iHOGA Manual del Usuario 2.4...iHOGA v. 2.4 Manual de Usuario 2 Dr. Rodolfo Dufo López. ÍNDICE. 1. INTRODUCCIÓN Y GENERALIDADES 6 1.1 Modificaciones de esta versión iHOGA 2.4 respecto

iHOGA

Versión 2.4

Manual del Usuario

Mayo de 2018

Investigador princpial:

Dr. Rodolfo Dufo López

([email protected])

https://ihoga.unizar.es

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Universidad de Zaragoza

Zaragoza, España

mailto:[email protected]

https://ihoga.unizar.es/

iHOGA v. 2.4 Manual de Usuario 1

Dr. Rodolfo Dufo López.



ÍNDICE.

1. INTRODUCCIÓN Y GENERALIDADES .............................................................. 6 1.1 Modificaciones de esta versión iHOGA 2.4 respecto a la anterior versión (2.3). .. 6

1.2 Versiones del software. ........................................................................................... 7

1.3 Condiciones para utilizar iHOGA. ......................................................................... 8

1.4 Visión general del software .................................................................................. 11

1.5 Optimización del sistema. ..................................................................................... 17

1.6 Simulación del sistema. ........................................................................................ 19

2. INSTALACIÓN Y EJECUCIÓN DE LA APLICACIÓN .................................... 22 2.1 Instalación ............................................................................................................. 22

2.2 Ejecución .............................................................................................................. 23

3. INTRODUCCIÓN DE DATOS ............................................................................... 24 3.1 Pantalla principal .................................................................................................. 31

3.1.1 Pestaña DATOS GENERALES .................................................................... 32

3.1.2 Pestaña TIPO DE OPTIMIZACIÓN ............................................................. 41

3.1.3 Pestaña ESTRATEGIA DE CONTROL. ...................................................... 44

3.1.3.1 Estrategia global y variables a optimizar. ................................................... 45

3.1.3.2 Gestión de la carga/descarga de las baterías en el caso de sistemas con

baterías y conexión a red. Solo en versión PRO+ .................................................. 48

3.1.4 Pestaña DATOS ECONÓMICOS. ................................................................ 54

3.1.5 Pestaña GRÁFICA RESULTADOS. ............................................................ 57

3.1.6 Tensiones del sistema .................................................................................... 57

3.1.7 Botones y menús de la pantalla principal ...................................................... 58

3.2 Consumo esperado y compra/venta a la red AC ................................................... 60

3.3 Irradiación ............................................................................................................. 83

3.4 Recurso Eólico ...................................................................................................... 94

3.5 Recurso Hídrico .................................................................................................. 104

3.6 Bases de datos ..................................................................................................... 106

3.7 Paneles Fotovoltaicos ......................................................................................... 109

3.8 Aerogeneradores ................................................................................................. 117

3.9 Turbinas Hidráulicas ........................................................................................... 122

3.10 Baterías (acumuladores) ................................................................................... 124

3.10.1. Datos generales ......................................................................................... 124

3.10.2. Modelos de baterías .................................................................................. 128



3.10.3. Modelo de baterías KiBaM ...................................................................... 130

3.10.4. Modelo de baterías Schiffer. Solo en versión PRO+ ............................... 132

3.10.5. Modelos de vida de las baterías de plomo ................................................ 133

3.10.6. Modelos de vida de las baterías de litio. Solo en versión PRO+ ............. 135

3.11 Equipos Auxiliares para la carga de baterías .................................................... 136

3.12 Inversores e inversores-cargadores (bidireccionales). ...................................... 139

3.13 Generadores AC (Diésel, gasolina….) ............................................................. 142

3.11 PREDIMENSIONAR. ...................................................................................... 145

3.15 Pilas de Combustible y Electrolizadores. Solo en versión PRO+ .................... 148

3.15.1 Pila de combustible .................................................................................... 149

3.15.2 Electrolizador ............................................................................................ 152

3.15.3 Tanque de H2. ............................................................................................ 154

3.16 IDH y Empleo ................................................................................................... 155

3.17 Análisis de sensibilidad. Solo en versión PRO+ .............................................. 156

3.18 Análisis de probabilidad. Solo en versión PRO+ ............................................. 160

4. OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA HÍBRIDO .................................................... 166 4.1 Optimización Mono-objetivo. ............................................................................ 167

4.2 Optimización Multi-objetivo. ............................................................................. 172

4.3 Optimización sin algoritmos genéticos, según el método enumerativo. ............ 174

4.4 Tabla de resultados. ............................................................................................ 176

4.4.1. Pantalla de simulación del sistema. ............................................................ 179

4.4.2. Simulación en el caso de análisis de probabilidad. Solo en versión PRO+ 191

4.4.3. Simulación para el modelo de baterías Schiffer. Solo en versión PRO+ .. 194

4.4.4. Modificación de valores en la tabla de resultados. ..................................... 201

4.4.5. Informe. ...................................................................................................... 201

4.4.6. Costes del sistema. ...................................................................................... 205

4.5 Zoom en las gráficas. .......................................................................................... 208

4.6 Guardar proyecto como proyecto por defecto. ................................................... 208

4.7 Análisis de sensibilidad. ..................................................................................... 209

4.8 Resumen del análisis de sensibilidad. ................................................................. 212

5. PREGUNTAS FRECUENTES .............................................................................. 215

ANEXO 1. Algoritmos genéticos. .............................................................................. 223 Algoritmo Principal (optimización de componentes) ........................................... 225

Algoritmo Secundario (optimización de la estrategia). ....................................... 227



ANEXO 2. Estrategias de Control. ........................................................................... 229

REFERENCIAS ......................................................................................................... 234





1. INTRODUCCIÓN Y GENERALIDADES

iHOGA (improved Hybrid Optimization by Genetic Algorithms) es un programa desarrollado

en C++ para optimización de Sistemas Aislados Híbridos de Energías Renovables donde

puede haber consumos de energía eléctrica (DC y/o AC) y/o Hidrógeno, así como agua de

depósito previamente bombeada. El programa puede simular y optimizar sistemas de

cualquier tamaño. También puede simular y optimizar sistemas conectados a la red, con o

sin consumo propio, pudiendo definirse distintos casos de Balance Neto (Net Metering).

El programa incluye optimización multiobjetivo, simulación en pasos temporales de hasta 1

minuto, análisis de sensibilidad, análisis de probabilidad (Simulación de Monte Carlo), etc.

Existe una Guía de Inicio con la que aprender rápidamente el funcionamiento básico del

programa.

1.1 Modificaciones de esta versión iHOGA 2.4 respecto a la anterior

versión (2.3).

Añadida la disponibilidad horaria de la red AC (cada hora del año la red AC puede

definirse como disponible o no disponible). Esta novedad es útil para simular

sistemas conectados a redes AC débiles, con apagones frecuentes, como ocurre en

determinadas áreas de determinados países en desarrollo.

En las versiones anteriores la energía no servida se definía siempre como la demanda

que no puede cubrir el sistema autónomo (compuesto por las fuentes renovables,

baterías, generador AC, etc.), sin contar la red AC. En esta versión se puede definir la

energía no servida como la demanda que no puede cubrir ni el sistema autónomo ni la

red AC, es decir, la energía demandada por las cargas que no puede cubrirse de

ninguna forma.

En las versiones anteriores la energía que no podía cubrirse con las fuentes renovables

se cubría prioritariamente con las baterías / generador AC / pila de combustible, y, si

todavía quedaba energía no servida, se cubría con la red AC (en el caso de existir y

tener activada la compra de electricidad a la red). En esta versión se puede elegir que

la energía que no se cubre con las fuentes renovables se cubra prioritariamente con la

red AC y, en el caso de que la red AC no esté disponible o de que no pueda cubrir



toda la demanda, se intente cubrir la energía no servida con las baterías / generador

AC / pila de combustible.

Tensión del bus DC dependiente del SOC de las baterías.

Corregido el error de que cuando se elegía seguimiento solar en uno o dos ejes no

aparecía dicho seguimiento en el informe.

Corregidos errores menores

1.2 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 las siguientes:

Análisis de sensibilidad

Análisis de probabilidad

Modelos de baterías de plomo Copetti y Schiffer

Modelos de baterías de litio

Balance neto en compra/venta de energía a la red

Hidrógeno

Precio horario de la electricidad de compra/venta a la red



Pasos de simulación menores de 1 h

MPPT fotovoltaico

Seguimiento solar en uno o dos ejes

Control de carga/descarga de baterías en sistemas conectados a la red

Carga periódica de las baterías mediante el generador

Varios generadores AC en paralelo

Minimización del peso a transportar o del coste de operación en instalaciones

temporales transportables

Estrategia de control “Carga cíclica” y optimización de variables de control

Obtener latitud, longitud y altitud de la localidad en mapa web

Importar datos de viento de Windfreedom

Obtener inclinación de paneles óptima / optimizar inclinación de paneles junto con el

resto de variables a optimizar

Exportar los resultados de la simulación

Posibilidad de elegir prioridad para suministro de la energía no cubierta por las

renovables mediante la red AC.

Disponibilidad horaria de la red AC.

Tensión del bus DC dependiente del SOC de las baterías.

1.3 Condiciones para utilizar iHOGA.

Condiciones 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 intervienen 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 en el funcionamiento del programa, en los datos que utiliza el programa

o en las bases de datos.

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):

6. La publicación por cualquier medio de resultados obtenidos mediante iHOGA debe incluir la

referencia a iHOGA.

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+).

Todas las versiones del software (salvo la versión PRO+ sin límite temporal, que no necesita

internet) 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.





1.4 Visión general del software

iHOGA es un programa de simulación y optimización de sistemas eléctricos híbridos basados

en energías renovables, aislados de la red o conectados a la red eléctrica.

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, en general 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.

Se puede optimizar también en multiobjetivo el Índice de Desarrollo Humano (IDH) y la

creación de empleo (con estos dos objetivos el objetivo es maximizar).

Existe también la posibilidad de optimizar instalaciones temporales (que se utilizan solo

durante un periodo de tiempo, con la necesidad de transportarlas, montarlas y desmontarlas),

minimizando el coste asociado o el peso a transportar.



Los elementos que pueden componer el sistema híbrido son:

Paneles fotovoltaicos

Aerogeneradores

Turbina hidráulica

Pila de combustible

Tanque de H2

Electrolizador

Baterías (plomo-ácido o litio)

Regulador de carga de las baterías

Inversor (conversor DC/AC), rectificador (conversor AC/DC) o bien

inversor/cargador (que incluye inversor, rectificador y regulador)

Generador AC (gasolina, diésel…).

Aunque sea posible la combinación de todos ellos, en muchos casos interesará que el sistema

híbrido sólo incluya algunos de ellos.

Las cargas del sistema pueden ser:

Cargas eléctricas en corriente alterna (AC): aparatos eléctricos que consumen energía

eléctrica directamente en AC.

Cargas eléctricas en corriente continua (DC): aparatos eléctricos que consumen

energía eléctrica directamente en DC.

Cargas de Hidrógeno (producción de H2 para consumo externo a la instalación, por

ejemplo para alimentar vehículos eléctricos basados en pila de combustible). Solo en

versión PRO+.

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, acoplamiento DC) o al

AC (con inversor de por medio, acoplamiento AC). 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:

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,...).

Se puede considerar también el caso de baterías conectadas a la red, optimizándose los

períodos de carga (compra de energía de la red) y descarga (suministro del consumo mediante

la batería, que puede incluso inyectar energía a la red para venderla).

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

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 plomo-

ácido, siendo las más apropiadas para estos sistemas las baterías tubulares optimizadas para

sistemas solares: OPZS (electrolito líquido) y OPZV (gel, libres de mantenimiento). También

suelen utilizarse las baterías clásicas de plomo-ácido tipo OGi (placas planas, electrolito

líquido, electrodos más gruesos que las baterías de automoción), que son más baratas aunque

duran menos ciclos. En algunos casos en países poco desarrollados incluso se utilizan 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. Las baterías de Litio (las más comunes LiFePO4) pueden ser una

alternativa económica (soportan muchos más ciclos que las de plomo-ácido) en función de su

coste de adquisición.

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 externamente.

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 distintos programas de simulación y optimización de sistemas híbridos [1][2][3], pero

ninguno utiliza algoritmos avanzados de optimización salvo iHOGA. Otros programas (por

ejemplo HOMER) 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, los modelos de envejecimiento de baterías, las

optimizaciones multiobjetivo, etc.

iHOGA utiliza los Algoritmos Genéticos (ver Anexo 1 para más información, y referencias

[4][2][3][5][6]]) 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 [4]. 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

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 [4][2][3].

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, obteniendo la 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.



1.5 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 [7][8][9][10]

[11][12][13], iHOGA busca tanto soluciones con bajos VAN como soluciones con bajas

emisiones de CO2 o con baja energía no servida, además de 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)

El coste del combustible de la pila de combustible en el caso de que consuma

combustible externo, es decir, no generado por un electrolizador.

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.



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. Existe la posibilidad de considerar estos ingresos o

no.

Las ecuaciones del cálculo del coste total (VAN) están detalladas en [11].

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 [10].

El resultado se obtiene en kg de CO2 por año (las emisiones del combustible a lo largo de la

vida del sistema sumadas a las emisiones de la fabricación, transporte y reciclaje de los

componentes se dividen por el número de años de vida útil del sistema).

Existe la posibilidad de optimizar el coste o el peso del sistema en instalaciones temporales

[14] (que se deben transportar, montar y al terminar su período de utilización, se deben

desmontar y transportar de nuevo al origen). En esos casos, si se optimiza el coste se minimiza

el coste de transporte, operación y de desgaste del sistema durante la utilización (no se calcula

el VAN ya que no se trasladan los costes, pues la duración es menor a un año). En el caso de

minimizar el peso, se minimiza el peso total a transportar, tanto a la ida como a la vuelta.

También se puede realizar la optimización probabilística (mediante Simulación de Monte

Carlo) [15][16], donde los datos meteorológicos y la demanda siguen determinadas funciones

de proboabilidad, obteniendo resultados que también son distribuciones de probabilidad.



Asimismo se puede optimizar la gestión de las baterías en sistemas conectados a la red

eléctrica, para cargar cuando el precio de la electricidad de la red es bajo y descargar cuando

el precio es alto [17].

1.6 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

(salvo en el caso de que se haya seleccionado el modelo avanzado de vida de baterías

propuesto por Schiffer et al., 2007 [18], debiendo realizar la simulación del sistema hasta que

finaliza la vida útil de las baterías).

Es decir, en genera (salvo modelo de baterías “Schiffer”) 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 entre 1 minuto y 1 hora (dependiendo de la

elección del diseñador), 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 entre 1 minuto

y 1 hora) las distintas variables del sistema permanecen constantes.

Si el modelo de baterías es el de Schiffer et al., 2007 [18], 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 (cuando su capacidad remanente baja hasta el 80% de la capacidad nominal). A partir de

ese momento, se repite el ciclo.

En el caso más complejo posible, con todos los componentes del sistema presentes, cada

intervalo temporal 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

ese intervalo, 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 ese intervalo, 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.



En el caso de no disponer de valores medidos para la irradiación solar horaria, se puede

calcular a partir de los datos mensuales mediante el modelo de Graham (1990) [19], que

conlleva variabilidad estadística, o mediante el modelo de Liu y Jordan, 1960 [20] y Hay y

Davis, 1978 [21] y Rietveld [22], utilizando distintas correlaciones: Liu and Jordan (1960)

[20], Collares-Pereira (1979) [23] y Erbs et al (1982) [24].

A partir de los datos anteriores, la irradiación en pasos de 1 minuto se obtiene siguiendo el

modelo de función autorregresiva de primer orden utilizado por el software Meteonorm [25].

Respecto a la velocidad del viento horaria, si no se dispone de valores medidos, iHOGA la

calcula a partir de los datos mensuales mediante el modelo de Dufo-López y Bernal-Agustín

[26]. Posteriormente se obtienen los valores de la velocidad del viento en pasos de 1 minuto

siguiendo el modelo de función autorregresiva de primer orden utilizado por el software

Meteonorm [25].

Si no se dispone de datos de consumo en intervalos temporales de 1 minuto, el software los

obtiene a partir de los datos horarios mediante un modelo de función autorregresiva de primer

orden similar al utilizado para la irradiación.

Para considera el efecto de la temperatura ambiente en la producción fotovoltaica y en la

producción eólica [16] se debe conocer la temperatura horaria, que, si no se dispone de datos,

se puede calcular a partir de los datos medios mensuales de temperatura (junto con los datos

de irradiación) aplicando el modelo de Erbs et al. 1983 [27].

En el caso de baterías de plomo-ácido, 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 (utilizado por Schuhmacher en 1993) [28], Modelo KiBaM (Manwell y

McGowan, 1993) [29], modelo Copetti (Copetti et al., 1993 y 1994) [30][31], Modelo Schiffer

(Schiffer et al., 2007) [18]. 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 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) [32], utilizado por

programas con simulación más precisa (como HYBRID2) [33]. En la versión 2.2 se añadió el

método propuesto por Schiffer et al [18], modelo mucho más preciso, que incluye el

envejecimiento por corrosión (puede verse una comparativa de los distintos modelos en [34],



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).

En el caso de baterías de litio, además de los modelos de vida de los Ciclos Equivalentes y del

método del Conteo de Ciclos o Rainflow, se puede elegir otros tres modelos de vida

específicos para baterías de litio: dos modelos para las baterías LiFePo4/grafito (Wang et al.,

2011 [35]; Grot et al., 2015 [36]) y otro modelo para baterías LiCoO2/grafito (Saxena et al.,

2016 [37]).

Una vez simulada una determinada combinación de componentes y estrategia de control

durante todos los intervalos temporales de un año, iHOGA conoce los distintos parámetros

que van a determinar el coste total 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 coste total VAN del sistema, y se ve por tanto lo adecuada que es

esa combinación de elementos y variables de control.



2. INSTALACIÓN Y EJECUCIÓN DE LA APLICACIÓN

2.1 Instalación

Para que funcione el programa se necesita el sistema operativo Microsoft Windows XP o

superior. También funciona bajo Linux con emulador de Windows: probado en Ubuntu 14.04

con el cargador de programas de Windows emulador “Wine”.

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 una pantalla similar a la siguiente, informando de la versión y la fecha de

compilación:

Tras pulsar “Siguiente” aparecen varias pantallas que hay que aceptar, y otra pantalla donde

nos pide el directorio donde realizar la instalación.

Continuamos y el programa se instala.

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.



Si se quieren utilizar las bases de datos de irradiación, viento y temperatura locales (sin

necesidad de descargar de la NASA”, se debe descargar y ejecutar el archivo rar

autoejecutable “RESOURCES.exe”, instalándose la carpeta “RESOURCES” dentro de la

carpeta de instalación del software.

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.

Si el software informa de algún error, por favor, consulte el documento pdf

“Solución de errores frecuentes” del área de descarga:

https://ihoga.unizar.es/es/descarga/

Todas las versiones del software (salvo la versión PRO+ sin límite temporal, que no necesita

internet) 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.

https://ihoga.unizar.es/es/descarga/



3. INTRODUCCIÓN DE DATOS

Al abrir el programa aparece la siguiente 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.

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 el correo a:

[email protected] y [email protected]

Asunto: Activación iHOGA 2.4 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 [email protected] y

[email protected] con el asunto: Activación iHOGA 2.4 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.

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.

Ya no se volverá a solicitar ningún dato de claves las próximas veces que se abra o cree un

nuevo proyecto.

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.

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 Cerrar el programa.



2º Ir al directorio de instalación y borrar el archivo moneda.hog.

3º Copiar las tablas originales (que tras instalar el software las habremos copiado y

guardado en otro directorio llamado “Tablas originales”, ver final del apartado 2.1) en el

directorio “Tablas” dentro del directorio de instalación, borrando las anteriores.

4º Volver a abrir el programa, 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 (€) o cualquier otra que habrá que definir.

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 siguiente vez que se cree un

nuevo proyecto o se abra un proyecto, se pedirá definir la moneda.

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 pinchamos en Proyecto->Nuevo, 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.

Importante: 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.





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



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:

- El paso temporal de las simulaciones (desde 1 minuto a 1 hora) y 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”.



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.

Componentes del hidrógeno solo en versión PRO+

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, aerogeneradores y generadores AC).

Más adelante, en la sección 3.11 PREDIMENSIONADO se verá cómo iHOGA puede ayudar

a seleccionar los números máximos de componentes en paralelo.

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).

La posibilidad de varios generadores AC en paralelo solo en versión PRO+



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 se refiere a:

E. no servida por el sistema autónomo: La energía que demandan las cargas y no ha

podido servir el sistema autónomo, es decir, es la demanda que no se ha cubierto por el

sistema autónomo (fuentes renovables, baterías, generador AC…), pero sin contar a la

red AC.

En este caso, 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 comprará a la red AC, en el

caso de que esté disponible.

E. no servida por el sistema autónomo ni por la red AC: La energía que demandan las

cargas y no ha podido servir de ninguna forma, es decir, ni por el sistema autónomo

(fuentes renovables, baterías, generador AC…) ni por la red AC. En este caso, la

En el caso de querer que se cubra toda la demanda, no es conveniente indicar 0%, sino

que es recomendable dejar un valor mínimo, por ejemplo 0.1%. Dejar este parámetro en

0% no es conveniente, puesto que en ocasiones los redondeos decimales implican que el

software contabiliza pequeños valores de energía no servida, por lo que si ponemos 0% es

posible que se descarten soluciones que son correctas



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 Coste total (VAN) de valor

infinito (1E10), indicando que es un mal sistema que no cumple con lo que pedimos.

Más restricciones:

Pinchando el botón se accede a una pantalla donde aparecen todas las

restricciones posibles a fijar:

- Máxima E No Servida 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.

Si solo se dispone de aerogenerador y no existen paneles fotovoltaicos, el valor

recomendado de CR es del orden de 10.

Si no se permite aerogenerador y la única fuente renovable es 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).



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, en el que por ejemplo hemos añadido eólica e hidrógeno, y

hay muchas posibles combinaciones de componentes, cambiamos el valor del máximo tiempo

de ejecución por ejemplo a 1 minuto, aparece una pantalla del estilo de la 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 el caso de la figura siguiente, donde se han añadido muchas posibles combinaciones

de componentes, 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).



Notas:

Si el modelo de baterías es el Schiffer, mucho más preciso que los demás (ver ref. [18]), 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.

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 una combinación cercana a la óptima. Por ejemplo, si en el

proyecto que citábamos le fijamos un tiempo máximo de ejecución de 0,1 minutos (6



segundos) y deseleccionamos la casilla, 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 una pantalla similar a la siguiente:

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.



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.

PASOS DE LA SIMULACIÓN E INICIO DE LA SIMULACIÓN

Debe fijarse el paso temporal de la simulación (entre 1 y 60 minutos) y la hora y fecha del

inicio de la simulación.

Lo normal es usar el paso temporal de 60 minutos, ya que así las simulaciones son mucho más

rápidas y por tanto la optimización también lo es. Si se quiere dar más detalle a las

simulaciones se puede reducir el paso temporal, hasta 1 minuto, pero eso implica mucho

mayor tiempo de cálculo.

Pasos de simulación inferiores a 60 minutos solo en versión PRO+

En la hora y fecha indicadas empezará la simulación de cada combinación de componentes y

estrategia de control, realizándose la simulación durante un año para cada combinación (más

años si el modelo de baterías es el de Schiffer). 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 3.10). 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 3.15) y el depósito de

agua (si hay consumo de agua previamente bombeada) comienza con una capacidad fijada en

la pantalla de CONSUMO / RED (ver sección 3.2). Normalmente esta fecha en la que se

inicia la simulación afecta poco al 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 primero el INTERVALO TEMPORAL: Instalaciones fijas (se

considera toda la vida útil del sistema, que se fijará en la pestaña de “Datos económicos”) o

bien instalaciones temporales que se transportan de un lugar a otro (donde solo se considera

un determinado tiempo de funcionamiento).

INTERVALO TEMPORAL: TODA LA VIDA ÚTIL DEL SISTEMA

(INSTALACIONES FIJAS).

Esta es la opción marcada por defecto. Se considera toda la vida útil del sistema (el periodo de

estudio marcado en la pestaña de “Datos económicos”, por defecto 25 años). Se debe eligir

entre optimización MONO-OBJETIVO (económica) o MULTI-OBJETIVO (varios

objetivos).

Optimización mono-objetivo:



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 la gráfica de

resultados, 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 o más objetivos a minimizar.

El multi-objetivo [7][8][9][10] [11][12][13] puede ser Coste total (VAN) frente a Emisiones

de CO2 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 o triple.

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,

o de mayor IDH o creación de empleo. 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 o mejor IDH o creación de empleo, dependiendo de los objetivos considerados). 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 (u otro objetivo) frente al VAN para cada individuo (a este

gráfico se le denomina “Pareto”), y también se ven en la tabla los detalles de las distintas

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

usuario introduce el máximo porcentaje de coste total 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, sigue 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 otros objetivos 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.

INTERVALO TEMPORAL: MENOR DE UN AÑO (INSTALACIONES

TRANSPORTABLES, SOLO PARA PV-DIESEL-BATERÍAS): Solo en versión PRO+

En el caso de seleccionar este tipo de optimización, sería para sistemas transportables que se

instalan temporalmente en un determinado lugar, y que se quiere minimizar el peso a

transportar (ida + vuelta) o bien se quiere minimizar el coste total de operación,

mantenimiento, transporte (ida + vuelta) y degradación, según la metodología expuesta en la

referencia [14].

Solo se puede realizar este tipo de optimización para sistemas fotovoltaico-diésel-baterías (o

fotovoltaico-diésel, o fotovoltaico-baterías, o diésel-baterías).

Se debe indicar cuándo comienza a funcionar la instalación temporal, el número de días que

funciona, la distancia a la que hay que transportar la instalación, el peso del gasoil (kg/m3), si

hay una mínima cantidad de litros de gasoil que se quiere fijar, el coste de transporte en la

unidad monetaria por tonelada y km, así como el deterioro extra de los paneles, baterías,

generador e inversor en porcentaje (deterioro extra debido al transporte, montaje y desmontaje

de los componentes).

3.1.3 Pestaña ESTRATEGIA DE CONTROL.

En esta pestaña se decide la estrategia global de control y las variables a optimizar. También

se puede optimizar la estrategia en el caso de baterías con conexión a red (carga de baterías



durante las horas en las que el precio de la electricidad de la red es bajo y descarga durante las

horas en que el precio es alto).

3.1.3.1 Estrategia global y variables a optimizar.

En Estrategia Global podemos elegir entre dos 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

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”) Solo en versión PRO+, 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 (salvo que

eso implique exceso de energía que no se puede utilizar en cargar las baterías,

entonces funcionará a la máxima potencia tal que no haya exceso), 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 Pcrítica_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

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” Solo en versión PRO+:

Si se elige la estrategia “Carga cíclica”, las variables Pcrítica_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 100%.

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”.

Probar ambas estrategias Solo en versión PRO+:

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.

Variables de control a optimizar Solo en versión PRO+:

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.

3.1.3.2 Gestión de la carga/descarga de las baterías en el caso de sistemas con

baterías y conexión a red. Solo en versión PRO+

En el caso de que el sistema disponga de baterías y también de conexión a red (compra de

electricidad a la red definida en la pantalla “CONSUMO/RED”, pestaña “COMPRA/VENTA



E”, ver apartado 3.2), se puede gestionar la carga/descarga de las baterías: carga de baterías

durante las horas en las que el precio de la electricidad de la red es bajo y descarga durante las

horas en que el precio es alto, pudiendo realizar la descarga solamente para alimentar los

consumos propios o también para inyectar a la red, si está permitido por la legislación del

país. Si la diferencia de precios para la carga y la descarga es suficiente, puede valer la pena

cargar/descargar las baterías y que esto implique una rentabilidad económica, ahorrando en la

factura eléctrica y que ese ahorro sea superior al coste del ciclado de las baterías (el ciclado, es

decir, las cargas/descargas de las baterías las desgastan, lo que implica un coste de reposición

futuro). Por el contrario, si la diferencia es pequeña, el coste del ciclado de las baterías es

posible que sea superior al ahorro en la factura eléctrica, con lo que no valga la pena utilizar

las baterías.

Existen dos opciones:

- Cargar/descargar las baterías cuando el precio es inferior/superior a unos determinados

valores fijos.

- Optimizar la gestión.

Cargar/descargar las baterías cuando el precio es inferior/superior a unos

determinados valores fijos.

Esta opción la obtenemos activando la casilla “Baterías se cargan con la red // se

descargan si:”. Se deben fijar los precios máximo y mínimo para la carga / descarga de las

baterías (por defecto aparecen valores 10% superior / inferior al mínimo / máximo precio

de compra de la electricidad en la pantalla “CONSUMO/RED”, pestaña

“COMPRA/VENTA E”, ver apartado 3.2).



Hay que tener en cuenta que si la diferencia entre el precio máximo y mínimo de compra

de energía a la red es baja los valores por defecto (10% superior / inferior al mínimo /

máximo precio de compra de la electricidad) pueden no tener sentido. Por tanto, debe

comprobar que estos valores son correctos y se ajustan a su caso, en caso contrario

modificarlos.

Esta opción es adecuada si tenemos una tarifa de precios tal que la curva de precios es

igual para todos los días, pero con valles y picos dentro del día (por ejemplo en España la

tarifa supervalle, ver figura siguiente). Se sigue la metodología expuesta en el artículo

[38].

Optimizar estrategia baterías en red

También se puede optimizar la gestión, buscando los mejores precios límites para la

carga/descarga, en el caso de tener precio horario (distinto para cada hora), seleccionando la

casilla “Optimizar estrategia baterías en red”.



Esta optimización puede ser de utilidad para sistemas conectados a red donde el precio horario

de la energía es distinto cada hora (real time pricing), como ocurre en España. El sistema

tendrá las baterías y el conversor bidireccional (inversor-cargador) mostrados en la figura

siguiente, pero además podría tener cualquier otro de los componentes que permite iHOGA

(panels fotovoltaicos, aerogenerador….).

Se puede elegir entre la optimización con 3 variables: X1, X2 y X3, siguiendo la metodología

expuesta en el artículo [17], o bien la optimización mediante 2 variables (el precio mínimo

para la descarga y el máximo para la carga).

3 variables: X1(dif.), X2(%), X3(%).

En el caso de la optimización con 3 variables, se optimizan las tres variables siguientes, con el

objetivo de minimizar el coste total del sistema para suministrar el consumo de energía

eléctrica durante su vida útil:

- X1: Es la mínima diferencia entre el precio máximo y mínimo de cada día tal que

puede ser rentable cargar y descargar las baterías. Si un día determinado la diferencia

entre el precio mínimo y el máximo es inferior a X1, no vale la pena cargar/descargar

las baterías, por lo que no se usan ese día. Si dicha diferencia es superior a X1, las

baterías sí que se podrán cargar/descargar. Ver figura siguiente, donde se representa el

precio de la electricidad de dos días seguidos. El primer día la diferencia entre el

máximo y el mínimo precio es inferior a X1, por tanto las baterías no funcionan. El



segundo día dicha diferencia es mayor a X1, por tanto las baterías están preparadas

para funcionar.

- X2: es el porcentaje de la diferencia entre el precio máximo y mínimo del día que se

suma al precio mínimo para que en las horas cuyo precio entre dentro de ese rango se

cargue las baterías (ver figura siguiente, horas en la zona de CHARGE)

- X3: es el porcentaje de la diferencia entre el precio máximo y mínimo del día que se

resta al precio máximo para que en las horas cuyo precio entre dentro de ese rango se

descargue las baterías (ver figura anterior, horas en la zona de DISCHARGE).

2 variables: Precio E. mín y máx.

En el caso de elegir 2 variables para la optimización, solo se optimizarán dos precios:

- El mínimo precio necesario para la descarga. Si el precio de la electricidad de una

determinada hora es suficientemente alto (superior a dicho mínimo), las baterías

deberán descargarse, suministrando el consumo de electricidad, ya que el coste del

ciclado de las baterías es inferior al ahorro económico debido a evitar comprar energía

a la red en esa hora. Si el precio es superior a dicho mínimo, las baterías no se

descargan (el coste del ciclado no vale la pena).

- El máximo precio necesario para la carga. Si el precio en una determinada hora es

suficientemente bajo (inferior a dicho máximo), las baterías se cargarán, ya que valdrá



la pena ciclarlas. Si el precio es superior a dicho máximo, no se cargarán, ya que no

valdrá la pena debido al coste del ciclado.

En cualquiera de los casos, si se selecciona la casilla , las baterías,

en la descarga, además de alimentar los consumos propios, también inyectarán el máximo

posible de energía a la red (caso de que se permita la inyección a red y la energía inyectada se

abone a un determinado precio, fijado en la pantalla “CONSUMO/RED”, pestaña

“COMPRA/VENTA E”, ver apartado 3.2.).

En el caso de pinchar la casilla , si durante un día entero el

estado de carga de las baterías está al mínimo, se utilizará la red para cargarlas.

En el caso de pinchar la casilla , si las baterías no están

cargando ni descargando, se compensa la autodescarga.

Pinchando en el botón aparece la siguiente ventana, donde podemos

deseleccionar las horas en las que no queremos que las baterías se puedan cargar de la red o se

descarguen:

Las horas que NO esté marcada la CARGA, las baterías no se cargarán de la red, aunque el

precio de la electricidad de la red sea bajo.

Las horas que NO esté marcada la DESCARGA:



Si la prioridad para suministrar la demanda no cubierta por las renovables es la Red AC

(pantalla del consumo, pestaña compra/venta E, ver sección 3.2): las baterías no

suministrarán la demanda no cubierta por las renovables, aunque el precio de la

electricidad de la red sea alto, dicha demanda la cubrirá la red.

Si la prioridad para suministrar la demanda no cubierta por las renovables es

Almacenamiento/Generador AC: la demanda no cubierta por las renovables

prioritariamente la suministran las baterías o el generador AC o la pila de combustible,

dependiendo de la estrategia de control, por lo que las baterías pueden suministrar la

demanda.

Si marcamos la casilla “Cargar de la red en las horas marcadas….”, se cargarán las baterías de

la red en las horas marcadas, independientemente del precio de la electricidad.

Si marcamos la casilla “Descargar baterías en las horas marcadas….”, se descargarán las

baterías (suministrando el consumo y, si se permite, vendiendo a la red) en las horas

marcadas, independientemente del precio de la electricidad.

Si una determinada hora está a la vez marcada para carga y descarga y las dos casillas

anteriores están marcadas, obligando en esa hora tanto a la carga como a la descarga, la

prioridad es la descarga, es decir, se descargarán las baterías durante esa hora.

3.1.4 Pestaña DATOS ECONÓMICOS.

PARÁMETROS 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).



Si está pinchada la casilla , se

considera que se ingresa el coste residual de los distintos componentes cuando termina la vida

útil del sistema (cada componente se vendería a un precio proporcional a la vida útil que les

quedase).

También debe introducirse el coste del cableado e instalación del sistema, mediante un valor

fijo y un porcentaje del coste inicial del sistema.+

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, seleccionando del desplegable:

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 en el caso de que esté marcada la casilla “Multiplicar

costes por factor de conversión”. 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.

Si se ha cambiado la moneda en un proyecto y se cierra intempestivamente el programa (se

reinicia o apaga el ordenador sin salir del programa) las bases de datos quedarán dañadas,

por lo que deberán volver a introducirse las originales, realizando lo siguiente:

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 del apartado 2.1) en el

directorio “Tablas” dentro del directorio de instalación, borrando las anteriores.

3º Volver a abrir el programa, crear un proyecto y cambiar la moneda a la que queramos

por defecto

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).



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. En el caso de

optimización de intervalo temporal (instalaciones transportables), se representa el coste y el

peso.

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.

El programa calculará el número de baterías en serie como la división de la tensión DC entre

la tensión nominal de la batería.

Respecto a los paneles fotovoltaicos, el número en serie será la división de la tensión DC entre

la tensión nominal del panel, salvo que en la pantalla de los paneles (sección 3.7) se defina

otra cosa. En el caso de que el generador fotovoltaico esté conectado al bus AC a través de su

propio inversor (definido en la sección 3.7), la tensión del generador fotovoltaico y el número

de paneles en serie se definen en dicha sección 3.7.

La casilla (Solo en versión PRO+) indica si queremos considerar la dependencia de

la tensión DC frente al estado de carga (SOC) del banco de baterías, en el caso de existir



baterías de plomo-ácido. Si esta casilla está sin marcar, la tensión DC se supondrá constante e

igual a la nominal durante todo el tiempo. Si la casilla está marcada, la tensión DC variará en

función del SOC de las baterías (situación más realista).

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, Base Datos, 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 y el número

de máximo en paralelo 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 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 ( para

los botones y 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), Guardar Proyecto actual como proyecto por

defecto 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”.

Las tablas a las que nos referimos son

los cuadros con forma de tabla que hay

en las pantallas de Consumo, Viento,

Paneles fotov., Aerogeneradores,

Turbinas Hid., 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.



3.2 Consumo esperado y compra/venta a la red AC

Pulsando el botón “CONSUMO / RED” o pulsando en “Consumo” del menú “Datos”,

accedemos a la pantalla donde debemos detallar el consumo esperado por la instalación (AC,

DC, hidrógeno para consumo externo o agua de depósito previamente bombeada). 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.

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



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 para AC y DC, en kg/h para H2) 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 potencia, 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.



Pestaña CARGAS DC (W):

Aquí se indican las cargas de corriente continua, en valores horarios, para cada mes, en W.

Pestaña CONSUMO H2 (kg/h):

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/h.

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

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” podemos fijar un

porcentaje de aleatoriedad del consumo AC, DC y H2, tanto diariamente como para cada hora,



y para cada minuto, para cada tipo de carga. El programa calculará de forma aleatoria, el

consumo para cada hora teniendo en cuenta esto.

Para obtener los datos de cada minuto hay que añadirle también un factor de correlación que

se utilizará para obtener el consumo en intervalos temporales de 1 minuto. El software los

obtiene a partir de los datos horarios mediante un modelo de función autorregresiva de primer

orden.

La aleatoriedad del consumo de agua se define en la propia pestaña “CONSUMO AGUA DE

DEPÓSITO (PREVIAM. BOMBEADA)”.

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 (m3/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 (m3), 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 electro-

mecánico (%) y la tensión DC o AC.

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 todos los minutos del año tanto en

AC como en DC, en H2 y en agua. 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 y de cada minuto 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:

Se pueden importar datos de consumo horarios de todo un año o bien datos de minutos de todo

un año.

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, en H2 y en agua

los tenemos en un fichero de texto ordenados convenientemente, elegiremos la opción “Desde

fichero” y mantenemos la selección “Horas”. A continuación pinchamos en el botón

“Importar”, abriéndose una ventana de diálogo donde nos pide la ubicación del fichero.

El fichero debe tener el siguiente formato: los valores de consumo horarios deben estar

ordenados en filas Habrá 8760x4 = 35040 filas. Hay 4 grupos de 8760 filas, correspondientes

al consumo de AC, DC, H2 y agua. 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, en W, la segunda fila el consumo AC del día 1 de enero,

1h ... hasta la fila 8760 que corresponde a las 23 h del 31 de diciembre), después las 8760 filas

correspondientes al consumo horario DC (W), a continuación las 8760 filas del consumo

horario del H2 (kg/h) y finalmente las 8760 filas del consumo de agua desde depósito (m3/h).

La separación decimal debe ser siempre punto, no coma.



En el caso de disponer de los datos en minutos, seleccionaremos “Minutos (60 por fila)” o

bien “Minutos (1 por fila)”, dependiendo de qué fichero dispongamos.

Si pinchamos en “Minutos (60 por fila)” debemos disponer de un fichero en el que tengamos

8760 x 4 = 35040 filas, cada fila corresponde a 1 hora, igual que en el caso anterior, pero en

cada fila hay 60 datos correspondientes a los 60 minutos de cada hora.

Si pinchamos en “Minutos (1 por fila)” necesitamos un fichero en el que tengamos 8760 x 60

x 4 = 2102400 filas, cada minuto en 1 fila.

Añadir consumo

Una vez generado el consumo (mediante el botón Generar) o importado el consumo, se puede

añadir consumo tanto AC, como DC, H2 o agua, mediante el botón “Añadir consumo de”,

donde se debe especificar el consumo a añadir (ver figura siguiente).



En el ejemplo, cuando se pinche en “Añadir consumo de” se añadirá 100 W AC durante 10

minutos desde las 5 de la mañana del día 3 de enero, y se repetirá cada día hasta el último del

año. Si no se pinchase en “Repetir”, solo se añadiría para el 3 de enero.

Pestaña COMPRA / VENTA E:

En esta pestaña se definen las opciones de compra de energía eléctrica a la red AC, venta de

energía eléctrica sobrante a la red AC, disponibilidad de la red AC, prioridad del suministro de

la energía no cubierta por las renovables (Almacenamiento/Generador o bien Red AC) y venta

del hidrógeno sobrante en el tanque de H2 (diferencia entre hidrógeno al final y al principio

del año).

Si se permite la compra a la red AC, se comprará energía eléctrica a la red AC cuando hay

energía que no haya podido servir las fuentes renovables (en el caso de prioridad de energía

no cubierta por las renovables mediante Red AC) o en el caso de que el sistema autónomo

(fuentes renovables, almacenamiento, generador AC y pila de combustible, en su caso) no

haya podido servir toda la demanda (en el caso de prioridad de energía no cubierta por las

renovables mediante Almacenamiento/Gen.). También, en el caso de sistemas con baterías

conectados a la red, durante las horas en que el precio de la electricidad es barato se compra

energía de la red para suministrar el consumo y cargar las baterías.

Se vende energía eléctrica a la red AC cuando hay energía que no se puede aprovechar por el

sistema autónomo, ni si quiera almacenarla. También, en el caso de sistemas con baterías

conectados a la red, durante las horas en que la electricidad es cara, las batearías se descargan

para suministrar el consumo y, si está permitido, se inyecta energía a la red.



- Disponibilidad red AC (Solo en versión PRO+):

A la derecha está el botón .

Mediante este botón se accede a la ventana siguiente, donde se puede seleccionar la

disponibilidad horaria de la red la misma para todos los días (por defecto) o desde fichero.

- Si se selecciona “Horaria, todos los días igual”: de las casillas horarias de debajo, si

una casilla está marcada indica que la red está disponible en esa hora todos los días del

año; si no está marcada indica que no está disponible.

- Si se selecciona “Desde fichero…”: se importarán los datos desde fichero, el fichero

debe tener 8760 filas (una para cada hora del año), en cada fila debe haber 1 o 0. El

valor 1 indica red disponible en esa hora del año; el valor 0 indica no disponible.

- Si se selecciona “Generación aleatoria…”: Aparece un campo de texto para indicar el

porcentaje de tiempo de no disponibilidad. A continuación hay que pinchar el botón

“Generar” y se genera aleatoriamente dicho porcentaje.

En cada hora del año, si la red está disponible, en el caso de que falte energía se podrá

comprar la energía necesaria de la red (en el caso de que esté habilitada la compra) y se podrá

vender a la red en el caso de que sobre energía y esté habilitada la venta.

Si se activa la opción “Si la prioridad es Red AC y la potencia….”:



Implica que si se elige como prioridad la red AC para suministrar la energía no servida por las

renovables (ver debajo), en los casos en que la potencia máxima de las renovables

(fotovoltaica+eólica) sea menor a un determinado porcentaje de la máxima demanda de

potencia, entonces cuando la red esté disponible cargará las baterías.

Esta opción es interesante marcarla, ya que en los casos en que la potencia renovable instalada

sea baja (o no haya fuentes renovables), las fuentes renovables no serán capaces de cargar

correctamente las baterías, por lo que deberá hacerlo la red AC.

Con el botón “Gráfica” se puede visualizar la disponibildiad de la red AC. Pinchando en

“Aceptar” se aceptan los cambios y volvemos a la pantalla del consumo”.

En la versión EDU la disponibilidad de la red AC es total (todas las horas del año, sin

posibilidad de cambiarlo).

- Prioridad para el suministro de la energía no cubierta por las renovables (Solo en

versión PRO+):

Si tenemos seleccionado “Almacenam./Gen.”: en el caso de que las fuentes renovables no

puedan cubrir toda la demanda en un determinado periodo de tiempo, dicha demanda se

cubrirá prioritariamente por las Baterías / Generador AC /Pila de combustible (en el orden

que establezca la estrategia de control). Si no puede cubrirse toda la demanda y se permite

la compra de energía a la red AC y la red está disponible durante ese periodo de tiempo, la

demanda todavía no cubierta se suministrará mediante la red AC.

Si tenemos seleccionado “Red AC”: en el caso de que las fuentes renovables no puedan

cubrir toda la demanda en un determinado periodo de tiempo, dicha demanda se cubrirá

prioritariamente por la red AC (si se permite la compra de energía a la red AC y la red está

disponible durante ese periodo de tiempo). En el caso de que la red AC no pueda cubrir

toda la demanda durante ese periodo de tiempo, la demanda restante se cubrirá mediante



las Baterías / Generador AC /Pila de combustible (en el orden que establezca la estrategia

de control).

- Comprar a la red AC la Energía No Servida:

Marcando esta opción, al hacer las simulaciones, toda la energía que las fuentes renovables o

bien el sistema entero (dependiendo de la prioridad expuesta anteriormente) 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, si en la pantalla principal del software hemos definido la energía no

servida como la que no sirve todo el sistema autónomo, 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.



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 (Solo en versión PRO+), 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).



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.

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.

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

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). Existen distintas metodologías de

balance neto, expuestas en el artículo [39]. 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.

El “coste del servicio de balance neto”, es el precio de la energía que interviene en el balance

neto (energía adquirida con cargo a los derechos de consumo diferido) (€/kWh) y debe

colocarse en la casilla siguiente:

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:



Respecto a la legislación en España, El Real Decreto 900/2015 regula el Autoconsumo con

conexión a red. Para los casos contemplados en la modalidad 1 (menos de 100 kW de potencia

contratada, Potencia instalada de generación menor o igual a la potencia contratada y mismo

titular del consumo y generación), si la potencia instalada es menor de 10 kW no se aplica

peaje fijo ni variable por la energía autoconsumida (peaje de respaldo), pero tampoco se

remunera la inyección a la red.

La simulación para un caso de modalidad 1, potencia contratada 3,45 kW, tarifa 2.0A,

potencia fotovoltaica menor de 3,45 kW, se realizará con iHOGA mediante los siguientes

ajustes (ver figura siguiente):

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). En función del contrato de suministro, se indicará un

coste fijo (en el ejemplo 0,06 €/kWh) o precio horario.

o El coste del término de potencia sería 38,0434 €/kW/año·3,45kW = 131,25 €/año. Sin

embargo aquí vamos a incluir todos los costes fijos, por lo que le añadiríamos el alquiler

del equipo de medida (0.026428€/día*365días =9,65 €/año) y el margen de

comercialización (4 €/kW/año·3,45kW = 13,8 €/año). En total coste fijo de 154,7 €/año.

o El peaje de acceso será el que marque la normativa, en este caso 0,044027 €/kWh.

o El precio del kWh de VENTA es 0.

o El peaje de cesión de energía es 0.

o El peaje de respaldo es 0.

o El coste del servicio de balance neto es 0.

o Se debe elegir la opción “SIN BALANCE NETO”

o El porcentaje de impuestos para costes será el que se aplica a la factura eléctrica

(impuesto electricidad 5,11269632% + IVA 21% -> total de 27,186%); el porcentaje de

impuestos para venta es indiferente (no se remunera la inyección de energía a la red).



Respecto a otros casos posibles, como los borradores de los decretos de autoconsumo que

finalmente no se aprobaron, se modelarían según sigue:

- Balance neto energético por periodos horarios (primer borrador RD autoconsumo):


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 peaje de acceso será el que marque la normativa, se colocará en su casilla.

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, se colocará en su casilla.

o Se debe elegir la opción “BALANCE NETO COSTE ANUAL”


(impuesto electricidad + IVA); el porcentaje de impuestos para venta será el mismo.



- Sin balance neto (segundo borrador RD autoconsumo)



o El peaje de acceso será el que marque la normativa.

o El precio del kWh de VENTA es 0.

o El peaje de cesión de energía es 0.

o El peaje de respaldo será el que marque la normativa (segundo borrador del RD

autoconsumo).

o El coste del servicio de balance neto, en su caso, se colocará en su casilla

o Se debe elegir la opción “SIN BALANCE NETO”


(impuesto electricidad + IVA); el porcentaje de impuestos para venta es indiferente (no se

remunera la inyección de energía a la red).

- Vender el H2 que sobra (el que se ha acumulado en el tanque de H2, 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.

- 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 pasos de”:

En la ventana de CONSUMO/RED, en la parte inferior izquierda está el botón

, 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, en azul oscuro AC, en verde DC, en rojo H2 y en azul claro AGUA. Se puede

visualizar en pasos temporales de entre 1 y 60 minutos. Respecto al consumo de H2 (kg/h)

aunque los datos introducidos son en kg de H2, para poder representarlo conjuntamente con

los consumos eléctricos, se convierte a potencia (W) multiplicando por el Poder Calorífico

Superior del H2 (PCS), que son unos 39000 Wh/kg. En el consumo de agua (m3/h) se

representa la potencia que durante ese intervalo previamente ha hecho falta para bombear

(desde el pozo o río hasta el depósito) el caudal de ese intervalo.

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”.



También se pueden exportar los valores horarios generados (o importados), pulsando el botón

“Exportar” (arriba dcha.)

Aparece una pequeña ventana donde hay que indicar el formato de los datos a exportar, en

datos horarios: 8760 h filas x 4 tipos de datos (AC, DC, H2, Agua) = 35040 filas, o bien datos

en minutos, 60 por fila (8760 x 4 filas, en cada fila 60 datos) o 1 minuto por fila (8760x60x4 =

2102400 filas). A continuación, nos pide el nombre y la ubicación del fichero 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. Para ello, seleccionamos con el botón izquierdo del ratón una celda y a

continuación, botón derecho y “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.



Una vez que tengamos definidos los consumos, pulsar en el botón “Aceptar” y volvemos a la

pantalla principal.



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 (+ hemisferio norte, - hemisferio sur) y longitud (+ Este, - Oeste), así

como inclinación (º) y azimut (º respecto del sur) de los paneles y reflectividad del suelo.

La latitud y longitud se puede obtener de un mapa web (necesaria conexión a internet)

pinchando en “Localizar en mapa”.

Localizar en mapa solo en versión PRO+

Para poder localizar un lugar en el mapa es necesario tener una clave (credencial) de Google

Maps JavaScript API. Si no dispone de una puede obtenerla gratuitamente en:

https://developers.google.com/maps/documentation/javascript/get-api-key?hl=ES

https://developers.google.com/maps/documentation/javascript/get-api-key?hl=ES



Puede ver cómo se realiza el proceso de obtener la clave API en:

https://www.youtube.com/watch?v=3i3p72ulC4c

Es importante no incluir ninguna restricción en la clave de API, ya que si se introduce alguna

restricción es posible que no funcione en este programa.

La primera vez que se pincha en “Localizar en mapa” aparece el panel siguiente:

Una vez que se disponga de una credencial, introdúzcala en el campo de texto y pinche en

“Aceptar credencial” (ya no se pedirá las siguientes veces).

Si más adelante quiere cambiar la credencial, abra con el Bloc de Notas el archivo

“Map.html” que se encuentra dentro de la carpeta “Map” (la cual está en el

directorio de instalación del programa) y elimine las dos últimas líneas:

La próxima vez que intente localizar en mapa le pedirá que introduzca la credencial.

A continuación se abre una ventana en el navegador web donde debemos pinchar en la

localización que nos interesa y a continuación pinchar el botón “Confirmar” (ver figura

siguiente).

https://www.youtube.com/watch?v=3i3p72ulC4c



Después de pinchar “Confirmar” en la web, volvemos a iHOGA y pinchamos en “Descargar

datos NASA”, apareciendo una pequeña ventana donde podemos indicar los datos que

queremos descargar:

- Irradiación media mensual (kWh/m2) -> Se actualizarán los datos en la pantalla de

irradiación.

- Temperatura media mensual (ºC) -> Se actualizarán los datos en las pantallas de los

paneles fotovoltaicos y de los aerogeneradores, para tener en cuenta el efecto de la

temperatura en la producción fotovoltaica y eólica.

- Velocidad del viento media (a 10 m, considerando la rugosidad que se indica en la pantalla

del viento, o a 50 m) -> Se actualizarán los datos en la pantalla de viento.

- Parámetro de forma Weibul de la velocidad del viento (obtenido por iHOGA a partir de la

probabilidad del viento a 50 m ) -> Se actualizarán los datos en la pantalla de viento.



- Altitud sobre el nivel del mar -> Se actualizarán los datos en la pantalla de los

aerogeneradores, para considerar el efecto de la altitud.

- Días de autonomía (máximo número de días sin sol en un determinado periodo, por

defecto en 14 días seguidos) -> Se actualizarán los datos en la pantalla de restricciones

(mínimo número de días de autonomía) y en la pantalla principal, en

PREDIMENSIONAR, el número de días de autonomía para predimensionar el

almacenamiento.

Aunque no utilicemos la web para obtener la latitud y longitud, si conocemos los datos

numéricos de dichos valores y los introducimos en sus campos de texto, podemos obtener de

la NASA igualmente los datos meteorológicos pinchando en “Descargar datos NASA”

(necesaria conexión a internet).

Es posible que las bases de datos de la NASA den problemas de descarga. En ese caso, se

puede utilizar la base de datos local pinchando en el botón “Obtener datos de BD local”

(tendremos que haber instalado previamente la base de datos local).

También podemos introducir los datos de irradiación a mano, sin descargarlos de la NASA.

En ese caso hay más posibilidades de formatos de datos:

La fuente de los datos de irradiación puede ser en forma de datos diarios medios mensuales

(“Irradiación diaria media mensual”), o bien en datos de todo un año, en intervalos horarios o

en minutos (“Desde Fichero”).

Datos medios mensuales:

En el primer caso (por defecto), podemos elegir el formato de los datos diarios medios

mensuales en el desplegable:



Por defecto está el formato “Irradiación superf. Horiz (kWh/m2)”, pudiendo elegirse también

“Índice de Claridad” u “Horas sol diarias”.

Elegiremos también si queremos realizar el cálculo de la irradiación horaria sobre la superficie

inclinada mediante el método de de Graham (1990) [19], que conlleva variabilidad estadística,

o mediante el modelo de Liu y Jordan, 1960 [20] y Hay y Davis, 1978 [21] y Rietveld [22],

utilizando distintas correlaciones: Liu and Jordan (1960) [20], Collares-Pereira (1979) [23] y

Erbs et al (1982) [24].


En el caso de haber elegido la fuente de datos “Desde fichero”, podemos elegir entre:

- Horas (sup. horiz. en kWh/m2): el fichero debe tener valores de irradiación sobre

superficie horizontal, en kWh/m2 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.

- Minutos- 60 por fila (sup. inc. en kWh/m2): Habrá 8760 filas (una para cada hora), cada

fila tendrá 60 columnas, una por cada minuto. Los datos de irradiación de cada minuto

serán para la superficie inclinada, en kWh/m2.



- Minutos- 1 por fila (sup. inc. en kWh/m2): Habrá 8760 x 60 filas (una para cada minuto de

cada hora). Los datos de irradiación de cada minuto serán para la superficie inclinada, en

kWh/m2.

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).

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.

Botón “Inclinación óptima”: Solo en versión PRO+

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 (puede llegar a un minuto, sea paciente) se obtiene la siguiente pantalla..

En algunas ocasiones, la barra de progreso se detiene y parece que el programa no responda,

tenga paciencia y espere hasta que aparezca la pantalla siguiente. Si no aparece la pantalla

siguiente, sino que aparece la pantalla principal del programa, pinche en el icono de iHOGA



de la barra de tareas de Windows (parte inferior de la pantalla del ordenador) y aparecerá la

pantalla que se muestra a continuación

En esta pantalla 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 el ejemplo, 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 peninsular diciembre,

cuyo valor es del orden de 60º). Sin embargo, si la utilización del sistema es únicamente en un

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: Solo en

versión PRO+

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:

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.



Variabilidad de la irradiación intrahoraria:

iHOGA calculará la irradiación horaria (en el caso de tener los datos medios mensuales) y

después la irradiación para cada minuto. Para calcular los valores de irradiación de cada

minuto, iHOGA utiliza un modelo de función autorregresiva de primer orden basado en el

utilizado por el software Meteonorm [25], necesitando definirse el factor de correlación y la

desviación típica:

Botón “Calcular”:

Tras introducir todos los datos, podremos pulsar en el botón “Calcular”, y el programa

generará los valores horarios y de cada minuto 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 en pasos de”:

Pulsando el botón “Gráfica en pasoso de… minutos” podemos ver la gráfica de irradiación

sobre la superficie inclinada en los pasos temporales que definamos (entre 1 y 60 minutos) que

ha calculado el programa, en verde. Si elegimos la visualización en pasos temporales de 1

hora se visualiza además la irradiación sobre superficie horizontal (rojo).

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.



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, en formato de valores horarios o de

valores de minutos (60 por fila o 1 por fila). El segundo exporta los valores horarios de

irradiación sobre superficie horizontal.

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, en formato horario.

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 y de cada minuto sobre

superficie horizontal, al pulsar “Aceptar” la irradiación horaria y de cada minuto sobre la

superficie inclinada se multiplica por dicho factor, y esa será la irradiación que utilizará el

programa en los cálculos de la producción fotovoltaica.

Finalmente, pulsando el botón “Aceptar” volvemos a la pantalla principal del programa.



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 (valores en m/s, horarios o

en minutos). 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.

Igual que en el caso de la irradiación, se pueden importar los datos medios mensuales de la

web de la NASA (junto con el parámetro de forma de Weibul), mediante el botón “Descargar

datos NASA”, si bien previamente se habrá indicado la latitud y longitud, o se habrán

obtenido sobre el mapa web. Antes de descargar los datos de la NASA, si se van a descargar

los datos de viento a 10 m de altura, hay que indicar el tipo de terreno (rugosidad),

seleccionando la clase en el desplegable:



Si no funcionan las bases de datos de la NASA, podemos obtener los datos meteorológicos

utilizando el botón “Obtener datos de BD local” (tendremos que haber instalado previamente

la base de datos local).

Altura de la medición:

En el caso de descargar datos de la NASA, la altura de la medición se colocará

automáticamente al descargarlos (10 o 50 m). En el caso de indicar los datos medios

mensuales manualmente o en el caso de importar hay que indicar 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.

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 y de cada minuto (útil para comparar

distribuciones de viento proporcionales), no confundir con el factor de escala de la

distribución de Weibull.


Si disponemos de datos horarios (m/s) o incluso de minutos, los introduciremos desde fichero,

eligiendo el tipo de fichero (8760 filas de valores horarios o bien 8760 filas de 60 valores cada

una del viento de cada minuto o bien 8760x60 filas de valores del viento de cada minuto)

mediante el botón “Importar”. En el directorio del programa iHOGA, hay una carpeta

llamada “Viento”. En ella hay ficheros de viento horario, entre ellos el de Zaragoza. La

separación decimal debe ser punto, no coma.



En el caso de que el fichero sea horario, 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 Solo en versión PRO+:

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 o *.wnd: 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.

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, podemos importar los datos medios

mensuales de la NASA o incluir los datos a mano.

En el caso de utilizar “Valores mensuales”, hay dos posibilidades:

- Valores de velocidad media mensual

http://www.windygrid.org/software/#page=page1



- 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 [26].



Después se obtiene los datos de cada minuto, utilizando un modelo de función autorregresiva

de primer orden, usando el mismo factor de correlación y la desviación típica dentro de cada

hora que se indica en su casilla. En la parte derecha de la pantalla 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 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 [40][41], 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 [26]

(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.



A continuación se explican estos parámetros [41].

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.



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.



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.



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.

Botón Exportar:

Los valores de viento horario se pueden exportar mediante el botón “Exportar”, en opción

horaria o de minutos.

Botón “Gráfica: pasos de”

El botón “Gráfica: pasos de… “ minutos permite ver los valores del viento en el paso

temporal que se defina.

Información tiempo calma:

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.



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.



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.



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…).



Componente “Zero”:

En cada tabla hay un componente “Zero”, 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 . Cuando una casilla se está editando, en el navegador se habilitan los

componentes . 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”.



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.



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 aparece un solo tipo de panel, que se puede modificar, eliminar o añadir otros.

Datos paneles:

Cada panel que se considerará en la optimización se parametriza en una línea de la tabla. Los

parámetros son:

El nombre

La Tensión nominal, Vn (V). Lo habitual es que los paneles utilizados en sistemas

aislados 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

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, Isc (A)

La Potencia nominal pico, Pn (Wp)

El Coste de adquisición (€), donde puede añadirse el coste proporcional del soporte

donde van montados.

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”.

Peso (kg).

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:

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 . Cuando una casilla se está editando, en el navegador se habilitan los

componentes . 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 que aparece en la tabla, 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 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 intervalo de tiempo 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>1) 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. Por tanto el número de paneles en serie necesarios es:

Npaneles_serie= VbusDC/Vn_panel

En este caso la corriente que un panel fotovoltaico se calcula como sigue (ver figura siguiente,

gráfica izda, obtenida de [34]):

Donde G(t) es la irradiancia sobre la superficie de los paneles, en kW/m2.



La potencia que entrega el generador fotovoltaico, formado por Npaneles_serie*

Npaneles_paralelo es, considerando una reducción debido al factor de seguridad elegido FS:

P=Isc*G*Vn_panel*Npaneles_serie*Npaneles_paralelo/FS

En este caso la producción depende poco de la temperatura ambiente (salvo para valores

extremos de temperatura, ver figura anterior, gráfica derecha, obtenida de [34]:).

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.

MPPT solo en versión PRO+

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…) el cálculo de los paneles en serie se puede realizar 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

8760 datos desde archivo (incluyendo un archivo de temperaturas generado por

Windfreedom).

Si se introducen datos medios mensuales y está marcada la casilla “Erbs model”, la

temperatura de cada hora se calcula según el modelo propuesto por Erbs et al. 1983 [27].

(figura siguiente) utilizando datos de irradiación (hay que previamente haber calculado la

irradiación en su pantalla).



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):

El número de paneles en serie en ese caso debe definirse aquí, no tiene por qué ser el mismo

que en el caso de que el generador fotovoltaico fuese conectado al bus DC.

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.

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).



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

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. Los cambios se actualizan directamente en la pantalla del

recurso eólico, donde también se puede definir la rugosidad.



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:

HLTT o ·

donde T es la temperatura (K) a la altura sobre el nivel del mar H (m), T0 es la temperatura

estándar 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 [11][16]:

RL

gM

o

oT

HLPP

·1

TR

MP

··1000

·

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)

g aceleración de la gravedad, 9,80665 (m/s2)

L Tasa de variación de la temperatura, 0,0065 (K/m)

http://es.wikipedia.org/wiki/Organizaci%C3%B3n_de_Aviaci%C3%B3n_Civil_Internacional

http://es.wikipedia.org/wiki/Organizaci%C3%B3n_de_Aviaci%C3%B3n_Civil_Internacional



R Constante de los gases ideales, 8,31432 (J/mol·K)

M Peso molecular del aire seco, 28,9644 (g/mol)

Teniendo en cuenta la ley de los gases ideales:

T

T

P

P 0

00

·

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:

HLT

T

T

HL RL

gM

o ··

·1

0

0

0

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 tienen por qué ser 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. Si se ha descargado los datos de la NASA, tanto en la pantalla de paneles como en

la de los aerogeneradores los datos son los mismos.

En el caso de datos medios mensuales, se puede utilizar el modelo de Erbs et al. 1983 [27].

(hay que previamente haber calculado la irradiación en su pantalla).

En este caso la relación /0 se calcula según la siguiente ecuación:



amb

RL

gM

o T

T

T

HL 0

0

··

1

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 100

kW, otro de 200 kW, 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.



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.

Si la turbina es DC, irá colocada 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 la turbina

siempre representada en el bus AC, aunque esto es solo una representación, es decir, si la

turbina elegida en una determinada combinación de componentes es DC irá por supuesto en el

bus DC.



Otros datos:

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 CO2

equivalente por cada kWh de energía generado. No obstante este valor suele ser muy bajo,

cercano a 0.



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.

Se puede considerar en la tabla tanto baterías de plomo como de litio, e incluso ambos tipos

pueden estar en 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 (C10), 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 o incluso C100.

Tensión nominal, Vn (V)



Coste de adquisición (€)

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.

Ciclos de vida en función de la profundidad de descarga

Tipo (Baterías de Plomo-ácido denotadas por “Pb” o “LA” o baterías de Litio “Li”)

Para cada batería debemos indicar el número de ciclos de vida (Ciclosi) para cada porcentaje

de profundidad de descarga (Profi en %), que se representa en la gráfica en color rojo.

Los fabricantes de baterías de plomo suelen indicar la curva ciclos de vida frente a

profundidad de descarga.



Si no se conoce, y se conoce los ciclos que la batería puede realizar a una determianda

profundidad de descarga, por ejemplo se conoce Ciclosk =2000 para Profk =80% (k=8), el

resto de datos de Ciclosi (i=1…9) se pueden obtener según:

Ciclosi = Ciclosk · Profk / Profi

En el caso del ejemplo:

Ciclos1 = Ciclos8 · Prof8 / Prof1 = 2000*80/10=16000









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 = Eciclada_media (kWh) ·1000 / (Cn (Ah) · Vn (V))

Donde:



Eciclada_media (kWh)= Σ Eciclada_i (kWh)/9

Este valor aparece bajo la gráfica.

Podemos importar 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.


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 gráfico de los ciclos de descarga debemos indicar 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” podemos volver 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

En el caso de baterías de plomo-ácido, 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 (utilizado por Schuhmacher en 1993) [28], Modelo KiBaM (Manwell y

McGowan, 1993) [29], modelo Copetti (Copetti et al., 1993 y 1994) [30][31], Modelo Schiffer

(Schiffer et al., 2007) [18].

Por defecto el modelo de baterías es el modelo Ah, el más sencillo.



Si está marcado “Li siempre Ah” significa que si se están considerando baterías de Litio en

una determinada simulación, se usará el modelo Ah aunque esté marcado aquí otro modelo

(que serviría para baterías de plomo).

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 los datos que utilizarán los

reguladores de carga de las baterías (que en algunos casos van integrados en el inversor-

cargador) 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).

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:

Solo en versión PRO+

Si existe un controlador asociado al regulador de carga/descarga de las baterías que puede

arrancar el generador diesel automáticamente (normalmente en el caso de inversor-cargador),

algunos tipos permiten que el generador cargue las baterías hasta el 95% del SOC (u otro

valor) cada cierto número de días o cada un determinado número de ciclos completos

equivalentes. En ese caso, marcar la casilla de la parte inferior (los cambios en esta casilla y

en estos valores se actualizan en la misma información que hay en la pantalla principal 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 se los

introducimos directamente.



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 Cmax.

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 Cmax (Ah), además de la

cuarta columna, que se mantiene. En este caso, el fabricante de la batería debería habernos

suministrado dichos valores.

3.10.4. Modelo de baterías Schiffer. Solo en versión PRO+

Si se elige el modelo Schiffer, las baterías de plomo-ácido 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 botón “Datos Regulación”, el botón

“Datos Bat. Schiffer”, que al pincharlo nos muestra la ventana siguiente.

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, las

denominadas SLI modificadas son similares).



El software carga los datos de las baterías utilizadas en el artículo de (Schiffer et al., 2007)

[18], 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 [42] o Lander 1956 [43]. 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:

3.10.5. Modelos de vida de las baterías de plomo

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

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) [32], utilizado por programas con simulación

más precisa (como HYBRID2) [33]. En la versión 2.2 se añadió el método propuesto por

Schiffer et al [18], modelo mucho más preciso, que incluye el envejecimiento por corrosión

(puede verse una comparativa de los distintos modelos en [34], 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).

Para las baterías de plomo, se puede elegir la estimación de la vida de las baterías según los

Ciclos Equivalentes o según el modelo de Rainflow, o según el modelo de envejecimiento de

Schiffer (este solo si se ha seleccionad el modelo Schiffer en los modelos de baterías).

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 CF frente a profundidad de descarga) 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.

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.

3.10.6. Modelos de vida de las baterías de litio. Solo en versión PRO+

En el caso de baterías de litio, además de los modelos de vida de los Ciclos Equivalentes y del

método del Conteo de Ciclos o Rainflow, se puede elegir otros tres modelos de vida

específicos para baterías de litio: dos modelos para las baterías LiFePo4/grafito (Wang et al.,

2011 [35]; Grot et al., 2015 [36]) y otro modelo para baterías LiCoO2/grafito (Saxena et al.,

2016 [37]).

En el caso de seleccionar el modelo de Grot et al., si está seleccionada la casilla “Ratios

menores de 1C-> 1C” significa que las cargas/descargas a velocidades menores de 1C se

considerarán como si se hiciesen a 1C. Donde 1C significa la velocidad de carga o descarga



tal que se carga o descarga la batería completamente durante 1 hora, es decir, la corriente en A

es igual a la capacidad en Ah.

En el caso de seleccionar el modelo de Wang et al., si se selecciona la casilla “Ratios menores

límite” significa que los límites del modelo (para utilizar unas u otras ecuaciones) son límites

superiores, si no está seleccionada dicha casilla los límites son intermedios.

3.11 Equipos Auxiliares para la carga de baterías

Pulsando el botón de Componentes “CARGA BAT.” o en el menú Datos accedemos a la

pantalla de los datos de los elementos auxiliares: Regulador fotovoltaico de carga de las

baterías y Rectificador (cargador de baterías, conversor AC/DC utilizado habitualmente por el

generador diésel o gasolina para cargas las baterías).

Regulador fotovoltaico carga/descarga baterías:

Se deben indicar en la tabla los reguladores fotovoltaicos de carga/descarga a considerar (se

supone que los aerogeneradores llevan incorporado su regulador). En los casos de

controladores bidireccionales (inversores bidireccionales o inversores-cargadores) con

regulación de carga de las baterías, se indicarán en la pantalla de los inversores (ver apartado

3.12) y, si en una determinada combinación de componentes se usa un inversor-cargador de

ese tipo, los reguladores de esta tabla no 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 que haya en el sistema (obtenida en la simulación). Si en la tabla no hay ningún

regulador que lo cumpla, se considera uno genérico con los costes de la derecha de la tabla.

En el caso de marcar la casilla , solo se considerará el

primer regulador de la tabla, por lo que su corriente limitará la corriente máxima admisible

por el banco de baterías (salvo que el banco de baterías se cargue mediante el generador AC,

en cuyo caso el límite de la corriente lo fija el inversor-cargador).

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

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).

Las características del control de la carga y descarga de las baterías se visualizan pinchando en

“Datos regulación” (Solo en versión PRO+): 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).

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

(dentro de unos límites), se fijan en la parte inferior de la pantalla. La eficiencia suele ser

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.



3.12 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 e inversores-cargadores.

Algunos componentes comerciales incluye inversor (conversor DC/AC) y cargador (conversor

AC/DC), denominados inversor-cargador o conversor bidireccional.

El inversor es un elemento muy importante que influye mucho 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 e inversores-cargadores:

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.

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. En la última columna se indica el peso (kg).

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”) .

Se puede definir sobrecargas permitidas en el caso de simulaciones con pasos temporales

inferiores a 60 minutos.

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.

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.



3.13 Generadores AC (Diésel, gasolina….)

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), Parámetros de consumo: A

(ud.combustible/kWh) y B (ud.combustible/kWh) y Peso (kg).

Los valores por defecto de A y B son los correspondientes a un generador Diesel según

Skarstein and Ullen, 1989 [44]:

En la gráfica se observa la curva del consumo de combustible para el generador seleccionado:



Consumo (ud.combustible/h) = Pn(kVA)·B + P(kW)·A

Donde Pn es la potencia nominal, en kVA; P es la potencia que está suministrando en un

determinado momento.

La inflación anual esperada del precio del combustible (Infcomb) 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:

Si se marca la casilla , en ese caso, en cada intervalo de tiempo siempre

habrá funcionando un generador más de los necesarios. Por ejemplo, si durante una hora

deben funcionar dos generadores para suministrar la potencia, se hará que funcione un tercero.

Si adicionalmente se marca la casilla , solo se añadirá un generador

más de los necesarios en el caso de que la carga parcial que soporte cada generador (incluido

el extra) sea superior a la potencia mínima; en caso contrario no se añadirá el generador extra.

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.

Se puede indicar sobrecargas permitidas para pasos temporales inferiores a 60 minutos:

También se puede contabilizar una penalización en el consumo durante cada arranque, por

defecto equivalente a 5 minutos funcionando a plena carga:

Además se puede especificar una penalización en los costes de operación y mantenimiento y

en la vida útil por funcionar fuera del rango óptimo:

Estos factores se basan en el artículo [45], donde se observa la siguiente gráfica indicando el

factor extra de mantenimiento y envejecimiento:



3.11 PREDIMENSIONAR.

Después de fijar el consumo, los recursos y los tipos de paneles, aerogeneradores, baterías y

generador AC (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 2,9 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 100 W, 12 V, y la

tension DC del sistema es 48 V (por lo que habrá siempre 48/12=4 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 2900/(100·4) = 7,25, por ejemplo, podríamos

fijar 8 como el máximo número de paneles en paralelo permitido.



-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 3.8 kW, por lo que en la pantalla de

aerogeneradores podríamos incluir un aerogenerador del orden de 1 kW y algún otro del orden

de 2 kW, 3 kW y 4 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

de la pila de combustible 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.



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, aerogeneradores y generadores AC. 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 y para el

número máximo de generadores AC.

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:



3.15 Pilas de Combustible y Electrolizadores. Solo en versión PRO+

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.


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.

Por defecto la pila de combustible y el electrolizador están conectados al bus DC. En la parte

inferior de la pantalla hay 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

Pinchando en la pestaña “Pilas Combustible” de arriba aparece la ventana de las pilas, que

podremos añadir, eliminar o cambiar datos.

Datos de las pilas de combustible:

En la tabla de las pilas de combustible debemos colocar, para cada pila de combustible a

considerar, los siguientes datos: Nombre, Potencia Nominal PN_FC (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: AFC (kg/kWh) y BFC

(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. El consumo para una potencia de salida P (kW) se

obtiene como sigue:

Si P/PN_FC ≤ P max_ef (%):

PAPBCons ·· FCN_FCFCFC



Si P/PN_FC > P max_ef (%):

100

(%)1···

max_ef

N_FC

efFCN_FCFCFC

P

P

PFPAPBCons

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 en la tabla. El Poder Calorífico

Inferior (PCI) del H2 es 33000 Wh/kg, mientras que el Poder Calorífico Superior (PCS) es

39400 Wh/kg.

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 0,004 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 0,004 kg en el

tanque, la pila no podrá generar nada de energía eléctrica durante esa hora (y por tanto no

funcionará durante esa hora).



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.

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

del combustible de la pila (kgCO2 / kgComb.).

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

3.15.2 Electrolizador

Pinchando en la pestaña “Electrolizador” de arriba aparece la ventana de los electrolizadores.



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 0.2 kW para que pueda generar

algo de hidrógeno. En la simulación, si durante una hora determinada no hay más de 0.2 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).



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.



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.

Se puede calcular el IDH considerando el aprovechamiento del exceso de energía,

considerando un factor de exceso aprovechable (por defecto 20%) y un máximo aprovechable

(por defecto el 35% del consumo), siguiendo la metodología expuesta en el artículo [11].

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 [46]. El

empleo creado por fotovoltaica y eólica por defecto está considerado en empleos por MW,

como se consideró en [11].



3.17 Análisis de sensibilidad. Solo en versión PRO+

El análisis de sensibilidad solo puede realizarse para pasos de simulación de 60 minutos.

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.



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.



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



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.



3.18 Análisis de probabilidad. Solo en versión PRO+

El análisis de sensibilidad puede demorarse mucho si los pasos de la simulación son de menos

de 60 minutos, por lo que se recomienda pasos de 1 h.

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, en la

que se han seleccionado las casillas “Analizar la variabilidad del valor medio del consumo”,

“Analizar la variabilidad del valor medio de la irradiación”, “Analizar la variabilidad del valor

medio de la velocidad del viento”, “Analizar la variabilidad del valor medio de la inflación del

combustible”.



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 (e

inflación del combustible) mediante Simulación de Monte Carlo, según la metodología

expuesta en los artículos [15][16]. Cada serie en intervalos temporales de 1 minuto 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) o

inflación del combustible (si hay generador AC).

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:

Cada una de las N series horarias de un año completo (y también en pasos temporales de 1

minuto) (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 horarios 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. Podemos considerar variabilidad horaria, es decir, a cada serie obtenida en cada uno

de los N casos, se le puede añadir una variabilidad horaria (por defecto 0%).

Si se pincha la casilla “Considerar correlación entre las variables” y se pincha en el botón

“Datos correlación” aparece una pequeña pantalla con los datos de la matriz de covarianzas

que relaciona el consumo y los datos meteorológicos. Esa matriz se convierte en la matriz

Cholesky que luego se utilizará para obtener datos aleatorios que sigan las correlaciones

indicadas [16].



Si se selecciona la casilla (abajo dcha.) , y está seleccionado el

modelo Schiffer de baterías, como la simulación se hace durante varios años, cada año tendrá

un valor medio distinto, como se hizo en [16].

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) o un valor aleatorio de inflación del combustible. Estos datos aleatorios

siguen distribuciones normales según los datos indicados.

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.

Si hay seleccionado un método de parada de la simulación de Monte Carlo (por defecto

seleccionada), para cada caso de combinación de componentes y estrategia se pueden evaluar

las N simulaciones o no, dependiendo de si no se alcanzan o sí se alcanzan las condiciones de

parada.

La regla de parada seleccionada por defecto (nivel de confianza para máximo error de la

media) se utilizó en el artículo [16], mientras que el criterio de parada del error estándar

relativo se utilizó en [15].



Una vez finalizada la optimización, para cada resultado de combinación 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.

Las combinaciones de todos estos casos para cada variable involucrada en el análisis de

sensibilidad los evalúa iHOGA (casos característicos), y el usuario puede seleccionar qué

combinación de casos se visualizará en la pantalla de simulación.

Por defecto se visualizará la simulación del caso medio, pero se pueden fijar otros casos para

visualizar su simulación. 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 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.

Si se selecciona la casilla , en el caso a visualizar

en la simulación se incluirá la variabilidad horaria. Si no está seleccionada dicha casilla, en el

caso a visualizar en la simulación no se incluirá variabilidad horaria.

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:



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 no se selecciona la casilla

, no se actualizarán los

resultados.

Si se selecciona la casilla , cuando

se pinche el botón de simulación solo se considerarán los N casos de la simulación de Monte

Carlo, no los adicionales de los casos característicos.



4. OPTIMIZACIÓN 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, antes de recalcular 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

hasta el momento, del tiempo transcurrido y del tiempo restante.

Desaparece el esquema del sistema y aparece una tabla donde se irán recogiendo los

resultados de la optimización. Si se utiliza el método de los algoritmos genéticos (porque no

se ha permitido suficiente tiempo como para evaluar todas las combinaciones posibles), en el

caso de optimización mono-objetivo se recoge en cada fila la mejor solución de cada

generación (la mejor obtenida está en la última fila), 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 multi-

objetivo.

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.

En el caso de la optimización mono-objetivo hay un único objetivo: minimizar el coste total

VAN.

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).



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 obtenida en 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 diario 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 de la energía suministrada a lo largo de la vida útil (€/kWh). Estos

valores, además de muchos otros, se observan también en la tabla.

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 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, significa que en su generación ninguna

solución cumplía con las restricciones. 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 el esquema de los

componentes o la tabla de resultados .



En el caso de haber seleccionado en la pantalla principal, en la pestaña “DATOS

GENERALES” el campo “Comparar con Método Mes Peor (PV-only)”, hubiese aparecido en

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 (salvo que antes se cumpla la regla de parada de la simulación de Monte

Carlo). En este caso, los resultados visualizados en la tabla y los guardados en la tabla Excel

(ver a continuación) serán los valores medios de las N series.

Guardar Tabla Excel:

En cualquier caso, 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.



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.

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.

En el caso de la optimización multi-objetivo se pretende minimizar (o maximizar) distintos

objetivos simulatáneamente.

En este caso, si tenemos seleccionado “Ver solo No dominadas” (pantalla principal, pestaña

“OPTIMIZACIÓN”), 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 todos los objetivos

mejores).

Si no lo seleccionamos, se verán todas las soluciones evaluadas del algoritmo principal,

ordenadas según el número de soluciones que las dominan.

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-emisiones-

energía 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

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 se obtiene 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 multi-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 dominadas, 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).



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 que se obtiene al pinchar en el botón “Ver parámetros” de la

pestaña “DATOS GENERALES” de la pantalla principal (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 utilizará 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,

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.



4.4 Tabla de resultados.

En el caso de haber utilizado los algoritmos genéticos, en la tabla pueden verse todas las

características y parámetros de la mejor solución de cada generación, ordenados de la 1ª a la

última generación (el mejor resultado obtenido es el de la última generación, que está en la

última fila de la tabla).

En el caso de haber utilizado el método enumerativo (se han evaluado todas las

combinaciones posibles), en la tabla pueden verse todas las características y parámetros de las

N mejores soluciones, ordenados de la mejor a peor (la mejor está la primera de la tabla).

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 multi-

objetivo. 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 paneles en

serie x ramas de paneles en paralelo x potencia de cada panel, inclinación, número de baterías

en serie x ramas de baterías en paralelo x capacidad de cada batería, número de generadores

AC en paralelo x potencia de cada generador AC, etc).



Las columnas en color rojo son de costes. En el caso de optimización de los componentes y

también de la estrategia de control, además de la segunda columna que indica el coste total del

sistema “C. total (VAN) (€)”, existe la columna “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.

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 (Etotal), Energía generada por las fuentes renovables (Eren) (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 (Epv), Energía generada por los

aerogeneradores (Ew), Energía generada por la turbina hidráulica (Et), Energía en exceso

(Eexcseo) (que no se ha podido aprovechar), Energía vendida a la red AC (E venta) (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 (E compra), Energía de carga (energía que entra en las baterías, E carg.

bat.) y descarga de las baterías (energía que sale de las baterías, E desc. bat.), Energía eléctrica

consumida por el electrolizador (E eliz.), Energía eléctrica generada por el generador AC (E



gen.) y Energía eléctrica generada por la pila de combustible (E FC). Todos los valores de

energía son anuales.

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.

Después vienen columnas en negro que indican las horas anuales de funcionamiento del

generador AC (incluyendo los minutos extra equivalentes debido a los arranques y el

envejecimiento extra por funcionar fuera del rango óptimo), la vida estimada para las baterías

(en años), las horas anuales de carga y descarga de las baterías, así como las horas de

funcionamiento de la pila de combustible y el electrolizador.

Después vienen columnas rojas con costes anuales (€/año): C. comb. Gen (€/año) es el coste

de combustible del generador AC, C. fuel Pila (€/año) es el coste del combustible de la pila de

combustible (en su caso), E. compra (€/año) es el coste de la energía comprada a la red AC,

Venta E (€/año) son los ingresos por energía vendida a la red (valor negativo, por ser

ingresos), Venta H2 (€/año) son los ingresos por vender H2.



A la derecha del todo de la tabla están las columnas también en rojo que indican los costes

totales asociados a cada uno de los elementos del sistema, trasladados al momento inicial de la

inversión (VAN): C. Pan (VAN) (€) es el coste total a lo largo de la vida útil del sistema

asociado con el generador fotovoltaico; C. Bat. (VAN) (€) es el coste total a lo largo de la vida

útil del sistema asociado con el banco de baterías, etc.. El coste a lo largo del periodo de

estudio por compra de energía a la red “E compra (VAN) (€)”, este coste incluye el coste por

el peaje de acceso de toda la energía consumida de la red así como el coste del servicio de

balance neto (imputable a la energía involucrada en el balance neto, es decir, la consumida

con cargo a los derechos acumulados) y por el peaje de respaldo de la energía autoconsumida,

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 valores negativos porque son

ingresos y no costes. En el caso de balance neto realmente el coste para el consumidor-

generador será la resta de ambas columnas (E compra – E venta). 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.

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.



Pestaña “Simulación Horaria”.

Si el modelo de baterías es distinto del de Schiffer, se ve la simulación el funcionamiento

durante 1 año, en los pasos temporales que se hayan utilizado en la optimización. Si el modelo

es el de Schiffer, se ve la simulación durante la vida útil de las baterías.

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 potencias suministradas o consumidas por los elementos del sistema se refieren al eje

izquierdo de la gráfica (potencia, W). Los parámetros del estado de carga (SOC) de las

baterías se refieren al eje derecho (energía, Wh).



En el caso del consumo de H2, se visualiza la energía del tanque de H2 que hay en cada

momento (Wh, referido al eje izdo.), se ha convertido a energía multiplicando por los kg

disponibles en cada momento de hidrógeno por 39400 Wh/kg, siendo este valor el PCS del H2.

En ese caso también se muestra el valor de la variable H2TANKstp, también convertido a Wh.

En el caso del consumo de agua, se representa la potencia necesaria de bombeo previo para

haber bombeado previamente ese agua que se consume en cada instante desde el pozo o río

hasta el depósito.

Se representa el valor de cada variable para cada intervalo de tiempo. Si el intervalo temporal

es 1 h y por ejemplo el 1 de enero a las 0 h el generador AC da 0 W y a las 1 h da 2000 W (es

decir, 2000 W durante 1 h), esto se representa mediante una rampa, que parte de 0 W a las 0 h

y llega a 2000 W 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 H2 (convertido a

PCS del H2) + agua (convertida a potencia previamente bombeada). Se puede ver cada tipo de

consumo por separado, seleccionando sus respectivas casillas.

Respecto a “E tanque H2 (PCS H2)”, para cada hora se visualiza el valor de la energía del

tanque de H2 (Wh) 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.

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.

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.



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).



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).



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).

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 m3 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).



Guardar Datos Simulación: Solo en versión PRO+

Los datos horarios representados se pueden exportar a un fichero

pulsando el botón “Guardar Datos Simulación”. Se pueden

guardar todos los datos utilizados en la simulación o en intevalos

temporales superiores (si el intervalo es superior al usado en la

simulación, se realiza la media de los valores de dicho intervalo).

Se guardan en filas (una fila para cada intervalo temporal), en

cada columna 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:






Después de las filas de la simulación, 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.

Si hay energía no servida (dependiendo de cómo se ha definido esta en la pantalla principal

del programa), 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,

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 52 = 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 (salvo que se llegue antes de la

500 al criterio de parada de la simulación de Monte Carlo). 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).



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.



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.



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:

- 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):

- 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.



- 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

- Ciclos: Ciclos realizados (en la figura, 12 años de visualización):

o Ciclos sin tener en cuenta los factores de peso

o Ciclos con peso



- 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):



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.

La modificación sobre la tabla de las potencias de los elementos o del número de elementos en

serie o en paralelo no tiene efecto. Sí que 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.

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%).

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 doPDF,

http://www.dopdf.com/es/), se puede configurar como impresora la de virtual de PDF, y

cuando pinchemos en el botón de imprimir 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.).





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.



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:




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.





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).

4.6 Guardar proyecto como proyecto por defecto.

Una vez que hemos calculado un proyecto, lo podemos guardar como proyecto por defecto, de

tal forma que a partir de entonces cuando se cree un nuevo proyecto, se creará basado en este

proyecto.

Más adelante se puede volver a guardar otro proyecto como proyecto por defecto.



4.7 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



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).





4.8 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



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.







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 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.

También existe la posibilidad de simular y optimizar sistemas con almacenamiento en baterías

y conectados a la red, de forma que las baterías se puedan cargar con electricidad de la red

(cuando el precio es barato) y se descarguen suministrando el consumo cuando el precio de la

electricidad de la red es caro (incluso se puede modelar que las baterías inyecten a la red en

esas horas).

En sistemas donde no hay consumo (instalaciones generadoras conectadas a la red, donde 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, de las preferencias 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.

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 (lo

más fácil es añadir desde la base de datos el componente “Zero”. 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.

5. Al crear, 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, Vista o 10 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.

6. ¿Dónde puedo conseguir datos de viento?

iHOGA permite descargar automáticamente (introduciendo latitud y longitud) datos medios

mensuales de viento, obtenidos de la web http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-

http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/grid.cgi?email=na



bin/sse/grid.cgi?email=na. No obstante, esos datos son medios de 1º longitud x 1º latitud, por

lo que dependiendo de la localización pueden no ser muy fiables para el 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.

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. 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):


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.epa.gov

7. ¿Dónde puedo conseguir datos de irradiación solar?

iHOGA permite descargar automáticamente (introduciendo latitud y longitud) datos medios

mensuales de irradiación, obtenidos de la web http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-

bin/sse/grid.cgi?email=na.

Además se pueden obtener datos de irradiación solar en las siguientes páginas web:

Para todo el mundo:


http://www.windygrid.org/software/#page=page1



http://atlaseolico.idae.es/

http://www.weatherbase.com/

http://www.winddata.com/

http://www.epa.gov/





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 que

no aparecen en las hojas Excel de Retscreen.

Datos medios mensuales y diarios de irradiación. (pero media de 1º longitud x 1º latitud):

http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/homer.cgi?email=

Datos medios mensuales muy detallados de irradiación, temperatura, etc. (pero media de 1º

longitud x 1º latitud):


Datos detallados de irradiación, pero algo farragoso.

http://wrdc-mgo.nrel.gov

Para Europa, África y Asia:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/

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.

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?

http://www.retscreen.net/


http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/homer.cgi?email


http://wrdc-mgo.nrel.gov/

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/

http://www.retscreen.net/



Lo recomendable es dejar a iHOGA que seleccione estos parámetros, 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.

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 alrededor de 15 [4]. La población deberá ser superior al 0,003%

del número de combinaciones posibles [4] (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% [4]. La tasa de

reproducción suele estar en torno al 70-90%, recomendándose el 90% [4].

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:

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.

13. ¿Cómo optimizar sistemas de venta de electricidad a la red, sin consumo?

En la pantalla de consumo, elegir “desde perfil”, y seleccionar el perfil “Cero”, en esa misma

pantalla de consumo, en la pestaña “COMPRA/VENTA E” 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?

https://ihoga.unizar.es

https://personal.unizar.es/rdufo/

https://ihoga.unizar.es/

https://personal.unizar.es/rdufo/





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 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).



de optimización mono-objetivo (en el caso de multi-objetivo iHOGA busca tanto soluciones

con bajos VAN como soluciones con bajas emisiones de CO2 o con baja energía no servida, o

puede considerar otros objetivos).

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.

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).

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.



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.



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



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).



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.



ANEXO 2. Estrategias de Control.

Las estrategias de control del sistema utilizadas en las primeras versiones de HOGA estaban

basadas en las estrategias descritas por Barley y Winn en 1996 [47] y en las desarrolladas por

el programa HOMER. En la versión actual del programa se ha utilizado una estrategia global

más compleja y precisa [6], 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 CO2 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.



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 Pdescarga) 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.

Electrolizador-Pila

Baterías

Coste

Ciclado

(€/h)

P (W) Plímite_Carga



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 Pdescarga, el resto de potencia, que

llamaremos Pfalta, la proporcionará el elemento tal que al suministrar esa potencia

Pfalta presente un coste menor.

Pila Comb.

Bat.

Gen. AC

Coste

(€)

Pdescarga P1= P1gen P2

P1pila



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.



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.



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