro
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caso de entre los perfiles que aparecen en el menú desplegable que ha aparecido debajo de las
tablas.
Factores de escala:
Tanto en el caso de “Media mensual” como “Desde Perfil”, se debe fijar un factor de escala
para los días entre semana y otro para los días del fin de semana. Habrá una pareja de factores
para cada tipo de carga (AC, DC, H2 y agua de bombeo).
El factor multiplicará a los valores que hayamos colocado en la tabla de las 24 h para todos los
meses del año.
Por ejemplo, si el consumo esperado es igual entre semana que el fin de semana, ambos
factores serán 1. Si la instalación se utiliza solo el fin de semana, el primer factor será 0 y el
segundo 1. Si el consumo del fin de semana es el doble que el de entre semana, el primer
factor podrá ser 1 y el segundo 2.
Otra función del factor de escala es para introducir datos de grandes consumos fácilmente,
por ejemplo, para introducir los datos en kW, colocamos en todos los factores de escala AC y
DC el factor 1000.
Aleatoriedad:
Asimismo tanto en el caso de “Media mensual” como “Desde Perfil” debemos fijar un
porcentaje de aleatoriedad del consumo, tanto diariamente como para cada hora, para cada
tipo de carga. El programa calculará de forma aleatoria, el consumo para cada hora teniendo
en cuenta esto.
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Factor de potencia cargas AC:
Debemos así mismo introducir el valor del factor de potencia esperado de las cargas AC:
Pestaña CONSUMO AGUA DE DEPÓSITO (PREVIAM. BOMBEADA):
La pestaña “CONSUMO AGUA DE DEPÓSITO (PREVIAM. BOMBEADA)” muestra la
siguiente pantalla:
En la que se debe definir los caudales diarios de cada mes (m 3/día, que por defecto son 0), su
perfil horario de consumo de agua desde el depósito (en % del caudal diario para cada hora,
sumando 100 los 24 valores), la capacidad del depósito (m 3), el volumen al inicio de la
simulación, los datos del bombeo: altura total (incluido abatimiento) (m), y pérdidas por
fricción en porcentaje de la presión a vencer, así como los datos de la bomba: potencia
eléctrica (W) (entre paréntesis aparece el valor recomendado para bombear el máximo caudal
diario durante 6 h de bombeo, (téngase en cuenta que si se espera bombear durante más horas
la potencia podrá ser menor, y si se espera menos horas de bombeo deberá ser mayor), la
potencia eléctrica mínima de funcionamiento (% de la nominal), el rendimiento total electromecánico (%) y la tensión DC o AC.
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Junto a la casilla del caudal diario de cada mes aparece entre paréntesis la energía diaria en
kWh/día necesaria para bombear el caudal diario.
Hay que tener en cuenta que en el consumo de agua procedente de depósito previamente
bombeada lo que realmente interesa en iHOGA es la energía necesaria para bombear esa agua
desde el río o pozo hasta el depósito. Como el consumo de agua normalmente está desfasado
en el tiempo respecto del bombeo, dado que está el depósito regulador en medio, el consumo
energético no puede modelarse directamente como cargas AC o DC en sus pestañas. Si fuese
bombeo directo (sin pasar por depósito) sí que habría que modelar el consumo energético
como cargas DC o AC (dependiendo del tipo de bomba, DC o AC) y no en la pestaña de
consumo de agua procedente de depósito.
Si sólo queremos calcular un sistema de bombeo de agua a depósito (sin cargas AC, DC ni
H2), seleccionamos los datos en la pestaña de consumo de agua procedente de depósito y para
poner consumo cero tanto DC como AC como H2 lo más fácil es seleccionar el consumo
“Desde Perfil” y elegir el perfil de cargas “Cero”.
Botón “Generar año”:
Pulsando el botón “Generar año” se genera el consumo de todas las horas del año tanto en
AC como en DC y en H2. Debajo de la gráfica nos aparecerán los valores de las potencias
máximas y medias tanto AC como DC, así como el valor del Factor DC (valor medio de la
relación entre el consumo DC de cada hora y el consumo total de esa hora).
Una vez generados los valores horarios del año, se pueden guardar las tablas como un nuevo
perfil, pinchando en el botón “Añadir Perfil”. Se nos pedirá el nombre del perfil. El programa
lo guardará en el directorio del propio programa, en el archivo perfiles.txt, junto con el resto
de perfiles.
Datos desde fichero:
Si nuestra carga la tenemos perfectamente definida y conocemos (o estimamos) los valores
horarios de todo el año (las 365·24 = 8760 horas), tanto en AC como en DC y en H2 y los
tenemos en un fichero de texto ordenados convenientemente, elegiremos la opción “Desde
fichero”, y pincharemos en el botón “Importar”, abriéndose una ventana de diálogo donde nos
pide la ubicación del fichero.
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El fichero debe tener el siguiente formato: los valores de consumo horarios, en W, deben estar
ordenados en filas Habrá 8760·3 = 26280 filas. Las 8760 primeras filas serán los valores del
consumo AC correspondiente a cada hora (ordenadas por fecha y hora, es decir, la primera fila
será el consumo AC del día 1 de enero, 0h, la segunda fila el consumo AC del día 1 de enero,
1h ...), después las 8760 filas correspondientes al consumo horario DC y finalmente las 8760
filas del consumo horario del H2. La separación decimal debe ser punto, no coma.
Pestaña COMPRA / VENTA E:
En esta pestaña se definen las opciones de compra de energía eléctrica a la red AC (la energía
que no haya podido servir el sistema autónomo), venta de energía eléctrica sobrante a la red
AC (energía que no se puede aprovechar por el sistema autónomo, ni si quiera almacenarla), y
venta del hidrógeno sobrante en el tanque de H2 (diferencia entre hidrógeno al final y al
principio del año).
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- Comprar a la red AC la Energía No Servida por el sistema autónomo:
Marcando esta opción, al hacer las simulaciones, toda la energía que el sistema híbrido no
puede suministrar es comprada a la red AC. No obstante, hay que tener en cuenta que en el
caso de que existan cargas de H2, si el electrolizador tiene una potencia inferior a la necesaria
para conseguir el consumo de H2 la diferencia no se podrá obtener de ninguna parte. En ese
caso la energía no servida será superior a la comprada a la red AC. También puede ocurrir que
la energía no servida durante alguna hora sea superior a la potencia máxima Pmax (kW) que
se fija aquí, en ese caso tampoco se podrá cubrir toda la energía no servida.
Al marcar la opción, aparece una ventana indicándonos la máxima energía no servida
permitida (marcada en “Restricciones”), que será la máxima energía que se podrá comprar de
la red.
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55
Se puede elegir precio fijo para el coste de la energía comprada a la red, sin contar con los
peajes, que se indican a parte (para todas las horas del año el mismo precio, marcando la
casilla “Precio coste E fijo (€/kWh)”):
O bien fijar un precio para cada hora o por tramos horarios, si no se marca la casilla indicada,
se habilita el botón
que hay a su derecha.
Se debe indicar también la inflación anual esperada para el precio de la electricidad, las
emisiones de CO2 debidas a la energía comprada de la red (dependerán del mix energético del
país), así como la Potencia máxima Pmax (kW) que se puede comprar de la red, y el coste
anual del término de potencia Coste Pot (€/año).
Si se deselecciona la casilla “Precio fijo”, se habilita el botón
, pinchándolo
aparece una ventana desde la que se puede introducir el precio para cada hora del día (todos
los días iguales) o importar desde archivo los precios de las 8760 horas del año (en el caso de
importar de archivo, en los valores horarios del archivo la separación decimal debe ser
siempre punto, no coma).
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Si se selecciona la opción “Por periodos horarios”, se debe definir el número de periodos (por
defecto 3: Valle, Llano y Pico, aquí llamados P1, P2 y P3) y los precios de la energía de los
distintos periodos, así como la duración del horario de verano y los periodos horarios dentro
del día de verano y de invierno.
Es necesario pinchar en “Aceptar” para que se guarden los cambios del precio horario,
dejándose de visualizar la ventana de los precios horarios.
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Peaje de Acceso:
El peaje de acceso a la red, cuyo coste final se sumará al coste de la energía comprada, se
indica también en este cuadro de compra de electricidad, pudiéndose fijar un precio fijo o un
precio horario, igual que para el coste de la electricidad.
Peaje de Respaldo:
En el caso de autoconsumo con conexión a red, en algunos países como en España se debe
pagar por la energía producida por los generadores de la instalación que se consume en la
propia instalación, denominado “peaje de respaldo”. Este peaje, cuyo coste final se sumará al
coste de la energía comprada, se indica también en este cuadro de compra de electricidad,
pudiéndose fijar un precio fijo o un precio horario, igual que para el coste de la electricidad.
- Vender la energía que sobra (energía producida en exceso, por los distintos
componentes) a la red AC:
Si se marca la casilla “Vender E sobrante (en exceso) a la red AC, la energía eléctrica que no
pueda aprovecharse por el sistema autónomo se intentará evacuar a la red AC.
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La energía que sobra en DC pasa al lado AC a través del inversor, que hay que corregir con su
eficiencia. Por tanto si sobra energía en el bus DC la energía que se vende a la red será menor
que la energía en exceso. Hay que tener en cuenta que si la energía que sobra en el bus DC es
superior a la que puede pasar por el inversor, la diferencia no podrá pasar al bus AC y no se
podrá vender. En ese caso la energía vendida puede ser muy inferior a la energía en exceso.
Se puede optar por un precio fijo para todas las horas del año (marcar la casilla “Precio venta
E fijo (€/kWh)”, por defecto marcada), o un precio que sea proporcional al de compra (marcar
la casilla “Pr. Venta = pr. compra x “, indicando el factor de proporcionalidad), o, si no se
marca ninguna de las dos opciones, se tendrá en cuenta el precio horario que aparece en la
ventana al pinchar el botón “Precio horario”.
También habrá que fijar la inflación anual esperada para dicho precio.
Si se quiere limitar la potencia de venta a la red, se deberá fijar el valor correspondiente en la
casilla de texto a la derecha de “Pmax (kW)”.
Peaje de Cesión (inyección de energía generada en la red):
Si la normativa del país exige el pago de un peaje de cesión (peaje de generación) por la
inyección de energía a la red AC, se puede indicar un valor fijo al año o valores horarios:
En España es 0,0005 €/kWh.
Impuestos:
Bajo los cuadros de compra y venta de electricidad aparecen dos casillas donde se pueden
indicar:
-
Los impuestos totales sobre los costes de adquisición de energía eléctrica a la red (%).
Este porcentaje se aplicará sobre todos los costes: energía, peaje de acceso, peaje de
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respaldo, término de potencia. También se aplicará sobre el peaje de cesión (costes por
la venta de la energía a la red).
-
Los impuestos totales sobre los ingresos por venta de energía eléctrica a la red (%): se
aplica sobre los ingresos por venta, es decir, al precio de la venta de la energía (a la
compañía eléctrica se le facturará por el precio de la electricidad vendida + este
impuesto).
Balance neto (Net metering) Solo en versión PRO+:
Se puede tener en cuenta el Balance Neto (Net metering). Dependiendo de la legislación, se
deberá elegir una opción:
Si no se permite vender a la red anualmente más energía de la que se compra, se deberá
seleccionar Balance Neto Energía Anual (Net metering, 1 year rolling credit). Si no se
permite vender a la red mensualmente más energía de la que se compra, se deberá seleccionar
Balance Neto Energía Mensual (Net metering, no rolling credit). Si los ingresos anuales
debidos a la venta de energía eléctrica a la red no pueden ser superiores a los costes debidos a
la compra de energía a la red, se deberá seleccionar Balance Neto Costes Anual (Net billing,
1 year rolling credit). Si los ingresos mensuales debidos a la venta de energía eléctrica a la
red no pueden ser superiores a los costes debidos a la compra de energía a la red, se deberá
seleccionar Balance Neto Costes Mensual (Net billing, no rolling credit).
Si, en el panel de precios horarios, se han definido varios periodos horarios, aparecen 4
posibilidades más de Balance Neto, igual que las anteriores pero con el añadido “PERIODOS”, en estos casos se permite el balance neto solo dentro de los mismos periodos
horarios, siendo más restrictivo. Estos casos adicionales, teniendo en cuenta los periodos, no
funcionan si hay baterías y el modelo de envejecimiento es el de Schiffer.
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Respecto a la legislación en España, a fecha de redactar este manual todavía no se ha
aprobado el Real Decreto sobre el Autoconsumo con conexión a red, pero a continuación se
muestra cómo se pueden simular en iHOGA las distintas propuestas realizadas hasta ahora:
-
Balance neto energético por periodos horarios (primer borrador RD autoconsumo):
o El precio del kWh de COMPRA debe ser solo el coste de la energía (no incluir el peaje
acceso, que se indica en su sitio).
o El peaje de acceso será el que marque la normativa.
o Para que iHOGA calcule bien el coste en el balance neto energético, el precio del kWh de
VENTA debe ser el mismo que el de COMPRA.
o El peaje de cesión de energía a la red será 0.
o El coste del servicio de balance neto, en su caso, deberá sumarse al coste del peaje de
acceso
o Se debe elegir la opción “BALANCE NETO E. ANUAL-PERIODOS” en el caso de que la
energía que se compre sea con una tarifa que incluya varios periodos horarios. Si la tarifa
no incluye periodos horarios, elegir “BALANCE NETO ENERGÍA ANUAL”.
o Indicar el mismo porcentaje de impuestos para costes que para venta (impuesto
electricidad + IVA).
-
Balance neto económico (propuesta de CNE de modificación del primer borrador RD
autoconsumo)
o El precio del kWh de COMPRA debe ser solo el coste de la energía (no incluir el peaje
acceso, que se indica en su sitio).
o El peaje de acceso será el que marque la normativa.
o El precio del kWh de VENTA debe ser el precio al que se vende la energía (sin descontar el
coste del peaje de cesión, que se indica en su sitio).
o El peaje de cesión de energía será el que marque la normativa (en España 0,0005 €/kWh).
o El coste del servicio de balance neto, en su caso, deberá sumarse al coste del peaje de
acceso
o Se debe elegir la opción “BALANCE NETO COSTE ANUAL”
o El porcentaje de impuestos para costes será el que se aplica a la factura eléctrica
(impuesto electricidad + IVA); el porcentaje de impuestos para venta será el IVA.
-
Sin balance neto (segundo borrador y actual del RD autoconsumo)
o El precio del kWh de COMPRA debe ser solo el coste de la energía (no incluir el peaje
acceso, que se indica en su sitio).
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El peaje de acceso será el que marque la normativa.
El precio del kWh de VENTA es 0.
El peaje de cesión de energía es 0.
El peaje de respaldo será el que marque la normativa (segundo borrador del RD
autoconsumo).
El coste del servicio de balance neto, en su caso, deberá sumarse al coste del peaje de
acceso
Se debe elegir la opción “SIN BALANCE NETO”
El porcentaje de impuestos para costes será el que se aplica a la factura eléctrica
(impuesto electricidad + IVA); el porcentaje de impuestos para venta es indiferente (no se
remunera la inyección de energía a la red).
Si marcamos la casilla
, en el balance neto solo intervendrá la
energía vendida a la red tal que no supere a la que se consuma de la red en el propio día
(balance neto energético) o tal que su importe del día no supere el importe de compra de la
energía a la red en el propio día (balance neto económico).
Se puede definir, para cualquier modalidad de balance neto, el “buy-back”, es decir, que la
energía que se ha inyectado a la red y que no ha intervenido en el balance neto (el exceso de
energía acumulado al final del balance neto), sea compensado por la compañía eléctrica con
un precio determinado, en ese caso el precio (€/kWh) debe colocarse en la casilla siguiente:
- Vender el H2 que sobra (el que se ha acumulado en el tanque de H 2, es decir, la
diferencia entre el inicio de la simulación y el final):
Si se marca la casilla correspondiente, habrá que indicar el precio de venta de la energía así
como la inflación esperada para dicho precio.
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- Comparar con alimentación únicamente mediante RED convencional AC:
Estos datos se tienen en cuenta para comparar con el hipotético caso en el que no hubiese
sistema autónomo sino que toda la energía se comprase a la red AC. Debe indicarse el
hipotético coste total inicial de la instalación de conexión a red AC, así como el coste de
mantenimiento anual. Debe tenerse en cuenta que estos costes no tienen nada que ver con el
propio sistema autónomo, solo sirven para comparar con un caso en el que no se adquiriese un
sistema autónomo sino que lo único que se hiciese fuese conectar a la red y consumir todo de
la red AC. Con estos datos, iHOGA calcula el coste total (VAN) y el coste actualizado de la
energía eléctrica para ese hipotético caso, y lo muestra en el INFORME para comparar con
nuestros casos.
Botón “Gráfica”:
En la ventana de CONSUMO/RED, en la parte inferior izquierda hay dos botones, uno de
ellos es “Gráfica”, con el que, una vez generadas las cargas del año (o importadas), aparece
una pantalla con el gráfico del consumo horario de todo el año, en Watios (como los intervalos
son de 1h, da igual hablar de potencia en W que de energía en Wh), en azul oscuro AC, en
verde DC, en rojo H2 y en azul claro AGUA. Respecto al consumo de H2, aunque los datos
introducidos son en kg de H2, para poder representarlo conjuntamente con los consumos
eléctricos, se convierte a energía (Wh) multiplicando por el Poder Calorífico Superior del H2
(PCS), que son unos 39000 Wh/kg. En el consumo de agua horario se representa la energía
que previamente ha hecho falta para bombear (desde el pozo o río hasta el depósito) el caudal
de esa hora.
Puede modificarse el número de días a visualizar (abajo dcha.). Pulsando el botón derecho
sobre la gráfica aparece un menú donde podemos seleccionar “Copiar” (al portapapeles) o
“Guardar Imagen”.
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63
También se pueden exportar los valores horarios generados (o importados), pulsando el botón
“Exportar” (arriba dcha.), y diciendo el nombre y la ubicación del archivo de destino.
Es posible guardar los datos de las tablas de consumo, tanto de la tabla de consumo AC como
de la DC y de la de H2. Se puede guardar la columna seleccionada a una tabla o toda la tabla
(al guardar toda la tabla, se guardan también las otras dos tablas). Para ello, seleccionamos
con el botón izquierdo del ratón una celda de la columna en cuestión (se pondrá azul), tras lo
cual pulsaremos el botón derecho del ratón, apareciendo un menú donde podemos elegir entre
“Guardar Columna” o “Guardar Tabla”.
El gráfico de consumo también puede guardarse. Pulsando el botón derecho sobre él,
seleccionaremos “Copiar” (al portapapeles). Esto mismo se puede hacer con todas las gráficas
del programa.
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Una vez que tengamos definidos los consumos, pulsar en el botón “Aceptar” y volvemos a la
pantalla principal.
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3.3 Irradiación
Pulsando el botón de Recursos “IRRADIACIÓN” o pulsando en “Irradiación” del menú
“Datos”, accedemos a la pantalla donde introduciremos los datos de la irradiación solar para el
posterior cálculo de la energía producida por los paneles fotovoltaicos.
Se debe indicar latitud, longitud, inclinación y azimut de los paneles y reflectividad del suelo.
La fuente de los datos de irradiación puede ser en forma de datos diarios medios mensuales
(“Irradiación diaria media mensual”), o bien en valores horarios sobre superficie horizontal,
en kWh/m2 (“Desde Fichero”). Siempre es mejor disponer de datos horarios, aunque a veces
es difícil.
Datos Irradiación diaria media mensual:
En el primer caso (por defecto), podemos elegir el formato de los datos diarios medios
mensuales en el desplegable:
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Por defecto está el formato “Irradiación superf. Horiz (kWh/m2)”, pudiendo elegirse también
“Índice de Claridad” u “Horas sol diarias”.
Una vez elegido el formato, se colocará en los campos de cada mes el valor correspondiente,
que se verá reflejado en la gráfica. Por defecto están los datos de Zaragoza. Pulsando el botón
“Datos Meteorológicos Web NASA” se abre una ventana del navegador web donde se
muestran los datos medios mensuales de la localización que habremos indicado en la parte
superior izquierda mediante latitud (+ hemisferio norte, - hemisferio sur) y longitud (+ Este, Oeste).
Elegiremos también si queremos realizar el cálculo de la irradiación horaria sobre la superficie
inclinada mediante el método de de Graham (1990) [17], que conlleva variabilidad estadística,
o mediante el modelo de Liu and Jordan (1960) [18] y Hay and Davis (1978) [19] y Rietveld
(1998) [20]. En este último método se han implementado tres correlaciones posibles: Liu and
Jordan (1960) [18], Collares-Pereira (1979) [21] y Erbs et al (1982) [22]
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Datos desde fichero:
En el caso de haber elegido la fuente de datos “Desde fichero”, el fichero debe tener el
siguiente formato: deben ser valores de irradiación sobre superficie horizontal, en kWh/m 2 y
deben estar ordenados en filas, una fila para cada hora, empezando el 1 de enero a las 0h.
Habrá 8760 filas (ordenadas por fecha y hora, es decir, la primera fila será la irradiación sobre
superficie horizontal en kWh/m2 del día 1 de enero de las 0 a la 1h, la segunda fila el valor
del día 1 de enero de la 1h a las 2h ... todo ello en horario solar). Pulsando en “Importar”
aparece un cuadro de diálogo donde especificaremos dónde está el fichero. La separación
decimal debe ser punto, no coma.
Botón “SOMBREADO”:
Pinchando en el botón SOMBREADO aparece un cuadro donde podemos definir la elevación
de los obstáculos (º) frente al azimut (º), así como el factor de reducción de la radiación
directa si el obstáculo tapa el sol (por defecto 100%). En el ejemplo se han añadido dos
obstáculos, uno de elevación 50º entre azimut -15º y 0 (sureste) y otro de elevación 30º entre
azimut 15 y 30º (suroeste). Como referencia se muestran las curvas de trayectorias solares en
los solsticios (todas las trayectorias solares estarán comprendidas entre las dos).
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Para dejar de visualizar el panel de sombreado, pinchar en “ACEPTAR” bajo la gráfica.
Seguimiento solar:
Debe elegirse también el método de seguimiento solar (por defecto “Sin seguimiento”), en el
caso de que los paneles fotovoltaicos tengan algún sistema de seguimiento del Sol.
En la parte superior derecha debe indicarse la reflectividad del suelo (valor entre 0 y 1, valor
típico 0,2).
Si no va a haber sistema de seguimiento solar, o solamente seguimiento mediante eje
horizontal, debe especificarse el azimut de los paneles fotovoltaicos (orientación respecto del
sur: en el hemisferio norte el óptimo es 0º, es decir, mirando hacia el sur; en el hemisferio sur
el óptimo es 180º, es decir, mirando hacia el norte; el azimut es positivo hacia el oeste,
negativo hacia el este).
Si no va a haber sistema de seguimiento solar, o solamente seguimiento mediante eje vertical,
la inclinación de los paneles debe colocarse arriba, junto a la latitud.
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Botón “Inclinación óptima”:
Si no se conoce la inclinación más adecuada para la latitud y azimut de nuestro
emplazamiento, se puede obtener pinchando en el botón “Inclinación óptima” (para obtener
la inclinación óptima, se recomienda no tener seleccionado el modelo de Graham, ya que,
debido a su aleatoriedad, es posible que la inclinación óptima difiera un poco de la que se
obtendría con otras correlaciones; una vez obtenida la inclinación óptima, se puede cambiar al
modelo de Graham). Tras unos segundos se obtiene la siguiente pantalla, en la que se puede
ver la irradiación para ángulos de inclinación de 0, 15, 30, 45, 60, 75, 90º y para la inclinación
óptima. iHOGA calcula la inclinación óptima para cada mes, informando de la inclinación
óptima para maximizar la producción en el mes de menor irradiación (en España, diciembre).
También calcula la inclinación óptima teniendo en cuenta no solo la radiación, sino también el
consumo de cada mes, obteniendo la relación consumo/irradiación para cada ángulo de
inclinación entre 0 y 90º. El valor de inclinación óptimo será el ángulo tal que el mínimo anual
de la relación consumo/irradiación se maximice. (Esto solo tiene sentido si la inclinación de
los paneles va a ser fija o el sistema de seguimiento es únicamente mediante eje vertical. Si el
sistema de seguimiento solar es mediante eje horizontal o mediante ambos ejes, la inclinación
de los paneles va variando a lo largo del día.)
Si el azimut que hemos indicado en la pantalla de irradiación no es el óptimo (0º para el
hemisferio norte y 180º para el hemisferio sur), aparecerá un texto diciéndonoslo.
Si el consumo es aproximadamente igual durante todo el año, se elegirá la inclinación óptima
para el mes de menor irradiación sobre superficie horizontal (en España diciembre), cuyo
valor es del orden de 60º. Sin embargo, si la utilización del sistema es únicamente en un
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periodo del año, por ejemplo, en verano, habrá que elegir la inclinación óptima para ese
periodo (si en el caso de la figura el consumo fuese solo en verano, iHOGA elegiría el ángulo
del orden de 25º de inclinación).
Optimización de la inclinación como variable en la optimización del sistema:
Si se marca la opción “Optimizar inclinación paneles simultáneamente con la
optimización del sistema”, la inclinación de los paneles será una variable a optimizar, igual
que el número de paneles, el tipo de panel, etc.
Esta opción es interesante en el caso de que el sistema, además de generador fotovoltaico,
también disponga de aerogeneradores o turbinas hidráulicas, cuyas producciones energéticas
no sean estables a lo largo del año (lo habitual). En muchos de estos casos la inclinación
óptima no será la misma que si el sistema fuese solo fotovoltaico, y a priori es difícil
conocerla. Por ejemplo, en un sistema fotovoltaico-eólico instalado en España, si la
producción eólica es superior en invierno, es posible que la inclinación óptima de los paneles
no sea la habitual para sistemas solo fotovoltaicos donde se maximiza la producción en el mes
de menor irradiación (diciembre, con inclinación óptima unos 60º), sino que sea otra
inclinación que maximice la producción en otro mes en el que el viento sea menor.
También es interesante la opción de optimizar la inclinación junto con el sistema en los casos
en que el consumo se distribuya durante el año y durante el día de forma no habitual, como
por ejemplo, consumos de bombas de riego que solo funcionan en verano a primeras o últimas
horas del día. En esos casos, a priori, es difícil conocer la inclinación óptima a la que colocar
los paneles fotovoltaicos que alimenten dichas bombas, por lo que podemos dejar que el
software pruebe con distintas inclinaciones y busque la óptima.
Las posibles inclinaciones a tener en cuenta en la optimización están entre 0 y 90º, en
intervalos de 10º.
Horarios oficiales:
En la parte derecha se detalla el horario oficial de verano e invierno en relación con el horario
solar:
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Forzar varios días seguidos nublados:
Se pueden forzar varios días seguidos nublados en un determinado mes, de forma que en esos
días la irradiación será solo la difusa.
Botón “Calcular”:
Tras introducir todos los datos, podremos pulsar en el botón “Calcular”, y el programa
generará los valores horarios de irradiación sobre la superficie inclinada de los paneles.
Debajo de la gráfica aparecen los valores de irradiación media diaria y total anual sobre
superficie horizontal y sobre la superficie inclinada de los paneles.
Botón “Gráfica”:
Pulsando el botón “Gráfica” podemos ver la gráfica de irradiación horaria tanto sobre
superficie horizontal (en rojo) como sobre superficie inclinada (en verde) que ha calculado el
programa.
Si hemos utilizado la fuente de datos “Desde fichero” y las horas de adelanto de la hora oficial
respecto de la solar no se introducen correctamente, pueden aparecer resultados erróneos, que
se visualizan en la gráfica si a primeras o últimas horas de algunos días la irradiación sobre
superficie inclinada es exageradamente grande (varios miles de Wh/m2). En ese caso,
modificar las horas de adelanto de la hora oficial respecto de la solar hasta que aparezcan
resultados coherentes. Algunos datos del Instituto Nacional de Meteorología de España tienen
la hora oficial de verano adelantada 1 h y no 2 respecto de la solar.
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Botones Exportar:
Además, podemos exportar los datos de irradiación horaria que ha calculado en programa,
mediante los botones “Exportar Ginc.” o “Exportar Ghoriz.”. El primero exporta los valores
horarios de irradiación sobre la superficie de los paneles. El segundo exporta los valores
horarios de irradiación sobre superficie horizontal.
Si queremos utilizar en otros proyectos los datos de irradiación de el proyecto actual, debemos
exportar los valores de irradiación sobre superficie horizontal, ya que son los que
necesitaremos importar en el otro proyecto.
Si se quiere utilizar datos horarios en el Análisis de sensibilidad (sección 4.8) deberemos
exportar los valores de irradiación sobre la superficie de los paneles.
Factor de escala:
En la parte inferior izquierda se debe definir el factor de escala para la irradiación horaria (por
defecto 1), de forma que, una vez calculada la irradiación horaria sobre superficie horizontal,
al pulsar “Aceptar” la irradiación horaria sobre la superficie inclinada se multiplica por dicho
factor, y esa será la irradiación que utilizará el programa en los cálculos.
Finalmente, pulsando el botón “Aceptar” volvemos a la pantalla principal del programa.
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3.4 Recurso Eólico
Pulsando el botón de Recursos “VIENTO” o pulsando en “Viento” del menú Datos
accedemos a la pantalla de los datos del recurso eólico.
Los datos eólicos del lugar donde instalaremos el sistema pueden ser difíciles de conocer y de
estimar. Hay dos posibilidades: Valores mensuales o Desde fichero. Siempre es mejor
disponer de un fichero de datos horarios, aunque a veces es difícil y en ese caso habrá que
obtener los datos horarios a partir de valores medios mensuales.
Altura de la medición:
En ambos casos hay que decir la altura a la que se han medido los datos de viento, ya que si el
buje del aerogenerador está a distinta altura el programa debe convertir los datos medidos a la
altura de éste.
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Factor de escala:
También hay que definir el factor de escala (parte inferior izquierda), por defecto 1. Es el
factor por el que se multiplica el viento de cada hora (útil para comparar distribuciones de
viento proporcionales), no confundir con el factor de escala de la distribución de Weibull.
Datos horarios desde fichero:
Si disponemos de datos horarios (m/s), los introduciremos desde fichero, mediante el botón
“Importar”. En el directorio del programa iHOGA, hay una carpeta llamada “Viento”. En
ella hay ficheros de viento, entre ellos el de Zaragoza. La separación decimal debe ser punto,
no coma.
Hay cinco tipos de archivos que pueden ser seleccionados:

Archivos *.vnt: Estos archivos son archivos de texto generados por el propio programa
y almacenan en la primera fila la altura de la medición y en el resto una sucesión de
valores horarios de velocidad de viento.

Archivos obtenidos mediante Windfreedom, archivos *.txt: Estos archivos se habrán
obtenido mediante el software gratuito Windfreedom, con el que se pueden obtener
datos horarios de viento de muchas estaciones meteorológicas del mundo (descargable
de la web de Joaquín Mur http://www.windygrid.org/software/#page=page1). Para
poder obtener estos archivos, se debe tener instalado el software Wolfram
Mathematica, de lo contrario no se podrán descargar los datos. Se deberá descargar
mediante Windfreedom los datos de viento de 1 año completo, comenzando a las 0 h
del 1 de enero y finalizando a las 24 h del 31 de diciembre. Este archivo .txt lo puede
abrir directamente iHOGA.

Archivos *.txt: Estos archivos hacen referencia a archivos de texto en los que se
contenga los 8760 datos horarios de velocidad de viento (uno por línea) en m/s,
comenzando por el del 1 de enero de 0 a 1h.
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En http://www.eere.energy.gov/buildings/energyplus/cfm/weather_data.cfm se puede
descargar archivos .zip con datos meteorológicos EPW para muchos lugares del
mundo.
Al descomprimir el archivo .zip uno de los archivos que aparece tiene la extensión
”.epw”.
Cambiar dicha extensión por “.cpv”. Es decir, si el archivo se llamaba
“BOL_La.Paz_IWEC.epw” pasará a llamarse “BOL_La.Paz_IWEC.csv”.
Abrir con Excel dicho archivo una vez cambiado el nombre. Para que lo abra bien en
la configuración regional de Windows (Inicio->Panel de control->Configuración
regional y de idioma->Personalizar->Números) debe aparecer:
1 Símbolo decimal: .
2 Símbolo de separación de miles: (espacio)
3 Separador de listas: ,
En la columna “V” de la hoja Excel aparecen los 8760 valores de viento horario, en
m/s. Copiando los 8760 valores a un fichero de texto (.txt) obtendremos el archivo .txt
que podremos importar desde la pantalla “Viento” de iHOGA.

Archivos *.wnd: Estos archivos son los que genera el programa HOMER.

Archivos *.dat (SCRAM files): Estos archivos se consiguen en la página web de la
EPA de Estados Unidos.
Al importar los datos de fichero, se representa gráficamente la probabilidad de la velocidad
del viento importado, y debajo aparece el valor del factor de forma de la distribución de
Weibull que mejor se ajusta a los datos importados.
Datos Valores mensuales:
Si no disponemos de los 8760 valores de datos horarios, habrá que partir de datos medios
mensuales.
En el caso de utilizar “Valores mensuales”, hay dos posibilidades:
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- Valores de velocidad media mensual
- Valores de velocidad nocturna, amplitud, factor F y hora de velocidad máxima.
Forzar varios días seguidos sin viento:
En ambos casos se puede forzar a que iHOGA al calcular el viento tenga en cuenta varios días
seguidos de calma en un mes al azar o en un mes concreto.
Valores de velocidad media mensual:
En el caso de utilizar datos medios mensuales, debemos indicar la velocidad media de cada
mes (para la altura de medición), el parámetro de forma y el parámetro de correlación
(definidos más adelante). Aparece la pantalla siguiente tras pinchar el botón “Calcular”
(tardará unos segundos).
Se calculan los valores horarios (8760 valores en m/s) partiendo de los datos medios
mensuales, el Parámetro de forma (b) (distribución de Weibull) y el Factor de correlación
según el método expuesto en [30]. Se representa, para cada intervalo de 1 m/s, la probabilidad
de ese rango de velocidad del viento (distribución color rojo), así como la curva de la
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distribución de probabilidad (curva verde para el factor de forma de Weibull que más se
asemeja a la distribución generada, valor mostrado debajo de la gráfica).
Valores de velocidad nocturna, amplitud, factor F y hora de velocidad máxima:
Utilizando esta opción [31, 32], debemos rellenar la tabla con los datos para cada mes de
Velocidad nocturna (m/s), Amplitud (m/s), Factor F y la Hora del día de la velocidad máxima.
Además debemos dar el valor del Parámetro de Forma (b) y del Factor de Correlación.
Pinchando en “Calcular” se obtiene la serie temporal de viento según lo expuesto en [30]
(tardará unos segundos).
Si se marca la casilla de abajo derecha “Ver patrón velocidad media mensual”, en la gráfica de
la derecha aparece la representación del perfil de la velocidad (m/s) frente a las horas del mes
donde tengamos el cursor.
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A continuación se explican estos parámetros [29].
Parámetro de Forma:
La variación de la velocidad del viento en un emplazamiento determinado suele describirse
utilizando la función de probabilidad Weibull. Esta función de probabilidad se determina a su
vez por su media (también se emplea el parámetro de escala) y por su parámetro de forma. Así
pues conocer el valor de este parámetro de forma caracteriza la distribución de probabilidad
de las distintas velocidades del viento en un emplazamiento conocida su velocidad media. La
siguiente figura muestra la función de densidad de probabilidad para un emplazamiento con
velocidad media 5 m/s y con parámetro de forma (b) 2, en línea discontinúa se pueden ver las
distribuciones para la misma velocidad media pero con parámetros de forma de 1.5 y de 2.5.
Como se puede observar en la figura, valores de b más bajos corresponden a distribuciones
más anchas.
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Factor de correlación:
El factor de correlación es una medida de la aleatoriedad del viento. Valores altos indican que
la velocidad del viento en una hora determinada depende en gran medida del valor de la
velocidad en la hora anterior. Por el contrario valores más bajos indican que la velocidad del
viento tiende a fluctuar de un modo más aleatorio, con lo que no hay una dependencia tan
elevado entre los valores hora a hora. Este parámetro está influenciado por la topografía local.
Los factores de correlación tienden a ser más bajos en zonas de topografía compleja mientras
que son más altos en zonas de topografía más uniforme.
Estos dos parámetros son parámetros generales para todo el año, mientras que los siguientes
son para cada uno de los meses del año:
Velocidad Nocturna (m/s):
Es la velocidad media del viento por la noche durante ese mes en concreto. En la mayoría
localizaciones del planeta el viento sopla más fuerte durante el día que durante la noche. Esta
variación se debe sobre todo a que las diferencias de temperatura, p.ej. entre la superficie del
mar y la superficie terrestre, son mayores durante el día que durante la noche. El viento
presenta también más turbulencias y tiende a cambiar de dirección más rápidamente durante el
día que durante la noche. Por ejemplo en la siguiente gráfica vemos las velocidades medias
tomadas en intervalos de una hora en una zona del interior de China durante el mes de Enero.
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No obstante, en función de qué hora sea la de velocidad máxima, puede modelarse la curva
para que el viento sea mayor por la noche o por la mañana.
Amplitud (m/s):
Es la diferencia entre la velocidad nocturna y la velocidad horaria máxima que se produce.
Hora de velocidad máxima:
Es la hora del día a la que se produce la velocidad máxima.
Factor F:
Es un factor inversamente proporcional a las horas de luz solar y directamente proporcional a
la velocidad media. Nos da idea de cuanto depende la velocidad del viento de la hora a la que
se produce.
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Valores de F más altos corresponden a variaciones más estrechas, más centradas en torno a la
hora a la que se produce la velocidad máxima, por lo tanto más dependientes del tiempo.
Una vez introducidos los valores mensuales en la tabla y especificado el parámetros de
"Altura de la medición" se puede proceder a realizar el cálculo de la velocidad horaria del
viento de todos los días del año mediante el botón "Calcular".
Cálculo de los valores de velocidad de viento horaria:
Se utiliza un nuevo método para calcular los valores horarios, pudiendo dar resultados
similares a los reales, si se eligen los parámetros correctamente.
Botón Exportar:
Los valores de viento horario se pueden exportar mediante el botón “Exportar”.
Botón Gráfica:
El botón “Gráfica” permite ver los valores del viento para todas las horas del año.
Información tiempo calma:
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Mediante el botón “Información tiempo calma” se observa el tiempo de calma para cada
mes.
Con los botones “Detalles” se obtiene información detallada para cada mes.
Finalmente, el botón “Aceptar” nos devuelve a la pantalla principal del programa,
multiplicando la velocidad del viento de cada hora por el factor de escala que hayamos
indicado.
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3.5 Recurso Hídrico
Pulsando el botón de Recursos “HÍDRICO” o pulsando en “Hídrico” del menú Datos
accedemos a la pantalla de los datos del recurso hídrico.
Deben introducirse los siguientes datos:
 Salto total, H, diferencia de cotas entre el inicio del salto de agua y el desagüe de la
turbina hidráulica, en m.
 Pérdidas de presión en el remanso, canal, cámara de presión y canal de desagüe, en m.
El programa calcula el salto bruto, H’,que es la diferencia entre los dos datos anteriores.
Para obtener el salto neto, H’’, hace falta las pérdidas en la conducción (tubería de carga) y en
la turbina. No obstante, pide por un lado las pérdidas en la conducción y por otro lado el
rendimiento turbina-generador. El dato del rendimiento total turbina-generador es necesario
solamente para que el programa estime la máxima potencia que se podrá obtener de este salto,
teniendo en cuenta el salto y el caudal. Este dato no se utilizará en los cálculos horarios de la
energía producida por la turbina, ya que cuando introduzcamos los datos de la turbina (en otra
pantalla) se colocarán datos más precisos de rendimiento.
Las fuentes de datos de caudal, en m/s, pueden ser en forma de valores mensuales o en forma
de valores horarios importados desde fichero.
En el caso de ser valores mensuales, deberá colocarse el valor de cada mes en el lado
izquierdo de la pantalla. La gráfica indica visualmente dichos valores, y debajo de ella
aparecen los valores de caudal máximo, medio y potencia máxima obtenible del salto,
calculada según: Pmáxima (kW) = 9,81 · H’ (m) · Qmax (l/s) · conducción · turb-gen /1000.
Además habrá que indicar la variabilidad de caudal diaria y horaria en porcentaje.
Cada vez que cambiamos cualquiera de estos datos, la gráfica y la información de debajo de
ella se actualizan.
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Pulsando el botón “Gráfica” podemos ver la gráfica horaria de caudal a lo largo del año,
pulsando “Exportar” podemos exportar los valores horarios de caudal calculados por el
programa.
Finalmente pulsando “Aceptar” volvemos a la pantalla principal del programa.
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3.6 Bases de datos
Existe una completa base de datos de componentes que pueden incorporarse a las pantallas de
los distintos componentes. Los componentes que aparecen en las bases de datos no tienen por
qué utilizarse en las optimizaciones, simplemente, como su nombre indica, las bases de datos
son almacenes de componentes. Más adelante, cuando se definan los distintos componentes a
utilizar en la optimización, se podrán incorporar algunos de los componentes de las bases de
datos, si el usuario lo quiere así.
Las bases de datos pueden editarse, añadir o eliminar componentes.
Acceso a las bases de datos:
En la parte superior de la pantalla principal se puede acceder al menú “Bases Datos”.
A continuación, pinchando en “Ver Bases Datos” se muestran las bases de datos de
componentes.
Hay 8 pestañas, en cada pestaña hay una tabla para un tipo de componente (paneles,
aerogeneradores…).
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Componente “Cero”:
En cada tabla hay un componente “Cero”, para poder tener en cuenta la no existencia de este
componente.
Editar, añadir o eliminar componentes de la base de datos:
Se pueden editar, añadir y eliminar componentes de la base de datos, mediante los botones de
navegador de la tabla de la parte superior:
Para acceder en la tabla a una determinada casilla de un panel, no hay más que pinchar en ella
con el ratón. Una vez dentro de la tabla, podemos pasar de unas casillas a otras por medio de
las teclas de desplazamiento del teclado del ordenador. También podemos desplazarnos por
las filas con el navegador de la tabla.
Con este navegador además podemos añadir (con +) o eliminar (con -) filas.
Asimismo, cuando queremos editar alguna casilla (cambiar su valor), podemos pinchar en ella
dos veces, con lo que el número pasa al lado izquierdo de la casilla, y aparece con fondo azul,
o bien pulsando en
componentes
. Cuando una casilla se está editando, en el navegador se habilitan los
. El primero sirve para validar la edición, mientras que el segundo sirve
para cancelar la edición y recuperar el valor anterior. Si no pulsamos nada, al acabar la edición
ésta es validada automáticamente.
Ordenar por familias:
Los componentes “Paneles”, ”Aerogeneradores” y “Baterías” deben ordenarse por familias, ya
que, de esta forma, luego se podrán importar familias enteras cuando definamos los
componentes a utilizar en la optimización. Para que iHOGA entienda que un componente
pertenece a una familia, debe ponerse el nombre de la familia, a continuación “:” y después,
tras un espacio, el nombre del componente. Por ejemplo, los paneles “SiM12-Atersa: A10J” y
“SiM12-Atersa: A20J” son los dos de la misma familia “SiM12-Atersa”.
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Multiplicar costes:
Para cada tabla, puede multiplicarse los costes de todos los componentes de la tabla, mediante
un factor a definir.
Añadir componentes utilizados en el proyecto:
Se pueden añadir los componentes utilizados en las respectivas pantallas de componentes, una
vez definidos como se verá más adelante.
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3.7 Paneles Fotovoltaicos
Pulsando el botón de Componentes “PANELES FOTOV.” o en el menú Datos accedemos a
la pantalla de los datos de los tipos de paneles fotovoltaicos que queremos utilizar en nuestro
proyecto.
Por defecto aparecen unos paneles, que se pueden modificar, eliminar algunos o añadir otros.
Datos paneles:
Cada panel se parametriza en una línea de la tabla. Los parámetros son:
 El nombre
 La Tensión nominal, Vn (V). Lo habitual es que los paneles estén compuestos por 36
células fotovoltaicas en serie, dando una tensión de circuito abierto de alrededor de 21
o 22 V y una tensión de máxima potencia del orden de 17 V. Estos paneles tienen una
tensión nominal de 12 V.
Aunque muchos fabricantes suministran el valor de la tensión nominal DC, se puede
calcular como el múltiplo de 12 V más cercano por debajo a la tensión de máxima
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potencia, dejando cierto margen. Por ejemplo, si la tensión de máxima potencia es 34
V, la tensión nominal será 24 V, el múltiplo de 12 más cercano por debajo. Sin
embargo, si la tensión de máxima potencia es 36,5 V, la tensión nominal no será 36 V,
sino 24 V, ya que hay que dejar cierto margen para que los paneles puedan cargar las
baterías sin problemas. La tensión nominal también la podemos obtener en función de
la tensión de circuito abierto:
o Vcircuito abierto vale entre 20 y 40 V -> Vnominal = 12 V
o Vcircuito abierto vale entre 40 y 60 V -> Vnominal = 24 V
 La Intensidad de cortocircuito, Icc (A)
 La Potencia nominal pico, Pn (Wp)
 El Coste de adquisición (€)
 El Coste unitario de Operación y Mantenimiento (coste por cada panel que componga
el generador fotovoltaico, a parte del coste fijo para todo el conjunto de paneles que
componga el generador, en €/año)
 Vida esperada (suele ser 25 años)
 TONC (temperatura de operación normal de la célula, en ºC). Solo es necesario si
vamos a considerar el efecto de la temperatura.
 Coeficiente de variación de la potencia con la temperatura, Ct (%/ºC). Solo es
necesario si vamos a considerar el efecto de la temperatura.
 Emisiones de CO2 en la fabricación, transporte y reciclaje (kg CO2 equivalentes por
kWp de potencia, que depende de la tecnología del panel, del mix eléctrico del país de
fabricación, de la distancia de transporte, etc., suele estar entre 700 y 1500
kgCO2/kWp). Este valor solo es necesario si queremos calcular las
emisiones del ciclo de vida del sistema, “life cycle emissions”.
La tensión nominal se debe escoger de un menú desplegable que aparece al
pinchar en la casilla. También se puede escribir directamente cualquier valor.
Navegación por la tabla:
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Para acceder en la tabla a una determinada casilla de un panel, no hay más que pinchar en ella
con el ratón. Una vez dentro de la tabla, podemos pasar de unas casillas a otras por medio de
las teclas de desplazamiento del teclado del ordenador. También podemos desplazarnos por
las filas con el navegador de la tabla:
Con este navegador además podemos añadir (con +) o eliminar (con -) filas.
Asimismo, cuando queremos editar alguna casilla (cambiar su valor), podemos pinchar en ella
dos veces, con lo que el número pasa al lado izquierdo de la casilla, y aparece con fondo azul,
o bien pulsando en
componentes
. Cuando una casilla se está editando, en el navegador se habilitan los
. El primero sirve para validar la edición, mientras que el segundo sirve
para cancelar la edición y recuperar el valor anterior. Si no pulsamos nada, al acabar la edición
ésta es validada automáticamente.
Añadir paneles desde la base de datos:
Se pueden añadir paneles desde la base de datos: de forma individual o toda una familia de
paneles.
Los componentes añadidos desde las bases de datos no pueden modificarse. Para modificarlos
debe hacerse en la base de datos. No obstante, si se añade un componente de la base de datos y
a continuación se le cambia el nombre, después ya se podrán cambiar el resto de sus
características.
Costes fijos de Operación y Mantenimiento (O&M):
Debemos colocar el importe fijo de operación y mantenimiento
(€/año), que será un valor independiente del número y tipo de
paneles que compondrán el generador fotovoltaico, y que
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engloba los costes fijos de los operarios y del material de mantenimiento, independientes del
tamaño del generador.
El coste total de operación y mantenimiento será, por tanto, la suma del cose fijo más el coste
unitario de cada panel multiplicado por el número de paneles que contenga el generador
fotovoltaico.
Factor de seguridad:
Durante la simulación, el programa calcula la potencia que generan los paneles fotovoltaicos
cada hora en función de la irradiación y de la intensidad de cortocircuito (si no hay
seguimiento de máxima potencia MPPT) o de la potencia pico (si existe MPPT). Sin embargo,
hay que aplicar un factor de seguridad (FS) que tenga en cuenta la suciedad de los paneles, el
sombreamiento, los errores en la orientación.
Seguimiento de máxima potencia (MPPT):
El usuario debe indicar si existirá o no en el sistema seguimiento de de máxima potencia
(MPPT).
Si no se selecciona la casilla de MPPT:
Si no se selecciona la casilla correspondiente a MPPT, se considera la tensión fijada por las
baterías (tensión del bus DC), de forma que la tensión sobre el generador fotovoltaico será la
nominal del sistema (VbusDC), es decir, la de un panel multiplicada por el número de paneles en
serie:
VbusDC=Vn_panel*Npaneles_serie.
En este caso la potencia que suministra el generador fotovoltaico se calcula como sigue:
P=Isc*G*Vn_panel*Npaneles_serie*Npaneles_paralelo/FS
Donde G es la irradiancia sobre la superficie de los paneles, en kW/m2 y FS el factor de
seguridad elegido.
En este caso la producción no depende prácticamente nada de la temperatura ambiente (salvo
para valores extremos de temperatura).
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Si se selecciona la casilla de MPPT:
En este caso el regulador de carga de las baterías dispone de seguimiento del punto de máxima
potencia, por lo que en cada instante los paneles generan la máxima potencia posible,
dependiendo de la irradiancia. La potencia se calcula como sigue, si no se tiene en cuenta el
efecto de la temperatura ambiente:
P=Pn*G*Npaneles_serie*Npaneles_paralelo /FS
Donde Pn es la potencia nominal (potencia pico, Wp) de los paneles fotovoltaicos.
Aparece un cuadro para poder considerar el efecto de la temperatura, ya que en este caso la
producción sí que se ve modificada en función de la temperatura ambiente.
Cálculo del número de paneles en serie teniendo en cuenta la tensión de máxima
potencia en lugar de la nominal de los paneles:
En sistemas de pequeña potencia fotovoltaica con almacenamiento (baterías), el número de
paneles necesario se calcula según VbusDC/Vn_panel, donde VbusDC es la tensión nominal en DC
(fijada por las baterías) y Vn_panel es la tensión nominal del panel (normalmente 12 o 24 V).
En sistemas de mayor potencia con conversión DC/DC y MPPT (sistemas conectados a la
red…) normalmente el cálculo de los paneles en serie se realiza según VbusDC/Vmax_p_panel,
donde Vmax_p_panel es la tensión de máxima potencia del panel. En este caso, se debe
marcar la casilla “Calcular el número de paneles…” que se muestra en la figura siguiente, e
indicar la relación Vmax_p_panel/Vn_panel para que el programa pueda conocer el valor de
Vmax_p_panel a partir de Vn_panel. Normalmente, para paneles de 12 V de tensión nominal,
la tensión de máxima potencia es del orden de 17 o 18 V. Por ejemplo, si es 17,7 V, la
relación será 17,7/12 = 1,475, valor que habrá que introducir.
Efecto de la temperatura ambiente:
El efecto de la temperatura ambiente Tamb (ºC) puede considerarse marcando la casilla
correspondiente (figura anterior) e introduciendo los datos medios mensuales o importando los
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8760 datos desde archivo (incluyendo desde archivo de temperaturas generado por
Windfreedom).
Si se considera el efecto de la temperatura, la temperatura interna de la célula Tc se calcula
según:
Tc=Tamb+G*(TONC-20)/800;
Una vez calculada la temperatura interna de la célula, la potencia generada por el generador
fotovotaico se calcula según:
P=Pn*G*(1+Ct/100*(Tc-25))*Npaneles_serie*Npaneles_paralelo /FS
Conexión del generador fotovoltaico al bus AC:
Si se selecciona la casilla siguiente, se considerará el generador fotovoltaico conectado al bus
AC (con su propio inversor):
Los datos del inversor propio del generador fotovoltaico se muestran con el botón “Datos
inversor fotovoltaico”:
El coste del inversor debe ir incluido en el del generador fotovoltaico.
Si en lugar de definir un generador fotovoltaico definimos paneles individuales, el coste
proporcional del inversor debe ir incluido en el coste del panel. Además, en este caso tener en
cuenta que el número de paneles en serie lo calcula el programa teniendo en cuenta la tensión
del bus DC del sistema.
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Se debe indicar la relación entre la potencia del inversor y la del generador fotovoltaico,
además de la eficiencia frente al porcentaje de la potencia nominal.
Inflación del precio de los paneles:
En la parte inferior de la pantalla aparece la inflación esperada del precio de los paneles, para
tenerla en cuenta en el caso de que haya que reponerlos (si la vida útil de la instalación o
período de estudio es superior a la de los paneles). A su derecha aparece el límite de dicha
inflación, es decir, con los datos de la figura esperamos que los paneles bajen de precio un 2%
anual, pero que su límite de bajada es el 70% (al que se llega en 59,6 años, según se nos
informa debajo). A partir de entonces, se supone que los paneles aumentarán de precio a razón
de la inflación general (que hemos colocado en la pantalla principal del programa).
Pulsando “Aceptar”, como siempre, volvemos a la pantalla principal.
Casos de consumo elevado:
Si el sistema híbrido debe alimentar cargas muy elevadas (por ejemplo alimentar un pueblo o
una ciudad), es posible que sea mejor, en lugar de introducir los datos de paneles discretos,
introducir en cada fila los datos de “generadores fotovoltaicos”, es decir, de conjuntos de
generadores en serie y paralelo. Así, cada fila de la tabla indicaría un generador fotovoltaico.
Por ejemplo, un generador de 1 kWp, otro de 2 kWp, etc. En ese caso en la pantalla principal
del programa colocaríamos: Paneles paralelo: Mínimo 1, Máximo 1 (salvo que queramos
varios “generadores fotovoltaicos” en paralelo).
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3.8 Aerogeneradores
Pulsando el botón de Componentes “AEROGEN.” o en el menú Datos accedemos a la
pantalla de los datos de los aerogeneradores.
Los datos de cada tipo de aerogenerador se encuentran en una tabla, a la que se accede como
se ha explicado en el apartado 3.7.
Datos de los aerogeneradores:
Cada generador tiene unos datos que se pueden llamar generales: Nombre, Tipo de tensión
(DC o AC, en menú desplegable), Coste de adquisición, incluyendo la torre (€), Coste de
Reposición (coste estimado de cambiar el aerogenerador cuando se acabe su vida útil, pero en
€ del momento inicial de la inversión), Coste de Operación y mantenimiento de cada
aerogenerador (€/año), Vida útil (años) y Altura respecto del suelo a la que estará el buje (m).
Si queremos considerar las emisiones del ciclo de vida, también se debe colocar el valor de las
emisiones de CO2 equivalentes en la producción, transporte y reciclaje del aerogenerador y su
torre (en kg).
Además, para cada tipo hay que colocar los datos de Potencia de salida en función de la
velocidad, desde 1 m/s hasta 26 m/s, es decir, la curva de Potencia de salida. Esta curva los
fabricantes la dan para las condiciones del nivel del mar (altitud 0 m) y temperatura 15ºC, lo
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que corresponde a una densidad de 1,225 kg/m3. Esta curva se ve representada en la gráfica de
la parte inferior, en color rojo. Si el aerogenerador es de tensión DC, y su tensión es distinta de
la del bus DC del sistema, la curva de potencia deberá incluir las pérdidas en el conversor
DC/DC que conectará el aerogenerador al bus DC.
Si el tipo de aerogenerador es DC, irá colocado en el bus DC (con o sin conversor DC/DC),
mientras que si es AC irá obviamente en el bus AC. En el esquema de la pantalla principal
aparece el aerogenerador siempre representado en el bus DC, aunque esto es solo una
representación, es decir, si el aerogenerador elegido es AC irá por supuesto en el bus AC.
Aerogeneradores en bus…:
Por defecto a cada aerogenerador se le considera tipo DC o AC dependiendo de sus
características (indicado en la tabla para cada fila). Sin embargo, podemos forzar que
cualquier aerogenerador que consideremos estará conectado en el bus DC o en el bus AC:
Añadir o eliminar:
Podemos añadir o eliminar aerogeneradores, igual que se ha mostrado respecto a los paneles
fotovoltaicos. También podemos añadir aerogeneradores individuales desde la base de datos o
familias completas.
Rugosidad del terreno:
En el menú desplegable de la izquierda debemos elegir la clase de rugosidad del terreno (por
defecto Clase 1,5). Una vez elegida la clase, el programa coloca la longitud correspondiente
(m) y la explicación de la clase.
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Altura sobre el nivel del mar:
En la parte inferior izquierda debemos colocar la altitud sobre el nivel del mar de la
localización geográfica, y el programa da información debajo de la densidad del aire a dicha
altitud. Además se representa la curva de potencia para dicha altitud (curva verde).
La densidad se calcula según la Atmósfera Estándar Internacional (International Standard
Atmosphere, ISA, modelo atmosférico terrestre creado por la Organización de Aviación Civil
Internacional), que simplifica suponiendo que hasta una altitud de 11000 m sobre el nivel del
mar la temperatura disminuye linealmente con la altitud según la ecuación:
T  To  L·H
donde T es la temperatura (K) a la altura sobre el nivel del mar H (m), T0 es la temperatura al
nivel del mar (288,15 K) y L es la tasa de variación de la temperatura con la altura, L=0,0065
K/m.
Las ecuaciones de la presión atmosférica y de la densidad del aire son las siguientes:
gM
 L·H  RL

P  Po 1 
T
o 


P·M
1000·R·T
donde:
T
Temperatura (K)
P
Presión (Pa)

Densidad (kg/m3)
H
Altura sobre el nivel del mar (m)
Po
Presión estándar a nivel del mar, 101325 (Pa)
To
Temperatura estándar a nivel del mar, 288,15 (K)
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g
aceleración de la gravedad, 9,80665 (m/s2)
L
Tasa de variación de la temperatura, 0,0065 (K/m)
R
Constante de los gases ideales, 8,31432 (J/mol·K)
M
Peso molecular del aire seco, 28,9644 (g/mol)
98
Teniendo en cuenta la ley de los gases ideales:

P T
 · 0
 0 P0 T
Donde 0 es la densidad al nivel del mar (1.225 kg/m3).
Sustituyendo se obtiene la relación entre la densidad a la altura H y la densidad al nivel del
mar:
gM
T0
  L·H  RL
 ·
 1 
0 
To  T0  L·H 
La potencia que dará el aerogenerador a la altitud sobre el nivel del mar H será la que daría al
nivel del mar (dada por la curva de potencia) multiplicada por la relación /0.
Efecto de la temperatura ambiente:
Si se quiere considerar el efecto de la temperatura ambiente en la densidad del aire, se marcará
la casilla
.
Aparece un cuadro donde se deben introducir los datos medios mensuales de temperatura
ambiente (Tamb), o, mejor, si se dispone de un fichero con los 8760 datos horarios de la
temperatura ambiente, importarlos. La separación decimal debe ser punto, no coma. Estos
datos no son los mismos que se usa en la pantalla de los paneles fotovoltaicos, ya que en para
los aerogeneradores debe indicarse la temperatura a la altura del buje, mientras que para los
paneles fotovoltaicos debe indicarse la temperatura a la altura que están colocados,
normalmente mucho menor.
En este caso la relación /0 se calcula según la siguiente ecuación:
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gM
  L·H  RL T0
 ·
 1 
 0 
To  Tamb
Igual que se ha explicado en la pantalla de los paneles, en la parte inferior de la pantalla
aparece la inflación esperada del precio de los aerogeneradores y el límite, para tenerlos en
cuenta en el caso de que haya que reponerlos (si la vida útil de la instalación o período de
estudio es superior a la de los aerogeneradores).
Casos de consumo elevado:
Igual que se ha comentado para los paneles fotovoltaicos, si el sistema híbrido debe alimentar
cargas muy elevadas (por ejemplo alimentar un pueblo o una ciudad), es posible que sea
mejor, en lugar de introducir los datos de aerogeneradores discretos, introducir en cada fila los
datos de “grupos de aerogeneradores”, es decir, de conjuntos de aerogeneradores en paralelo.
Así, cada fila de la tabla indicaría un grupo de aerogeneradores. Por ejemplo, un grupo de 10
kW a 14 m/s, otro de 20 kW a 14 m/s, etc. En ese caso en la pantalla principal del programa
colocaríamos: Aerogen paralelo: Mínimo 1, Máximo 1.
Finalmente, “Aceptar” nos devuelve a la pantalla principal.
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3.9 Turbinas Hidráulicas
Pulsando el botón de Componentes “TURBINAS H.” o en el menú Datos accedemos a la
pantalla de los datos de las turbinas hidráulicas.
La forma de acceder a la tabla es la explicada en el punto 3.7.
Datos de las turbinas:
Los datos generales de cada turbina son: Nombre, Tipo de tensión (DC o AC, en menú
desplegable), Potencia nominal (P.nom) en kW, Caudal máximo (Q. max), en l/s, Saltos de
agua máximo y mínimo (Salto max. y Salto min.), en m, Coste de adquisición (€), Vida útil
(años), y Coste de Operación y Mantenimiento (€/año) de cada turbina.
Además, debe colocarse los datos del rendimiento de la turbina (%) frente al grado de carga,
es decir, frente al porcentaje del caudal nominal. El rendimiento se representa en la gráfica.
Igual que el resto de componentes, se pueden añadir turbinas desde la base de datos.
Otros datos:
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De forma general, y fuera de la tabla, debe colocarse el rendimiento de los multiplicadores de
velocidad, el rendimiento de los generadores eléctricos y el coste específico del generador
eléctrico (€/kW).
Si la turbina es de tensión DC, y su tensión es distinta de la del bus DC del sistema, el
rendimiento del generador eléctrico deberá incluir las pérdidas en el conversor DC/DC que
conectará la turbina al bus DC.
En rojo se informa, bajo la tabla de las turbinas, de que deben ser adecuadas para un salto
bruto determinado (obtenido en la pantalla del recurso hídrico). Si, para alguna turbina, el
salto bruto no está entre el salto mínimo y el salto máximo, no será adecuada.
Encima de la gráfica se informa, para la turbina seleccionada, de su caudal nominal, su
potencia
nominal
y
su
potencia
máxima,
calculada
en
kW
mediante
9,81*Hsalto_bruto(m)*Qmax(l/s)*rendimiento/1000, donde rendimiento incluye las pérdidas
en la conducción y las pérdidas en el multiplicador de velocidad y en el generador eléctrico.
Al igual que se ha explicado para los paneles y aerogeneradores, si interesa conocer las
emisiones globales de la vida del sistema (life cycle emissions), debe introducirse as
emisiones equivalentes de CO2 debido a la fabricación de las turbinas, en g de CO 2
equivalente por cada kWh de energía generado. No obstante este valor suele ser muy bajo,
cercano a 0.
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3.10 Baterías (acumuladores)
Pulsando el botón de Componentes “BATERÍAS” o en el menú Datos accedemos a la
pantalla de los datos de las baterías o acumuladores.
Como siempre, los datos de cada tipo de componente van en las filas de la tabla.
3.10.1. Datos generales
Los datos generales de cada batería son:
 Nombre
 Capacidad Nominal, Cn (A·h). Los fabricantes dan la capacidad nominal para descarga
en 100 h (C100), la capacidad nominal para descarga en 10 h (C 10), etc. Habrá que
elegir como Cn el que se parezca más a la realidad. Por ejemplo, si el consumo es tal
que se espera que las baterías realicen ciclos de carga/descarga completos en un día, el
valor a elegir sería C10. Si se espera que las baterías se descarguen a un ritmo menor
(lo habitual), elegiríamos C20.
 Tensión nominal, Vn (V)
 Coste de adquisición (€)
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 Coste de Operación y Mantenimiento de cada unidad (€/año)
 Estado de Carga mínimo (SOCmin), en % del SOC máximo. El SOCmin (%) es igual a
100-PDmax, donde PDmax es la máxima profundidad de descarga permitida (%).
El valor PDmax recomendado por la Norma Técnica Universal para Sistemas
Fotovoltaicos Domésticos, Versión 2, Thermie B: SUP-995-96, 1998 (revisado en
2001) es:
SLI: Starting, Lighting, Ignition. La modificada sería similar al tipo OGi.
 Coeficiente de Autodescarga (% mensual)
 Intensidad máxima admisible por cada batería (Imax), en A. Suele ser el 20% de la
capacidad nominal en Ah. Por ejemplo, una batería de 100 Ah soporta del orden de 20
A de corriente.
 Eficiencia global del proceso carga-descarga, en %
 Vida flotante (vida máxima de las baterías, sin estar sometidas a cargas y descargas),
en años, para la temperatura indicada.
Además, para cada batería debemos colocar el número de ciclos de vida para cada porcentaje
de profundidad de descarga, que se representa en la gráfica en color rojo. El programa, para
cada pareja de profundidad de descarga (Profi en %) - ciclos de vida (Ciclosi), calcula la
energía ciclada en la vida de las baterías (siempre que Profi<[100-SOCmin], ya que para
valores superiores de Profi nunca operará la batería):
Eciclada_i (kWh) = Cn (Ah) · Vn (V)· Profi (%) / 100 · Ciclosi / 1000
En la gráfica este valor se representa en color verde.
El número de ciclos equivalentes lo calcula como:
Nciclos_eq = Σ Eciclada_i (kWh) ·1000 / (Cn (Ah) · Vn (V))
Este valor aparece bajo la gráfica.
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Podemos baterías individuales o familias completas desde la base de datos.
Para el conjunto del banco de baterías que utilice el sistema híbrido (que a priori no se sabe ni
qué tipo de batería, ni cuántas baterías), debe estimarse un Coste fijo de Operación y
Mantenimiento (€/año), que englobe fundamentalmente los costes del operario y del material
fijo, independientes del número de baterías a mantener.
También hay que indicar la temperatura media de cada mes a la que se van a encontrar las
baterías, ya que los modelos Coppetti y Schiffer tienen en cuenta la temperatura y el resto de
modelos tienen en cuenta la conversión de la vida flotante que da el fabricante a la
temperatura media real de las baterías.
La vida flotante que el fabricante de las baterías indica para una temperatura determinada (en
general 20ºC) se convierte a la vida flotante correspondiente a la temperatura media de las
baterías según la ley de Arrhenius. No obstante, si la temperatura media de las baterías es
inferior a la que el fabricante indica la vida flotante puede dar lugar a vidas en flotación muy
elevadas que podrían inducir a valores sobredimensionados. Para evitar esto, por defecto
aparece marcada la casilla “En modelos distintos a Schiffer, considerar Tmedia >= T vida
flot”. Para los modelos de envejecimiento distintos al Schiffer, esta casilla marcada implica
que si la temperatura media de las baterías es inferior a la temperatura indicada a la que el
fabricante suministra la vida útil, se considerará que dicha temperatura media es igual a la
indicada para la vida flotante y por tanto la vida flotante real no superará a la que indica el
fabricante.
Al igual que se ha explicado en los apartados anteriores, si interesa conocer las emisiones
globales de la vida del sistema (life cycle emissions), debe introducirse (encima de la gráfica)
las emisiones equivalentes de CO2 debido a la fabricación de las baterías, en g de CO2
equivalente por kWh de capacidad.
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Igual que se ha explicado en la pantalla de los paneles, en la parte inferior de la pantalla
aparece la inflación esperada del precio de las baterías y su límite, para tenerlos en cuenta en
el caso de que haya que reponerlas.
Encima del botón de “Aceptar” debemos colocar el porcentaje del SOC que esperamos al
inicio de la simulación.
Finalmente, una vez definidas todas las baterías que queremos que el programa tenga en
consideración, con “Aceptar” volvemos a la pantalla principal.
De la misma forma que hemos comentado para los paneles fotovoltaicos y los
aerogeneradores, si el sistema híbrido debe alimentar cargas muy elevadas, es posible que sea
mejor, en lugar de introducir los datos de baterías discretas, introducir en cada fila los datos de
“bancos de baterías”, es decir, de conjuntos de baterías en serie y paralelo. Así, cada fila de la
tabla indicaría un banco de baterías. Por ejemplo, un grupo de 120 V 500 Ah, otro de 120 V
1000 Ah, etc (en este ejemplo la tensión DC del sistema sería 120 V). En ese caso en la
pantalla principal del programa colocaríamos: Baterías paralelo: Mínimo 1, Máximo 1, ya que
no tendrían sentido estos datos.
3.10.2. Modelos de baterías
El modelo de baterías puede elegirse entre cuatro: Modelo Ah (Schuhmacher, 1993) [23],
Modelo KiBaM (modelo kinético, Manwell-McGowan, 1993) [24], modelo Copetti (Copetti
et al., 1993 y 1994) [25,26] o Modelo Schiffer (Schiffer et al., 2007) [27, 38].
Por defecto el modelo de baterías es el modelo Ah, el más sencillo.
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Modelos Copetti y Schiffer: Solo en versión PRO+
Si elegimos el modelo Copetti o Schiffer hay que indicar las características del control de la
carga y descarga de las baterías (pulsando el botón “Datos Regulación”).
Pulsando el botón “Datos Regulación” aparece la pantalla de datos de los reguladores de
carga de las baterías que se prevé que habrá en el sistema (deben ser todos los reguladores de
la misma familia ya que las características son las mismas para todos).
Debe indicarse las características del control de la carga y descarga de las baterías: si el
controlador del regulador de carga y del rectificador es PWM u ON/OFF (los dos aparatos,
regulador de carga y rectificador se supone que realizan el mismo control).
Dr. Rodolfo Dufo López.
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Una vez elegido el tipo de control PWM u ON/OFF se elegirán los parámetros del controlador
(los que de el fabricante de los reguladores o rectificadores que vayamos a usar, que tienen
que ser adecuados para las baterías que vayamos a usar)
En el caso de regulación PWM, deberán fijarse los datos para la carga en varias etapas
(típicamente 3 etapas: bulk, absorción, flotación) y también los datos de la carga de
ecualización o compensación.
En el caso de modelo Copetti también debemos definir el coeficiente de variación de la
tensión con la temperatura (mV/ºC).
Control por parte del controlador de la carga de las baterías por el generador Diesel:
Si existe un controlador (regulador de carga/descarga de las baterías que puede arrancar el
generador diesel automáticamente), algunos tipos permiten que el generador cargue las
baterías hasta el 95% del SOC (por defecto, modificable en versión PRO+) cada cierto
número de días o cada un determinado número de ciclos completos equivalentes. En ese caso,
marcar la casilla de la parte inferior (en versión PRO+, en el resto de versiones esto aparece en
la pantalla de las baterías):
3.10.3. Modelo de baterías KiBaM
Si se elige el modelo KiBaM, la pantalla cambia: la tabla se ensancha, y la gráfica se encoge
para dejar sitio a otra gráfica.
Junto al cuadro de selección del modelo de baterías, aparece otro cuadro de selección para el
modelo KiBaM, donde podemos elegir “Calcular”, donde los parámetros que necesita el
modelo los calcula el programa a partir de otros datos, o bien “Datos” donde
introducimos directamente.
Dr. Rodolfo Dufo López.
se los
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108
Si hemos elegido “Calcular” (por defecto), aparece a la derecha de la tabla 3 columnas
nuevas: C100, C20 y C10 (todas ellas en Ah). Estos valores son la capacidad de la batería para
un régimen de descarga de 100, 20 y 10 horas, respectivamente. Cuanto más tiempo tarda en
descargarse una batería, más energía da, por tanto C100 será mayor que C20 y ésta que C10.
Estos datos los suministra el fabricante. Para cada uno de estos tres regímenes de descarga, el
programa calcula la intensidad de descarga, en A (por ejemplo para régimen de 100 h será
C100/100), y representa en la nueva gráfica la Capacidad de la batería frente a la intensidad de
descarga. Bajo la gráfica aparecen los parámetros que necesita el modelo KiBaM, calculados a
partir de C100, C20 y C10, según el artículo del modelo kinético, Manwell-McGowan de
1993. Esos parámetros son c, k y Qmax.
Hay una última columna en la tabla, que también es nueva (C. carga), en A/Ah, que representa
la Tasa máxima de carga de la batería o Coeficiente de Intensidad máxima de carga de la
batería, que es una limitación adicional de máxima corriente de carga que utiliza el modelo
KiBaM.
Si en el modelo Kinetic elegimos “Datos” en lugar de “Calcular”, la nueva gráfica desaparece
y en lugar de las columas C100, C20 y C10, tendremos k (1/h), c y Qmax (Ah), además de la
cuarta columna, que se mantiene. En este caso, el fabricante de la batería debería habernos
suministrado dichos valores.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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3.10.4. Modelo de baterías Schiffer. Solo en versión PRO+
Si se elige el modelo Schiffer, las baterías definidas en la tabla deben ser de la misma familia,
es decir, deben tener parámetros similares, cambiando solo el “tamaño”.
Si hemos elegido el modelo Schiffer, aparece, bajo el coeficiente de variación de la tensión
con la temperatura, el botón “Datos Bat. Schiffer”, que al pincharlo nos muestra la ventana
siguiente.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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Lo primero será elegir, en la parte superior, el tipo de batería, OPZS (tubulares optimizadas
para aplicaciones fotovoltaicas, gran vida útil) o OGi (placa plana, abiertas, utilización en
sistemas de alimentación ininterrumpida, alumbrado de emergencia, telecomunicaciones, etc.,
también pueden utilizarse en arranque de máquinas, y en sistemas fotovoltaicos, son similares
a las denominadas SLI modificadas).
El software carga los datos de las baterías utilizadas en el artículo de (Schiffer et al., 2007)
[27], no obstante, debe tenerse en cuenta que esos datos son para unas familias determinadas
de baterías OPZS y OGi, que pueden no coincidir con la familia de baterías que estemos
utilizando. Deberíamos actualizar dichos datos con los de la familia de baterías que estamos
utilizando (deberíamos conocer los datos de nuestras baterías o bien ensayarlas para
obtenerlos).
En la parte derecha debemos seleccionar la curva de la velocidad de corrosión frente al
potencial del electrodo positivo, de Ruetschi 2004 [33] o Lander 1956 [35]. Debe tenerse en
cuenta que la curva real para cada familia de batería es distinta, por lo que deberíamos definir
la curva para la familia de baterías que estamos considerando, obteniéndola del fabricante o
mediante ensayos y modificando los valores de la curva de Lander o de Ruestschi.
En la parte inferior hay que fijar el parámetro de la velocidad de corrosión durante la vida en
flotación (en las unidades marcadas en la curva de la velocidad de corrosión frente al potencial
del electrodo positivo):
O bien calcular el parámetro de la velocidad de corrosión durante la vida en flotación:
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3.10.5. Modelos de vida de las baterías
Se puede elegir la estimación de la vida de las baterías según los Ciclos Equivalentes o según
el modelo de Rainflow (algoritmo de Downing) [25].
En el caso de Rainflow, si se marca la casilla “Modificado”, aparece al lado una casilla donde
debe indicarse el “Factor rainflow (0-1)”.
El método modificado pretende tener en cuenta el SOC medio de las baterías durante cada
ciclo. La curva de ciclado original de la figura siguiente es la que suministra el fabricante
(ciclos de descarga frente a profundidad de descarga, C F) y se supone que es para baterías que
comienzan cada ciclo estando completamente cargadas. Sin embargo, si una batería comienza
un determinado ciclo con un SOC<100%, el desgaste será mayor. Este método pretende tener
en cuenta el mayor desgaste (menor número de ciclos de vida) si cada ciclo no comienza con
las baterías completamente cargadas.
Con el factor rainflow (F) se obtiene una curva límite inferior, que sería para los ciclos que
comienzan y finalizan en el mínimo estado de carga posible para dichos ciclos. La curva
límite inferior se calcula según:
Donde CF,R es la recta de referencia de la figura.
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Para calcular la vida de las baterías, para cada ciclo, este método tiene en cuenta el SOC
medio de las baterías durante el ciclo, y obtiene el número de ciclos de vida a partir de la
curva para dicho SOC, que estará entre la original y la límite inferior.
Si se ha seleccionado el modelo de (Schiffer et al., 2007) [27], también se podrá elegir el
modelo de envejecimiento según dicho modelo (sería lo normal seleccionarlo). Solo en
versión PRO+
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3.11 PREDIMENSIONAR.
Después de fijar el consumo, los recursos y los tipos de paneles, aerogeneradores y baterías
(en su caso), se puede realizar el dimensionado previo.
Pulsando el botón “PREDIMENSIONAR” se muestra una ventana con información de la
máxima potencia recomendada para los distintos componentes:
-iHOGA conoce las demandas de energía del sistema y la irradiación, por lo que calcula de
manera aproximada la potencia pico del generador fotovoltaico para cubrir dicha demanda
únicamente con fotovoltaica (estimando un valor medio de eficiencia del inversor del 80%,
pérdidas en baterías del 20%, suponiendo que toda la energía pasa por las baterías, y
añadiendo el factor de seguridad de los paneles fotovoltaicos). Esta potencia pico (en el
ejemplo 3,2 kWp) debería ser la máxima potencia del grupo fotovoltaico que se le puede
permitir a iHOGA para la optimización. Por ejemplo, si usamos paneles de 135 W, 12 V, y la
tension DC del sistema es 24 V (por lo que habrá siempre 24/12=2 paneles en serie), en la
pantalla principal, donde seleccionamos el máximo número permitido de paneles en paralelo,
no deberíamos poner un número muy superior a 3200/135/2 = 11,8, por ejemplo, podríamos
fijar 12 o 13 como el máximo número de paneles en paralelo permitido.
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-iHOGA conoce la demanda energética y la velocidad del viento a lo largo del año, por lo que
puede calcular de forma aproximada la potencia del grupo de aerogeneradores para cubrir la
demanda total. En el ejemplo, ese valor es 1,9 kW, por lo que en la pantalla de
aerogeneradores podríamos incluir un aerogenerador del orden de 0,5 kW o 1 kW y algún otro
del orden de 2 kW pero no de mucha más potencia ya que probablemente sería innecesaria.
- La potencia máxima recomendada para el generador AC es la necesaria para que este cobra
toda la demanda, teniendo en cuenta una eficiencia del 90% para el rectificador.
- La potencia máxima recomendada para el inversor es la necesaria para que este pueda cubrir
la carga AC.
- La potencia máxima recomendada para el electrolizador es el máximo entre la potencia
máxima recomendada del generador fotovoltaico, la del grupo de aerogeneradores y la
necesaria para cubrir la máxima demanda de hidrógeno (en su caso).
- La potencia máxima recomendada para la pila de combustible es la necesaria para cubrir la
máxima potencia, teniendo en cuenta una eficiencia del inversor del 80%.
En estos cálculos se han utilizado los siguientes datos de partida: eficiencia del rectificador
90%, eficiencia del inversor 80%, eficiencia del electrolizador 70% del PCS del H2, eficiencia
del electrolizador 40% del PCI del H2, mínimo SOC permitido para las baterías 40%. En los
cálculos de la potencia máxima recomendada para el generador fotovoltaico y para el grupo de
aerogeneradores se ha considerado un factor de sobredimensionado de 1.2, teniendo en cuenta
las pérdidas en el almacenamiento (nótese que este factor es demasiado bajo si el
almacenamiento se realiza en forma de hidrógeno).
Además, se muestra la capacidad del banco de baterías y el tamaño del tanque de hidrógeno
para tener una autonomía del número de días fijado bajo el botón de PREDIMENSIONAR, 4
días por defecto. Se tiene en cuenta el día de máximo consumo del año convertido a DC
teniendo en cuenta una eficiencia del inversor del 80% y con un factor de
sobredimensionamiento de 1.2.
iHOGA calcula el máximo número de baterías en paralelo del tipo de MAYOR capacidad de
las fijadas en la pantalla de baterías, para que con dichas baterías se obtengan los días de
autonomía (se calcula el entero superior más cercano). Debe tenerse en cuenta que la batería
de mayor capacidad podrá cubrir los días de autonomía si el número en paralelo es el máximo.
Sin embargo, el resto de baterías no podrán cubrir todos los días de autonomía.
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Si se marca la casilla “Máx nº. bat. p.: según Cn mín.”, el número máximo en paralelo se
calcula en función del tipo de batería de MENOR capacidad. Así todas las baterías serían
capaces de cubrir la autonomía, si el número en paralelo fuese el máximo.
También calcula el número máximo de paneles y aerogeneradores. El número de paneles en
paralelo se obtiene como el entero superior de la división de la máxima potencia fotovoltaica
recomendada por la tensión DC del sistema y por la potencia del tipo de panel de MAYOR
potencia. Si se marca la casilla “Máx nº. pan. p.: según P mín.”, el número máximo en
paralelo se calcula en función del tipo de panel de MENOR potencia.
Similar cálculo se realiza para el número máximo de aerogeneradores en paralelo.
Al pinchar el botón “Aceptar”, iHOGA informa de los números máximos de componentes
permitidos se actualizan en la pantalla principal.
Los valores actualizados aparecen en rojo.
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3.12 Equipos Auxiliares para la carga de baterías
Pulsando el botón de Componentes “CARGA BAT.” (en versión PRO+, en el resto es el
botón “AUXILIARES”) o en el menú Datos accedemos a la pantalla de los datos de los
elementos auxiliares (Regulador fotovoltaico de carga de las baterías y RectificadorConversor AC/DC cargador de baterías).
Regulador fotovoltaico carga/descarga baterías:
Se deben indicar en la tabla los reguladores fotovoltaicos de carga/descarga a considerar (se
supone que los aeroogeneradores llevan incorporado su regulador). En los casos de
controladores bidireccionales (inversores bidireccionales) con regulación de carga de las
baterías, se indicarán en la pantalla de los inversores y, si en una determinada combinación de
componentes se usa un inversor de ese tipo, los reguladores de esta tabla pantalla se tendrán
en cuenta.
Una vez simulada cada combinación de componentes y estrategia, para cada caso IHOGA
elige el mínimo regulador tal que su intensidad nominal máxima sea superior a la máxima que
se prevé haya en el sistema. Si en la tabla no hay ningún regulador que lo cumpla, se
considera uno genérico con los costes de la derecha de la tabla.
Se pueden añadir reguladores de la base de datos, individualmente (botón “Añadir desde la
base de datos regulador individual”). También se puede, mediante el botón “Incluir solo los
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adecuados a VDC y caract. MPPT de familia”, forzar a que los reguladores de la tabla sean
solo los de una determinada familia, que cumplan con la tensión nominal DC del sistema y
que incluyan o no MPPT (dependiendo de lo que se haya marcado en la casilla de selección
bajo la tabla).
SOLO EN VERSIÓN PRO+. Las características del control de la carga y descarga de las
baterías se visualizan pinchando en “Datos regulación”: si el controlador del regulador de
carga y del rectificador es PWM u ON/OFF (los dos aparatos, regulador de carga y
rectificador se supone que realizan el mismo control).
Una vez elegido el tipo de control PWM u ON/OFF se elegirán los parámetros del controlador
(los que de el fabricante de los reguladores o rectificadores que vayamos a usar, que tienen
que ser adecuados para las baterías que vayamos a usar)
En el caso de regulación PWM, deberán fijarse los datos para la carga en varias etapas
(típicamente 3 etapas: bulk, absorción, flotación) y también los datos de la carga de
ecualización o compensación.
En el caso de modelo Copetti también debemos definir el coeficiente de variación de la
tensión con la temperatura (mV/ºC).
Si existe un controlador (regulador de carga/descarga de las baterías que puede arrancar el
generador diesel automáticamente), algunos tipos permiten que el generador cargue las
baterías hasta el 95% del SOC (por defecto, modificable en versión PRO+) cada cierto
número de días o cada un determinado número de ciclos completos equivalentes. En ese caso,
marcar la casilla de la parte inferior (en versión PRO+, en el resto de versiones esto aparece en
la pantalla de las baterías):
Rectificador cargador baterías (conv. AC/DC):
Los conversores AC/DC (rectificadores) cargadores de baterías (normalmente elementos
auxiliares de los generadores AC) se seleccionan, para cada combinación de componentes y
estrategia, tras simular el sistema, de forma que la potencia necesaria en el rectificador es la
que se elige (si existe generador AC, la potencia mínima del rectificador es la nominal de
dicho generador AC). Sus costes se modelan como dependientes linealmente de la potencia
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(dentro de unos límites), se fijan en la parte inferior de la pantalla. La eficiencia suele ser muy
elevada, del orden del 90%, y poco dependiente de la potencia del conversor.
Si el rectificador va incluido en el coste del generador AC, aquí deberemos fijar los costes en
0. Si el rectificador va incluido en el inversor bi-direccional, automáticamente se fijará su
coste a 0.
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3.13 Inversores e inversores-cargadores (bidireccionales).
Pulsando el botón de Componentes “INVERSORES” o en el menú Datos accedemos a la
pantalla de los datos de los inversores (conversores DC/AC).
A diferencia de los otros elementos auxiliares, el inversor es un elemento muy importante que
influye muchísimo en el funcionamiento y en el coste total del sistema. Son elementos cuya
curva de rendimiento es muy dependiente de la potencia que dan en cada momento (depende
de la potencia aparente) y cuyos costes son importantes, por lo que debemos colocar los tipos
comerciales que queremos que el programa evalúe, cada uno con sus características.
Datos de los inversores:
Los datos generales de cada inversor son:
 Nombre
 Potencia aparente (VA)
 Vida útil (años)
 Coste de adquisición (€)
 Si incluye cargador de baterías (inversor bi-direccional o inversor-cargador),
seleccionando en la columna “Cargador” el valor desplegable OK. En ese caso, hay
que fijar el valor de la corriente máxima de carga de las baterías en la columna
siguiente “Imax_cargDC(A)” y la eficiencia del cargador en la siguiente columna.
 Tensión DC mínima y máxima de funcionamiento. La tensión DC nominal del sistema
fijada en la pantalla principal debe estar entre estas dos.
 Si incluye regulador fotovoltaico de carga de las baterías: los inversores-cargadores o
inversores bi-direccionales pueden incluir la gestión de las fuentes renovables
fotovoltaica y/o eólica, en cuyo caso habrá que seleccionar OK en el desplegable de la
columna “Regulador”. Si además el regulador es MPPT, seleccionar en lugar de OK el
valor MPPT. En ese caso, en la siguiente columna “Pmax_ren(W)” se fija la máxima
potencia de entrada del conjunto formado por el generador fotovoltaico y los
aerogeneradores.
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Además, para cada tipo hay que definir la eficiencia o rendimiento (%) en de la potencia de
salida (en % de la potencia nominal, desde el 0 al 100%). Esto se refleja en la gráfica de la
curva del rendimiento.
Se pueden añadir inversores individualmente desde la base de datos mediante el botón
“Añadir desde base de datos”.
También se puede obligar a que aparezcan en la tabla solo los inversores adecuados a la
tensión nominal DC del sistema y de una determinada familia, pinchando el botón “Incluir
solo los adecuados a VDC de la familia y que cumplan:”, donde se seleccionarán solo los de la
familia que cumplan con la tensión nominal del sistema, y que además cumplan lo indicado en
el cuadro de la derecha: sin cargador o con cargador sin regulador PV o con cargador con
regulador (MPPT o no, dependiendo de lo indicado en el checkbox de debajo de la tabla
“MPPT”) .
Forzar a que el inversor pueda dar la máxima potencia AC de consumo:
Por defecto está marcada la casilla de “Forzar a que el inversor pueda dar la máxima potencia
AC de consumo”. Esto implica que queremos el inversor de mínima potencia tal que pueda
dar la máxima potencia exigida por las cargas AC. Este caso es el más común, ya que si el
inversor no pudiese dar toda la potencia AC demandada por las cargas, y por ejemplo el
generador AC estuviese estropeado, el consumo AC se quedaría sin cubrir.
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En este caso, antes de pulsar en “Aceptar”, debemos pulsar “Seleccionar Inversor”, y bajo la
gráfica nos aparece la potencia máxima AC demandada por las cargas, y el inversor
seleccionado que pueda cubrirla. Si no existe ningún inversor capaz de cubrir toda la carga, se
nos advertirá con un mensaje de alerta.
Además, bajo la gráfica también se nos informa de la potencia media horaria de consumo AC,
qué porcentaje tiene respecto de la potencia nominal del inversor seleccionado, y por tanto qué
eficiencia media dará el inversor. Este valor lo utiliza el programa en el cálculo de algunos
parámetros de la estrategia de control. Sin embargo, para el cálculo horario de los balances de
energías del sistema, el programa utiliza la eficiencia real del inversor, dependiente de la
potencia de salida según la curva de eficiencia.
Si por el contrario no hemos activado la casilla de “Forzar a que el inversor pueda dar la
máxima potencia AC del consumo”, el programa en el cálculo del sistema híbrido irá
probando combinaciones con los distintos inversores, es decir, en principio los considerará
todos por igual. Los de baja potencia probablemente en algunos casos darán soluciones que no
sirvan, ya que probablemente darán Energía No Servida debido a la limitación del inversor.
Para cada inversor el programa calcula la eficiencia para la potencia media de consumo AC,
que utilizará en cada caso el programa para calcular los distintos parámetros de la estrategia de
control.
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3.14 Generadores AC
Pulsando el botón de Componentes “GENERAD. AC” o en el menú Datos accedemos a la
pantalla de los datos de los generadores AC (grupos electrógenos con motores de combustión
interna Diesel, Gasolina, etc.). También se pueden modelar en este grupo los generadores que
consumen biomasa, hidrógeno, etc.
Datos de los generadores AC:
Para cada generador se deben rellenar los siguientes campos: Nombre, Potencia Aparente
(kVA), Coste de Adquisición (€), Coste de Operación y Mantenimiento (€/h), Vida Esperada
(h), Potencia mínima recomendada por el fabricante (en % de la nominal), Tipo de
Combustible (menú desplegable donde se puede elegir entre Diesel, Gasolina, Etanol,
Metanol, Gas Natural, Propano, Biogas o H2), Unidad del combustible (menú desplegable:
litro, kg, m3 Normal), Precio del combustible (€/ud.), Inflación anual del precio del
combustible (%), Emisiones de CO2 (kgCO2/ud.combustible), y Parámetros de consumo: A
(ud.combustible/kWh) y B (ud.combustible/kWh). Los valores por defecto de A y B son los
correspondientes a un generador Diesel según Skarstein and Ullen, 1989 [35].
En la gráfica se observa la curva del consumo de combustible para el generador seleccionado:
Consumo (ud.combustible/h) = Pn(kW)·B + P(kW)·A
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Donde Pn es la potencia nominal, en kVA, aunque para el consumo se utiliza potencia activa.
La inflación anual esperada del precio del combustible (Inf comb) es un parámetro importante, y
diferenciado de la inflación general esperada (Inf) de la pantalla principal del programa. La
mayoría de los combustibles tienen (o se espera que tengan) una inflación muy superior a la
inflación esperada de los precios de los componentes y mano de obra, por lo que debemos
tratarla de forma separada.
Si interesa conocer las emisiones globales de la vida del sistema (life cycle emissions), debe
introducirse las emisiones equivalentes de CO2 debido a la fabricación de los generadores, en
kg de CO2 equivalente por kVA de potencia nominal.
Funcionamiento continuo del generador AC (creando la red AC):
Se puede forzar a que el generador AC funcione siempre, creando la red AC, con lo que al
menos consumirá el combustible necesario para mover su propio eje (aunque haya muchas
horas que no suministre potencia porque la suministran las fuentes renovables o las baterías).
Para indicarlo, marcar la casilla:
Disponibilidad horaria del generador AC en el sistema híbrido:
Se puede fijar la disponibilidad horaria del generador AC, tanto entre semana como en fin de
semana, pinchando el botón “Disponibilidad del Generador AC”. Por defecto la
disponibilidad es total, si va a haber horas en que el generador no está disponible, habrá que
deseleccionar las casillas de las horas correspondientes.
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3.15 Pilas de Combustible y Electrolizadores.
Pulsando el botón de Componentes “H2(Pila C.-Elec.)” o en el menú Datos accedemos a la
pantalla de los datos de las Pilas de Combustible, los Electrolizadores y el Depósito de H2.
Esta pantalla tiene tres pestañas, es decir, son tres pantallas en una.
Se puede elegir varias configuraciones:

Pila de combustible que consume el H2 producido en el electrolizador (y acumulado en
el depósito de H2).

Pila de combustible que consume H2 externo. En ese caso no tiene por qué haber
electrolizador y depósito. Sólo será necesario electrolizador y depósito si hay cargas de
H2.
En la parte inferior podemos elegir si queremos o no pila de combustible y si queremos o no
electrolizador y depósito de H2. Nótese que cuando tenemos seleccionado que queremos pila
de combustible y además la procedencia del combustible es H2 producido en el electrolizador,
por fuerza tiene que haber electrolizador y depósito de H2 donde se acumule el H2 producido
por aquel, con lo que no da opción a no tener electrolizador y depósito.
Si hay algún elemento que no queramos, al deseleccionar su checkbox desaparecerá la pestaña
correspondiente.
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Al igual que se ha explicado en los apartados anteriores, si interesa conocer las emisiones
globales de la vida del sistema (life cycle emissions), debe introducirse (debajo de la tabla) las
emisiones equivalentes de CO2 debido a la fabricación de la pila de combustible y del
electrolizador, en g de CO2 equivalente por kW de potencia nominal. Depende de la
tecnología.
Igual que se ha explicado en la pantalla de los paneles, en la parte inferior de la pantalla
aparece la inflación esperada del precio de los componentes del hidrógeno y su límite, para
tenerlos en cuenta en el caso de que haya que reponerlos.
Debajo aparece una casilla donde se puede indicar que la pila de combustible y el
electrolizador se conectan al bus AC del sistema. En ese caso se habilita un botón donde se
indica las eficiencias del rectificador del electrolizador y del inversor de la pila de
combustible.
3.15.1 Pila de combustible
La pantalla que aparece inicialmente es la de la Pila de Combustible.
Se representa la gráfica de consumo y eficiencia de la pila que tenemos pinchada en la tabla.
Debajo de la gráfica se muestra la potencia nominal de la pila (kW) y la cantidad necesaria
mínima de H2 para poder comenzar a generar electricidad. En el caso de la figura, la pila de
combustible necesita al menos un caudal másico de hidrógeno de 0,008 kg/h para que pueda
generar potencia útil. Si la pila utiliza H2 del tanque previamente generado por el
electrolizador, en la simulación, si durante una hora determinada no hay más de 0,008 kg en el
tanque, la pila no podrá generar nada de energía eléctrica durante esa hora (y por tanto no
funcionará durante esa hora).
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Procedencia del combustible utilizado por la pila de combustible:
En la parte inferior derecha debemos seleccionar la procedencia del combustible que utilizará
la pila. Por defecto está seleccionado “H2 producido en Electrolizador”. Esto implica que
existe un electrolizador, que genera H2 con la energía eléctrica sobrante. El H2 se acumula en
el depósito, y cuando es necesario la pila de combustible lo utiliza para generar electricidad.
En el caso de que seleccionemos “Externa a la instalación”, implicará que no es necesario
Electrolizador (y el depósito dependerá del suministrador de combustible y será a parte,
distinto al considerado aquí que es para lo producido por el electrolizador), por lo que se
habilita el checkbox donde podemos seleccionar o deseleccionar Electrolizador + Depósito
H2. En este caso, el combustible que utiliza la Pila (que puede ser H2 u otro combustible como
por ejemplo metano, a partir del cual la pila genera H2) es comprado, con lo que aparecen en
la parte inferior derecha unos datos que debemos estimar:
Precio del combustible de la pila (€/kg), (nótese que el combustible lo estimamos en kg,
aunque sea gaseoso, ya que este parámetro no depende de las condiciones de presión y
temperatura), Inflación esperada del precio del combustible de la pila (%) y Emisiones de CO2
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del combustible de la pila (kgCO2 / kgComb.). Además, en este caso, las variables de la
estrategia de control SOCstp_pila y Pcritica_pila no tienen sentido, por lo que aparecen en la
pantalla principal del programa deshabilitadas.
Datos de las pilas de combustible:
En la tabla de las pilas debemos colocar, para cada pila a considerar, los siguientes datos:
Nombre, Potencia Nominal (kW), Coste de adquisición (€), Coste de Operación y
Mantenimiento (€/h), Vida esperada (h), Carga mínima de funcionamiento (en % de la
potencia nominal) y Parámetros de consumo: A (kg/kWh) y B (kg/kWh), Pmax_ef (%) es la
potencia de máxima eficiencia, a partir de la cual se aplica el factor corrector Fef de
penalización del consumo para ajustar a las curvas reales de consumo y eficiencia de las pilas
de combustible.
Si P/PN_FC ≤ P max_ef (%):
ConsFC  BFC ·PN_FC  AFC ·P
Si P/PN_FC > P max_ef (%):

 P
P
(%)  

ConsFC  BFC ·PN_FC  AFC ·P·1  Fef 
 max_ef
P

100  
 N_FC

En la gráfica se observan las curvas de consumo y eficiencia (en % del PCI del H2) frente a la
potencia de salida de la pila que tengamos seleccionada. El PCI del H2 es 33000 Wh/kg,
mientras que el Poder Calorífico Superior (PCS) es 39400 Wh/kg.
Sistemas con electrolizador pero sin pila de combustible:
En el caso de que deseemos que el sistema disponga de electrolizador pero no disponga de
pila de combustible (por ejemplo un sistema donde sólo hay consumo de H2 y no de energía
eléctrica, ni AC ni DC), deseleccionaremos la casilla “Pila combustible” de la parte inferior
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3.15.2 Electrolizador
Los datos necesarios son: Nombre, Potencia Nominal (kW), Coste de Adquisición (€), Coste
de Operación y Mantenimiento, Vida esperada, coeficientes de la curva de consumo A y B
(kW/kg/h) y Potencia mínima de funcionamiento (en % de la nominal).
La gráfica representa el consumo eléctrico en función del caudal másico (kW/kg/h) así como
la eficiencia en % del PCS del hidrógeno.
En función del cuadro inferior, podemos seleccionar que la Vida esperada y el Coste de
Operación y Mantenimiento se definan en Años y €/año o en h y €/año, respectivamente.
Se representa la gráfica de consumo y eficiencia del electrolizador que tenemos pinchado en la
tabla. Debajo de la gráfica se muestra el caudal másico nominal de H2 (kg/h) y la potencia
eléctrica necesaria mínima para poder comenzar a generar hidrógeno. En el caso de la figura,
el electrolizador necesita al menos una potencia eléctrica de 1 kW para que pueda generar algo
de hidrógeno. En la simulación, si durante una hora determinada no hay más de 1 kW de
electricidad disponible para el funcionamiento del electrolizador, este no podrá generar nada
de hidrógeno durante esa hora (y por tanto no funcionará durante esa hora).
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3.15.3 Tanque de H2.
Si existe electrolizador, estimaremos unos parámetros para que el programa, para cada
combinación, tras realizar la simulación del año entero, seleccione el tamaño necesario del
depósito de H2 donde se va acumulando el H2 generado por el electrolizador y de donde se
obtiene el consumo de H2 y la pila obtiene el H2 que necesita.
Debe estimarse el coste del depósito, en €/kg de capacidad.
Hay que fijar un tamaño máximo del depósito de H2, en kg, del cual no se puede pasar. El
tamaño del tanque necesario para cada caso lo calcula iHOGA. Debe tenerse en cuenta que la
variable H2TANK setpoint se obtiene como un porcentaje del tamaño máximo del depósito de
H2. Por tanto, si dicho tamaño máximo es muy elevado, la precisión de dicha variable será
menor. Además, en ese caso, es posible que salga un H2TANK setpoint mayor que el tamaño
necesario del tanque que calcula iHOGA.
Asimismo hay que fijar la carga que tiene el depósito al inicio de la simulación, en kg.
Debemos estimar una vida esperada y un coste de operación y mantenimiento del depósito.
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3.16 IDH y Empleo
Pulsando el botón “IDH y EMPLEO” se accede a la pantalla donde introducir los datos para el
cálculo del Índice de Desarrrollo Humano (IDH) y de Creación de Empleo de las distintas
tecnologías.
En la parte izquierda (IDH) se debe introducir el número de personas que componen la
comunidad de la que se va a abastecer la instalación, además de las constantes para el cálculo
del IDH.
En la parte derecha se introducen los datos de la creación de empleo de cada tecnología
(número de empleos por cada GWh de energía generada).
Los datos por defecto se han obtenido de la tesis doctoral de Juan Carlos Rojas Zerpa [37].
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3.17 Análisis de sensibilidad. Solo en versión PRO+
Tras introducir todos los datos de recursos y componentes, se habilita el botón de la pantalla
principal “Análisis de Sensibilidad”. Al pincharlo aparece la siguiente pantalla (si no se han
introducido todos los datos de consumo y recursos, aparecerá un mensaje diciendo que
primero hay que introducir dichos datos):
La pantalla dispone de 6 pestañas donde introducir los datos para que iHOGA realice el
análisis de sensibilidad, si así se desea.
Sensibilidad del viento (Vto.x).
En la pestaña izquierda (análisis de sensibilidad del Viento), el caso base (el introducido en la
pantalla del recurso eólico) se llama Vto.1, informándonos de la velocidad media del año.
Pinchando en el botón “Añadir” se puede añadir otra serie temporal de 8760 valores de viento
para que iHOGA los considere como el caso Vto.2. Se puede elegir como la serie Vto.2 la del
caso base (Vto.1) multiplicada por un factor de escala o bien importar una serie de 8760
valores en m/s desde fichero. La separación decimal debe ser punto, no coma. Si se importa
desde fichero, si el fichero es .vto, ya lleva incorporada la altura de medición. Si es otro tipo
de fichero, deberemos colocar en el campo Altura(m) el valor de la altura respecto del suelo a
la que se ha realizado al medición. A la derecha del caso Vto.2 se informa de la velocidad
media anual del viento.
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Se pueden añadir hasta un total de 5 casos para el análisis de sensibilidad (el caso base y
cuatro más). También se pueden eliminar con el botón “Eliminar último”.
Pinchando en el botón de la parte derecha de abajo “Dibujar” se representan gráficamente las
distintas series temporales.
Cada caso se considerará en una optimización distinta, es decir, iHOGA realizará la
optimización del sistema para cada caso de Vto.x. Si tenemos 3 casos de viento (el base Vto.1,
el Vto.2 y el Vto.3), iHOGA realizará 3 optimizaciones distintas del sistema (3 análisis de
sensibilidad).
Si hay más variables de las que hacemos análisis de sensibilidad (resto de pestañas), entonces
el número de optimizaciones que realizará iHOGA será el producto de los distintos casos. Por
ejemplo, si tenemos 3 casos de viento para el análisis de sensibilidad y 2 casos de irradiación
(introducidos en la 2ª pestaña) el número de optimizaciones que correrá iHOGA serán 3x2 = 6
optimizaciones. Si añadimos más variables en el análisis de sensibilidad, el número de
optimizaciones será la multiplicación del número de casos de cada una de ellas.
Sensibilidad de la irradiación sobre los paneles (Rad.x).
En la 2ª pestaña accedemos a los casos de análisis de sensibilidad de la irradiación.
Igual que en el caso del viento, mediante el botón de Añadir se pueden añadir hasta 5 casos y
se puede eliminar el último introducido mediante el botón Eliminar último. Cada caso se llama
Rad.x, siendo el caso base Rad.1, el caso 2, Rad.2, etc.
Cada caso se puede definir mediante un factor de escala del caso base o importando los 8760
valores horarios en kWh/m2 desde fichero. La irradiación es sobre los paneles, no sobre
superficie horizontal, por lo que si se importa desde fichero, deberán ser datos sobre la
superficie de los paneles, con la inclinación que consideremos oportuna.
Con el botón “Dibujar” se representan las series de los distintos casos.
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Sensibilidad del consumo (Cons.x).
En la 3ª pestaña accedemos a los casos de análisis de sensibilidad del consumo.
Igual que para las otras variables, se pueden añadir hasta 5 casos, mediante el botón de Añadir
y se puede eliminar el último introducido mediante el botón Eliminar último. Cada vez que
añadimos un caso nuevo, se nos recuerda que si hemos seleccionado en la pantalla de los
Inversores la opción de que el inversor se seleccione para cubrir la máxima potencia del
consumo, es posible que, si en algún caso el pico del consumo es mayor que el pico del caso
base, el sistema no pueda cubrir la demanda porque el inversor fijado sea demasiado pequeño.
En ese caso, debemos deseleccionar la opción citada de la pantalla de los Inversores.
En el caso de importar desde fichero, este debe tener 8760*4 = 35040 filas. Las 8760 primeras
deben ser los valores horarios del consumo AC en Wh, las 8760 siguientes los valores del
consumo DC en Wh, los siguientes 8760 datos son los de consumo de hidrógeno en kg y los
últimos 8760 datos son consumo de caudal de agua en m3/s para cada hora (la altura de
bombeo, pérdidas, datos de bomba, etc. serán los mismos que en el caso base).
Con el botón “Dibujar” se representan las series de los distintos casos.
Sensibilidad del interés (precio del dinero) I y de la inflación g, (I-g)x.
En la 4ª pestaña accedemos a los casos de análisis de sensibilidad de los parámetros
económicos para calcular el VAN, el interés o precio del dinero, I (% anual) y la inflación
general del precio de los componentes (para cuando haya que reemplazarlos) y de los costes
de operación y mantenimiento, g (% anual).
Sensibilidad de la inflación del combustible del generador AC (Inf.C.x).
En la 5ª pestaña accedemos a los casos de análisis de sensibilidad de la inflación del coste del
combustible del generador AC. El caso base (Inf.C.1) será el que aparezca en la tabla de los
generadores de la ventana donde estos se definen (no se especifica aquí ya que puede haber
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135
varios casos, ya que puede haber varios generadores que utilicen combustibles distintos:
diesel, gasolina, etc.). Los casos que añadamos deberemos fijar un valor determinado en %
para el incremento anual de los distintos combustibles (todos iguales). Por ejemplo, si en el
caso Inf.C.2 fijamos 15% significará que en este caso de análisis de sensibilidad todos los
combusitbles aumentarán un 15% su precio cada año.
Sensibilidad del precio de adquisición de los componentes más importantes (Pr.x).
En la 6ª pestaña accedemos a los casos de análisis de sensibilidad del precio de adquisición de
paneles fotovoltaicos, aerogeneradores, baterías y componentes del hidrógeno.
Para cada caso del análisis de sensibilidad, fijaremos un factor de escala para cada tipo de
componente que se multiplicará al precio de adquisición fijado en sus respectivas pantallas.
Por ejemplo, en el caso Pr.2 se ha considerado que los paneles costasen el 50% de lo que
hemos fijado en su pantalla, los aerogeneradores que costasen igual, las baterías un 70%
respecto de lo fijado en su pantalla, y los componentes del hidrógeno (pila de combustible,
electrolizador y tanque de hidrógeno) un 30% de lo fijado en sus pantallas.
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3.18 Análisis de probabilidad. Solo en versión PRO+
Una vez fijados los datos de recursos y componentes, se puede acceder a los datos del estudio
del análisis de probabilidad mediante el botón “Análisis Probabilidad”.
Por defecto no se hace el análisis de probabilidad. Para realizarlo se debe pinchar en
“REALIZAR ANÁLISIS DE PROBABILIDAD”, apareciendo la siguiente pantalla.
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Con este análisis, para cada combinación de componentes y estrategia de control que se
estudie, se realizarán N combinaciones de distintas series horarias de consumo y recursos.
Cada serie horaria de consumo y recursos se obtendrá a partir de la serie original, pero su
valor medio será el obtenido según una distribución de probabilidad gaussiana, con media el
valor medio original y con desviación típica (también llamada desviación estándar) la fijada
en esta pantalla.
Se debe fijar N, el número de series a calcular para cada combinación de componentes y
estrategia de control (por defecto 500). Si se fija un valor muy bajo, la distribución que se
consiga es posible que no se parezca mucho a una distribución gaussiana.
Se puede realizar el análisis de probabilidad teniendo en cuenta la distribución gaussiana de
los valores medios anuales de:
- Consumo medio
- Irradiación (solo si se ha seleccionado que pueda haber paneles fotovoltaicos en el sistema)
- Viento (solo si se ha seleccionado que pueda haber aerogeneradores en el sistema)
- Caudal hídrico (solo si se ha seleccionado que pueda haber turbina hídrica en el sistema)
Los valores medios son los que se han fijado en las pantallas de consumo y de los recursos.
Las desviaciones típicas deben fijarse en cada caso en esta pantalla. Para cada caso se muestra
en rojo la curva de distribución de probabilidad teniendo en cuenta el número de series N que
se ha fijado (por defecto 500) y en verde la curva ideal de distribución de probabilidad
gaussiana. Si se fija un valor pequeño para el número de series (por ejemplo, N = 50), se
observa que la distribución real puede ser muy distinta de la ideal (siguiente figura), lo cual no
es recomendable:
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Cada una de las N series horarias (de consumo, irradiación, viento y caudal hídrico, en su
caso) se generará según el valor medio aleatoriamente obtenido siguiendo la distribución
gaussiana, multiplicando dicho valor por los valores horario (8760 h) de cada serie original
obtenida en sus respectivas pantallas y dividiendo por el valor medio original. Es decir, cada
serie horaria será proporcional a la original.
Durante la optimización, cada combinación de componentes y estrategias de control se simula
N veces. Cada una de estas simulaciones incluye una serie aleatoria de consumo (siguiendo su
media y su desviación típica), una serie aleatoria de irradiación (en el caso de que haya
paneles, y siguiendo su media y su desviación típica), una serie aleatoria de viento (en el caso
de que haya aerogeneradores, y siguiendo su media y su desviación típica) y una serie
aleatoria de caudal hídrico (en el caso de que haya turbina, y siguiendo su media y su
desviación típica).
Cada una de esas N simulaciones dará unos resultados de coste total (VAN), emisiones,
energía no servida, generación fotovoltaica, generación eólica, etc. Para cada resultado se
obtiene la media de todas esas simulaciones, y ese será el valor que tendrá en cuenta el
programa para comparar con otras combinaciones de componentes y estrategias, y el que se
mostrará en la tabla de resultados y en los informes.
Una vez finalizada la optimización, para cada resultado de componentes y estrategia, se podrá
visualizar en la simulación (ver apartado 4.6.1) el caso que se desee para cada serie de
consumo, irradiación, viento y caudal, de entre los casos MEDIO, MEDIO + DESVIACIÓN
TÍPICA, MEDIO + 3*DESVIACIÓN TÍPICA, MEDIO - DESVIACIÓN TÍPICA o MEDIO 3*DESVIACIÓN TÍPICA.
Por defecto se simulará el caso medio, pero se pueden fijar otros casos para simular. Por
ejemplo, podemos fijar para el consumo el MEDIO+DESV.TIP, y para los datos de
irradiación, viento y caudal, el MEDIO-DESV.TIP. Esta combinación sería bastante
pesimista, pues se consideraría que el consumo es algo mayor a la media, mientras que los
recursos son algo menores, y, al visualizar la simulación, se podrá ver si se cubre la demanda
todos los días del año, etc,. Se podría fijar una combinación más extrema para visualizar en la
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139
simulación, por ejemplo, fijar para el consumo el MEDIO+3*DESV.TIP, y para los datos de
irradiación, viento y caudal, el MEDIO-3DESV.TIP, este caso sería el extremo peor, ya que es
casi imposible que haya valores mayores a la media + 3*desviación típica ni menores a media
– 3*desviación típica.
Una vez finalizada la optimización, para cada resultado de componentes y estrategia, en el
informe (ver apartado 4.6.1), se visualizarán gráficas de distribución de probabilidad de
distintos resultados, y, en las dos últimas gráficas, se puede elegir qué resultados visualizar:
Si no se selecciona la casilla de la parte inferior, tras finalizar la optimización, si pinchamos
en cualquier casilla de la tabla de resultados, los resultados se actualizan (se vuelve a hacer las
N combinaciones aleatorias de consumo, irradiación… y se actualizan los valores medios de
los resultados, que pueden salir distintos ya que las N combinaciones pueden haber sido
distintas). Si dicha casilla se selecciona, no se actualizarán los resultados.
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4. CÁLCULO DEL SISTEMA HÍBRIDO
Una vez introducidos todos los datos de nuestro sistema, el botón “Calcular” de la pantalla
principal se habilita. Pulsando en él aparece una pantalla donde se indican las restricciones. Si
estamos de acuerdo, pinchamos OK y comienza la optimización..
Si ya se había calculado previamente, nos pregunta si queremos calcular, ya que se perderán
los resultados anteriores.
Si aceptamos, el programa comienza a realizar la optimización.
Debe tenerse en cuenta que si ya tenemos resultados (hemos calculado previamente el
sistema), al pulsar “Calcular” y aceptar la confirmación que pide iHOGA, se borrará la
tabla de resultados, y se va obteniendo una nueva con los nuevos resultados. Aunque
pulsemos sobre el botón “Cancelar”, la tabla original quedará borrada. Por tanto, si
queremos conservar los valores de resultados originales, guardar el proyecto con otro
nombre, con Archivo->Guardar Como, y a partir de entonces ya se utiliza este nuevo
proyecto, quedando el viejo guardado.
Aparece un panel en la parte inferior de la pantalla principal, con una barra de progreso que
indica lo que falta de calcular. Debajo de ella se nos informa de cuántos casos se han evaluado
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hasta el momento, del tiempo total de cálculo estimado y del tiempo transcurrido desde pulsar
el botón calcular.
Desaparece el esquema del sistema y aparece una tabla donde se irán recogiendo los
resultados de la optimización: en el caso de optimización mono-objetivo se recoge en cada fila
la mejor solución de cada generación, mientras que en el caso de multi-objetivo se recoge en
la tabla las soluciones (sólo no-dominadas o todas) de cada generación. Además en la parte
superior aparece una gráfica (cuando la primera generación se completa) donde se ve la
evolución a lo largo de las generaciones, en el caso de optimización mono-objetivo, o el
diagrama del pareto de la última generación evaluada en el caso de optimización multiobjetivo.
Si se evalúan todas las combinaciones (método enumerativo), solo aparece la tabla y la gráfica
al final del cálculo, con las combinaciones ordenadas de mejor a peor.
Durante la simulación se puede pulsar el botón “Cancelar”, a la derecha de la barra de
progreso, para detener la ejecución del programa. En ese caso no se podrá reanudar el cálculo,
sino que habrá que comenzar un nuevo cálculo.
4.1 Optimización Mono-objetivo.
Este es el caso en que la optimización es mono-objetivo.
En la pantalla siguiente se observa un ejemplo durante la optimización Mono-objetivo. En este
ejemplo los componentes del sistema son paneles fotovoltaicos, baterías, auxiliares, inversor,
generador AC y pila de combustible (con electrolizador). Además, el tiempo máximo de
ejecución se ha fijado en 1 minuto, pero el número de combinaciones posibles tardaría en
evaluarse 5’44’’, por lo que se utiliza el método de los algoritmos genéticos para buscar el
óptimo sin evaluar todas las combinaciones, y las generaciones van sucediéndose (en la figura
han transcurrido ya 4 generaciones de un total de 15 que van a ejecutarse).
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En la zona inferior de la pantalla aparece una barra de progreso, y bajo ella los casos
evaluados, el tiempo transcurrido y el tiempo restante. Se puede cancelar la ejecución en
cualquier momento pulsando “Cancelar”.
Cada fila de la tabla recoge la mejor solución evaluada de cada generación. En la gráfica se
representa el coste total (VAN) del sistema (en rojo) y las emisiones anuales totales
equivalentes de CO2 (incluyendo las emisiones del diesel, si lo hay, y las emisiones de
fabricación de los diversos componentes, repartidas a lo largo de su vida útil) (en verde) para
la mejor solución de cada generación. También aparecen en color azul la energía no servida
(en kWh/año y en %), los días de autonomía (de consumo medio anual), el valor de la división
entre la capacidad nominal del banco de baterías y la suma de la intensidad de cortocircuito
del generador fotovoltaico y la intensidad DC producida por el grupo de aerogeneradores a 14
m/s, Cn(Ah)/(Icc+Iaer)(A), la fracción renovable que cubre la demanda (%) y el coste
actualizado del kWh (€/kWh). Estos valores, además de muchos otros, se observan también en
la tabla.
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En el caso de que alguna fila (o todas) tenga en la columna de C. total (VAN) (€) el valor INF
significa que esa combinación de componentes y/o estrategia de control no cumple con las
restricciones que hemos indicado (máxima energía no servida, autonomía mínima, Cap
nominal banco baterías > N veces Icc gen. fotovoltaico, fracción renovable mínima o coste
actualizado máximo de la energía), con lo que iHOGA penaliza esa solución dándole coste
infinito (1E10). Si alguna fila tiene dicho valor, es que en su generación ninguna solución
entraba dentro de los límites de energía no servida permitida. Esto suele ocurrir cuando las
cargas son elevadas y los elementos del sistema son “pequeños”. Se representa gráficamente
con valor C. total (VAN) (€) = 0.
Al acabar la simulación desparece el panel con la barra de progreso y en su lugar aparece la
descripción de la mejor solución encontrada (la mejor de la última generación).
Seleccionando o deseleccionando la casilla “Ver Esquema” veremos o no el esquema de los
componentes
.
En el caso de haber seleccionado en la pantalla principal, en la pestaña “DATOS
GENERALES” el campo “Compara con Método Mes Peor (PV-only)”, hubiese aparecido en
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la parte inferior las características del sistema fotovoltaico puro, calculado según el método
del mes peor.
Cálculo con el análisis de probabilidad: Solo en versión PRO+
Si se ha seleccionado el análisis de probabilidad, cada combinación de componentes y
estrategia se analiza N veces, donde N es el número de series fijadas en la pantalla del análisis
de probabilidad. En este caso, los resultados visualizados en la tabla y los guardados en la
tabla Excel (ver a continuación) serán los medios de las N series.
Guardar Tabla Excel:
Al acabar la simulación se habilita en la esquina inferior derecha el botón “Guardar tabla
Excel”. Si lo pulsamos, guardará una hoja Excel con los valores de la tabla de resultados.
Una vez guardado el fichero Excel, si abrimos el fichero con Microsoft Excel, informa del
siguiente mensaje:
Respondemos “Sí” y se abre perfectamente.
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Si, una vez abierta la tabla en Excel, en Excel hacemos “Guardar como” y elegimos el formato
más moderno de Excel (xlsx), la próxima vez que abramos el fichero ya no preguntará nada.
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Si queremos calcular de nuevo, hay que tener en cuenta que se perderán los resultados. Es por
esa razón que, al pulsar el botón “CALCULAR”, si previamente ya se ha calculado, iHOGA
nos pregunta si estamos seguros, ya que se perderán los resultados previos.
Si queremos volver a calcular, aceptamos. Si queremos guardar los resultados previos, pulsar
Cancelar, guardar el proyecto, guardarlo con otro nombre y con el nuevo nombre ya podemos
calcular sin que se pierdan los resultados del proyecto original.
4.2 Optimización Multi-objetivo.
Este es el caso en que la optimización es multi-objetivo.
En este caso, si tenemos seleccionado “Ver solo No dominadas”, en la tabla y en la gráfica
veremos solo el pareto de las soluciones no dominadas (las que cumplen que no hay ninguna
otra solución que tenga menor coste y a la vez menores emisiones).
Si no lo seleccionamos, se verán todas las soluciones evaluadas del algoritmo principal.
Hay que elegir entre multi-objetivo Coste Total (VAN) frente a Emisiones de CO2 o bien
Coste total (VAN) frente a Energía No Servida o bien multi-objetivo triple (coste-emisionesenergía no servida) o bien otro tipo (pueden incluirse los objetivos de maximizar el IDH o la
creación de empleo).
Hay que indicar el máximo número de no dominadas, así como el porcentaje máximo de VAN
que pueden pasarse las no dominadas respecto al VAN mínimo de ellas. El número de
“Guardar Pareto cada...” indica cada cuántas generaciones queremos guardar en memoria el
pareto, además del primero y último. Una vez concluidos los cálculos, el botón “Exportar
Paretos” se habilita y podemos exportar los paretos guardados en memoria a un fichero
ASCII.
Al pulsar el botón “Calcular”, cada vez que se completa una generación del algoritmo
principal se representa en la tabla las soluciones evaluadas (todas o solo las no dominadas),
numeradas (en amarillo, para identificarlas en la gráfica), y ordenadas por número de
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soluciones por las que son dominadas (“Dom. Por”). En la gráfica aparece el pareto de cada
generación.
Hay que tener en cuenta que cada vez que finaliza una generación, el programa debe ordenar
los individuos para ver el número de soluciones por los que son dominados. Este proceso, si la
población es grande, puede durar bastante, del orden de minutos, por lo que durante ese
tiempo la pantalla del programa está parada.
En la siguiente figura puede observarse la última generación de un ejemplo multio-objetivo
coste frente a emisiones. En la parte inferior no se especifican los datos de la mejor solución,
ya que no hay mejor solución, no se puede decir que una no dominada sea mejor que otra no
dominada. Se da el abanico de no domindas, y el usuario debe elegir la que más le convenga,
dependiendo de su coste y sus emisiones o energía no servida (o los otros objetivos
optimizados).
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4.3 Optimización sin algoritmos genéticos, según el método
enumerativo.
Para cada uno de los dos algoritmos genéticos, en el caso de señalar la opción MÉTODO
ENUMERATIVO en la ventana “parámetros” (o si lo determina así el software ya que el
tiempo máximo de ejecución permitido es superior al que le cuesta realizar todas las
combinaciones), no se utiliza el algoritmo genético en cuestión, sino que se realizan todas las
combinaciones posibles (método enumerativo), y se visualizarán al acabar los cálculos las N
mejores, siendo N el número marcado en la casilla “Ver mejores”.
En este caso, el tiempo máximo permitido para la ejecución de la optimización es el que por
defecto aparece en el software (15 min), sin embargo, en 7 segundos se evalúan todas las
combinaciones de componentes y estrategias de control (hay “pocas” combinaciones posibles,
solo 312), por lo que se utiliza el método enumerativo.
Si marcamos la opción “MÉTODO ENUMERATIVO” del algoritmo genético principal (en el
secundario lo marcamos también), o si el tiempo máximo de ejecución que permitimos es
suficiente y iHOGA selecciona el método enumerativo, el sistema realiza todas las
combinaciones posibles de componentes, y para cada una de ellas busca la estrategia,
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149
mediante el algoritmo secundario si no se ha marcado la opción de “MÉTODO
ENUMERATIVO” en él o evaluando todas las posibles estrategias si se ha marcado esa
opción. En cualquier caso, al acabar de calcular todas las combinaciones, se representan tanto
en la tabla como en el gráfico las N mejores combinaciones de componentes, ordenadas de
menor a mayor coste, cada una con su mejor estrategia encontrada. Si N es muy elevado,
puede costar mucho tiempo representar todas las soluciones. Sin embargo, como las primeras
soluciones representadas son las de menor coste y por tanto las mejores, se puede cancelar
mediante el botón correspondiente, y se detiene la representación.
En la siguiente figura se observa un ejemplo.
A las soluciones que no cumplan con las restricciones (máxima energía no servida permitida o
el resto de restricciones) se les asigna el valor de VAN infinito (1E10). No obstante, para
representar gráficamente se hace con VAN = 0.
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4.4 Tabla de resultados.
En la tabla pueden verse todas las características y parámetros de la mejor solución de cada
generación. Podemos desplazarnos por la tabla de derecha a izquierda con la barra que hay en
su parte inferior.
La primera columna (corresponde al número de generación (Gen.) o al número Nº si se han
evaluado todas las combinaciones o al número de no dominada si la optimización es multiobjetivo). Las siguientes columnas son el coste (VAN), en rojo, las emisiones equivalentes de
CO2 anuales, en verde, y la Energía No Servida anual (en kWh/año y en % de la demanda),
los días de autonomía (días de autonomía de consumo medio anual), el valor de la división
entre la capacidad nominal del banco de baterías y la intensidad de cortocircuito del generador
fotovoltaico + la intensidad DC del grupo de aerogeneradores, Cn(Ah)/(Icc+Iaer)(A), la
fracción renovable y el coste actualizado de la energía (las 5 magnitudes deben estar dentro de
las restricciones fijadas), en azul.
A la derecha están las casillas “SIMULAR”, “INFORME” y “COSTES” que, al pincharlas,
se accede a las pantallas de simulación, informe o costes. A su derecha están los resultados de
Índice de desarrollo Humano (IDH) y de Empleos creados durante la vida útil del sistema.
Después están las características de los componentes de cada solución (número de ramas de
paneles en paralelo, potencia de cada panel, inclinción, número de ramas de baterías en
paralelo, capacidad de cada batería, potencia del generador AC, etc).
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Las columnas en color rojo son de costes. En el caso de optimización del sistema y del control
existe la columna del coste total del sistema “C. total (VAN) (€)”, y más a la derecha hay una
columna denominada “C. Sec. (€)”, que da idea de los costes variables que dependen de la
estrategia de control (costes de reposición de las baterías, del generador, etc., costes de
operación y mantenimiento, de combustible…), es decir, los costes que no son fijos sino que
dependen de la estrategia de control del sistema. En el caso de optimizar sólo la estrategia, en
lugar de “C. total (VAN) (€)” y “C. Sec. (€)”, existe una sóla columna llamada “C. var.
(VAN) (€)” donde están todos los costes del sistema salvo los iniciales de adquisición de los
distintos elementos. A la derecha del todo de la tabla están las columnas que indican los
anuales de combustible y los costes totales asociados a cada uno de los elementos del sistema,
trasladados al momento inicial de la inversión (VAN). El coste por compra de energía a la red
se indica mediante “E compra (€/año)” el coste anual y “E compra (VAN) (€)” el coste total a
lo largo de la vida de la instalación, dichos costes incluyen el coste por el peaje de acceso y
por el peaje de respaldo, en su caso. Los ingresos por venta de energía eléctrica AC sobrante a
la red (incluye restado el peaje de cesión, en su caso) y por venta del H2 sobrante son valore
negativos porque son ingresos y no costes. Si estos ingresos por venta de energía eléctrica y
H2 son elevados pueden llegar a superar los costes, con lo que el Coste total (VAN) puede ser
negativo, lo que implicaría que hay más ingresos que gastos a lo largo de la vida útil, y cuanto
más negativo sea el VAN mejor, es decir, más rentable será la instalación.
Hay que tener en cuenta que en ocasiones no toda la energía en exceso puede venderse a la red
eléctrica AC, ya que puede que parte de esa energía en exceso esté en el bus DC y el inversor
no sea suficiente para evacuarla toda al bus AC.
En el caso de optimización tanto de la estrategia como del control, hay una serie de columnas
en negro donde aparece el número y características de los distintos componentes físicos del
sistema, como se ha comentado más arriba. En el caso de optimización sólo de la estrategia
sólo aparecen los componentes que se seleccionan en función de la estrategia: Tanque de H2,
regulador de carga de las baterías y rectificador.
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152
A su derecha hay una serie de columnas en negrita que indican los valores de las variables de
control.
A su derecha están las columnas de energía anual (kWh/año), en azul: Energía total
consumida, Energía generada por las fuentes renovables (no es lo mismo que la energía
renovable que cubre la demanda, ya que la energía generada por las renovables puede ser
superior, al haber pérdidas por eficiencias y energía que se pierde sin poder aprovecharse),
Energía generada por los paneles fotovoltaicos, Energía generada por los aerogeneradores,
Energía generada por la turbina hidráulica, Energía en exceso (que no se ha podido
aprovechar), Energía vendida a la red AC (en el caso de balance neto, en esta columna “E
venta (kWh/año)” se muestra la energía de cesión para el balance neto, es decir, no la
energía total que se ha inyectado a la red AC sino la energía que se ha cedido para luego
obtenerse de la red mediante el balance neto), Energía comprada a la red AC, Energía de
carga y descarga de las baterías, Energía eléctrica consumida por el electrolizador, Energía
eléctrica generada por el generador AC y Energía eléctrica generada por la pila de
combustible. Todos los valores de energía son anuales.
Más a la derecha existen una serie de columnas en negro que indican las horas anuales de
funcionamiento del generador AC, de carga y descarga de las baterías, su vida útil, las horas
anuales de funcionamiento del electrolizador y la pila de combustible.
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153
4.4.1. Pantalla de simulación del sistema.
Podemos visualizar la simulación de cada solución encontrada por iHOGA, pinchando, en la
fila correspondiente a la solución que interesa, en la casilla “SIMULAR...”.
Se accede a una pantalla donde aparecen, en 8 pestañas, los resultados de la simulación
horaria del sistema.
En la pestaña que aparece por defecto (Simulación Horaria) se simula el sistema a lo largo
de todas las horas del año. Se puede cambiar la forma de la visualización de los resultados
pinchando las pestañas de la parte superior.
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Pestaña “Simulación Horaria”.
Por defecto aparece la visualización de 1 día. Podemos trasladarnos a lo largo del año con la
barra de desplazamiento que hay debajo de la gráfica. También se puede ver más o menos de
un día a la vez, poniendo en número deseado en la casilla de la derecha (Días Visual.). Debajo
de la gráfica están los nombres de las variables representadas, con su color. Se pueden activar
o desactivar con su casilla. Las variables deshabilitadas lo están porque son variables que el
sistema no ha utilizado (por ejemplo, si no hay aerogeneradores, la energía producida por
ellos, que se representaría con la curva “Aerogeneradores” está deshabilitada).
Las energías de todos los elementos del sistema, salvo las baterías, se refieren al eje izquierdo
de la gráfica. Los parámetros del estado de carga (SOC) de las baterías se refieren al eje
derecho.
Todos los valores representados son de energía en Wh (sería el mismo valor que para la
potencia en W, ya que hablamos de escalones de 1 h). En el caso del consumo de H 2, la
energía del tanque de H2 y el valor de la variable H2TANKstp, cuyos valores son en kg de H2,
se ha convertido a energía multiplicando por 39400 Wh/kg, siendo este valor el PCS del H2.
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155
En el caso del consumo de agua, se representa el valor energético necesario para haber
bombeado previamente esa agua desde el pozo o río hasta el depósito.
Se representa el valor de cada variable para cada hora. Si por ejemplo el 1 de enero a las 0 h el
generador AC da 0 Wh y a las 1 h da 2000 Wh (es decir, 2000 W durante 1 h), esto se
representa mediante una rampa, que parte de 0 Wh a las 0 h y llega a 2000 Wh a las 1 h. La
representación en escalones manteniendo el valor durante tramos de 1h sería más complicada
de ver, aunque quede claro que en el ejemplo lo que realmente ocurre es que de 0 a 1h el
generador da 0 W y de 1 a 2h el generador da 2000 W.
El Consumo total es la suma del consumo eléctrico AC + DC + consumo de H 2 (convertido a
PCS del H2). Se puede ver cada tipo de consumo por separado, seleccionando sus respectivas
checkbox.
Respecto a “E tanque H2 (PCS H2)”, para cada hora se visualiza el valor de la energía del
tanque de H2 al comienzo de dicha hora. Puede observarse que si en una hora ha funcionado el
electrolizador generando H2, la energía del tanque aumenta en la hora siguiente. Si en una
hora hay consumo de H2 del tanque, por la pila de combustible o por consumo externo de H2,
en la próxima hora la energía del tanque de H2 bajará. En una hora puede haber consumo de
H2 y a la vez generación de H2 en el electrolizador, con lo que la energía del tanque en la hora
siguiente variará en función de cuál sea mayor.
El valor representado en el depósito de agua es el de la energía que ha hecho falta para
bombear previamente el agua que hay al inicio de esa hora en el depósito. Si hay consumo de
agua, al final de la hora (el principio de la siguiente) se observa que la energía del depósito de
agua disminuye. Si hay bombeo durante una hora, al final de ésta (principio de la siguiente)
aumenta.
El valor representado en “E venta red AC” es la energía inyectada a la red AC (energía que no
puede aprovecharse en el sistema). En el caso de haber elegido alguna opción de Balance Neto
(Net metering), solo se representa la energía que se inyecta a la red hasta que la suma
acumulada (anual o mensualmente) sea la máxima que se puede utilizar para que el balance
neto (energético o económico, dependiendo del caso) sea cero.
Respecto al SOC de las baterías, si en una hora se produce carga neta de las baterías, en la
próxima hora el SOC crece, mientras que si se produce descarga neta, en la próxima hora el
SOC decrece. Nótese que si no hay carga ni descarga el SOC decrece ligeramente debido al
coeficiente de autodescarga de las baterías.
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156
En el caso de que algún valor de los representados tenga su máximo muy elevado puede que el
resto de valores se vean demasiado pequeños (esto puede pasar sobre todo con P1, E tanque
H2 y H2 TANK setpoint). En ese caso, deseleccionar la casilla correspondiente a esa variable
para observar mejor el resto de variables.
En la figura siguiente se muestra la visualización de 30 días.
Los dos botones del lado derecho muestran gráficos del SOC en tanto por uno y el tiempo
desde la última carga completa de las baterías.
Pinchando el botón “SOC(0-1)” aparece la siguiente pantalla (tras cambiar los días de
visualización a 30), en la que se visualiza el estado de carga de las baterías durante 30 días. En
la parte inferior se muestra el número de ciclos de cada intervalo de profundidad de descarga
(DOD) a lo largo del año entero.
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Pinchando el botón “T. carga comp.” aparece la siguiente pantalla, en la que se visualizan 100
días. Se muestra el número de días transcurridos desde la última carga completa (SOC>0.95
por defecto, pero puede cambiarse en la pantalla de baterías en versión PRO+) de las baterías
(curva verde) y el número de ciclos completos transcurridos (curva azul). Cuando hayan
transcurrido más días o ciclos de los que se permite en la pantalla de baterías y se ha marcado
la correspondiente casilla en dicha pantalla y además existe generador AC, dicho generador
carga las baterías.
Debajo de la gráfica de simulación se informa de los componentes y la estrategia del sistema
simulado. También se informa de los meses y días concretos en que la demanda no ha podido
ser cubierta en su totalidad.
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Pestaña “Valores horarios separados”:
En esta pestaña aparecen los valores horarios a lo largo del año, de las distintas energías del
sistema, cada uno en una gráfica distinta (la mostrada en la figura siguiente corresponde a un
sistema diferente a las simulaciones mostradas en las figuras anteriores).
Pestaña “Potencia media mensual y anual”:
En esta pestaña se muestra, para cada mes (1 a 12) y para el total del año, los valores medios
de potencia (kW) suministrada por las distintas tecnologías (barras apiladas) y los valores
medios de la potencia de consumo, energía no servida y energía comprada y vendida a red (en
columnas finas, sin apilar).
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Pestaña “Valores mensuales”:
En esta pestaña se muestra, para cada mes (1 a 12), los valores de energía mensual (kWh).
Pestaña “Valores anuales”:
En esta pestaña se muestran los valores totales de energía anual (kWh).
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Pestaña “Hidrógeno”:
Se muestran los valores de hidrógeno consumido y genereado para cada mes, en kg y en kWh
de energía, así como los valores de hidrógeno acumulado en el tanque al final de cada mes (la
simulación mostrada en la figura siguiente corresponde a un sistema diferente a las
simulaciones mostradas en las figuras anteriores).
Pestaña “Generador AC”:
Se muestran detalles sobre el consumo y energía del generador AC (diesel, etc.). (la
simulación mostrada en la figura siguiente corresponde a un sistema diferente a las
simulaciones mostradas en las figuras anteriores).
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Pestaña “Agua”:
En el caso de que haya consumo de agua previamente bombeada a depósito, se muestran los
valores de agua consumida de depósito y bombeada para cada mes, en m 3 y en kWh de
energía, así como el agua acumulada en el depósito al final de cada mes. También se muestran
los valores horarios a lo largo del año, separados. (La simulación mostrada en la figura
siguiente corresponde a un sistema diferente a las simulaciones mostradas en las figuras
anteriores).
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162
Guardar Datos: Solo en versiones PRO+, PRO y EDU
Los datos horarios representados se pueden exportar a un fichero pulsando el botón “Guardar
Datos Simulación”. Se guardan en filas horarias y en columnas los distintos resultados de la
simulación. Se puede elegir guardar como archivo Excel (.xls) o como archivo de texto (.txt).
En el caso de guardar como fichero Excel, una vez guardado, si abrimos el fichero con
Microsoft Excel, informa del siguiente mensaje:
Respondemos “Sí” y se abre perfectamente.
Si, una vez abierta la tabla en Excel, en Excel hacemos “Guardar como” y elegimos el formato
más moderno de Excel (xlsx), la próxima vez que abramos el fichero ya no preguntará nada.
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Después de las 8760 filas (una para cada hora), se visualizan los valores totales mensuales y
anuales de las distintas energías, así como los valores totales de compra y venta a la red
(energía, costes de la energía comprada y de los peajes, e ingresos por venta de energía a la
red AC). También aparecen los valores totales para los distintos periodos horarios de compra
y venta a la red AC.
A continuación en la Excel se muestran los flujos de caja de costes e ingresos. Aquí, los costes
de compra de E a la red AC incluyen los peajes de acceso y de respaldo, en su caso, mientras
que los ingresos por venta de E a la red AC se le han restado los costes por peaje de cesión.
Más abajo se visualiza en número de ciclos para cada caso de profundidad de descarga (DOD)
realizados por las baterías, si se utiliza el método “Rainflow” para contarlos.
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Si la energía total no se cubre por parte del sistema autónomo (hay energía no servida por el
sistema autónomo, que se comprará a la red si existe red AC y se permite dicha compra, y de
lo contrario quedará sin cubrir), los días en los que no se cubre toda la demanda se muestran
después. De lo contrario, indica que todos los días se cubre la demanda.
Si hubiéramos guardado el archivo como .txt, se puede abrir con el Bloc de notas, seleccionar
todo y pegar sobre una hoja Excel vacía.
4.4.2. Simulación en el caso de análisis de probabilidad. Solo en versión
PRO+
Si hemos realizado la optimización con la opción del análisis de probabilidad, en la
simulación se visualizará el caso que hayamos elegido en la pantalla del análisis de
probabilidad. Pinchando en “SIMULAR” (como se ha mostrado en la sección anterior), se
calculan las N series más 5variables probabilidad de casos característicos (combinaciones de media,
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media + DT, media +3DT, media-DT, media-3DT de las distintas variables) donde variables
probabilidad es el número de variables incluidas en el análisis de probabilidad (entre 1 y 4, las
posibles son consumo, irradiación, viento y caudal hídrico). Por ejemplo, si el número de
series de probabilidad es 500 y tenemos seleccionadas para el análisis de probabilidad las
variables consumo e irradiación (2 variables, por lo que 5 2 = 25), al pinchar en
SIMULACIÓN, se realizarán 500+25 series.
Si no se cancela, se actualizan los resultados y se visualiza la simulación del caso elegido en la
pantalla de análisis de probabilidad. Por ejemplo, si habíamos elegido:
En este ejemplo, donde las variables a optimizar son solo 2 (consumo e irradiación), con
N=500, se realizan 500+25 combinaciones de probabilidad. Al visualizar la simulación, se ve
el caso de consumo medio + desv. típica e irradiación media – desv. típica. (se informa de este
caso encima de la gráfica).
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Si se pincha el botón “Guardar Datos Prob.” se guardan los resultados del análisis de
probabilidad en formato de Microsoft Excel.
Si abrimos la Excel, igual que en el resto de Excel que guarda iHOGA, se nos informa del
siguiente mensaje:
Respondemos “Sí” y se abre perfectamente. Si, una vez abierta la tabla en Excel, en Excel
hacemos “Guardar como” y elegimos el formato más moderno de Excel (xlsx), la próxima vez
que abramos el fichero ya no preguntará nada.
La hoja Excel muestra los resultados para cada uno de los N casos de probabilidad
(numerados en la Excel desde el 0 hasta el N-1, en el ejemplo desde el caso 0 hasta el 499), así
como para cada una de las 5variables
probabilidad
combinaciones de casos característicos
(combinaciones de media, media + DT, media +3DT, media-DT, media-3DT de las distintas
variables, numerados desde N hasta N+5variables probabilidad -1, en el ejemplo casos desde el 500 al
524) y los valores mínimo, máximo, medio y desviación típica de cada resultado.
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4.4.3. Simulación para el modelo de baterías Schiffer. Solo en versión
PRO+
En el caso de utilizar el modelo de baterías “Schiffer”, la simulación se realiza hasta el año en
que termina la vida útil de las baterías. Por ejemplo, en el caso de la figura siguiente, las
baterías duran 11,29 años.
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En la siguiente figura se observa la simulación de los 12 años (4380 días de visualización). Se
puede ver cómo en el año 12, el día 13 de abril, la capacidad máxima de las baterías (curva
marrón) ha bajado hasta el 80% de su valor nominal (9360Wh*80/100=7494 Wh), lo que
indica que la batería ha agotado su vida útil y hay que cambiarla.
Pinchando en los botones de la derecha de la pantalla de simulación, aparecen pantallas de
simulación de distintas variables:
-
SOC (0-1): en la figura los 12 años, 4380 días de visualización:
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-
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T. carga comp.: Tiempo y ciclos equivalentes transcurridos desde la última carga
completa
-
V Batería: Tensión en la batería y límites de corte (en la figura 1 día de visualización):
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-
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Capacidad: Se visualiza (en la figura los 12 años, 4380 días de visualización):
o La capacidad máxima, en marrón, siendo el fin de la vida útil cuando llega al
80%)
o La pérdida de capacidad por degradación (curva verde)
o La pérdida de capacidad por corrosión (curva azul)
Se observa que, en este caso, la pérdida de capacidad por corrosión es muy superior
que por degradación. Esto solo lo tiene en cuenta el modelo Schiffer, por lo que es
mucho más preciso que el resto de modelos.
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-
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I batería: Se visualiza (en la figura los 10 días de visualización):
o Intensidad por cada batería individual (curva verde)
o Intensidad de la primera hora de descarga tras una carga completa (curva azul),
parámetro muy importante para el cálculo del factor de corriente y cuantificar
el efecto de la sulfatación y su efecto en la degradación.
-
Factores: Factores utilizados en el modelo de Schiffer (en la figura 100 días de
visualización):
o FSOC
o FI
o Facid
o Fplus
o Fminus
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-
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Ciclos: Ciclos realizados (en la figura, 12 años de visualización):
o Ciclos sin tener en cuenta los factores de peso
o Ciclos con peso
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-
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C. malas: Número de recargas malas ponderadas (en la figura, 12 años de
visualización):
-
Resist.: Resistencias (de carga, de descarga y capa de corrosión) (en la figura, 12 años
de visualización):
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Los resultados de la simulación que se muestran en el resto de pestañas de la ventana de
simulación (Valores horarios separados, etc.) se refieren al último año de la simulación.
4.4.4. Modificación de valores en la tabla de resultados.
Algunos valores de las variables de control de la tabla de resultados pueden cambiarse.
Aunque esto modifica los resultados obtenidos, puede ser útil para ver cómo afecta algún
parámetro en la simulación horaria del sistema y en los distintos resultados energéticos y
económicos. Por ejemplo, podemos cambiar en una fila de la tabla el valor de SOC mínimo de
las baterías, y al pinchar en otra celda de la misma fila veremos cómo varían los resultados.
También se puede modificar en la tabla el número de elementos en paralelo (paneles
fotovoltaicos, baterías y aerogeneradores). La modificación sobre la tabla de las potencias de
los elementos no influye, ya que en la tabla únicamente están representados, los valores que
utiliza iHOGA son los de las pantallas de cada elemento. Por tanto, podemos modificar las
características de los elementos en sus pantallas, y ahora sí que al pinchar sobre cualquier
casilla iHOGA tendrá en cuenta los cambios.
4.4.5. Informe.
Pinchando en la columna de la tabla de resultados “INFORME...”, accedemos al informe de
esa solución.
En el informe aparecen detallados los Componentes del Sistema (con un gráfico de potencias),
se explica detalladamente cómo actúa la Estrategia de Control, se especifican los Costes
(VAN) de los distintos componentes, así como el Balance de Energías, con sendos gráficos.
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176
Donde se muestran los COSTES PERIODO ESTUDIO (25 años)(VAN)…, aparece entre
paréntesis el coste a lo largo de la vida útil si, en lugar del sistema híbrido, toda la
alimentación de las cargas fuese exclusivamente a través de la red AC (se tiene en cuenta, para
el consumo DC, la eficiencia del rectificador, y, para el consumo de hidrógeno, que el
electrolizador tiene una eficiencia del 70%).
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Con el menú de la parte superior se puede realizar zoom del informe, configurar la impresora
e imprimir, guardar el informe en archivo, o abrir otro informe previo. Si tenemos instalado el
Adobe Acrobat o alguna impresora virtual PDF (por ejemplo el gratuito Pdf Creator
http://pdfcreator.softonic.com/), se puede configurar como impresora
y cuando pinchemos en el botón de imprimir
la de virtual de PDF,
se generará el informe en forma de archivo
pdf, que podremos guardar.
Informe extra en el caso de análisis de probabilidad: Solo en versión PRO+
Si hemos realizado la optimización con la opción del análisis de probabilidad, el informe
general muestra los valores medios de los resultados (valores medios de los resultados de las
N series de simulaciones del análisis de probabilidad). Al cerrar el informe, se abre el informe
del análisis de probabilidad. Aparecen los datos y los resultados más relevantes en gráficas de
distribución de probabilidad. Este informe se puede imprimir o guardar en pdf igual que se ha
explicado con el informe general.
Este informe tiene varias páginas (abajo a la izquierda informa de la página donde estamos y
de las que hay). Pinchando en la parte superior izquierda, en
nos moveremos a
través de las distintas páginas del informe. En la primera página están los resultados más
importantes con sus gráficas de distribución de probabilidad. En la página 2 se informa de los
valores medios y desviación típica del resto de resultados, y a continuación se informa de los
resultados más importantes de las 5variables
probabilidad
combinaciones de casos característicos
(combinaciones de media, media + DT, media +3DT, media-DT, media-3DT de las distintas
variables: consumo, irradiación, viento y caudal hídrico, en su caso).
Este informe se puede imprimir (a impresora o a PDF) de la misma forma que se ha explicado
para el informe normal.
Al cerrar el informe aparece una pantalla preguntándonos si se desea que se guarden los
resultados del análisis de probabilidad en forma de hoja Excel (misma Excel que la que se
guarda al pinchar el botón “Guardar Datos Prob.” de la pantalla de simulación, ver sección
4.6.2.).
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178
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179
4.4.6. Costes del sistema.
Pinchando en la casilla de la tabla de resultados “COSTES...” de la fila cuya solución
queremos visualizar, aparece una ventana con un informe en el que se muestran los flujos de
caja de los distintos componentes a lo largo de los años de la vida útil del sistema. Se
consideran valores positivos los costes (ya que se calcula el coste total) y negativos los
ingresos. Se puede observar cómo algunos componentes tienen un flujo de caja negativo al
finalizar la vida del sistema (se obtiene ingresos debido a la venta del componente, con valor
proporcional a la vida que le queda).
Este informe se puede imprimir (a impresora o a PDF) de la misma forma que se ha explicado
en el apartado anterior.
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Al cerrar el informe aparece una pantalla preguntándonos si se desea que se guarden los
resultados de los flujos de caja en forma de hoja Excel.
Una vez guardado el fichero, si abrimos el fichero con Microsoft Excel, informa del siguiente
mensaje:
Respondemos “Sí” y se abre perfectamente.
Si, una vez abierta la tabla en Excel, en Excel hacemos “Guardar como” y elegimos el formato
más moderno de Excel (xlsx), la próxima vez que abramos el fichero ya no preguntará nada.
La hoja Excel muestra los flujos de caja anuales para cada componente (y para la compra y
venta de energía), tanto en flujo de caja del año como en valores actualizados (VAN). Los
costes se consideran positivos (+) y los ingresos negativos (-). También se muestra la suma
total del año y la suma total por componentes.
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En el caso de que el proyecto sea de optimización solo de la estrategia, en lugar de este
informe aparece un gráfico circular donde se especifican los costes variables de los distintos
componentes a lo largo de la vida del sistema, trasladados al momento inicial (VAN).
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4.5 Zoom en las gráficas.
Es posible hacer “zoom” en las gráficas de la evolución del algoritmo, en las de la
representación del pareto, en las de la simulación y en las de representación de consumo,
irradiación, viento e hídrico. Para ello, hay que hacer una ventana en la zona que queremos
ampliar arrastrando el ratón desde la zona superior izquierda hasta la zona inferior derecha.
Para deshacer el zoom, hacer una ventana cualquiera en orden inverso (pinchando en un punto
cualquiera, y arrastrando hacia arriba y a la izquierda).
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4.6 Análisis de sensibilidad.
Si se realiza el análisis de sensibilidad, es decir, si se han introducido casos en la pantalla del
análisis de sensibilidad, iHOGA va calculando cada análisis de sensibilidad, es decir, cada
combinación de casos de análisis de sensibilidad. Por ejemplo, si hemos fijado 3 casos de
viento, 2 de irradiación, 3 de consumo, 2 de interés e inflación, 2 de inflación del combustible
del generador AC y 3 de precios de los componentes, el número de análisis de sensibilidad (es
decir, el número de optimizaciones) que realizará iHOGA es de 3x2x3x2x2x3= 216 análisis.
En la figura siguiente se muestra un pantallazo durante el transcurso del cálculo en el que el
número de optimizaciones (número de análisis de sensibilidad) es 2. En ese instante va por el
análisis de sensibilidad número 2 (correspondiente a Vto.1, Rad.1, Cons.2, (I-g)2, Inf.C.1,
Pr.1), en ese análisis está en la generación 4 del algoritmo genético. Entre la figura y la tabla
se muestra el número del análisis de sensibilidad que se está realizando en ese instante y la
combinación de los casos de sensibilidad.
Al terminar todos los análisis, se muestra en pantalla los resultados del análisis nº 1 (el de
todos los casos base). Podemos ver los resultados de cualquier otro caso seleccionándolo del
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184
desplegable del número del análisis o bien seleccionando cada caso de las distintas variables
del análisis. Por ejemplo, en la siguiente pantalla se ha seleccionado el Análisis de
sensibilidad nº 3 (es un ejemplo distinto al anterior), correspondiente a Vto.1, Rad.1, Cons.1,
(I-g)1, Inf.C.1, Pr.3, y se han mostrado los resultados.
Si ahora, por ejemplo, seleccionamos el desplegable del análisis de sensibilidad del interés y
la inflación, y elegimos el otro caso (el (I-g)2), aparecerán los
resultados correspondientes al caso de análisis de sensibilidad Vto.1,
Rad.1, Cons.1, (I-g)2, Inf.C.1, Pr.3, que es el análisis nº 9 (ver figura
siguiente).
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185
iHOGA
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4.7 Resumen del análisis de sensibilidad.
Una vez terminado el análisis de sensibilidad (una vez se han realizado todas las
optimizaciones, una para cada combinación de casos de análisis de sensibilidad), pinchando
en el botón “Resumen Análisis Sensibilidad” de la pantalla principal (parte inferior), se
muestra, para cada análisis de sensibilidad, el sistema óptimo encontrado.
Por ejemplo, en la siguiente figura se muestra el resumen del análisis de sensibilidad de un
proyecto en el que el número de análisis de sensibilidad es de 36. Aparece una gráfica que por
defecto representa el coste (rojo, referido al eje vertical izquierdo) y las emisiones (verde,
referido al eje vertical derecho) para cada número del análisis de sensibilidad. Debajo de la
gráfica hay un cuadro donde se puede elegir otro tipo de representación. Más abajo está el
resumen en texto de la mejor solución encontrada para cada análisis de sensibilidad.
Desplazándonos con el scroll vertical podremos ver los 36 resultados en texto.
Pinchando sobre el botón “Informe” de la pantalla resumen del análisis de sensibilidad,
aparece un informe que puede imprimirse o guardar como pdf (si tenemos una impresora
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187
virtual pdf instalada en el ordenador). En este caso, el informe ocupa 3 páginas. En cada
página aparece arriba la gráfica del coste total de cada caso del análisis de sensibilidad y la
gráfica de las emisiones de cada caso.
Pinchando sobre el botón “Guardar Excel” de la pantalla resumen del análisis de sensibilidad
se puede guardar el formato .xls o en formato .txt la tabla detallada de los resultados del
análisis de sensibilidad. Si lo guardamos como .xls, al abrir el fichero con Microsoft Excel
dará el siguiente aviso:
Decimos que Sí y se abre perfectamente.
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Si, una vez abierta la tabla en Excel, en Excel hacemos “Guardar como” y elegimos el formato
más moderno de Excel (xlsx), la próxima vez que abramos el fichero ya no preguntará nada.
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5. PREGUNTAS FRECUENTES
1. ¿iHOGA sirve solo para simular y optimizar sistemas “pequeños”, de consumos
bajos?
No, se pueden simular y optimizar sistemas de cualquier tamaño, desde sistemas con
consumos de pocos Wh al día hasta sistemas de MWh o incluso GWh diarios. En los
proyectos de consumos diarios muy elevados conviene cambiar de moneda a otras superiores,
por ejemplo, una moneda ficticia llamada “k€” (1000 €), así evitamos que los resultados
económicos salgan con números demasiado grandes.
2. ¿iHOGA sirve solo para simular y optimizar sistemas aislados de la red?
No, se pueden simular y optimizar también sistemas conectados a la red, con o sin
almacenamiento propio de energía. Si se dispone de red AC, y se marca la opción de comprar
a la red AC la energía no servida, la energía no servida por el propio sistema se compra de la
red. Si se marca la opción de vender la energía sobrante (no consumida) a la red AC, toda la
energía que no se pueda aprovechar en consumos y en almacenamiento, se vende a la red.
Ambas opciones son independientes, puede marcarse solo una de ellas o las dos. Se puede
tener en cuenta también el autoconsumo de balance neto (net metering), anual o mensual, de
forma que solo se permitirá vender a la red como máximo la energía que se compra a la red,
anual o mensualmente. Hay hasta 8 posibles opciones para el balance neto, dependiendo de la
legislación vigente en el lugar de la instalación.
En sistemas donde no hay consumo (el consumo energético de la instalación es 0 kWh), en las
restricciones se debe cambiar el coste máximo permitido para la energía, ya que no tiene
sentido, y se debe poner un valor muy elevado, por ejemplo 1010 (se puede escribir 1E10).
3. ¿Qué componentes debo elegir, en el caso de optimizar tanto componentes como
estrategia?
Depende del consumo, del diseñador, de los recursos renovables de que se disponga y de los
modelos comerciales de cada componente de que podamos disponer. PREDIMENSIONAR
ayuda a elegir los máximos números de componentes en paralelo.
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4. Si elijo un determinado componente, pero quiero que exista la opción de que el
sistema disponga de ese componente o no, ¿qué debo hacer?
En la tabla de ese componente, además de los modelos comerciales de dicho componente,
colocar una fila con un componente con potencia 0 y coste 0, así como coste de O&M 0. Así
el sistema híbrido tiene la posibilidad de elegir ese componente, que es como si no estuviese
por tener potencia y coste 0. Para los paneles fotovoltaicos, aerogeneradores y baterías, en
lugar de hacer eso, se puede poner en el valor del mínimo número de componentes en paralelo
el número 0 (como viene por defecto).
5. Al guardar o abrir un proyecto, da un mensaje de error “File name is too long for a
Paradox version 5.0 table”.
Es debido a que las tablas Paradox que utiliza el programa no pueden tener una dirección
desde la raíz demasiado larga. El número de caracteres de la dirección desde el directorio raíz
no debe exceder los 70. El nombre de alguna tabla más el nombre del directorio donde se
guardan (“tablas”) ya suponen 15 caracteres, por lo que el directorio donde se guarda un
proyecto (incluido el nombre del proyecto) no deberían superar los 55 caracteres. Por ejemplo,
si guardamos o instalamos un proyecto con el nombre “Prueba” en “Mis Documentos” de un
ordenador con Windows XP, la ruta puede ser: C:\Documents and Settings\Rodolfo\Mis
documentos\Prueba, que ya hace 55 caracteres (en Windows 7 o vista la ruta sería más corta).
Un nombre un poco más largo daría problemas. Para evitarlo, es mejor guardar los proyectos
en el directorio raíz o en alguna carpeta del directorio raíz, y no en Mis Documentos.
6. ¿Dónde puedo conseguir datos de viento?
Los datos horarios de viento en España no son accesibles gratuitamente, hay que pagar por
ellos en el Instituto Nacional de Meteorología.
Para el mundo en general:
1. En http://www.windygrid.org/software/#page=page1 se puede descargar el software
WINDFREEDOM realizado por el Dr. Joaquín Mur, programa gratuito que obtiene los
datos de cualquier estación meteorológica del mundo. Para poder descargarlos, es
necesario el software Wolfram Mathematica.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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191
Siguiendo las instrucciones del manual usuario de Windfreedom, se debe descargar los
datos de 1 año completo (desde las 0h del 1 de enero a las 23 h del 31 de diciembre)
obteniéndose un fichero .txt que iHOGA puede utilizar directamente.
2. En
http://www.eere.energy.gov/buildings/energyplus/cfm/weather_data.cfm
se puede
descargar archivos .zip con datos meteorológicos EPW para muchos lugares del mundo.
Al descomprimir el archivo .zip uno de los archivos que aparece tiene la extensión ”.epw”.
Cambiar
dicha
extensión
por
“.cpv”.
Es
decir,
si
el
archivo
se
llamaba
“BOL_La.Paz_IWEC.epw” pasará a llamarse “BOL_La.Paz_IWEC.csv”.
Abrir con Microsoft Excel dicho archivo una vez cambiado el nombre. Para que lo abra
bien en la configuración regional de Windows (Inicio->Panel de control->Configuración
regional y de idioma->Personalizar->Números) debe aparecer:
1 Símbolo decimal: .
2 Símbolo de separación de miles: (espacio)
3 Separador de listas: ,
En la columna V de la hoja Excel aparecen los 8760 valores de viento horario, en m/s.
Copiando los 8760 valores a un fichero de texto (.txt) obtendremos el archivo .txt que
podremos importar desde la pantalla “Viento” de iHOGA.
En algunas localizaciones, como por ejemplo Zaragoza, aparecen las 8760 horas el valor
medio de viento en lugar de los valores horarios, dato que no sirve para nada.
3. Para cualquier lugar del mundo, datos muy detallados de viento, temperatura, etc. (pero
media de 1º longitud x 1º latitud, lo cual es demasiado grosero para el viento):
http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/grid.cgi?email=na
Con menos detalle:
http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/RETScreen/
Otras web:
Para España, valores medios anuales y estacionales: http://atlaseolico.idae.es/
Más web:
www.weatherbase.com http://www.winddata.com/ www.windatlas.dk www.epa.gov
Dr. Rodolfo Dufo López.
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192
7. ¿Dónde puedo conseguir datos de irradiación solar?
En las siguientes páginas web:
Para todo el mundo:
http://www.retscreen.net Es una página web canadiense de la que se pueden descargar unos
programas (para fotovoltaica, eólica, hidráulica, etc.) que son hojas Excel donde se encuentran
datos de mediciones de muchas estaciones meteorológicas del mundo, así como características
de componentes, precios, etc.
http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/RETScreen/ se pueden obtener valores para localizaciones
(como España) que no aparecen en las hojas Excel de Retscreen.
En http://www.eere.energy.gov/buildings/energyplus/cfm/weather_data.cfm (ver pregunta nº 5
sobre datos de viento). En la columna N de la hoja Excel aparecen los 8760 valores horarios
de irradiación global sobre superficie horizontal en Wh/m2. Hay que dividirlos por 1000 para
convertirlos a kWh/m2.
Datos diarios de irradiación. (pero media de 1º longitud x 1º latitud):
http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/homer.cgi?email=
Datos muy detallados de irradiación, temperatura, etc. (pero media de 1º longitud x 1º latitud):
http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/grid.cgi?email=na
Datos detallados de irradiación, pero algo farragoso.
http://wrdc-mgo.nrel.gov
Para Europa, África y el Mediterráneo:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php
Para España:
En
http://www.aemet.es/es/serviciosclimaticos/datosclimatologicos/valoresclimatologicos
(Agencia Estatal de Meteorología, España) aparecen las horas medias de sol mensuales.
Dividir por el número de días del mes.
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193
8. ¿Dónde puedo conseguir datos de los diversos componentes, como características,
precios, etc?
Además de en las bases de datos del programa, así como en las webs de los fabricantes y de
venta en internet, en los programas que se pueden descargar de http://www.retscreen.net
aparecen las
características de diversos componentes de energías renovables, costes
estimados, etc.
9. ¿Qué valores debo dar al número de generaciones, población, tasa de mutación y tasa
de reproducción de los algoritmos genéticos?
Lo recomendable es dejar a iHOGA que seleccione estos parámetros por nosotros, únicamente
hay que señalar el máximo tiempo de que disponemos para realizar la optimización (cuanto
más tiempo más probable es encontrar el óptimo). Si el tiempo que fijamos es muy pequeño,
insuficiente para que iHOGA realice el cálculo adecuadamente, iHOGA nos informa del
tiempo mínimo necesario, que será el que se utilizará en la optimización. Si ese tiempo es muy
alto, tendremos que eliminar posibilidades, es decir, no optimizar algunas o todas las variables
de control, además de eliminar algunos tipos de componentes o reducir el máximo número
permitido en paralelo o aumentar el mínimo número permitido en paralelo.
Hay que tener en cuenta que si el número posible de combinaciones de componentes es muy
elevado, quizá interese en ese caso no optimizar la estrategia de control, es decir,
deseleccionar todas o muchas de las variables de control, para que no intervengan en la
optimización. De esa forma, la optimización de los componentes (que tienen mucho más
efecto en el coste total que la estrategia) se realizará más fácilmente, en un tiempo razonable.
En el caso de que queramos elegir nosotros mismos los parámetros de la optimización, sus
valores dependerán del tiempo de cálculo que se disponga y del nivel de precisión que se
quiere tener en los resultados. Cuanto mayor sea el número de generaciones y la población,
más nos acercaremos al óptimo, aunque el tiempo de cálculo será mayor. En general es mejor
colocar un número elevado en la población que en el número de generaciones. Si la población
es muy pequeña, es probable que no se encuentren combinaciones cercanas al óptimo, y
aunque pasen las generaciones es difícil que con la reproducción o la mutación nos
acerquemos al óptimo.
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194
Para el caso del algoritmo principal, estos valores deben depender de la variabilidad de
componentes y del número máximo de paneles, baterías y aerogeneradores permitidos. Si hay
mucha variedad posible de componentes, debería haber una población grande.
Para el caso del algoritmo secundario, depende de las variables de control a optimizar. Si son
muchas, la población deberá ser grande. También depende de la precisión en la optimización
de las variables. Si la precisión es elevada implica que habrá muchos valores para cada
variable (por ejemplo, si en la precisión tenemos el valor 50, implica que las variables tomarán
valores discretos en escalones del 2%, es decir, que habrá 50 valores posibles para cada
variable), y por tanto necesitaremos mayor población. La optimización de las variables de
control es menos importante que la combinación de componentes.
Tanto para el algoritmo principal como para el secundario, en general bastará con que el
número de generaciones sea 15 o 20. La población deberá ser superior al 0,003% del número
de combinaciones posibles (si el número de combinaciones posibles no es muy elevado, este
porcentaje debería aumentarse). Es mejor aumentar la población que el número de
generaciones.
La tasa de mutación suele ser del orden del 0,5 al 1%, recomendándose el 1%. La tasa de
reproducción suele estar en torno al 70-90%, recomendándose el 90%.
10. Tengo un caso en el que me aparecen todas las combinaciones con VAN infinito
(INF), y al acabar una pantalla dice “Ninguna solución encontrada cumple”
En este caso, ninguna combinación cumple con todas las restricciones:
-
Energía no servida máxima
-
Mínimo días de autonomía
-
Capacidad nominal banco baterías < N veces (Icc generador fotovoltaico + I bus DC
aerogeneradores a 14 m/s)
-
Fracción renovable mínima
-
Coste actualizado máximo del kWh
Si la energía no servida es superior al porcentaje de Máxima Energía No Servida permitida,
puede deberse a varias causas:
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195
Puede que haya carga de H2 y no tengamos electrolizador, con lo que habrá que añadirlo como
componente.
Puede que los componentes permitidos sean demasiado “pequeños” o que el máximo número
permitido (de paneles, baterías y aerogeneradores) sea demasiado pequeño, con lo que el
sistema no pueda dar la energía suficiente para cubrir el consumo. Se soluciona colocando
componentes de más potencia, o aumentando el número máximo permitido.
Puede que el espacio de búsqueda haya sido demasiado pequeño, en alguno de los algoritmos,
debido a pequeña población o a pocas generaciones, y no haya podido encontrar ningún
sistema que cumpla con el requisito de Máxima Energía No Servida permitida. Se soluciona
aumentando la población y el número de generaciones.
11. Tengo un sistema que incluye electrolizador, y en la pantalla de simulación veo que
en una hora determinada hay energía sobrante (en exceso) pero no se utiliza en el
electrolizador, ¿por qué?
El electrolizador tiene una potencia mínima de funcionamiento, definida en sus características,
pero además debe superarse el escalón de consumo para poder empezar a generar hidrógeno.
Si la potencia sobrante no es suficiente para que el electrolizador comience a generar
hidrógeno, no se utiliza, es decir, el electrolizador no funciona. Ver sección 3.15.2.
Si el tanque de hidrógeno está lleno (se ha alcanzado el límite marcado en el tamaño, ver
sección 3.15.3), tampoco funciona el electrolizador (no se podría almacenar el hidrógeno que
se generara).
12. Tengo un sistema que incluye pila de combustible y en la pantalla de simulación veo
que en una hora determinada debería utilizarse la pila de combustible pero no se utiliza,
¿por qué?
La pila de combustible necesita un caudal másico de hidrógeno mínimo para poder empezar a
generar potencia eléctrica de salida. Si la cantidad de hidrógeno que hay disponible en el
tanque no es suficiente para que exista el caudal másico mínimo durante esa hora, la pila de
combustible no se utiliza, es decir, el no funciona. Ver sección 3.15.1.
13. ¿Cómo optimizar sistemas de venta de electricidad a la red, sin consumo?
Dr. Rodolfo Dufo López.
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196
En la pantalla de consumo, elegir “desde perfil”, y seleccionar el perfil “Cero”, en esa misma
pantalla de consumo marcar la opción “Vender E sobrante (en exceso) a la red AC”. En la
pantalla de restricciones, indicar 0 días para la autonomía mínima y 1E10 para el coste
actualizado de la energía máximo. Tras optimizar, los resultados con Coste total (VAN) más
bajo serán los mejores. Si el Coste total (VAN) es negativo implicará que el sistema es
rentable.
14. ¿Cómo puedo actualizar iHOGA?
En la web www.unizar.es/rdufo
Dr. Rodolfo Dufo López.
iHOGA
Manual de Usuario
197
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Universidad de Zaragoza. Abril 2007.
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Dr. Rodolfo Dufo López.
iHOGA
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Dr. Rodolfo Dufo López.
iHOGA
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iHOGA
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200
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Tesis Doctoral, Universidad de Zaragoza, 2012.
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photovoltaic systems. Applied Energy, Volume 115, February 2014, Pages 242-253.
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201
ANEXO 1. Algoritmos genéticos.
En este manual del usuario no se va a detallar el mecanismo de funcionamiento del algoritmo
genético desarrollado, ya que dicha descripción necesitaría un excesivo espacio, por lo que a
continuación se van a comentar únicamente algunos aspectos generales del mismo.
Los algoritmos genéticos [13, 14] simulan, en un ordenador, los fenómenos de reproducción,
cruce, mutación y selección que pueden observarse en la naturaleza. Así, las posibles
soluciones de un determinado problema, cuando se utilizan algoritmos genéticos, se
consideran como “individuos” de una especie. Cada individuo es una combinación
determinada de las variables (“genes”) que queremos optimizar (en nuestro caso las variables
o “genes” son los componentes del sistema híbrido y las variables de la estrategia de control
del sistema). En nuestro caso las variables o genes serán números enteros (número de paneles
fotovoltaicos, código del tipo de panel,...). La estructura de las variables o genes que
componen los individuos se denomina “genotipo”, mientras que cada combinación concreta
de variables o genes del genotipo se denomina individuo o “fenotipo”.
La primera “generación” se compone de un número determinado de individuos al azar, que
denominaremos “población”. Estos individuos se “reproducen” (es decir, se mezclan entre sí,
teniendo más probabilidad de reproducirse los individuos mejores, en nuestro caso los que
hacen que el VAN sea menor). La reproducción genera nuevos individuos (“hijos”), que
sustituyen a los “padres” peores, dando lugar a una nueva generación. Algunos individuos
“mutan” (se modifica aleatoriamente el valor de alguna variable o gen). El proceso se va
repitiendo, apareciendo nuevas generaciones, y obteniendo por tanto mejores soluciones a
medida que el algoritmo avanza en su ejecución.
El algoritmo genético utilizado por iHOGA se divide en dos algoritmos genéticos, uno
principal y otro secundario.
El algoritmo principal obtiene la configuración óptima de paneles fotovoltaicos,
aerogeneradores, turbina hidráulica, baterías, generador AC, pila de combustible,
electrolizador e inversor que minimiza los costes totales del sistema a lo largo de su vida útil
actualizados al momento inicial, es decir, el Valor Actual Neto (VAN) 2 del sistema, en el caso
2
Realmente el Valor Actual Neto (VAN) indica la rentabilidad de una inversión, y es la suma de los distintos
ingresos menos los gastos trasladados al inicio de la inversión, siendo mejor inversión cuanto mayor es el VAN.
No obstante, en los casos a optimizar con HOGA los flujos de caja suelen ser todos gastos (costes de adquisición,
de reposición, de mantenimiento, de gasoil, etc) y no suele haber ingresos, con lo que lo que aquí llamamos
“VAN” realmente deberíamos llamar Coste Actual Neto (CAN), el equivalente al inglés Net Present Cost (NPC).
Sin embargo, este término en español no suele usarse, por eso usamos “VAN”, aunque debe quedar claro que
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202
de optimización mono-objetivo (en el caso de multi-objetivo [2,5,6,11,15,16], iHOGA busca
tanto soluciones con bajos VAN como soluciones con bajas emisiones de CO 2 o con baja
energía no servida).
El genotipo del algoritmo principal consta de 11 genes, todos ellos números enteros:
-
Número de Paneles Fotovoltaicos en paralelo
-
Tipo de Panel Fotovoltaico
-
Número de Aerogeneradores en paralelo
-
Tipo de Aerogenerador
-
Tipo de Turbina Hidráulica
-
Tipo de Pila de Combustible
-
Tipo de Electrolizador
-
Número de Baterías en paralelo
-
Tipo de Batería
-
Tipo de Inversor
-
Tipo de Generardor AC
Los tipos de cada elemento se codifican con un número entero (por ejemplo, panel
fotovoltaico 0, panel fotovoltaico 1, panel fotovoltaico 2,...).
El número de paneles fotovoltaicos en serie y baterías en serie no son variables optimizables,
ya que son fijos y depende de la tensión del bus DC y de la tensión del panel y de la batería.
El inversor puede ser optimizable o fijo, dependiendo de lo que elija el usuario. Respecto al
resto de elementos (depósito de H2, cargador de baterías, regulador de carga), iHOGA los
dimensiona a partir de los demás y de las variables de control, es decir, dependen del resto de
variables.
estamos hablando de costes, con lo que cuanto menor sea nuestro VAN mejor será la inversión (menor Coste
Actual Neto).
HOGA permite la opción de vender el Hidrógeno sobrante del tanque así como la energía eléctrica sobrante a la
red AC (también permite comprar de la red AC la energía no servida por el sistema híbrido). En esos casos,
HOGA contabiliza los ingresos por ventas como valores negativos, ya que deben restarse a los gastos de
adquisición de componentes, reposición, mantenimiento, etc. Puede darse el caso en que los ingresos por venta
de energía sean superiores a los gastos de la instalación, con lo que el “VAN” salga negativo. Esto simplemente
quiere decir que la instalación tendrá beneficios netos (ya que valores positivos eran gastos, es decir, costes), y
cuanto más negativo sea el “VAN” más rentable será la instalación.
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203
El algoritmo secundario obtiene, para cada configuración de componentes que proporciona
el algoritmo principal, la estrategia de control (combinación de variables de control) más
adecuada para minimizar los costes.
El genotipo del algoritmo secundario consta de 12 genes, todos ellos variables de control del
sistema y números enteros.
Plímite_Carga, P1gen, P1pila, P2, Pmin_gen, Pmin_pila, SOCmin, Pcrítica_gen, Pcrítica_pila, SOCstp_gen, SOCstp_pila,
H2TANKstp
Así, para cada posible solución obtenida a partir de ambos algoritmos, puede calcularse el
coste total trasladado al momento inicial de la instalación (VAN).
Algoritmo Principal (optimización de componentes)
Lo recomendable es que iHOGA seleccione los parámetros de la optimización. No obstante, si
es el usuario el que selecciona los parámetros, en el cuadro del ALGORITMO PRINCIPAL
(OPTIM. COMPONENTES) debemos seleccionar primero el tipo de optimización: mediante
ALGORITMO GENÉTICO o bien mediante el MÉTODO ENUMERATIVO (método que
evalúa todas las combinaciones posibles).
En el caso de seleccionar ALGORITMO GENÉTICO, se debe fijar el número de
generaciones, la población, la tasa de mutación, la tasa de cruce, y si la mutación de los
números enteros es uniforme o no lo es.
La mutación uniforme implica que cuando un gen o variable muta, se sustituye por cualquier
valor al azar. Por el contrario, si la mutación es no uniforme, cuando un gen muta se sustituye
por un valor al azar, pero con más probabilidades de ser un valor cercano al original.
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204
Cuanto mayor sea la población, más representativas serán las soluciones obtenidas, y más
fácilmente el algoritmo genético encontrará la solución óptima. Asimismo, cuanto mayor sea
el número de generaciones también es más fácil que el algoritmo se acerque a la solución
óptima. No obstante, cuanto mayores sean ambos valores más tiempo durará la simulación (el
tiempo es proporcional al número de generaciones y a la población, tanto del algoritmo
principal como del secundario). Por tanto dependiendo del caso habrá que llegar a un
compromiso entre precisión y tiempo de ejecución.
Si las diferencias entre los números máximos y mínimos de baterías, paneles y
aerogeneradores en paralelo son elevadas hacen que haya muchas posibles combinaciones de
“tamaños” de generadores fotovoltaicos, eólicos y bancos de baterías. Valores muy bajos de
los números máximos pueden hacer que no se llegue a cubrir la demanda de energía (salvo
que haya fuentes como generador diesel, pila de combustible, etc.).
Si se opta por optimizar la combinación de componentes mediante algoritmos genéticos para
la optimización de los componentes, el número de casos que se evaluarán es (opciones 3 o 4):
Combinaciones_alg_pcpal=
= [Población_pcpal+(Generaciones_pcpal- 1)*Población_pcpal*(Tasa_cruce_pcpal/100 +
+Tasa_mutación_pcpa*long_cadenal/100)]* Combinaciones_alg_secundario
Si se quiere que se evalúen todas las combinaciones posibles de componentes, es decir,
optimizar a fuerza bruta, sin utilizar los algoritmos genéticos, se deberá seleccionar
“MÉTODO ENUMERATIVO”. Hay que tener en cuenta que si hay muchas posibles
combinaciones de componentes, el tiempo de ejecución del programa puede ser enorme.
El número de combinaciones posibles será (si están seleccionados todos los componentes):
Combinaciones_alg_pcpal=
= Nº_tipos_paneles*(1+Nºmax_paneles_paralelo- Nºmin_paneles_paralelo)*
*Nº_tipos_aerogen*(1+Nºmax_aerogen_paralelo - Nºmin_ aerogen _paralelo)*
*Nº_tipos_baterias*(1+Nºmax_baterias _paralelo - Nºmin_baterias_paralelo)*
*Nº_tipos_gen_AC*Nºtipos_turbinas_hid*Nº_tipos_electroliz*Nº_tipos_pilas*
*Combinaciones_alg_secundario
En el caso de evaluar todas las posibles combinaciones, las casillas relacionadas con el
algoritmo genético dejan de tener sentido y se deshabilitan. A la vez se habilita la casilla
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205
donde se indica cuántas de las mejores soluciones queremos que se visualicen al acabar los
cálculos. Si este número es muy grande el programa puede consumir mucha memoria y
colgarse. Como las soluciones que se visualizarán son las mejores, comenzando por la óptima,
este número no debería ser demasiado grande salvo que queramos ver muchas combinaciones.
En la zona inferior de la pantalla aparece un cuadro informativo, donde podemos ver el
número de casos que se evaluarán en función de si tenemos seleccionados los algoritmos
genéticos o Todas las combinaciones en ambos algoritmos (este mismo panel informativo
aparece en la pantalla principal del programa cuando se pasa el ratón por encima de los
cuadros de Máximo y mínimo número de componentes en paralelo, Selección de parámetros
de la optimización o Variables de control a optimizar, de la pantalla principal).
Hay 4 combinaciones posibles (opción 1 a opción 4, marcada en rojo la que hay seleccionada),
en ellas se ven los casos a evaluar y el tiempo esperado de simulación (si no se ha hecho la
prueba de velocidad presionando en el botón CALCULAR y tras unos segundos
CANCELAR, se estima en 60 casos/segundo).
En el CRITERIO DE PARADA del algoritmo principal se especifica el criterio de parada del
algoritmo genético. Una vez que el algoritmo genético lleva un determinado número de
generaciones (20 en el ejemplo), si cada (5 en el ejemplo) no mejora su o sus objetivos al
menos un porcentaje (1% en el ejemplo), entonces el algoritmo se detendrá. (Nótese que el
criterio de parada no funciona cuando iHOGA selecciona los valores, ya que el número de
generaciones que iHOGA selecciona para el algoritmo principal es 15).
En el ejemplo, si en la generación 25 el coste total (si la optimización es mono-objetivo) es
menor del 99% del coste total que había en la generación 20, el algoritmo continúa su
ejecución, ya que se supone que todavía se puede mejorar. Por el contrario, si el coste es
superior al 99%, se detiene la ejecución, ya que se supone que se ha llegado al óptimo (o a
algo cercano a él).
Algoritmo Secundario (optimización de la estrategia).
Si es el usuario el que selecciona los parámetros, en el cuadro del ALGORITMO
SECUNDARIO (OPTIM. ESTRATEGIA) debemos seleccionar primero el tipo de
optimización: mediante ALGORITMO GENÉTICO o bien mediante el MÉTODO
ENUMERATIVO (método que evalúa todas las combinaciones posibles).
Dr. Rodolfo Dufo López.
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206
Si se opta por optimizar la estrategia con algoritmos genéticos, el número de combinaciones
será:
Combinaciones_alg_secundario = Población_sec+(Generaciones_sec-1)*
*Población_sec*(Tasa_cruce_sec/100+Tasa_mutación_sec*long_cadena/100)
Al igual que en el algoritmo principal, si se quiere que se evalúen todas las combinaciones
posibles de variables de control (realizando todas las combinaciones de las variables de
control seleccionadas en el cuadro), es decir, optimizar a fuerza bruta, sin utilizar los
algoritmos genéticos, se deberá marcar “MÉTODO ENUMERATIVO”.
En ese caso, el número de combinaciones posibles es:
Combinaciones_alg_secundario = (Precisión_variables+1)Nº_variables_a_optimizar
Este valor puede ser extremadamente alto y por tanto inviable, en el caso de que haya muchas
variables a optimizar.
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ANEXO 2. Estrategias de Control.
Las estrategias de control del sistema utilizadas en las primeras versiones de HOGA [1,2]
estaban basadas en las estrategias descritas por Barley y Winn en 1996 [36] y en las
desarrolladas por el programa HOMER. En la versión actual del programa se ha utilizado una
estrategia global más compleja y precisa [3], desarrollada por los autores, que se optimiza
mediante algoritmos genéticos. Existen un total de 12 variables de control.
Una vez estimados los valores de todas las variables para cada hora, el control del sistema
sigue unos condicionantes intentando minimizar el coste total del sistema (en el caso de
optimización mono-objetivo) o intentando minimizar tanto costes como emisiones de CO 2 o
energía no servida (optimización multi-objetivo).
Como premisa fundamental de control, la energía producida por las fuentes renovables
(fotovoltaica, eólica y/o hidráulica), por ser gratuita (una vez adquiridos los componentes), se
utilizará prioritariamente para alimentar a las cargas. Además, cada fuente, renovable o no,
tendrá prioridad en alimentar las cargas de su lado de tensión (DC o AC). El consumo externo
de H2 será suministrado en primera instancia por el depósito de H2. Si éste no es capaz de
suministrar todo el necesitado, se recurrirá a generarlo en el electrolizador.
Si las fuentes renovables producen más energía que la que necesita el consumo, la energía
restante (que llamaremos Pcarga) se invertirá o bien en cargar las baterías o bien en generar H2
en el electrolizador. A este proceso lo denominaremos CARGA. La elección de dónde se
invertirá la energía sobrante depende de los costes de “ciclado” de la energía en las baterías y
en el electrolizador.
El coste del ciclado en un elemento acumulador de energía (baterías o electrolizador) es el
coste total de almacenar energía en el elemento, para posteriormente cederla al sistema cuando
se necesite. Incluye los costes de operación y mantenimiento y los costes proporcionales de
desgaste y posterior reposición del elemento. En las baterías el coste de ciclado es
aproximadamente proporcional a la potencia, mientras que en el caso del electrolizador es
aproximadamente constante, tal y como se observa en la figura siguiente. El punto de corte de
ambas rectas (Plímite_carga) será la referencia para comparar con la potencia que sobra en el
sistema en un determinado momento. Si la potencia sobrante es inferior, será más barato
utilizarla en cargar las baterías, mientras que si es superior será más económico generar H2 en
el electrolizador.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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Coste
Ciclado
(€/h)
Electrolizador-Pila
Baterías
Plímite_Carga
P (W)
Costes del ciclado (proceso de CARGA).
La Estrategia de Carga será, por tanto:

Para Pcarga ≤ Plímite_Carga cargamos las baterías lo máximo posible, y si sobra energía
se dedica a generar H2 en el electrolizador.

Para Pcarga > Plímite_Carga generamos el máximo posible de hidrógeno en el
electrolizador, y si todavía sobra energía se dedica a cargar las baterías.
Si, por el contrario, las fuentes renovables no son capaces de proporcionar toda la energía que
se necesita en el consumo, la energía que falta por cubrir (que llamaremos P descarga) la deberán
suministrar o bien las baterías, o bien el generador AC, o bien la pila de combustible. A este
proceso lo llamaremos DESCARGA.
iHOGA calcula para cada uno de los elementos (baterías, generador AC y pila de
combustible) el coste de suministrar energía, que depende de los costes de operación y
mantenimiento, de los costes de reposición del elemento, de su vida útil, del precio del
combustible (caso del generador AC), etc. En la figura siguiente se muestra un ejemplo de los
costes asociados al suministro de energía de los distintos elementos, en función de la potencia.
Los puntos de corte de la recta de costes de las baterías con las de los otros dos elementos
corresponden a unas potencias P1pila y P1gen. Al menor de ellos lo llamaremos P1. El corte de
la recta de costes del generador AC con la de la pila de combustible corresponde a una
potencia P2.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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Coste
(€)
209
Bat.
Gen. AC
Pila Comb.
P1pila
P1= P1gen P2
Pdescarga
Costes de ceder energía (proceso de DESCARGA).
En el ejemplo de la figura anterior, la estrategia óptima para la descarga será:
Para Pdescarga < P1 interesa suministrar la energía con las baterías. Si éstas no son capaces de
suministrar toda la Pdescarga, el resto Pfalta = Pdescarga – Pbat lo proporcionará el generador AC si
Pfalta < P2, y en caso contrario lo proporcionará la pila de combustible.
Para P2 > Pdescarga > P1 interesa suministrar la energía con el generador. Si éste no es capaz de
suministrar toda la Pdescarga, el resto Pfalta = Pdescarga – Pgen lo proporcionarán las baterías AC si
Pfalta < P1pila , y en caso contrario lo proporcionará la pila de combustible.
Para Pdescarga > P2 interesa suministrar la energía con la pila de combustible. Si ésta no es
capaz de suministrar toda la Pdescarga, el resto Pfalta = Pdescarga – Ppila lo proporcionarán las
baterías AC si Pfalta < P1gen , y en caso contrario lo proporcionará el generador AC.
Generalizando, la Estrategia de Descarga será, por tanto:

Para potencias Pdescarga < P1 la energía la suministrarán las baterías.

Para potencias P1 ≤ Pdescarga ≤ P2 la energía la proporcionará el elemento de menor
P1 (generador AC o pila de combustible).

Para potencias Pdescarga > P2 la energía la suministrará el elemento de mayor P1
(generador AC o pila de combustible).

Una vez que se ha determinado el elemento que en primera instancia debe
proporcionar la potencia necesaria Pdescarga, habrá que tener en cuenta que si dicho
elemento es incapaz de suministrar toda la P descarga, el resto de potencia, que
llamaremos Pfalta, la proporcionará el elemento tal que al suministrar esa potencia
Pfalta presente un coste menor.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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
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210
Si el 2º elemento que debe proporcionar la potencia no es capaz de hacerlo, le seguirá
el otro para dar el resto.
El cálculo de estas potencias Plímite_Carga, P1gen, P1pila, P2 no puede realizarse de forma exacta,
ya que a priori no se dispone de algunos datos como por ejemplo la vida de las baterías, etc.
Por tanto, aunque se intenten aproximar, los valores “óptimos” de estas variables no tienen por
qué ser los aproximados por los cálculos. Los valores óptimos de cada una de las variables,
que minimicen el VAN del sistema, se encontrarán gracias al algoritmo genético, que optimiza
unos factores correctores para estas variables.
A continuación se explican el resto de las variables de la estrategia de control:
Pmin_gen y Pmin_pila son las potencias mínimas de funcionamiento del generador AC y de la pila
de combustible, respectivamente. Los fabricantes dan valores mínimos de potencia para el
funcionamiento de estos elementos. Sin embargo, dado que los generadores AC normalmente
tienen un elevado consumo específico para potencias bajas puede que valores superiores a los
que dan los fabricantes provoquen que el VAN del sistema sea menor. Las pilas de
combustible tienen un consumo específico más constante, aunque en algunos casos para
potencias bajas también es más elevado.
SOCmin es el estado de carga mínimo permitido para las baterías. Aunque la da el fabricante,
puede que un valor superior sea mejor.
Pcrítica_gen, Pcrítica_pila, SOCstp_gen, SOCstp_pila y H2TANKstp son variables de control del
generador AC y la pila.
Debido a la característica de que los generadores AC normalmente tienen un elevado consumo
específico para potencias bajas, puede que interese que cuando deban dar potencias bajas (por
debajo de la potencia crítica, Pcrítica_gen), en lugar de dar la potencia estrictamente necesaria
para seguir el consumo, den más potencia, y el resto se utilice en cargar las baterías hasta un
determinado estado de carga llamado SOCstp_gen (SOC setpoint del generador), así como en
producir H2 en electrolizador hasta que el tanque de H2 llegue a un determinado nivel de carga
(H2TANKstp, en kg de H2). El orden en que se utilice la potencia sobrante (cargar baterías
hasta SOCstp_gen o generar H2 hasta H2TANKstp) dependerá del valor de la potencia sobrante.
Si lo que sobra es inferior a Plímite_Carga, primero se cargarán las baterías hasta SOCstp_gen, y si
todavía sobra se generará H2 hasta H2TANKstp. Si lo que sobra es superior a Plímite_Carga, el
orden será el inverso.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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211
Lo mismo ocurre para el caso de la pila de combustible, y el párrafo anterior se podría
reescribir cambiando Pcrítica_gen por Pcrítica_pila y SOCstp_gen por SOCstp_pila. No obstante, si la pila
consume H2 del tanque de H2 (procedente de lo que produce el electrolizador), no tiene
sentido que la pila consuma H2 del tanque para producir H2 en el electrolizador y almacenarlo
en el mismo tanque, con lo que en este caso H2TANKstp no tiene sentido.
La potencia a la que funcionará el generador AC cuando la potencia que le exijan las cargas
sea menor que la crítica Pcrítica_gen será la mínima potencia tal que cumpla que se suministre la
potencia que falta por cubrir de las cargas más la potencia necesaria para llevar a las baterías
hasta SOCstp_gen más la potencia necesaria para que el electrolizador produzca H2 hasta que el
tanque de H2 llegue a H2TANKstp, sin que se pierda energía. Hay que tener en cuenta que
habrá ocasiones en que la potencia mínima del generador AC superará el mínimo comentado,
con lo que en ese caso se perderá energía.
Lo mismo puede decirse para la pila de combustible.
Dr. Rodolfo Dufo López.
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