Inversor RS Smart Solar

Esta guía le ayudará con los elementos concretos de VictronConnect relacionados con el controlador de carga solar MPPT.

Se puede obtener más información general sobre la aplicación VictonConnect - cómo instalarla, cómo emparejarla con su dispositivo y cómo actualizar el firmware, por ejemplo - en el manual de VictronConnect. Se puede consultar una lista de todos los dispositivos compatibles con VictronConnect aquí.

Nota: Estas instrucciones se pueden utilizar con distintos productos y configuraciones. En ellas, cuando se habla de tensión de la batería se usa una batería de 12 V como referencia. Multiplique los valores proporcionados por 4 para obtener los ajustes correspondientes a una instalación configurada para un sistema de batería de 48 V.

4.1.1. Ajustes

Se accede a la página de ajustes pulsando sobre el icono del engranaje situado en la esquina superior derecha de la página de Inicio. La página de ajustes permite consultar o modificar los ajustes de la batería, la carga, el alumbrado exterior y las funciones de los puertos. Desde esta página también puede ver información del producto como las versiones de firmware instaladas en el cargador solar MPPT.

4.1.2. Ajustes de la batería

Tensión de la batería

El RS está ajustado a 48 V y solo se puede usar en sistemas de 48 V.

Máxima corriente de carga

Permite al usuario establecer una corriente de carga máxima inferior.

Cargador habilitado

Al cambiar la posición de este ajuste se apaga el cargador solar. Las baterías no se cargarán. Este ajuste está pensado para usarse solo cuando se realicen trabajos en la instalación.

Ajustes del cargador - Configuración predeterminada de la batería

La configuración predeterminada de la batería le permite seleccionar el tipo de batería, aceptar los valores predeterminados de fábrica o introducir sus propios valores predeterminados para su uso en el algoritmo de carga de la batería. Se establece un valor predeterminado para los parámetros de tensión de absorción, tiempo de absorción, tensión de flotación, tensión de ecualización y compensación de temperatura, pero también los puede definir el usuario.

Los valores definidos por el usuario se almacenarán en la biblioteca de valores predeterminados, de modo que los instaladores no tengan que definir todos los valores cada vez que configuren una nueva instalación.

Al seleccionar Editar valores predeterminados, o en la pantalla de Ajustes (con o sin modo experto), se pueden establecer los parámetros personalizados del siguiente modo:

Tensión de absorción

Establece la tensión de absorción.

Tiempo de absorción adaptativo

Seleccione el tiempo de absorción adaptativo o se usará el tiempo de absorción fijo. A continuación se explican los dos con más detalle:

Tiempo de absorción fijo: Se aplica la misma duración de la absorción cada día (cuando hay energía solar suficiente) usando el ajuste de tiempo de absorción máximo. Tenga en cuenta que esta opción puede ocasionar la sobrecarga de las baterías, sobre todo en el caso de las de plomo-ácido y en sistemas con descargas superficiales diarias. Consulte los ajustes recomendados por el fabricante. Nota: asegúrese de deshabilitar el ajuste de corriente de cola para que el tiempo de absorción sea el mismo todos los días. La corriente de cola puede hacer que el tiempo de absorción termine antes si la corriente de la batería está por debajo del umbral. Puede consultar más información en el apartado sobre el ajuste de la corriente de cola.

Tiempo de absorción adaptativo: El algoritmo de carga puede usar un tiempo de absorción adaptativo que se adapta automáticamente al estado de carga presente por la mañana. La duración máxima del periodo de absorción del día queda determinada por la tensión de la batería medida justo antes de que se ponga en marcha el cargador solar por la mañana (se usan valores de una batería de 12 V, multiplique la tensión de la batería por 4 para 48 V):

Tensión de la batería Vb (al ponerse en marcha)	Multiplicador	Tiempos máximos de absorción
Vb < 11,9 V	x 1	06:00 horas
> 11,9 V Vb < 12,2 V	x 2/3	04:00 horas
> 12,2 V Vb < 12,6 V	x 1/3	02:00 horas
Vb > 12,6 V	x 2/6	01:00 horas

Se aplica el multiplicador al parámetro de tiempo máximo de absorción para obtener la duración máxima del periodo de absorción aplicada por el cargador. Los tiempos máximos de absorción mostrados en la última columna de la tabla se basan en el parámetro de tiempo de absorción máximo por defecto de 6 horas.

Tiempo máximo de absorción (hh:mm)

Establece el límite del tiempo de absorción. Solo está disponible cuando se usa un perfil de carga personalizado.

Introduzca el valor de tiempo en el formato hh:mm, donde las horas van de 0 a 12 y los minutos de 0 a 59.

Tensión de flotación

Establece la tensión de flotación.

Compensación de la tensión de re-carga inicial

Establece la compensación de tensión que se usará en el ajuste de tensión de flotación y que determinará el umbral al que el ciclo de carga se reinicia.

P. ej.: Para una compensación de tensión de re-carga inicial de 0,1 V y un ajuste de tensión de flotación de 13,8 V, el umbral de tensión que se usará para reiniciar el ciclo de carga será de 13,7 V. Es decir, si la tensión de la batería cae por debajo de 13,7 V durante un minuto, se reiniciará el ciclo de carga.

Tensión de ecualización

Establece la tensión de ecualización.

Porcentaje de corriente de ecualización

Establece el porcentaje del ajuste de máxima corriente de carga que se usará cuando se realice la ecualización.

Ecualización automática

Configura la frecuencia de la función de ecualización automática. Las opciones disponibles están entre 1 y 250 días:

• 1 = diario

• 2 = días alternos

• ...

• 250 = cada 250 días

La ecualización se usa normalmente para equilibrar las celdas de una batería de plomo y también para evitar la estratificación del electrolito en baterías inundadas. La necesidad de efectuar ecualizaciones (automáticas) depende del tipo de baterías y de su uso. Le puede pedir al proveedor de la batería que le oriente a este respecto.

Cuando se ha iniciado el ciclo de ecualización automática, el cargador aplica una tensión de ecualización a la batería mientras el nivel de corriente permanece por debajo del ajuste del porcentaje de corriente de ecualización de la corriente de carga inicial.

Duración del ciclo de ecualización automática

En el caso de todas las baterías VRLA y de algunas baterías inundadas (algoritmo número 0, 1, 2 y 3), la ecualización automática termina cuando se alcanza el límite de tensión (maxV) o después de un periodo de tiempo igual al tiempo de absorción/8, lo que ocurra primero.

Para todas las baterías de placa tubular (algoritmo número 4, 5 y 6) y también para los tipos de baterías definidos por el usuario, la ecualización automática terminará tras un periodo de tiempo igual al tiempo de absorción/2.

Para las baterías de litio (algoritmo número 7) no hay ecualización.

Si no se completa el ciclo de ecualización automática en un día, no se retomará al día siguiente. La siguiente sesión de ecualización se efectuará de conformidad con el intervalo fijado en la opción de “Ecualización automática”.

El tipo de batería por defecto es VRLA y cualquier batería definida por el usuario se comportará como una batería de placa tubular en lo que respecta a la ecualización.

Modo de parada de la ecualización

Establece cómo se detendrá la ecualización. Hay dos posibilidades: la primera es si la tensión de la batería alcanza la tensión de ecualización y la segunda es en un periodo de tiempo fijo, para lo que se aplica la duración máxima de la ecualización.

Duración máxima de la ecualización

Establece el periodo de tiempo máximo que puede durar la fase de ecualización.

Corriente de cola

Establece el umbral de corriente que se usará para terminar la fase de absorción antes de que finalice el tiempo máximo de absorción. Cuando la corriente de la batería desciende por debajo de la corriente de cola durante un minuto, termina la fase de absorción. Este ajuste se puede deshabilitar fijándolo en cero.

Compensación de temperatura

Muchos tipos de batería requieren una tensión de carga inferior si las condiciones de funcionamiento son cálidas y una tensión de carga superior sin son frías.

El coeficiente configurado se expresa en mV por grado Celsius para toda la bancada de baterías, no para cada celda. La temperatura base para la compensación es de 25 °C (77 °F) como se muestra en el siguiente gráfico.

Con un sensor de temperatura instalado en el bloque de conexión I/O del usuario, se usará la temperatura real de la batería para la compensación, a lo largo del día.

Desconexión por baja temperatura

Este ajuste puede usarse para deshabilitar el proceso de carga a temperaturas bajas, de conformidad con las necesidades de las baterías de litio.

Para las baterías de fosfato de hierro y litio este ajuste está predeterminado en 5 grados Celsius, y está deshabilitado en los demás tipos de baterías. Cuando se crea una batería definida por el usuario, el nivel de temperatura de desconexión puede ajustarse de forma manual.

Ecualización manual - Iniciar ahora

La opción “Iniciar ahora” en “Ecualización manual” permite el inicio manual de un ciclo de ecualización. Para que el cargador ecualice la batería adecuadamente, utilice la opción de ecualización manual exclusivamente durante los periodos de absorción y flotación y cuando haya luz solar suficiente. Los límites de corriente y tensión son idénticos a los de la función de ecualización automática. Cuando se activa de forma manual, la duración del ciclo de ecualización está limitada a un máximo de una hora. La ecualización manual se puede detener en cualquier momento pulsando “Detener ecualización”.

El solar inverter incluye un sistema integrado de detección de inversor FV CA. Cuando hay inyección a la red de FV CA (excedente) desde el puerto de conexión de salida de CA, el solar inverter habilita automáticamente un ajuste de la frecuencia de salida CA.

Aunque no haga falta configurar nada más, es importante que el inversor FV CA esté correctamente configurado para que responda al ajuste de frecuencia reduciendo su salida.

Tenga en cuenta que son de aplicación la regla 1:1 relativa al tamaño del inversor FV CA con respecto al tamaño del solar inverter y las dimensiones mínimas de la batería. Se puede encontrar más información sobre estas limitaciones en el manual de acoplamiento de CA, que es de lectura imprescindible para el uso de un inversor FV CA.

El rango de ajuste de la frecuencia incluye un margen de seguridad integrado y no se puede configurar. Una vez que se alcanza la tensión de absorción, la frecuencia aumenta. De modo que sigue siendo esencial incluir un componente FV CA en el sistema para completar la carga de la batería (estado de flotación).

Se puede ajustar la respuesta de salida de potencia a distintas frecuencias en el inversor FV CA.

Se ha probado la configuración predeterminada y funciona con fiabilidad con la configuración del código de red de Fronius MG50/60.

Los inversores deben instalarse correctamente antes de configurarse.

Para establecer un sistema en paralelo, abra la primera unidad en VictronConnect. Abra el menú Configuración - Sistema.

El ajuste predeterminado de fábrica es Autónomo (una sola unidad).

Para establecer un sistema paralelo en monofásica, cambie la configuración del sistema a “Monofásica”.

Para establecer un sistema paralelo en trifásica, seleccione “Trifásica”. Este ajuste es el mismo para un sistema trifásico con un solo inversor en cada fase o con varios en cada fase.

Prevención de isla de la red CAN

Habilita la detección de isla de la red CAN y habilita el ajuste “Cantidad de inversores en el sistema”. Por defecto está habilitada.

Cantidad de inversores en el sistema

Introduzca el número total de unidades instaladas en el sistema.

En caso de que la red CAN esté dividida en segmentos, este ajuste se usa para determinar el más grande y apagar el más pequeño para evitar que sigan por su cuenta sin estar sincronizados.

Esto hace que el sistema sea más fiable de lo que sería si el segmento más pequeño tratase de seguir por su cuenta sin sincronizarse (lo que ocasionaría una sobrecarga u otros problemas de apagado peores causados por una onda sinusoidal de salida CA sin sincronizar).

En los sistemas en paralelo en los que haya solo dos unidades, contar con un dispositivo VE.Can adicional reconocido por el RS con la misma instancia de sistema ayuda a determinar qué sistema isla se encenderá. Este dispositivo VE.Can adicional puede ser un dispositivo GX, un Lynx BMS u otro cargador MPPT VE.Can acoplado a CC.

En este caso, un solo inversor aún puede arrancar si el otro no se está comunicando, siempre que la opción “Prevención de isla de la red CAN” esté deshabilitada.

Número mínimo de inversores para empezar

Número mínimo de inversores que debe haber por fase al arrancar el sistema.

El instalador fija esto para asegurarse de que hay unidades suficientes para arrancar la carga prevista del sistema si se enciende todo a la vez.

Es posible que se necesiten todas, todas menos una (para permitir que el sistema se reinicie si hay una sola unidad desconectada), o solo una para tener máxima redundancia suponiendo que no hay cargas de arranque grandes.

Una vez que el sistema arranque, no se apagará si el número de inversores operativos por fase disminuye por debajo de este ajuste (siempre que los inversores restantes no se sobrecarguen y puedan seguir alimentando la carga).

Si el ajuste “Prevención de isla de la red CAN” está habilitado, el sistema permanecerá en línea hasta que el número de inversores caiga por debajo del valor de “Cantidad de inversores en el sistema” dividido por 2 + 1 (que es el umbral para la protección de isla de la red CAN).

Si el ajuste “Prevención de isla de la red CAN” está habilitado, el sistema no se apagará automáticamente incluso si solo permanece en línea un inversor por fase.

Para más información sobre redundancia y las implicaciones del ajuste “Continuar sin una fase”, véase el apartado de programación trifásica.

Instancia de sistema

Las unidades con el mismo número de instancia trabajan juntas en la parte CA.

Cambiar el ajuste de instancia del sistema permite que varios grupos de inversores estén en el mismo VE.Can bus, pero no sincronizados, y segmentados en diferentes salidas CA, sin interferencia.

Continuar con los mismos ajustes de programación en el resto de las unidades.

Nota sobre la redundancia y la salida continua durante las actualizaciones de firmware

El mecanismo de sincronización CA utilizado para paralelo y trifásica tiene una versión de “protocolo” embebida.

Las unidades pueden funcionar juntas con distintas versiones de firmware, siempre que tengan la misma versión de protocolo.

Esto permite una alimentación continua sin interrupciones incluso cuando se actualiza el firmware, ya que las unidades se actualizarán de una en una, mientras que las demás se seguirán sincronizando y proporcionando una salida de CA estable.

Si Victron necesita cambiar el número de versión del “protocolo”, esto quedará claramente reflejado en el registro de cambios de firmware. Léalo siempre antes de la actualización.

En caso de que haya varias versiones de protocolo funcionando en el mismo VE.Can bus, todas las unidades mostrarán el error n.º 71 hasta que todas estén actualizadas con la misma versión.

Para mantener esta misma estabilidad de la salida CA en un sistema trifásico, debe haber al menos dos unidades en cada fase.

Hay otro ajuste para sistemas trifásicos que controla si las otras dos fases se apagan si una de ellas está fuera de línea. Véase Programación trifásica para más información.

Para configurar un sistema trifásico tendrá que estar correctamente instalado.

La configuración de un sistema para trifásica o monofásica se hace en el menú Sistema de VictronConnect.

Conéctese a la primera unidad en VictronConnect. Cambie el ajuste de Sistema a Trifásico y luego seleccione la fase correcta para esa unidad (L1, L2 o L3)

Tendrá que hacer esto para cada unidad por separado.

Se recomienda etiquetar físicamente la parte frontal de cada unidad, además de asignarle un nombre en VictronConnect que coincida con el de la etiqueta física.

Se puede configurar el sistema de modo que si una unidad está fuera de línea (por ejemplo, debido a que se ha apagado físicamente o a una actualización de firmware), las otras unidades pueden seguir funcionando y proporcionar alimentación de salida CA a sus correspondientes fases.

Por defecto, la opción “Continuar sin una fase” está deshabilitada. Apagar una unidad con el interruptor físico hará que esa unidad se apague. Si la unidad es una de las tres que está en trifásica, las otras también se apagarán.

Si se configura con “Continuar sin una fase” habilitada y el número mínimo de unidades es suficiente, la salida a las otras fases se mantendrá aunque tenga menos fases de las configuradas.

La opción de configuración “Continuar sin una fase” NO DEBE habilitarse si hay cargas trifásicas específicas conectadas que necesiten que las tres fases sincronizadas funcionen (como un motor eléctrico trifásico).

En este caso, mantenga el ajuste predeterminado “deshabilitado” de “Continuar sin una fase”.

El ajuste “Número mínimo de inversores para empezar” se refiere al número por fase.

Ejemplo

Si qusiera tener la certeza de contar con redundancia trifásica, asegurándose de que puede fallar una sola unidad por fase, mientras se proporciona una alimentación trifásica continua (y no solo dos de las tres fases).

El número de inversores en el sistema se fijaría en 9. Esto es, 3 inversores por fase x 3 fases = 9 inversores en total en el sistema.

El ajuste de “Número mínimo de inversores para empezar” dependerá de si 1 o 2 unidades pueden alimentar las cargas de arranque del sistema. En este ejemplo, pueden alimentarse con 1 unidad por fase, de modo que este ajuste es 1. Las cargas más grandes que necesitan unidades adicionales en paralelo se encienden manualmente.

Si quisiera tener la certeza de contar con redundancia trifásica, asegurándose de que puede fallar una sola unidad por fase, mientras se proporciona una alimentación trifásica continua (y no dos de las tres fases).

La opción “Continuar sin una fase” quedaría deshabilitada. Esto requeriría que fallaran dos unidades de la misma fase o cuatro unidades de diferentes fases para que los inversores de todas las fases apagaran su salida de CA hasta que se recuperase el número mínimo de unidades.