Inversor RS Smart Solar

Esta guía le ayudará con los elementos concretos de VictronConnect y los ajustes que son de aplicación a su Inverter RS Smart Solar.

Se puede obtener más información general sobre la aplicación VictronConnect - 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 baterías 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 Inverter RS Smart Solar está ajustado a 48 V y solo se puede usar en sistemas de 48 V.

Battery capacity (capacidad de la batería)

Capacidad del pack de baterías conectado en amperios hora. Esto se usa para el cálculo del estado de carga de la batería interna.

Máxima corriente de carga

Permite al usuario establecer una corriente de carga máxima inferior.

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.

• Preconfiguración integrada: seleccione una de las preconfiguraciones integradas (Normal, Alta y BMS de 2 cables para LiFePO4)

• Definida por el usuario: todos los parámetros pueden ajustarse manualmente

• Seleccionar preconfiguración: seleccione uno de los tipos de las preconfiguraciones de batería de VictronConnect 

• Crear preconfiguración: crear una nueva preconfiguración de batería en VictronConnect

• Editar preconfiguración: editar una preconfiguración de batería existente en VictronConnect

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:

Composición química de la batería

• OPzS/OPzV

• Gel/AGM 

• Litio (LiFePO4)

Modo remoto

Configure lo que se conecta a las entradas REMOTE_L y REMOTE_H en el conector del usuario.

Encendido/apagado remoto: un simple interruptor de encendido/apagado 

BMS de 2 cables: un BMS conectado por cable con señales de “Permitir la carga” y “Permitir la descarga” como el SmallBMS. Tenga en cuenta que si se selecciona el BMS de 2 cables, la unidad no arrancará hasta que uno esté conectado.

Modo experto

Este control on/off permite editar los ajustes de experto en caso de que su equipo tenga necesidades especiales.

Controlado por BMS

Este elemento solo es visible en caso de que unidad se controle a distancia mediante un BMS. Pulse para cambiar/ver. Esto abre un nuevo menú, que se describe más adelante.

Apagado por baja estado de carga

Se apaga por bajo estado de carga. El inversor se apaga en caso de que el estado de carga de la batería caiga por debajo de un determinado valor y vuelve arrancar cuando supera un determinado estado de carga.

Desconexión dinámica

Deshabilitado por defecto. Pulse para habilitarla. Esto abre un nuevo menú, que se describe más adelante.

Tensión de desconexión por batería baja

Una vez que se ha habilitado la desconexión dinámica, este ajuste se controla internamente y ya no puede editarse. Cuando la tensión de la batería cae por debajo de este nivel, el inversor se apaga. Si no hay una fuente de alimentación disponible, como FV o la red (en caso de la variante Multi RS), la unidad entra en hibernación para conservar toda la energía posible.

Reinicio y alarma por batería baja

Cuando la tensión de la batería cae por debajo de este nivel, aparece una advertencia de batería baja. En caso de que el inversor se apague por una alarma de baja tensión de la batería, volverá a arrancar una vez que la tensión de la batería suba por encima de este nivel.

Detección de carga

Si el inversor sigue apagándose y encendiéndose repetidamente debido a la baja tensión de la batería, el nivel de encendido sube a la tensión de detección de carga. De este modo se garantiza que la batería realmente está cargando antes de volver a encender el inversor.

Tensión de absorción

Establece la tensión de absorción.

Tensión de flotación

Establece la tensión de flotación.

Tensión de ecualización

Establece la tensión de ecualización.

Tensión de almacenamiento

Establece la tensión de almacenamiento.

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 0,4 V y un ajuste de tensión de flotación de 54,0 V, el umbral de tensión que se usará para reiniciar el ciclo de carga será de 53,6 V. Es decir, si la tensión de la batería cae por debajo de 53,6 V durante un minuto, se reiniciará el ciclo de carga.

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.

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.

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.

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”.

Monitor de baterías

Los siguientes parámetros solo se usan cuando la unidad debe determinar el estado de carga por su cuenta. Consulte en el manual BMV una explicación más detallada de estos valores. En caso de que se use un BMV o una batería gestionada (BMS), utiliza el estado de carga remoto y el mecanismo interno ya no se usa.

Exponente de Peukert

Factor de eficiencia de carga

Límite de descarga

Sincronización del estado de carga al 100 %

Pulse sincronizar para preconfigurar el estado de carga en 100 %

Desconexión dinámica

Este es un submenú que está disponible en los ajustes de la batería.

La desconexión dinámica hace que la tensión de apagado por batería baja sea una función de las cargas de la batería. No use la desconexión dinámica en una instalación que también tenga otras cargas conectadas a la misma batería.

Habilitar la desconexión dinámica: poner en “on” o en “off”.

Corriente de descarga de tensión 2 A: tensión de la batería. 

Corriente de descarga de tensión 100 A: tensión de la batería. 

Corriente de descarga de tensión 280 A: tensión de la batería. 

Corriente de descarga de tensión 800 A: tensión de la batería.

Control de BMS

Este es un submenú que está disponible en los ajustes de la batería. Solo aparece si la unidad se controla a distancia mediante un BMS. Este submenú no está presente ni habilitado cuando se usan las entradas BMS de dos cables.

Utilice la función RESET para devolver la unidad a funcionamiento autónomo en caso de que esté usando la unidad en una instalación distinta. De este modo se elimina la indicación de advertencia n.º 67: Conexión BMS perdida.

En caso de la unidad se vuelva a colocar en una configuración con un BMS de control externo, la función se activará automáticamente.

El Inverter RS Smart Solar incluye un sistema integrado de detección del inversor FV CA. Cuando haya inyección a la red de FV CA (excedente) desde el puerto de conexión de salida de CA, el Inverter RS Smart Solar habilitará 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.

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.

[en] Prevent CAN network islanding toggle

[en] If three RS units are configured in three phase, each individual unit will only continue to work if it sees at least one other unit. This feature is relevant in combination with the "Continue with missing phase" feature.

[en] Number of inverters in the system

[en] Enter the total number of RS units installed in the system. This should be set to 3 for a 3 phase RS system.

[en] In case a CAN connection is broken between two units the network is split into segments, this setting is used to determine the largest and shut down the smaller segment to prevent them from continuing on their own unsynchronised.

[en] Note that setting the option "Continue with missing phase" to disabled overrules this behavior in such a way that it always ensures that all three phases must be powered at all times, so a broken CAN connection in a 3 phase setup will shut down all units.

[en] Minimum number of inverters to start

[en] Minimum number of inverters that must be present per phase when starting the system.

[en] If this is set to 0, and "Continue with missing phase” option is enabled, then the system will start even if there is only a single inverter available (in a 3 phase system).

[en] Setting this to 1 means that all 3 units in a 3 phase RS system must be present to start. If the “Continue with missing phase” option is also enabled, once the system is operational it will not shutdown if the number of inverters operational per phase drops below this figure (as long as the remaining inverters can power the load).

[en] Continue with Missing Phase

[en] It is possible to configure the system so that if one unit is offline (for example due to it being physically switched off or a firmware update), the other units can continue to operate and provide AC output power to their respective phases.

[en] By default, the 'continue with missing phase' is disabled. Switching one unit off with the physical switch will make that unit switch off. If the unit is one of three units that are in three phase, then the others will also turn off as well.

[en] If configured with 'Continue with missing phase' enabled, and minimum number of units is sufficient, then output to the other phases will continue even though its down to less phases than configured.

[en] The 'Continue with missing phase' configuration option SHOULD NOT be enabled if there are specific three phase loads connected that require all three synchronised phases to operate (such as a three phase electric motor).

[en] In that situation maintain the default 'disabled' setting for "Continue with missing phase".

[en] Note on redundancy and continuous output during firmware updates

[en] It is possible for a three phase system to be firmware updated without losing power on the AC output of the other phases. However to maintain this AC output stability on all 3 phases in a 3 phase system, there must be at least 2 units on each phase.

[en] If there is no requirement for 3 phase loads, then individual phases can power down and restart without affecting the inverters on other phases if Continue with missing phase is enabled, or there are other parallel units.

[en] The AC synchronisation mechanism used for 3 phase has a 'protocol' version embedded.

[en] Units can work together even with different firmware versions, as long as they are running the same protocol version.

[en] This allows for continuous uninterrupted supply even when updating firmware, as the units will individually update one at a time, while others continue to synchronise and provide the stable AC output.

[en] If Victron needs to change the 'protocol' version number, it will be clearly noted in the firmware change log. Always read this before updating.

[en] In the event that there are multiple protocol versions running on the same VE.Can bus, all units will indicate error #71 until they are all updated to the same version.

[en] System Instance

[en] Units with the same instance number work together on the AC side.

[en] Changing the System instance setting allows multiple groups of Inverters to be on the same VE.Can bus, but not synchronised, and segmented into different AC outputs, without interference.

[en] Continue with the same programming settings on the rest of the units.

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.