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ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA DIMENSIONADO,MONTAJE Y MANTENIMIENTO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA
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Aprender a dimensionar el generador fotovoltaico adecuado para satisfacer unas determinadas necesidades de consumo eléctrico. Realizar el cálculo del resto de los elementos de una instalación fotovoltaica autónoma ( batería, batería, regulador, inversor, cableado, etc.) Conocer como se realiza el montaje y mantenimiento de este tipo de instalaciones. Definir las configuraciones básicas de las instalaciones fotovoltaicass autónomas. fotovoltaica
Instalación fotovoltaica doméstica en tejado.
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La finalidad del dimensionado de un sistema fotovoltaico es calcular los elementos de este (potencia del campo de paneles, capacidad de la batería, regulador, inversor, si existen consumos en AC, y secciones de cables) para garantizar el suministro con la máxima fiabilidad y el mínimo coste a unos determinados consumos eléctricos. En general, el procedimiento básico de dimensionado se divide en tres partes fundamentales: Estimación
de la demanda energética o necesidades que se han de
cubrir. Evaluación ón de la energía solar disponible. Evaluaci d e la instalación. instalación. Cálculo y elección de los componentes de
Tal y como se ha mencionado anteriormente, el primer paso en el dimensionado
de
una
instalación
fotovoltaica
será
definir
perfectamente las necesidades de energía eléctrica que han de satisfacer. Todos los datos relativos a los consumos previstos deberán recopilarse y anotarse para poder proceder a una primera evaluación de loas mismos. En
sistemas
fotovoltaicos
autónomos
es
necesario
conocer
detalladamente las necesidades y deseos del usuario, ya que estos son el eje fundamental de diseño. Si una instalación se dimensiona sin conocer estas necesidades podría resultar excesivamente cara o, por el contrario, no poder suministrar la energía demandada.
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En los sistemas fotovoltaicos, la estimación correcta de la energía consumida por el sistema solo será sencilla en aquellas aplicaciones
en
las
que
se
conozcan
exactamente
las
características de la carga ( potencia y tiempo medio de utilización diaria), como como por ejemplo en en sistemas de telecomunicaciones. telecomunicaciones. Sin embargo, en otras aplicaciones, como puede ser la electrificación de viviendas rurales la tarea no resultará tan sencilla, pues intervendrán multitud de factores que afectarán al consumo final de electricidad de las cargas por parte de los usuarios, capacidad para administrar la energía disponible, etc. Es evidente por tanto que los sistemas fotovoltaicos tienen un comportamiento social bastante acentuado y será necesario, en muchas ocasiones, involucrar al propio usuario en el funcionamiento del sistema.
Los usuarios de la instalación fotovoltaica deben ser conscientes desde el primer momento de lo importante que es respetar los valores de consumo previstos. Dos instalaciones fotovoltaicas idénticas podrán funcionar bien o mal dependiendo del usuario que las utilice, siendo por tanto imprescindible explicar al usuario cómo funciona el sistema que se le ha instalado. Con toda probabilidad, si un usuario conoce su instalación, se autorregulará en la utilización de este y aumentará su grado de satisfacción y la vida operativa de dicha instalación.
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Los datos de consumo se obtendrán principalmente de: Valores
medidos en años anteriores, a partir de lectura de
contadores, facturas eléctricas, etc. Especificación
de la potencia eléctrica de los equipos de
corriente alterna y continua con el numero de horas diarias de funcionamiento. En el caso de que no dispongamos de datos históricos de los consumos en una vivienda, se realizará el estudio correspondiente de consumos eléctricos para corriente continua y corriente alterna con los datos aproximados de la siguiente tabla.
POTENCIA (W) APARATO
TIEMPO DE USO
c.a
c.c
Horas / día
20
13
1
20
13
3
40
13
7
Iluminación de dormitorio Iluminación de la cocina Iluminación del salón Lavadora
1600
0.5
Lavavajillas
1600
1
Frigorífico
100
24
Microondas
850
1
Aspirador
1500
0.5
Televisor
45 – 90
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Potencia y tiempos medios de funcionamiento diario de aparatos domésticos
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En la determinación de la demanda energética diaria debe conocerse la potencia de los diferentes equipos eléctricos de corriente alterna y continua y su tiempo estimado de utilización diaria.
La hoja de datos de consumos representa el punto de partida para el cálculo de una instalación fotovoltaica. En dicha hoja aparecerán las potencias de todos los equipos, tanto de corriente continua como alterna, y sus tiempos medios de utilización diarios. Conocidos estos dos datos podremos calcular el consumo medio diario para cada aparato. Hoja de datos de consumos para el calculo de la demanda eléctrica a satisfacer por una instalación fotovoltaica en el mes X.
MES CORRIENTE ALTERNA (c.a)
X EQUIPO
Potencia (W)
Tiempo de utilización (horas/día)
Consumo diario (Wh / día)
(a)
(b)
(c) =(a) x (b) (c’ ) (c’’)
Consumo total de alterna (Wh/día)
(d) = (c) + (c’)+…
CORRIENTE CONTINUA (c.c) EQUIPO
Potencia (W)
Tiempo de utilización (horas/día)
Consumo diario (Wh / día)
(e)
(f)
(g) = (e) x (f) (g’) (g’’)
Consumo total de continua (Wh/día)
(h) = (g) + (g’)+….
VALORES TOTALES Consumo total diario (Wh/día)
(i) = (d) + (h)
Utilización mensual (días/mes)
(j)
Consumo total mensual (Wh/mes)
(k) = (i) x (j)
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En los casos de consumos concentrados en algunos días de la semana ( por ejemplo durante los fines de semana) se suelen desglosar los datos de consumo por días, con periodicidad semanal.
Para evaluar la energía solar aportada es necesario conocer la radiación solar incidente por m2 de panel fotovoltaico orientado hacia el Sur y con un ángulo de inclinación β respecto a la horizontal. Estos datos se encuentran recogidos en el anexo A, en la tabla 5 “Energía en megajulios que incide sobre un metro cuadrado de
superficie horizontal en un día medio de cada mes, H (MJ/m2 día)”, y en la tabla 9 “Factor de corrección k para superficies inclinadas”.
El factor de corrección k para superficies inclinadas representa el cociente entre la energía incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el Sur e inclinada un determinado ángulo β y otra ,
horizontal.
A la hora de calcular y elegir los componentes de la instalación fotovoltaica
para
satisfacer
unos
determinados
consumos
eléctricos existen varios métodos de dimensionado.
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El método de dimensionado que vamos a emplear es el método del “mes peor”, que consistirá en dimensionar nuestra instalación de
forma que los consumos queden garantizados para el peor mes del periodo de utilización de la instalación. Para servir de base de cálculo de la instalación se tomarán, pues, los consumos del mes más desfavorable del periodo de utilización, entendiendo como tal aquel mes en el que el cociente entre la energía solar incidente en horizontal y la energía consumida sea mínimo. La idea es que si la instalación funciona en este mes peor, funcionará también el resto de los meses. Este método de dimensionamiento presenta el inconveniente de que al trabajar con un solo mes, no optimiza energéticamente la instalación.
En este método se utilizarán valores medios diarios, mensuales, de radiación y consumo. En instalaciones que se utilicen todo el año y cuyos consumos sean constantes a lo largo de este, el “mes peor” siempre será julio / agosto, puesto que corresponde con el de peor radiación.
1.3.1 CÁLCULO Y ELECCIÓN DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN El primer paso antes del cálculo del acumulador de una instalación fotovoltaica será determinar el número máximo N de días de autonomía previstos para la misma.
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Este valor teóricamente representa el número de días consecutivos que pueden producirse en condiciones absolutamente desfavorables (totalmente cubiertos o nublados) y durante los cuales los paneles fotovoltaicos no generen prácticamente energía, por lo que el consumo se realiza a expensas de la energía almacenada en el acumulador, lo que origina que disminuya rápidamente su estado de carga. En la siguiente tabla se recogen los números de días de autonomía mínimos y máximos recomendados para instalaciones fotovoltaicas en función del tipo de instalación.
Tipo de instalación
Nº mínimo de días de autonomía
Nº máximo de días de autonomía
Electrificación viviendas uso permanente
5
10
Instalación para telecomunicación
10
A criterio del proyectista.
Instalación iluminación exteriores
5
10
Instalaciones agrícolas y ganaderas
5
10
Instalaciones para señalización
10
A criterio del proyectista.
Número de días de autonomía recomendados para instalaciones fotovoltaicas.
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Una vez fijado el número de días de autonomía, N, para nuestra instalación y la energía teórica media diaria total E T requerida, que se obtendrá a partir de las potencias y el tiempo medio de funcionamiento diario de los equipos, tal y como se vio en el apartado anterior, se calculará la energía real necesaria E que, proveniente de los paneles, ha de recibir el acumulador elegido, del cual ya se habrá decidido su fabricante, tipo y características básicas, conociendo por tanto su profundidad de descarga máxima admisible, PD. La profundidad de descarga máxima PD máx de una batería depende del tipo de batería. Para baterías de plomo-antimonio será del 70%, para las de plomo-calcio del 50% y para baterías de plom o del 40%.
En
el
dimensionado
de
instalaciones
solares
fotovoltaicas
autónomas, valores de profundidad de descarga habituales elegidos por proyectistas, son del 40 o 50 %.
La energía E será por tanto la energía necesaria diariamente, teniendo en cuenta las diferentes pérdidas que existen en la instalación y cuyo valor se puede obtener a partir de las siguiente expresión: Donde R es un factor global de rendimiento de la instalación, y cuyo valor será:
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Siendo: kb Coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador. Representa la fracción
ka
de energía que no devuelve la batería con respecto a la que absorbe procedente del campo generador fotovoltaico. A falta de datos el valor de este coeficiente se suele tomar igual a 0.05. Coeficiente de autodescarga. Es la fracción de energía de la batería que se pierde al día por autodescarga. A veces el fabricante especifica directamente este dato para una temperatura de 20 a 25 ºC, generalmente para un periodo de 1,3 o 6 meses en su hoja de características, bastando dividir el valor especificado por el número de días del periodo correspondiente. Otras veces, el fabricante nos da un gráfico de la autodescarga de su batería, de tal forma que si en este gráfico viésemos que la capacidad de una batería es del 70% de la inicial transcurridos 6 meses, el valor de este coeficiente sería, k a =0.3/180 días =1.66 x 10^(-3) día^(-1). A falta de datos se suele asignar por defecto a este coeficiente el valor de 0.005 (0.5 % diario). Este valor puede reducirse a 2 x 10^(-3) día^(-1) para baterías de baja autodescarga, como las de Ni-Cd o las de Pb-Ca sin mantenimiento. Conocido el valor de la autodescarga ka para 20 o 25 ºC, la autodescarga k a’ para otra temperatura t en ºC en el intervalo desde -5ºC a 45ºC se puede estimar mediante la expresión : k a’ = (0.0014 t^(2) +0.0021 t + 0.4)k a, importante para casos en los que la temperatura esté a menos de 15ºC o más de 25ºC. Esta corrección solo se tiene en cuenta en los casos en que la temperatura media anual del lugar donde esté instalado el acumulador sea inferior a 15ºC o superior a 25ºC.
kc Coeficiente de pérdidas en el inversor. El rendimiento de un inversor debe ser suministrado por el fabricante. A falta de datos, el valor de este coeficiente se suele tomar igual a 0.2 para convertidores senoidales y 0.1 para los de onda cuadrada.
kv Coeficiente de otras pérdidas. Tiene en cuenta cualquier otra pérdida no considerada anteriormente ( pérdidas en los aparatos eléctricos, cables de conducción y conexiones, etc.). Un valor medio razonable que se suele tomar para este coeficiente es 0.15.
Si el consumo en una instalación fotovoltaica se efectúa durante el día, un parte o incluso toda la energía consumida puede provenir directamente del campo generador fotovoltaico y, en este caso, no se verá afectada por las pérdidas de rendimiento de la batería. En estos casos, si se conoce el porcentaje del consumo medio diario que se efectúa por la noche, se podrá modificar el valor del coeficiente k b , sin más que multiplicarlo por dicho porcentaje.
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Una vez calculado R y E, hallaremos la capacidad útil C u que deberá tener la batería a instalar mediante la expresión: Como los fabricantes de baterías expresan la capacidad de una batería en Ah, y dado que en la fórmula anterior obtendremos C u en Wh, dividiremos Cu entre la tensión nominal de la batería (generalmente 12 ó 24 V) para pasar de Wh a Ah. La capacidad nominal C asignada por el fabricante se obtendrá dividiendo Cu entre la profundidad de descarga admisible PD.
Finalmente, del catálogo del fabricante que hayamos elegido se seleccionará aquella batería cuya capacidad nominal más se aproxime al valor de C calculado. Si el valor de C calculado coincide entre dos valores de capacidad del fabricante elegido, se elegirá siempre la opción por exceso (el modelo de mayor capacidad), salvo en el caso de que el calor de C fuese solo ligeramente superior al modelo de menor capacidad, ya que entonces elegiríamos este último.
Hay que tener en cuenta que las capacidades dadas por los fabricantes
están
referidas
a
unas
condiciones
estándares,
normalmente a una temperatura de 20 a 25 ºC, por lo que habrá que efectuar correcciones por temperatura cuando procedan.
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Para ello tendremos en cuenta las curvas características de cada tipo de batería dadas por el fabricante de la misma. En ausencia de estas se puede estimar la capacidad real C’ a una temperatura de t ºC en función de la capacidad nominal a 20 ó 25 ºC, a partir de la expresión: KT, es un coeficiente de corrección que se aplica cuando la temperatura media anual del lugar donde está instalada la batería es inferior a 20 ªC y su valor es K T = 1 - Δtº/160 ( Δtº es el número de grados centígrados por debajo de los 20ºC en que, como media, se supone va a trabajar la batería).
Por lo tanto, para compensar esta disminución de la capacidad por efecto de la temperatura, a efectos del dimensionado se elegirá una capacidad igual a C dividida por K T. En la práctica, para pequeñas instalaciones no se suele efectuar corrección alguna por temperatura en el cálculo de la capacidad de la batería.
1.3.2 CÁLCULO DE LA POTENCIA DEL CAMPO GENERADOR El valor de E que se obtuvo con anterioridad es la energía que llega a los bornes de la batería y que procede del campo generador fotovoltaico.
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No obstante, entre los paneles y la batería existe un regulador que disipa parte de la energía que llega en forma de calor o a veces corta el suministro durante ciertos periodos. Por esto, la cantidad diaria de energía E P que deben generar los paneles será siempre mayor que E. En general, es difícil evaluar de forma precisa estas pérdidas de energía en el regulador, ya que dependen sobre todo del estado de carga de la batería que a su vez depende de cuál es el perfil de consumo diario. A falta de datos consideraremos que un 10 % de la energía que producen los paneles se disipará en el regulador y no se convertirá en energía útil, es decir, no llegará a los bornes de la batería.
Cuando una batería se encuentra totalmente cargada, el regulador no deja pasar la energía que están generando los paneles fotovoltaicos, disipándose en forma de calor si el regulador es de tipo paralelo, o cortando el suministro si es de tipo serie. De esta forma se evita la sobrecarga de la batería.
Por tanto: En instalaciones fotovoltaicas autónomas, se suele tomar un rendimiento del 90% en el regulador.
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Para poder evaluar la energía que un panel fotovoltaico es capaz de producir
diariamente
en
el
lugar
donde
esté
instalado,
introduciremos un nuevo concepto, el numero de horas de sol pico (H.S.P) de la localidad en cuestión, y que es el valor de la energía kH total incidente sobre una superficie inclinada de 1 m2 expresado en kWh, en lugar de MJ ( 1 kWh = 3.6 MJ).
La energía H en MJ que incide sobre 1 m2 de superficie horizontal en un día medio de cada mes en una determinada localidad, la obtendremos de la Tabla 5 del Anexo A y el factor de corrección k para superficies inclinadas a partir de la Tabla 9 de dicho anexo.
El significado de “horas de sol pico”, o bien “horas de sol a una intensidad de 1.000 W/m2 ” es: Desde que amanece hasta que se pone el Sol, la intensidad que recibe un panel fotovoltaico varia a lo largo del día. En un típico día soleado aumenta por la mañana, alcanzando su máximo a mediodía y disminuyendo por la tarde. Si sumamos toda la energía recibida por el panel fotovoltaico inclinado un cierto ángulo con respecto a la horizontal, se obtendría el valor de kH.
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A efectos de cálculos energéticos sería lo mismo suponer que el panel fotovoltaico durante un tiempo igual al número de horas de sol pico, H.S.P, recibe una intensidad constante de 1.000 W/m2, ya que el número de H.S.P coincide con el número de kWh de energía incidente durante todo el día, llegando en ambos casos al valor de kH. El proyectista buscará, en la medida de lo posible, que la inclinación de los paneles fotovoltaicos con respecto a la horizontal sea tal que la energía captada sea la máxima en el periodo de diseño.
Se indican a continuación los periodos de diseño habituales y la correspondiente inclinación β de los paneles que hacen que la energía captada sea máxima.
Periodo de Diseño Diciembre (invierno) Julio (verano) Anual φ
βopt φ + 10 φ – 10 φ + 10
Latitud del lugar en grados.
El periodo de diseño se establecerá en función de las necesidades de consumo y la radiación. Por ejemplo, en escenarios de consumo constante a lo largo del año, el criterio de “mes peor” corresponde con el de menor radiación, tomándose como periodo de diseño diciembre y la inclinación de los paneles será por tanto 10º superior a latitud del lugar. Si por el contrario se pretende maximizar la producción anual, como es el caso de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red, el periodo de diseño será todo el año y la inclinación de los paneles será 10 grados inferior a la latitud del lugar.
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La orientación del campo generador fotovoltaico deberá ser siempre hacia el
porque es la única en la que el aprovechamiento
anual de la radiación es máximo. Se podrá variar esta orientación por circunstancias especiales, como sombras, falta de espacio, etc.
Las pérdidas de radiación causadas por una orientación e inclinación del campo generador fotovoltaico distintas a las óptimas, y por sombreado, en el periodo de diseño, no serán superiores a los valores especificados en la siguiente tabla. Pérdidas de radiación del generador Inclinación y orientación Sombras Combinación de ambas
Valor máximo permitido (%) 20 10 20
Pérdidas de radiación de l campo generador fotovoltaico. Valores máximos permitidos.
El cálculo de estas pérdidas de radiación causadas por una inclinación y orientación del generador distintas a las óptimas, o por sombreado, se hará de acuerdo con anexo C. Para saber la energía diaria (teórica) que producirá cada panel fotovoltaico de potencia nominal P, inclinado un cierto ángulo
β
con
respecto a la horizontal en el lugar considerado en el mes más desfavorable del periodo de consumo, bastará multiplicar dicho valor P por el número de H.S.P. En el cálculo de la energía media diaria, además de la corrección por inclinación de paneles que ya hemos introducido, deberemos tener en cuenta y aplicar también las correcciones específicas (limpieza atmosférica, sombras, etc.).
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No se introducirá, sin embargo, el factor de corrección por radiación umbral, ya que la pérdida de energía que este efecto supone se puede considerar despreciable en este tipo de instalaciones.
El número de paneles a instalar estará dado por el cociente entre E P y la energía que realmente será capaz de producir cada panel a lo largo del día.
Introduciremos el factor de corrección 0.9, para tener en cuenta que generalmente los fabricantes de paneles nos garantizan una potencia mínima en condiciones estándar de medida un 10 % inferior a la nominal y para incluir otras pérdidas adicionales como las debidas a la posible suciedad, etc.
Normalmente, el número de paneles resultante al aplicar la fórmula anterior será un número decimal, por lo que se deberá redondear a un número entero por exceso, salvo en aquellos casos en que dicho resultado se aproxime mucho más a la cifra por defecto. Así, si para el modelo de panel seleccionado de potencia nominal P y tensión nominal 12 V, por ejemplo, se obtiene 2.7 paneles y nuestra instalación es de 12 V de tensión nominal, instalaríamos 3 paneles conectados en paralelo, pero si la tensión nominal de la instalación fuera de 24 V instalaríamos 4 paneles dispuestos en 2 ramas en paralelo y cada rama estaría formada por 2 paneles conectados en serie.
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Si por el contrario para el modelo de panel seleccionado de potencia nominal P y tensión nominal 12 V, por ejemplo, hubiésemos obtenido 2.1 paneles y nuestra instalación fuese de 12 V de tensión nominal, instalaríamos 2 paneles conectados en paralelo, pero si la tensión nominal fuera de 24 V instalaríamos también 2 paneles pero conectados en serie. La tensión nominal de una instalación fotovoltaica autónoma viene dado por la tensión nominal de las cargas de c.c., que coincide con al tensión nominal de nuestras baterías.
1.3.3 RESUMEN DEL PROCESO DE CÁLCULO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DEL ACUMULADOR Y DEL NUMERO DE PANELES NECESARIOS
Se indica a continuación de forma resumida el proceso seguido para la determinación de la capacidad de acumulación y número de paneles necesarios: 1. Partimos de la potencia necesaria en vatios para cada aparato de consumo y su numero medio de horas de funcionamiento en el día medio del mes más desfavorable. 2. Hallamos Et en Wh en el mes más desfavorable. 3. Elegiremos el número de días de autonomía N en función del tipo de instalación a partir de la Tabla 3, así como la profundidad de descarga PD admitida para el acumulador. También deberemos determinar el valor de la autodescarga diaria, si el fabricante nos suministra datos suficientes.
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4. Calculamos la energía necesaria
Kb =0.05 ; K a=0.005 ; (generalmente)
Kc
Kv
0 …. Si no existe convertidor, o si el rendimiento de este ya se ha tenido en cuenta para calcular la potencia real consumida por los aparatos afectados. 0.2… Cuando hay convertidor senoidal que afecta a todo el circuito de consumo 0.1…. Cuando el convertidor es de onda cuadrada. 0.15… Si las potencias de partida son las teóricas de cada aparato. 0.1 …. Si no se conocen los rendimientos. 0.05 … Si las potencias de partida son las reales consumidas en cada aparato, considerando de antemano las pérdidas.
5. Calculamos la capacidad útil de cada batería 6. Calculamos la capacidad nominal de la batería 7. Buscamos la energía H para el mes más desfavorable y el lugar en cuestión en la Tabla 5 del anexo A y, si procede, se corrige dicho valor según las condiciones de turbidez atmosférica. 8. Hallamos el número de horas de sol pico sobre superficie inclinada, H.S.P., mediante la ecuación
, siendo k
el coeficiente de corrección por inclinación de paneles que obtendremos a partir de la tabla 9 del anexo A. 9. La energía E P que deben producir los paneles será mayor que E, principalmente debido a las pérdidas por utilizar regulador. Luego:
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10. Calculamos el número de paneles necesarios de potencia nominal P mediante la expresión:
Aplicaciones de módulos de silicio amorfo en tienda de campaña.
1.3.4 EJEMPLO DE DIMENSIONADO Supongamos que se pretende proporcionar iluminación a una nave que contiene jaulas con aves y se quieren prolongar las horas de luz para sacar mayor rentabilidad a la granja. La iluminación extra que se desea estaría alrededor de seis horas en invierno y cuatro el resto de los meses del año, es decir, durante los meses de octubre, noviembre, diciembre y enero se proporcionarán tres horas de luz artificial antes de la salida del sol y tres horas después de la puesta, y en el resto de los meses, dos horas en cada uno de esos periodos de tiempo.
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El número de puntos de luz será de 15, situados justo encima de las jaulas para aprovechar al máximo los lúmenes producidos, y la potencia de cada uno será de 10 W en la lámpara fluorescente de 12 V de tensión nominal. La granja se encuentra situada en la provincia de Málaga. Se pide calcular y elegir la capacidad del acumulador y el número de paneles necesarios. Para nuestra elección disponemos de un distribuidor que nos oferta la familia de acumuladores Hoppecke OpzS y módulos fotovoltaicos SIEMENS Solar cuyas características se detallan a continuación:
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Tabla de características de los módulos Siemens Solar
Esquemas de dimensiones
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Tabla de características de los módulos Siemens Solar
Tipo de caja de conexión
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Calcularemos en primer lugar el consumo medio diario: Durante los meses de octubre a febrero tenemos seis horas de luz artificial, luego el consumo medio diario será:
El resto de los meses del año la iluminación se reduce a cuatro horas/día, con lo que tendremos:
Como la instalación funcionará durante todo el año, calcularemos la capacidad de acumulación y el número de paneles necesarios para garantizar que se satisface el consumo en el “mes peor” del periodo de diseño, que en este caso será diciembre.
El consumo medio diario en el mes de diciembre es E T = 900 Wh.
Procederemos a continuación a calcular el factor global de rendimiento de la instalación que, recuerda, venía dado por la expresión: Para ello necesitamos conocer el número de días de autonomía que vamos a dar a nuestra instalación y que obtendremos de la tabla 3. En dicha tabla nos indican que para instalaciones agrícolas y ganaderas el número de días de autonomía mínimo y máximo recomendados son 5 y 10 respectivamente. Para nuestra instalación, situada en la provincia de Málaga, parece razonable elegir 6 días de autonomía, N=6.
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Como proyectistas, fijaremos un valor de la profundidad de descarga del 50%, PD = 0.5. Fijándonos en las características del modelo de baterías que nos suministra el distribuidor vemos que la autodescarga mensual es inferior al 3%, y a partir de este dato se obtendrá el valor de K a:
Para el resto de coeficientes englobados en el factor global de rendimiento de la instalación R, al carecer de datos tomaremos los valores por defecto, es decir: Coeficientes
de pérdidas por rendimiento en el acumulador, k b =
0.05.
Coeficiente
de otras pérdidas, k v =0.15.
Coeficiente
de pérdidas en el inversor, k c =0 (no existe inversor, al
ser la iluminación de la granja en c.c.). El factor global de rendimiento de la instalación será igual a:
Con este valor hallaremos la energía E necesaria diariamente:
La capacidad útil de la batería será: Y expresada en Ah : La capacidad nominal :
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Con este dato, vemos que el modelo Hoppecke 8OPzS con capacidad C100 = 1200 Ah se ajusta a nuestra necesidades. Elegiremos una batería Hoppecke de plomo – ácido con carcasa de plástico transparente formada por 6 vasos o elementos conectados en serie modelo 8OpzS, cada vaso o elemento con una capacidad de 1.200 Ah.
Un vaso o elemento de plomo – ácido tiene una tensión nominal de 2 V, por lo que para obtener una batería de 12 V de tensión nominal se necesitarán 6 de estos vasos o elementos conectados en serie.
Una vez calculada la capacidad de acumulación y seleccionado el modelo de batería que se adecúa a nuestras necesidades, precederemos a calcular el número de paneles fotovoltaicos necesarios. Para ello necesitamos conocer la energía en MJ que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio del mes más desfavorable del periodo de utilización que podemos obtener a partir de la tabla 5 anexo A.
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Como las granjas suelen estar situadas en lugares alejados de núcleos urbanos, corregiremos el valor anterior y lo multiplicaremos por 5%,obteniendo un valor de H corregido por limpieza de aire igual a:
El siguiente paso será calcular el número de horas de sol pico, H.S.P., recordando que siempre estamos efectuando los cálculos refiriéndonos al “mes peor”, es decir, diciembre.
La latitud de Málaga la podemos obtener a partir de la tabla 1 del anexo A y valdrá 36.7º, al ser el periodo de diseño diciembre, la inclinación de los paneles deberá ser 10º mayor que la latitud del lugar, es decir, 46.7 º. Elegiremos
pues
una
inclinación
para
nuestros
paneles
fotovoltaicos de 45º.
Conocida la latitud del lugar y la inclinación de los paneles, podremos obtener a partir de la tabla 9 del anexo C, el factor de corrección k por la inclinación de paneles para el “mes peor”.
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De la tabla de latitud 37° para una inclinación de 45°, la k del mes de diciembre será: Ahora hallaremos el valor de H.S.P. con el de H corregida:
La cantidad diaria de energía EP que tendrán que suministrar los paneles será:
Llegamos a este punto, ya podemos calcular el número de paneles a instalar. Si elegimos el modelo Siemens SR100 tendremos:
Elegiremos 4 paneles Siemens Solar modelo SR100 de 12 voltios de tensión nominal conectados en paralelo.
La elección de la potencia nominal del panel a instalar queda siempre a criterio del proyectista. En función de la potencia del panel seleccionado se deberán
instalar más o menos paneles. Se
recomienda, en general, instalar el menor número de paneles posible con objeto de reducir las pérdidas por interconexionado de los mismos.
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1.3.5 DIMESIONADO DEL RESTO DE ELEMENTOS DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA : REGULADOR, INVERSOR Y CABLEADO Una vez se ha diseñado la instalación y se han calculado el número de paneles y la capacidad de acumulación, se efectúa el dimensionado del resto de los elementos de la instalación : regulador, inversor (si existen cargas en c.a) y secciones de cableado. 1.3.5.1 Cálculo y elección del regulador El regulador de carga que se seleccione deberá ser de una tensión nominal igual a la tensión nominal de nuestra instalación, que recordemos viene fijada por la tensión de las cargas de consumo de c.c que coincide con la del sistema de acumulación.
Además, deberá resistir sin daño una sobrecarga simultánea a la temperatura ambiente máxima de: Corriente
en la línea del generador: un 25% superior a la corriente
de cortocircuito, del generador fotovoltaico, en condiciones estándar de medida. Corriente
en la línea de consumo: un 25% superior a la corriente
máxima de la carga de consumo. Si tenemos varias cargas de consumo en la elección del regulador habrá que tener en cuenta si todas las cargas funcionan de forma simultánea (al mismo tiempo) o no, ya que esto influirá en la corriente en la línea de consumo.
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1.3.5.1.1 Ejemplo de cálculo Vamos a calcular cuál será el regulador que necesitaremos instalar para la instalación fotovoltaica que vimos anteriormente, la que proporcionaba iluminación a una nave que contenía jaula con aves. Nuestro distribuidor nos suministra la familia de reguladores STECA SOLARIX TAROM cuyas características se detallan a continuación.
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Si nos fijamos vemos que dos de los modelos de esta gama de reguladores son aptos tanto para 12 como para 24 V. Calcularemos a continuación la corriente de cortocircuito de nuestro generador fotovoltaico en condiciones estándar de medida. Las características eléctricas del panel Siemens Solar SR100 son: Tensión
nominal : 12 V. Potencia máxima, Pmáx :100 Wp. Corriente Tensión
máxima, Vmáx : 17 V.
Corriente Tensión
máxima, Imáx: 5.9 A. de cortocircuito, Isc: 6.25 A.
de circuito abierto: V OC : 21.6 V.
Nuestra instalación está formada por cuatro paneles SR100 conectados en paralelo. La intensidad de cortocircuito del campo generador en este caso será:
Si aplicamos el factor de seguridad del 25%, el regulador seleccionado deberá soportar al menos una corriente 1.25 veces superior a la corriente de cortocircuito del campo generador, es decir,
.
La corriente que consumen 15 puntos de luz situados encima de las jaulas será:
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Aplicando al factor de seguridad del 25%, el regulador que elijamos deberá soportar al menos una corriente 1.25 veces superior a la corriente máxima de las cargas de consumo que funcionen simultáneamente, es decir, En nuestra instalación los 15 puntos de luz se encienden y se apagan a la vez, es decir, funcionan de forma simultánea.
El regulador modelo TAROM 230 de la familia STECA SOLARIX Tarom tiene una corriente de cortocircuito de 35 A y una corriente de carga máxima de 35 A, por lo que elegiremos este modelo para nuestra instalación, ya que resiste las corrientes en las líneas de generación y consumo.
Elegiremos un regulador Steca Solarix TAROM 230.
1.3.5.2 Cálculo y elección del inversor. En la anterior unidad vimos que siempre que en una instalación fotovoltaica tengamos que alimentar consumos en c.a, será necesaria la utilización de un inversor. Para la elección del inversor se tendrá en cuenta:
La tensión nominal de funcionamiento de la instalación.
El tipo de consumos de c.a (cos φ).
La potencia de los consumos de c.a que funcionen de forma simultánea.
La potencia de arranque de los consumos de c.a que funcionen al mismo tiempo.
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Algunos tipos de cargas, como, por ejemplo los motores, demandan potencias superiores a su potencia nominal durante un cierto intervalo de tiempo. El inversor deberá ser capaz de suministrar dicha potencia , durante el tiempo que dure el arranque, ya que en caso contrario no se pondrá en funcionamiento la carga.
Nuestro inversor seleccionado será de la misma tensión que la tensión nominal de la instalación, tendrá una potencia nominal de salida igual o superior a la suma de todas las potencias de los consumos de c.a que funcionen de forma simultánea y será capaz de proporcionar durante un cierto intervalo de tiempo la potencia de arranque que demandan dichos consumos.
Características de la familia de inversores senoidales ASP
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De la figura anterior vemos que, por ejemplo, el modelo TC PICCOLO 200 tiene una potencia nominal de salida de 300 VA, una tensión nominal de entrada de 12 V, es adecuado para cargas con cos φ comprendidas entre 0.5 y 1 y admite una sobrecarga puntual de un 300% de la potencia nominal. Debemos tener en cuenta que el considerar la potencia de arranque de los consumos que funcionan al mismo tiempo no implica que debamos elegir un inversor de potencia nominal que nos pueda dar la potencia de arranque continuamente, sino que sea capaz de proporcionar dicha potencia solo durante un cierto periodo de tiempo.
Recordar también que la potencia de arranque de un aparato dependerá del aparato en cuestión y deberá ser el fabricante del mismo quien nos proporcione esta información.
1.3.5.3 Cálculo de la sección de los conductores Identificar y conocer las peculiaridades de los diferentes circuitos eléctricos que forman parte de una instalación fotovoltaica autónoma es algo muy importante de cara al análisis y comprensión de la misma. Los circuitos principales que nos podemos encontrar en una instalación de este tipo se describen en la tabla siguiente.
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SISTEMA FOTOVOLTAICO AUTÓNOMO
Campo generador fotovoltaico-regulador Regulador-batería Batería-inversor Consumo en c.c Consumo en c.a
. Circuitos eléctricos principales de una instalación fotovoltaica autónoma.
Las características más importantes de los circuitos presentes en instalaciones fotovoltaicas autónomas se recogen en la Tabla 6.
Campo FVRegulador Continua Terminales principales del campo FV y terminales correspondientes en el regulador.
Regulador – Batería Continua Terminales principales de la batería y terminales correspondientes en el regulador.
CABLEADO
Cable bipolar bajo tubo (al aire o enterrado)
Dos cables unipolares al aire o bajo canaleta.
TENSIÓN
12, 24 ó 48 V
12, 24 ó 48 V
CORRIENTE LIMITES
Batería – Consumo Consumo Inversor en c.c en c.a Continua Continua Alterna Terminales Desde Desde principales de terminales terminales la batería y correspondie de salida del terminales de ntes en el inversor entrada del regulador hasta inversor. hasta elemento de elemento de consumo o consumo o toma de toma c.c. corriente c.a. Dos cables Cada línea: Cada línea: unipolares al cable bipolar cable aire o bajo empotrado o bipolar canaleta. bajo empotrado o canaleta. bajo canaleta. 12, 24 ó 48 V 12, 24 ó 48 230 V V
Límites, tipo de cable utilizado y tensiones habituales de los circuitos eléctricos de instalaciones fotovoltaicas.
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Para evitar las caídas de tensión y calentamiento excesivos la sección de los conductores en la instalación será la adecuada. Para ello el conductor en cualquier condición de trabajo deberá tener la sección suficiente para la caída de tensión sea inferior a los valores mostrados en la siguiente tabla, en referencia a la tensión de la instalación fotovoltaica. Caída de tensión máxima entre generador y regulador
3%
Caída de tensión máxima entre inversor y batería
1%
Caída de tensión máxima entre regulador e inversor.
1%
Caída de tensión máxima entre regulador y batería
1%
Caída de tensión máxima entre inversor / regulador y cargas
3%
Máximas caídas de tensión admisibles en % para instalaciones solares fotovoltaicas autónomas.
Es frecuente que los terminales principales del campo generador FV resulten de la conexión en paralelo de varias ramas de módulos, constituyendo cada una de ellas un circuito generador eléctrico secundario son su correspondiente intensidad. En estos casos, la caída de tensión señalada será la suma correspondiente a los circuitos generadores secundarios, más la correspondiente al circuito generador principal, si existe, desde la caja de conexiones principal hasta el regulador. Todo el cableado de una instalación fotovoltaica cumplirá con lo establecido en la legislación vigente recogida en el Reglamento Electrotécnico para Baja tensión y sus instrucciones técnicas complementarias.
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Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán separados, protegidos y señalizados ( códigos de colores, etiquetas, etc.). Las técnicas más utilizadas para la identificación de la polaridad del cableado son utilizar cables de distintos colores o marcar las terminaciones de los mismos con cinta de distinto color. Esto último se aplica principalmente en los casos en que no existen en el mercado cables de distintos colores para las secciones de diseño resultantes. En la tabla siguiente se puede ver el código de colores habituales en instalaciones fotovoltaicas. POLARIDAD Positiva Negativa
COLOR Rojo Negro
Códigos de colores habituales en instalaciones fotovoltaicas.
Para conductores de cobre la sección de los cables para corriente continua y para alterna monofásica se calculará mediante la expresión: Donde: S: Sección en mm2. L : Longitud en m. 56 : Conductividad del cobre. i: Intensidad en amperios. ∆V: Máxima caída de tensión admisible en voltios. Conocida la máxima caída de tensión admisible en %, si queremos expresarla en voltios se dividirá entre 100 y el resultado obtenido se multiplicará por la tensión nominal de la instalación.
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A diferencia de los sistemas de electrificación convencionales, las instalaciones fotovoltaicas se suelen instalar en sitios donde dicha instalación no estaba prevista. Por esta causa, lo habitual es que el tendido del cableado se realice a la vista, sujeto a los muros y paredes existentes (con grapas, bridas o bajo canaletas), o bien enterrado (bajo tubo) cuando no existan elementos de edificación que faciliten dicha sujeción.
Ejemplo de cableado interior de instalaciones fotovoltaicas.
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