Instalaciones Solares Fotovoltaica solucionario EDITEX

ÍNDICE UNIDAD 1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ................................................................. 3 ACTIVIDADES PÁG. 9 ................... ......... ................... .................. ................... ................... ................... ................... .................. .................. ......... 3 ACTIVIDADES PÁG. 11 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ................ ....... 3 ACTIVIDADES PÁG. 13 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ................ ....... 3 ACTIVIDADES PÁG. 18 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ................ ....... 4 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 40 ............... .................. ......... ................... ................... ................... ................... ............. .... 4 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 41 ................................. 10 UNIDAD 2. BATERÍAS O ACUMULADORES ........................................................... 11 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 86 ............... .................. ......... ................... ................... ................... ................... ........... .. 11 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 87 ................................. 15 UNIDAD 3. REGULADORES E INVERSORES ......................................................... 16 ACTIVIDADES PÁG. 97 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... .............. ..... 16 ACTIVIDADES PÁG. 104 104 ................... .......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ........... .. 17 ACTIVIDADES PÁG. 119 119 ................... .......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ........... .. 18 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 120 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 19 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 121 ............................... 26 UNIDAD 4. INSTALACIONES INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS FOTOVOLTAICAS (I) ........ .................. ................... .................. ................... .............. 27 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 158 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 27 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 159 ............................... 35 UNIDAD 5. INSTALACIONES INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS FOTOVOLTAICAS (II) ......... .................. ................... ................... .................. ........... 36 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 194 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 36 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 195 ............................... 45 UNIDAD 6. ENERGÍAS RENOVABLES .................................................................... 46 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 222 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 46 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 223 ............................... 49

INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS FOTOVOLTAICAS

SOLUCIONES DE LAS ACTIVIDADES

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ÍNDICE UNIDAD 1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ................................................................. 3 ACTIVIDADES PÁG. 9 ................... ......... ................... .................. ................... ................... ................... ................... .................. .................. ......... 3 ACTIVIDADES PÁG. 11 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ................ ....... 3 ACTIVIDADES PÁG. 13 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ................ ....... 3 ACTIVIDADES PÁG. 18 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ................ ....... 4 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 40 ............... .................. ......... ................... ................... ................... ................... ............. .... 4 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 41 ................................. 10 UNIDAD 2. BATERÍAS O ACUMULADORES ........................................................... 11 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 86 ............... .................. ......... ................... ................... ................... ................... ........... .. 11 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 87 ................................. 15 UNIDAD 3. REGULADORES E INVERSORES ......................................................... 16 ACTIVIDADES PÁG. 97 .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... .............. ..... 16 ACTIVIDADES PÁG. 104 104 ................... .......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ........... .. 17 ACTIVIDADES PÁG. 119 119 ................... .......... ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ........... .. 18 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 120 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 19 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 121 ............................... 26 UNIDAD 4. INSTALACIONES INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS FOTOVOLTAICAS (I) ........ .................. ................... .................. ................... .............. 27 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 158 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 27 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 159 ............................... 35 UNIDAD 5. INSTALACIONES INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS FOTOVOLTAICAS (II) ......... .................. ................... ................... .................. ........... 36 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 194 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 36 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 195 ............................... 45 UNIDAD 6. ENERGÍAS RENOVABLES .................................................................... 46 ACTIVIDADES FINALES FINALES PÁG. 222 .............. ................... .......... .................. ................... ................... .................. ........... 46 ACTIVIDADES FINALES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 223 ............................... 49



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UNID D 1. M DULOS FOTOVOLTAIC S ACTIVIDADES P G. 9 1. Bu ca en un mapa, atl as o pági na web d lon lo n itud de tu localidad.

informa ión geogr áfica, la l titud y

En ttp://www .multimap .com/ bas a con intr ducir el no bre de la localidad y el país. Por ejemplo, p ra Alcalá e Henares (Spain), devuelve: Ma information: Lat: 40: 9:10N (40. 8613). Lo : 3:22:17

(-3.37143).

La informació proporci nada de las coorde adas geográficas viene expre ada en not ción sexagesimal y, entre paréntesis, en no ación deci al.

ACTIVIDADES P G. 11 2. Co prueba el valor má imo de la declinació n en los s lsticios (v éase éase la fig fi g ura 1.2) utili zando la f rmula 1. Par el solsticio del 21 apli amos la fó rmula 1:

δ = 23, 45 ⋅ sen ⎜ 360 ⋅

e junio, el valor del día del añ

284 + dn ⎞

284 284 + 172 172 ⎞ ⎛ = 23, 45 ⋅ sen⎜ 360 ⋅ ⎟ ⎟ 365 ⎠ 365 ⎠ ⎝

es

dn

23, 45 ⋅ se

Par el solstici o del 21 d diciembre, el valor d l día del año es apli amos la fó rmula 1:

⎛ ⎝

δ = 23,45 ⋅ sen⎜ 60 ⋅

= 172, con este dato

dn =

(360 ⋅1,25 ) = 23, 45º 355, con este dato

284 + d n ⎞

28 + 355 ⎞ ⎛ ⎟ = 23,45 ⋅ en⎜ 360 ⋅ ⎟ = 23,45 ⋅ sen(360 ⋅ 1,75) = −23,45º 365 ⎠ 365 ⎠ ⎝

3. Co prueba el valor nul de la de linación en los equi occios (v éase la fig ura 1.2) utili zando la f rmula 1. Par el equinoccio del 21 de marzo, el valor d el día del apli amos la fó rmula 1:

⎛ ⎝

δ = 23,45 ⋅ sen⎜ 60 ⋅

ño es

dn

284 + d n ⎞

28 + 80 ⎞ ⎛ ⎟ = 23,45 ⋅ en⎜ 360 ⋅ ⎟ = 23 45 ⋅ sen(360 ⋅ 1) = 0º 365 ⎠ 65 ⎠ ⎝

Par el equino ccio del 22 de septie bre, el valor del día del año es dat aplicamo la fórmula 1:

⎛ ⎝

δ = 23,45 ⋅ sen⎜ 60 ⋅

80, con este dato

dn =

266, on este

284 + d n ⎞

28 + 266 ⎞ ⎛ ⎟ = 23,45 ⋅ en⎜ 360 ⋅ ⎟ = 23,45 ⋅ sen(360 ⋅ 1,5) = 0º 365 ⎠ 365 ⎠ ⎝

ACTIVIDADES P G. 13 4. Utiliiza la fórm ula 2 para calcular la inclinació n óptima e un gene rador foto oltaico con co n ectado a l a red situ do en un a latitud 41º N y co prueba el resultad con el val r propues to en la ta la 1.1. Aplicando la fó rmula 2 co el dato de la latitud: β opt = 3,7 + 0,69 ⋅ φ = ,7 + 0,69 ⋅ 1 = 32 º En la tabla 1.1, para un g nerador c nectado a la red: β opt = φ − 10 = 41 − 10 = 31º Un diferencia de 1º en la inclinación se consid ra desprec iable. INSTALA IONES SOLA ES FOTOVOLTAICAS

SOLUCI NES DE LAS CTIVIDADES

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ACTIVIDADES PÁG. 18 5. Utiliza la tabla 1.2 para calcular calcular la irradiación en el mes de julio sobre una superficie situada en Madrid, inclinada 30º y orientada al Sur. Buscamos en la tabla 1.2, en la columna de inclinación, la fila de 30º y en la columna de julio obtenemos una irradiación irradiación global diaria de 24764 kJ/(m²·día). kJ/(m²·día). Convertimos el dato a kW·h/ (m²·día): 24764

Gdm (30º )

3600

6,87 kW ·h /(m2 día)

La irradiación en el mes de julio que tiene 31 días será: Gm (30º )

31 Gdm (30º )

31 6,87

212,97 kW ·h / m2

6. Utiliza la tabla 1.3 para calcular la irradiación irradiación en una superficie horizontal horizontal situada en Badajoz, en el trimestre que va de junio a agosto. De la tabla 1.3, para Badajoz se obtiene el valor medio mensual de la irradiación global diaria horizontal en los meses de junio, julio y agosto: Gdm (0) jun = 6,48 kW·h/(m 2·día); Gdm (0) jul = 6,64 kW·h/(m 2·día); Gdm (0)ago = 5,87 kW·h/(m2·día). Se obtienen las irradiaciones de cada mes: 30 6,48 194,4 kW ·h / m2

Gm (0) jun

30 Gdm (0) jun

Gm (0) jul

31 Gdm (0) jul

31 6,64

Gm (0)ago

31 Gdm (0)ago

31 5,87 181,97 kW ·h / m2

205,84 kW ·h / m2

Irradiación total del trimestre: Gtrimestral (0)

Gm (0) jun

Gm (0) jul

Gm (0) ago

194,4

582,21 kW ·h / m2

205,84 181,97

ACTIVIDADES FINALES PÁG. 40 1. Utiliza la carta solar solar de la figura 1.10 1.10 para determinar determinar la elevación elevación y el acimut solar solar de una localidad de latitud l atitud 38º en los siguientes días y horas: a) El día 21 de febrero a las 8 AM. b) El día 21 de octubre las 12. c) El día 21 de noviembre a las 4 PM. a) Día 21 de febrero a las 8 AM: Elevación solar b) Día 21 de octubre a las 12: Elevación solar

s =

s =

15º. Acimut Acimut solar

42º. Acimut solar

s =

s =

-60º.

0º.

c) Día 21 de noviembre a las 4 PM: Elevación solar s = 10º. Acimut Acimut solar

s =

55º.

2. Utilizando los datos de la tabla 1.3, 1.3, calcula la inclinación óptima de la superficie de un generador fotovoltaico de uso anual situado en Ourense. De la tabla 1.3, para Ourense se obtiene: Latitud, = 42,33º Inclinación óptima: opt

3,7 0,69

3,7 0,69 42,33 32,91º



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3. Utilizando los datos de la tabla 1.3, calcula la irradiación global en una superficie horizontal situada en Salamanca, en el trimestre que va de noviembre a enero. De la tabla 1.3, para Salamanca se obtiene el valor medio mensual de la irradiación global diaria horizontal en los meses de noviembre, diciembre y enero: Gdm (0) nov = 1,70 kW·h/(m2·día); Gdm (0)dic = 1,35 kW·h/(m2·día); Gdm (0)ene = 1,62 kW·h/(m2·día). Se obtienen las irradiaciones de cada mes: 30 1,70 51 kW ·h / m2

Gm (0) nov

30 Gdm (0)nov

Gm (0)dic

31 Gdm (0)dic

31 1,35

Gm (0)ene

31 Gdm (0)ene

31 1,62 50,22 kW ·h / m2

41,85 kW ·h / m2

Irradiación total del trimestre: Gtrimestral (0)

Gm (0) nov

Gm (0)dic

Gm (0)ene

51 41,85 50,22 143,07 kW ·h / m2

4. Calcular la irradiación global anual que recibe una superficie con inclinación óptima y acimut cero instalada en Jaén. Utiliza los datos de la tabla 1.3 para obtener los datos de partida. De la tabla 1.3, para Jaén se obtiene: Latitud, = 37,77º. Valor medio anual de la irradiación global diaria horizontal, Gda (0) = 4,40 kW·h/ (m2 · día). Inclinación óptima: 3,7 0,69

opt

3,7 0,69 37,77

29,76º

Irradiación global anual horizontal: Ga (0)

365 4,40 1606 kW ·h / m2

365 Gda (0)

Irradiación global anual para la superficie con inclinación óptima: Ga (

opt

)

Ga (0) 1 4,46 10

1822,2 kW ·h / m

4 opt

1606 1,19 10

4

2 opt

1 4,46 10

4

29,76 1,19 10

4

29,76

2

2

5. Calcular la irradiación global anual sobre una superficie situada en Granada, con una inclinación de 35º y un acimut de 20º. Utiliza los datos de la tabla 1.3 para obtener los datos iniciales. De la tabla 1.3, para Granada se obtiene: Latitud, = 37,18º. Valor medio anual de la irradiación global diaria horizontal, Gda (0) = 3,85 kW·h/(m 2·día). Inclinación óptima: 3,7 0,69

opt

3,7 0,69 37,18

29,35º

Irradiación global anual horizontal: Ga (0)

365 3,85 1405,25 kW ·h / m2

365 Gda (0)

Irradiación global anual para la superficie con inclinación óptima: Ga (

opt

)

Ga (0) 1 4,46 10

4 opt

1,19 10

INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS

1405,25 4

2 opt

1 4,46 10

4

29,35 1,19 10

4

2

29,35


1588,9 kW ·h / m

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2

Factor de irradiación para la superficie inclinada 35º y un acimut de 20º: FI 1 [1,2 10

4

(

opt

)2

3,5 10

5

2

] 1 [1,2 10

4

(35 29,35) 2

3,5 10

5

202 ]

0,9821

Irradiación global anual para la superficie inclinada 35º y un acimut de 20º: Ga (20,35) FI Ga (

opt

0,9821 1588,9 1560,5 kW ·h / m2

)

6. Determinar la temperatura de las células de un módulo fotovoltaico tipo SW160 de Solarworld, cuyas características se pueden obtener en la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad, cuando está a una temperatura ambiente de 25 ºC y recibe una irradiancia de 1000 W/m2. De la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico para este módulo se obtiene el dato para la temperatura de operación nominal de la célula ( TONC ) de 46 ºC. La temperatura de las células será: T c

T a

G

TONC 20

25 1000

800

46 20 800

57,5 º C

7. Se dispone de un módulo fotovoltaico tipo BP3200, de la marca BP Solar cuyas características se pueden obtener en la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad, del que se quiere conocer, en las condiciones indicadas, el valor de los parámetros siguientes: a) Tensión de circuito abierto cuando la temperatura del módulo es de –10 ºC. b) Tensión en el punto de máxima potencia cuando la temperatura del módulo es de 70 ºC. c) Intensidad de cortocircuito cuando la temperatura del módulo es de 70 ºC. d) Potencia máxima más desfavorable en función de la tolerancia de producción. e) Calcular la potencia de salida del módulo a 70 ºC, utilizando como dato de potencia máxima la obtenida en el apartado anterior. Datos necesarios obtenidos de la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico: P máx = 200 W; U oc = 36,1 V; I sc = 8,1 A; U mpp = 28,6 V; tolerancia de producción = 3%; = 0,065%/ºC; = -0,36%/ºC; = -0,5%/ºC. a) Como el coeficiente de tensión-temperatura está especificado en valor relativo lo convertimos a valor absoluto: (%) 100

U oc

0,36 100

36,1

0,1299

0,13 V / º C

Valor de la tensión de circuito abierto a -10 ºC: U oc(

10º C )

U oc

(T 25)

36,1 ( 0,13) ( 10 25)

36,1 4,55 40,65 V

b) Valor de la tensión en el punto de máxima potencia a 70 ºC: U mpp(70º C )

U mpp

(T 25)

28,6 ( 0,13) (70 25)

28,6 5,85

22,75 V

c) Como el coeficiente de intensidad-temperatura está especificado en valor relativo lo convertimos a absoluto: (%) 100

I sc

0,065 100

8,1

5,265 10


3

5,265 mA / º C


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Valor de la corriente de cortocircuito a 70 ºC: I sc ( 70 º C )

I sc

(T 25)

8,1 (5,256 10 3 ) (70 25)

8,1 02365 8,336 A

d) Potencia máxima más desfavorable en función de la tolerancia de producción: P máx(

)

t (%)

P máx 1

100

200 1

3 100

194 W

e) Convertimos a absoluto el coeficiente de potencia-temperatura que está especificado en valor relativo: (%) 100

I sc

0,5 100

200

1 W / º C

Valor de la potencia más desfavorable a 70 ºC: P máx(70º C )

P máx(

)

(T 25) 194 ( 1) (70 25) 194 45 149 W

8. Un generador fotovoltaico tiene tres módulos conectados en serie, tipo KD135GH2PU de Kyocera, cuyas características se pueden ver en la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad. Obtener los siguientes parámetros del generador: a) Tensión, intensidad y potencia en el punto de máxima potencia. b) Intensidad de cortocircuito y tensión de circuito abierto. c) Coeficientes de tensión-temperatura e intensidad-temperatura. Datos de necesarios obtenidos de la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico: P máx = 135 W; U oc = 22,1 V; I sc = 8,37 A; U mpp = 17,7 V; I mpp = 7,63 A; = 5,01 mA/ºC; = -80 mV/ºC. a) Tensión máxima del generador : U G mpp N s U mpp 3 17,7 53,1V Intensidad máxima del generador: I G mpp I mpp Potencia máxima: P G máx N s N p P máx b) Intensidad de cortocircuito: I G sc I sc

7,63 A

3 1 135 405 W 8,37 A

Tensión de circuito abierto: U G oc N s U oc

3 22,1 66,3 V

c) Coeficiente intensidad-temperatura del generador:

G

Coeficiente tensión-temperatura del generador:

N s

G

5,01 mA /º C 3 ( 80)

240 mV /º C

9. Un generador fotovoltaico tiene seis módulos conectados en paralelo, tipo PW6123 de Photowatt, cuyas características se pueden ver en la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad. Calcular los siguientes parámetros del generador: a) Tensión, intensidad y potencia en el punto de máxima potencia. b) Intensidad de cortocircuito y tensión de circuito abierto. c) Coeficientes de tensión-temperatura e intensidad-temperatura.



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Datos de necesarios obtenidos de la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico: P máx=110W; = 2,085 mA/ºC; = -79 mV/ºC. U oc = 21,7 V; I sc = 6,9 A; U mpp = 17,2 V; I mpp = 6,4 A; a) Tensión máxima del generador: U G mpp U mpp 17,2 17,2 V Intensidad máxima del generador: I G mpp N p I mpp

6 6,4

38,4 A

Potencia máxima: P G máx N s N p P máx 1 6 110 660 W b) Intensidad de cortocircuito: I G sc N p I sc Tensión de circuito abierto: U G oc U oc

6 6,9

41,4 A

21,7 V

c) Coeficiente intensidad-temperatura del generador: G

N p

6 2,085 12,51 mA /º C

Coeficiente tensión-temperatura del generador:

G

79 mV /º C

10. Un generador fotovoltaico tiene cuatro ramas en paralelo cada una con seis módulos en serie del tipo IS-210 de Isofotón, cuyas características se pueden ver en la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad. Obtener los siguientes parámetros del generador: a) Tensión, intensidad y potencia en el punto de máxima potencia. b) Intensidad de cortocircuito y tensión de circuito abierto. c) Coeficientes de tensión-temperatura e intensidad-temperatura. Datos de necesarios obtenidos de la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico: P máx = 210 W; U oc = 59,1 V; I sc = 4,77 A; U mpp = 47,9 V; I mpp = 4,38 A; = 0,0294%/ºC; = 0,387%/ºC. a) Tensión máxima del generador: U G mpp N s U mpp 6 47,9 287,4 V Intensidad máxima del generador: I G mpp N p I mpp Potencia máxima: P G máx N s N p P máx

4 4,38 17,52 A

6 4 210 5040W

b) Intensidad de cortocircuito: I G sc N p I sc Tensión de circuito abierto: U G oc N s U oc

4 4,77 19,08 A 6 59,1 354,6 V

c) Convertimos a absoluto el coeficiente de intensidad-temperatura que está especificado en valor relativo: (%) 100

I sc

0,0294 100

4,77 1,402 10

3

1,402 mA / º C

Coeficiente intensidad-temperatura del generador: G

N p

4 1,402 5,608 mA /º C

Convertimos a absoluto el coeficiente de tensión-temperatura que está especificado en valor relativo: (%) 100

U oc

0,387 100

59,1

0,2287 V / º C

Coeficiente tensión-temperatura del generador: G

N s

6 ( 0,2287)


1,372 V /º C


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11. El generador fotovoltaico representado por el esquema de la figura 1.46, está formado por módulos tipo A-270P de Atersa, cuyas características se pueden ver en la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad. Obtener los siguientes parámetros del generador: a) Intensidades I M e I G en el punto de máxima potencia. b) Tensión U G en el punto de máxima potencia. c) Potencia máxima más desfavorable del generador en función de la tolerancia de producción.

Figura 1.46. Esquema del generador fotovoltaico.

Datos necesarios obtenidos de la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico: P máx = 270 W; = 0,05%/ºC; = -0,35%/ºC; U oc = 44,85 V; I sc = 8,06 A; U mpp = 35,8 V; I mpp = 7,54 A; tolerancia de producción: 5%. a) La intensidad I M es la intensidad de una rama que coincide con la de un módulo: I G

I mpp

7,54 A

La intensidad I G es la intensidad del generador: I G N p I mpp 3 7,54 22,62 A b) La tensión U G es la tensión del generador: U G N s U mpp 5 35,8 179V c) Potencia máxima del módulo con el valor de tolerancia más desfavorable: P máx(

)

P máx 1

t (%) 100

270 1

5 100

256,5 W

Potencia máxima más desfavorable del generador: P G máx N s N p P máx(

)

5 3 256,5 3847,5 W

12. Un generador fotovoltaico está formado por módulos fotovoltaicos tipo KD210GH2PU de la marca Kyocera, cuyas características se pueden obtener en la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad. El generador tiene cinco ramas en paralelo de diez módulos en serie cada una y se quiere conocer, en las condiciones indicadas, el valor de los parámetros siguientes del generador: a) Tensión de circuito abierto cuando la temperatura de los módulo es de –10 ºC. b) Tensión en el punto de máxima potencia cuando la temperatura del módulo es de 70 ºC. c) Intensidad de cortocircuito cuando la temperatura del módulo es de 70 ºC. d) Potencia máxima más desfavorable en función de la tolerancia de producción. e) Calcular la potencia de salida del módulo a 70 ºC, utilizando como dato de potencia máxima la obtenida en el apartado anterior. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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Datos necesarios obtenidos de la tabla 1.5 del apartado Mundo Técnico: P máx = 210 W; = 5,01 mA/ºC; = -120 mV/ºC; U oc = 33,2 V; I sc = 8,58 A; U mpp = 26,6 V; I mpp = 7,90 A; = -0,960 W/ºC; tolerancia de producción: 5%. a) Tensión de circuito abierto del generador: U G oc N s U oc 10 33,2 332 V Coeficiente de tensión-temperatura del generador: G

10 ( 120 10 3 )

N s

1,2 V /º C

Valor de la tensión de circuito abierto a -10 ºC: U G oc(

10º C )

U G oc

(T 25)

G

332 ( 1,2) ( 10 25)

332 42

374 V

b) Tensión máxima del generador: U G mpp N s U mpp 10 26,6 266 V Tensión máxima a 70 ºC: U G mpp(70º C )

U G mpp

G

(T 25)

266 ( 1,2) (70 25)

266 54

212 V

c) Intensidad de cortocircuito del generador: I G sc N p I sc 5 8,58 42,9 A Coeficiente de intensidad-temperatura del generador: G

N p

5 (5,01)

25,05 mA /º C

Intensidad de cortocircuito a 70 ºC: I G sc ( 70º C )

I G sc

G

(T 25)

42,9

(25,05 10 3 ) (70 25)

42,9 1,127

44,027 A

d) Potencia máxima del módulo con el valor de tolerancia más desfavorable: P máx(

)

P máx 1

t (%)

210 1

100

5 100

199,5 W

Potencia máxima más desfavorable del generador: P G máx

N s N p P máx(

)

10 5 199,5

9975W

e) Coeficiente de potencia-temperatura del generador: G

N s N p

10 5 ( 0,96)

48 W /º C

Valor de la potencia del generador más desfavorable a 70 ºC: P G máx( 70º C )

P G máx

G

(T 25)

9975 ( 48) (70 25)

9975 2160 7815W

ACTIVIDADES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 41 13. Los siguientes enlaces corresponden a organismos que proporcionan información sobre radiación solar en ámbitos regional, europeo y mundial. Recopila en una tabla los datos de irradiación mensual y anual sobre superficie horizontal que proporcionan para la ciudad de Málaga y compara los resultados: • Junta de Andalucía - Agencia Andaluza de Energía: http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/Radiacion/radiacion1.php • European Commission - Join Research Centre - Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS): http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php • NASA - Surface meteorology and Solar Energy: http://eosweb.larc.nasa.gov/sse Esta actividad tiene como objetivo que los alumnos/as se familiaricen con el manejo de las bases de datos de radiación solar disponibles en Internet y que comprueben las diferencias que puede haber entre distintas fuentes de información. Podrán comprobar que en los valores mensuales de irradiación puede haber diferencias importantes entre diferentes fuentes, sin embargo en los valores anuales las diferencias son muy pequeñas. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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UNIDAD 2. BATERÍAS O ACUMULADORES ACTIVIDADES FINALES PÁG. 86 1. Calcular el tiempo necesario para obtener 300 g de Cu electrolítico con una intensidad de 10 A, si se alimenta una cuba electrolítica de sulfato de cobre (CuSO4) como la de la figura 2.5 con una tensión de CC de 24 V. Comparar para 5 A y para 20 A. De la fórmula [1] tenemos p = c · Q = c · I · t y en la tabla 2.3 vemos que el equivalente electroquímico del Cu es: c = 0,329 mg/(A s). Despejando el tiempo tenemos: a) Con I = 10 A  t = p / c · I = 300 g / [0,329 · 10-3 g/(A.s) · 10 A] = 91185 s = 25,33 h b) Con I = 5 A



t = p / c · I = 300 g / [0,329 · 10-3 g/(A.s) · 5 A] = 182371 s = 50,66 h

c) Con I = 20A  t = p / c · I = 300 g / [0,329 · 10-3 g/(A.s) · 200 A] = 4559 s = 1,26 h

2. Calcular la energía eléctrica necesaria para obtener 300 g de Cu electrolítico con una intensidad de 10 A, si se alimenta una cuba electrolítica de sulfato de cobre (CuSO4) como la de la figura 2.5 con una tensión de CC de 24 V. Comparar para 5 A y para 20 A. Para calcular la energía utilizamos los tiempos obtenidos en la actividad 1: a) Con I = 10 A  W = U · I · t = 24 · 10 · 25,33 = 6079 W·h = 6,079 kW·h b) Con I = 5 A  W = U · I · t = 24 · 5 · 50,66 = 6079 W·h = 6,079 kW·h c) Con I = 20A  W = U · I · t = 24 · 200 · 1,26 = 6048 W·h = 6,048 kW·h

3. En la siguiente tabla completa una columna con la resistividad expresada en Ω· m2 /m. Resistividad (ρ) en Líquido Ω · mm2 /m 2 Ω · cm /cm Agua absolutamente pura 25 · 106 2,5 · 1011 22,6

22,6 · 10 4

Disolución saturada de carbonato sódico

12

12 · 10 4

Cloruro sódico o sal común (1,6%)

5,2

5,2 · 10 4

Disolución de sosa (1,5%)

2,9

2,9 · 10 4

Disolución saturada de sal de amoniaco

2,56

2,56 · 10 4

Disolución de ácido sulfúrico (8%)

1,12

1,12 · 10

Disolución de ácido sulfúrico (10%)

0,85

8500

0,0000958 = 95,8.10-6

0,958

Disolución de sulfato de cobre (1,8%)

Mercurio

Para convertir en Ω · mm2/m, los Ω · cm2/cm indicados en la tabla es suficiente con

multiplicar por 10 4.



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4. Describe seis características que deben tener los electrodos de un acumulador. Elevada resistencia mecánica: factor determinante, tanto por su dureza (para aguantar procesos de estampado), como para poder soportar las vibraciones solicitadas en su funcionamiento. Elevada conductividad eléctrica: para reducir su resistencia interna y por tanto las pérdidas. Elevada sobretensión de desprendimiento de gases. Durante la carga y la descarga el desprendimiento de oxígeno (O 2) en la placa positiva, y el desprendimiento de hidrógeno en la placa negativa, consume agua (H 2O) que reduce el nivel del electrólito por lo que se hace necesario que el aleante no favorezca la formación de gases. Buena adherencia en la intercara rejilla-material activo. Evita el desprendimiento de la materia activa en funcionamiento con las vibraciones durante el proceso de carga-descarga. Buena resistencia frente a la corrosión anódica de la rejilla positiva: para evitar la reducción de la sección de conducción y minimizar pérdidas energéticas. Colabilidad: para evitar las grietas en las rejillas. Peso: por no intervenir en el proceso de conversión energética conviene que sea el menor posible.

5. Describe al menos tres propiedades del material activo, anódico y catódico de los acumuladores. Elevada tensión. Bajo peso: para no favorecer, por gravedad, el desprendimiento del material activo de la rejilla. Adecuada porosidad y alta cohesión: con distintos aditivos sobre fibra de vidrio o poliester. Elevada eficacia a la reacción electroquímica. Para conseguir estabilidad y evitar su descomposición. Fácil fabricación y bajo costo: minimizar coste es un objetivo prioritario de la eficiencia. Buena estabilidad frente al electrodo: tanto a la corrosión como a la adherencia.

6. Indica el tipo de electrólito en un acumulador de Pb-ácido y en otro de Ni-Cd. El electrólito, en un acumulador Pb-ácido, se compone de una solución del 37% de ácido sulfúrico (H 2SO4) de densidad 1,280 g/cm 3. En el acumulador de níquel-cadmio el electrólito es una solución del 25% de hidróxido potásico de densidad 1,260 g/cm 3.



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7. Describe cinco propiedades que debe tener el electrólito de los acumuladores Pbácido y Ni-Cd. En ambos casos deben tener las siguientes propiedades: Alta conductividad iónica: concentración alta para reducir la resistencia eléctrica. Bajo efecto corrosivo en los electrodos: la concentración alta f avorece la corrosión, por lo que hay que optimizar ésta con la acción anterior que, como vemos, son contrapuestas. Buena estabilidad térmica: en ISFTV es importante que el punto de congelación sea a temperatura muy baja. Bajo nivel de impurezas: se debe minimizar las impurezas en el electrólito, lo que llamamos “barro del elect r ólito” Bajo coste: como existencia de ácido sulfúrico es abundante y es el compuesto más utilizado en la industria, son factores que nos favorecen.

8. Si la tensión de flotación recomendada que nos da un fabricante en las especificaciones de un acumulador de Pb-ácido es de 2,35 V para una temperatura de 25 ºC. ¿Qué valor corregido de tensión de flotación le corresponde si la temperatura en el momento de efectuar la recarga es de T actual = 40 ºC y de 10 ºC? Para temperatura de 40 ºC: U valor corregido

U 25º C [(T actual

25) 0,0055 ]

2,35 (40 25) 0,0055 2,2675V

25) 0,0055 ]

2,35 (10 25) 0,0055 2,4325V

Para temperatura de 10 ºC: U valor corregido

U 25º C [(T actual

9. Calcular la corriente constante que puede suministrar una batería OPzS Solar 1320, del Mundo Técnico, en regímenes: a) C10. b) C24. c) C100. d) C240. a) Capacidad = 1030 Ah

 Intensidad

= Ah/C10=1030/10 = 103 A

b) Capacidad = 1150 Ah

 Intensidad

= Ah/C24=1150/24 = 47,91 A

c) Capacidad = 1230 Ah

 Intensidad

= Ah/C100=1230/100 = 12,30 A

d) Capacidad = 1295 Ah

 Intensidad

= Ah/C240=1295/240 = 5,39 A

10. Describe tres tipos de tecnología de las baterías monobloque respecto a la forma de presentar el electrólito y de cerrar herméticamente con tapones o con válvulas. a) Abiertas: la más tradicional con tapones, exige mantenimiento para vigilar nivel electrólito. b) AGM: conglomerado con alfombrilla y electrólito ( Aggegated Glas Mat ). c) GEL: electrólito gelatinoso ( gel cell batteries). Para situaciones de emergencia, llevan válvula de seguridad VRLA ( Valve Regulated Lead Acid ).

11. Describe cómo se realiza la formación de las placas en un acumulador Pb-ácido. La materia activa de ambas placas se obtiene a partir de plomo en polvo de alta calidad que en contacto con el aire tiene lugar una reacción exotérmica de oxidación, cede e - y gana oxígeno O 2, con lo que se obtiene óxido de plomo Pb: Pb + 1/2(O 2) = PbO INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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Al óxido de plomo Pb, se le añade agua, ácido sulfúrico (H 2SO4), aditivos y fibras o expansores, según se trate de la placa positiva o de la placa negativa, respectivamente. Al mezclarse todos estos elementos, la pasta que se obtiene, reacciona produciéndose básicamente sulfato de plomo. La pasta así obtenida se incorpora a las rejillas de forma mecánica tipo extrusión y con control dosificador. Una vez formada la placa se introduce en cámara con control de temperatura y de humedad para conseguir una oxidación en la que se obtenga dióxido de plomo (PbO 2) en la placa positiva y una reducción que nos dé plomo (Pb) en la placa negativa.

12. Se dispone de una bancada de acumuladores de Pb-ácido de 10 monobloques de tensión nominal 12V cada uno conectados en serie. Cada monobloque a su vez está formado por 6 celdas en serie de resistencia interna de valor r 1 = 0,006 Ω. Se mide la tensión en vacío de cada monobloque y nos da en todos ellos un valor U 10 = 12,84 V. Calcular: a) Balance de potencia si suministra 10,45 A. b) Energía suministrada en la descarga con un régimen C10. a) Balance de potencias : P g P u P p Tensión total en vacío: U 0 E U 10 · N 12,84 10 128,4 V Potencia generada: P g E I 128,4 10,45 1341,78 W Resistencia interna total: r r 1 N 0,006 (10 6) 0,36 Potencia útil: P u

( E r I ) I (128,4 0,36 10,45) 10,45 1302,46 W

Potencia perdida: P p

r I 2

0,36 10,452

39,31W

Balance de potencias: P g P u P p 1302,46 39,31 1341,77 W b) Energía suministrada en la descarga con régimen C10: En régimen C10 suministra 10,45 A en 10 horas, por lo tanto la energía es: W P u t 1302,46 10 13024,6 W h 13,0246 kW h

13. Calcular la capacidad de la batería e indicar el tipo a instalar según los datos indicados a continuación y las tablas facilitadas en el Mundo Técnico. Potencia (P = 600 W), energía media diaria (W d = 2.105 Wh), tensión nominal de la batería de acumuladores (U n = 24V en CC). Autonomía de 5 días ( A = 5). Rendimiento batería y regulador (ηrb = 70 %). Profundidad de descarga máxima P D máx = 0,7.

a) Consumo medio diario: Qd

W d

2105

U n

24

87,7 Ah / día

b) Capacidad (considerando el rendimiento): C n

Qd A rb

c) Tiempo de uso diario: t d

W d

2105

P

600


PDmáx

87,7 5 0,7 0,7

894,8 Ah

3,5 h


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d) Tiempo final del periodo de autonomía: t A

A t d

5 3,5

PDmáx

0,7

25 h

Por tanto, debemos elegir una batería que tenga una capacidad superior o igual a C n = 894,8 Ah y con un régimen de descarga superior a 25 horas como puede ser C48.

ACTIVIDADES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 87 14. Entra en Internet y busca en fabricantes, distribuidores y organismos promotores de energía solar las distintas marcas y tipos con los que se comercializan las baterías de acumuladores eléctricos. Analiza las características de todos ellos. • www.exide.com • www.bosch.es • www.atersa.com • www.division1.com.ar/eneralca/EAProductos.htm • www.saftbateteries.com • www.sumsol.es

El objetivo de esta actividad es que los alumnos/as utilicen datos sobre baterías de acumuladores de diferentes fabricantes, comprueben los tipos y modelos que ofrecen, vean las aplicaciones para las que están diseñados y se familiaricen con la terminología técnica empleada en la documentación técnica, tanto en español como en inglés.

15. Entra en Internet y busca biografías de autores como: Volta, Ritter, Faraday, Arrhenius, Nerst, Tudor. El objetivo de esta actividad es que los alumnos/as comprueben que el ingenio y la perseverancia de estos científicos e ingenieros hacen que hoy podamos utilizar multitud de dispositivos portátiles que funcionan con la energía eléctrica proporcionada por las pilas y acumuladores.



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UNIDAD 3. REGULADORES E INVERSORES ACTIVIDADES PÁG. 97 1. Realiza un esquema-resumen en el que se reflejen las diferentes fases del proceso de regulación de la carga de una batería de acumuladores. 1ª fase: carga profunda. El regulador permite la entrada de corriente a los acumuladores sin interrupción hasta alcanzar el punto de tensión final de carga, con un nivel de carga próximo al 95 % de su capacidad total. Alcanzada dicha tensión, el regulador establece una banda de regulación de tensión de batería (mantenimiento de carga profunda –MCP-), durante unos minutos, para agitar el electrolito, evitar su estratificación y la sulfatación de las placas. 2ª fase: flotación alta. El regulador mantiene la tensión de batería constante mientras se realiza la última fase de carga de los acumuladores. El sistema de regulación funciona dentro de lo que se denomina Banda de Flotación Alta (BFA) que es un rango de tensiones cuyos valores máximos y mínimos se fijan entre la tensión final de carga y la tensión nominal. Si el acumulador es de plomo – ácido y transcurre mucho tiempo (30 días aproximadamente) sin que se haya realizado una carga profunda, el regulador aplica de forma automática una carga de igualación o ecualización inyectando corriente durante algunas horas para conseguir la carga máxima en todos los elementos de la batería y que queden igualados. 3ª fase: flotación baja. Con los acumuladores completamente cargados, se inyecta una pequeña corriente de mantenimiento para compensar el efecto de auto descarga. 4ª fase: modo noche. El regulador detecta que está anocheciendo midiendo la tensión en la entrada de los módulos fotovoltaicos y desconecta dicha entrada para evitar la circulación de corriente de la batería de acumuladores hacia los módulos fotovoltaicos.



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ACTIVIDADES PÁG. 104 2. Elabora una lista de comprobación de las operaciones de mantenimiento de un regulador de carga. Referencia de la instalación: Modelo de regulador:

N/S:

Técnico responsable: Fecha de la revisión: Operación

Verificado / hecho

La sujeción del equipo es firme y la superficie de sustentación no muestra signos de deterioro. Todas las conexiones están bien apretadas. Los terminales están libres de oxidación / corrosión. Si hay prensaestopas, están bien apretados, sin holguras y no giran sobre sí mismos. Todos los indicadores están limpios y se ven correctamente sus indicaciones. Las entradas de aire de ventilación no están obstruidas. En un día soleado, sobre el mediodía, cuando el regulador no esté limitando el proceso de carga (ver el indicador correspondiente) comprobar:

-

Con una pinza amperimétrica apta para c.c., que la intensidad entre el generador fotovoltaico y el regulador es aproximadamente igual a la máxima prevista.

-

Las tensiones en la caja de conexiones del generador fotovoltaico y en la entrada correspondiente del regulador son aproximadamente iguales (teniendo en cuenta la caída de tensión los conductores) y están el en rango de valores previsto.

-

Con una pinza amperimétrica apta para c.c., que la intensidad entre el regulador y la batería de acumuladores es aproximadamente igual a la máxima prevista.

-

Comprobar que las tensiones en la salida del regulador correspondiente a la batería y los terminales de la batería más alejados eléctricamente del regulador están dentro del margen permitido (teniendo en cuenta la caída de tensión los conductores).

Observaciones:



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ACTIVIDADES PÁG. 119 3. Elabora una lista de comprobación de las operaciones de mantenimiento de un inversor. Referencia de la instalación: Modelo de inversor:

N/S:

Técnico responsable: Fecha de la revisión: Operación

Verificado / hecho

La sujeción del equipo es firme y la superficie de sustentación no muestra signos de deterioro. Todas las conexiones están bien apretadas. Los terminales están libres de oxidación / corrosión. Si hay prensaestopas, están bien apretados, sin holguras y no giran sobre sí mismos. Todos los indicadores están limpios y se ven correctamente sus indicaciones. Las entradas de aire de ventilación no están obstruidas. Si la instalación fotovoltaica corresponde a un sistema autónomo, con el circuito de corriente alterna en su consumo máximo comprobar:

-

Con una pinza amperimétrica de c.a., que la intensidad entre la batería de acumuladores y el inversor es aproximadamente igual a la máxima prevista.

-

Comprobar que las tensiones en los terminales de la batería más alejados eléctricamente del inversor y la entrada del inversor correspondiente a la batería, están dentro del margen permitido (teniendo en cuenta la caída de tensión los conductores).

Si la instalación fotovoltaica corresponde a un sistema conectado a la red, en un día soleado, sobre el mediodía, con la instalación funcionando comprobar:

-

Con una pinza amperimétrica de c.a., que la intensidad entre el generador fotovoltaico y el inversor es aproximadamente igual a la máxima prevista.

-

Las tensiones en la caja de conexiones del generador fotovoltaico y en la entrada correspondiente del inversor son aproximadamente iguales (teniendo en cuenta la caída de tensión los conductores) y están el en rango de valores previsto.

-

Con una pinza amperimétrica de c.a., que la intensidad entre el inversor y la conexión a la red es aproximadamente igual a la máxima prevista.

-

Las tensiones en la salida del inversor y en la red son aproximadamente iguales (teniendo en cuenta la caída de tensión los conductores) y tienen el valor previsto.

Observaciones:



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ACTIVIDADES FINALES PÁG. 120 1. Se quiere seleccionar el regulador más apropiado para un sistema fotovoltaico autónomo de 12 V de tensión nominal, que tiene un generador fotovoltaico formado por tres módulos conectados en paralelo de las siguientes características: P máx: 50 W, U oc: 21,4 V, I sc: 3,4 A, U mpp: 16,3 V, I mpp: 3,05 A Coeficientes de temperatura: β = –0,34%/ºC, α = 0,04%/ºC.

Utilizando los datos del ejemplo de características de reguladores de carga mostrado en la tabla 3.1, calcular: a) Valores más desfavorables para el regulador, de la tensión de circuito abierto e intensidad de cortocircuito del módulo fotovoltaico. b) Tensión de circuito abierto e intensidad de cortocircuito del generador fotovoltaico. c) Justificar e indicar el modelo de regulador seleccionado. a) Valores más desfavorables, para el regulador, de la tensión de circuito abierto e intensidad de cortocircuito del módulo fotovoltaico: Tensión de circuito abierto de un módulo a la temperatura más desfavorable (-10 ºC): (%) 100

U oc(

U oc

0,34 100

U oc

10 º C )

21,4

(T 25)

0,07276V / º C

21,4 ( 0,07276) ( 10 25)

21,4

2,55

23,95 V

Intensidad de cortocircuito de un módulo a la temperatura más desfavorable (70 ºC): (%) 100

I sc ( 70ºC )

I sc

I sc

0,04 100

3,4 1,36 10 3 A / º C

(T 25)

3,4 (1,36 10 3 ) (70 25)

3,4 0,0612

3,46 A

b) Tensión de circuito abierto e intensidad de cortocircuito del generador fotovoltaico: Como el generador tiene tres módulos en paralelo, la intensidad de cortocircuito y la tensión de circuito abierto del generador son: Intensidad de cortocircuito del generador: I G sc

N p I sc

3 3,46 10,38 A

Tensión de circuito abierto del generador:

U G oc

U oc

23,95 V

c) Selección del regulador: Se aplica el coeficiente de seguridad 1,25 para obtener la corriente de entrada del regulador: I R 1,25 I G sc 1,25 10,38 12,98 A . En la tabla 3.1 se selecciona el regulador PR1515 que admite una corriente de entrada de 15 A superior a I R = 12,98 A y soporta una tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico de 47 V que es mayor que la U G oc = 23,95 V calculada.

2. En un sistema fotovoltaico autónomo de 24 V de tensión nominal se dispone de un regulador tipo PR3030 cuyas características se pueden consultar en la tabla 3.1. Para formar el generador fotovoltaico se quieren conectar en paralelo varios módulos fotovoltaicos para los que se dispone de dos tipos con las siguientes características: Tipo 1: P máx: 140 W, U oc: 41,4 V, I sc: 4,4 A, U mpp: 35 V, I mpp: 4 A, Coeficiente de tensión-temperatura β = –150 mV/ºC, coeficiente intensidadtemperatura α = 1,4 mA/ºC. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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Tipo 2: P máx: 150 W, U oc: 43,4 V, I sc: 4,5 A, U mpp: 37 V, I mpp: 4,05 A Coeficiente de tensión-temperatura β = -145 mV/ºC, coeficiente intensidadtemperatura α = 1,5 mA/ºC.

a) Seleccionar el módulo más adecuado para conectar al regulador. b) Calcular el número máximo de módulos en paralelo que se pueden conectar al regulador. a) Para seleccionar el módulo más adecuado hay que comprobar que la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico admitida por el regulador, según la tabla 3.1, no sobrepasa 47 V. Valores más desfavorables, para el regulador, de la tensión de circuito abierto de los módulos fotovoltaicos: Módulo tipo 1: tensión de circuito abierto del módulo a la temperatura más desfavorable (-10 ºC): U oc (

10 ºC )

U oc

(T 25)

41,4 ( 0,15) ( 10 25)

41,4 5,25

46,65 V

Módulo tipo 2: tensión de circuito abierto del módulo a la temperatura más desfavorable (-10 ºC): U oc(

10 ºC )

U oc

(T 25)

43,4 ( 0,145) ( 10 25)

43,4 5,075

48,48 V

El módulo tipo 2 no se puede utilizar puesto que su tensión en circuito abierto más desfavorable sobrepasa los 47 V que admite el regulador. Seleccionamos el módulo tipo 1 que cumple la condición: 46,65 V es inferior a 47 V. b) Para calcular el número máximo de módulos en paralelo, calculamos la corriente máxima de un módulo que es la intensidad de cortocircuito a la temperatura más desfavorable (70 ºC): I sc ( 70ºC )

I sc

(T 25)

4,4

(1,4 10 3 ) (70

25)

4,4

0,063

4,463 A

La corriente máxima del regulador aplicando el coeficiente de seguridad 1,25 se calcula con la expresión: I R

1,25 I G sc

Como el regulador PR3030 admite, según la tabla 3.1, una intensidad máxima de 30 A, la intensidad máxima del generador fotovoltaico puede ser: I R

1,25 I G sc

I G sc

I R

30

1,25

1,25

24 A

Luego el número máximo de módulos tipo 1 que se pueden instalar son: N P

I G sc

24

I sc ( 70 ºC )

4,463

5,37

Instalaremos 5 módulos fotovoltaicos en paralelo.

3. En un sistema fotovoltaico autónomo con una batería de acumuladores de 12 V de tensión nominal, se quiere instalar un inversor para proporcionar servicio de corriente alterna de 230 V a los siguientes receptores: 3 lámparas de alumbrado de bajo consumo de 18 W. 1 frigorífico con una potencia de 100 W, una intensidad de 0,65 A. En arranque absorbe 2,2 veces la intensidad nominal durante 0,5 segundos. 1 televisor de 60 W. 1 ordenador portátil de 40 W. Otros receptores susceptibles de funcionar simultáneamente: 20 W. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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Seleccionar el inversor más adecuado, utilizando la tabla de inversores para sistemas autónomos del apartado Mundo Técnico. Frigorífico:

Potencia aparente:

S U I 230 0,65 149,5VA

Potencia de arranque: 149,5 · 2,2 = 328,9 VA Alumbrado:

Potencia total de alumbrado: P 3 P lamp 3 18 54W Potencia nominal del inversor: P n 149,5 54 60 40 20 323,5 VA Potencia máxima del inversor:

P máx

328,9 54 60 40

20

S 54VA

502,9 VA

En la tabla de inversores para sistemas autónomos del apartado Mundo Técnico, el modelo MIC 350 tiene una potencia nominal de 350 VA superior a la potencia total de 323,5 VA calculada y una potencia de pico en 500 ms (0,5 s) de 700 VA, superior a la potencia máxima de 502,9 VA calculada.

4. Un generador fotovoltaico está compuesto por dos ramas, cada una con 20 módulos conectados en serie que tienen las características siguientes: P máx = 210 W, U mpp = 26,6 V, I mpp = 7,9 A, U oc = 33,2 V, I sc = 8,58 A Coeficientes de temperatura: α = 5,01 mA/ºC, β = -120 mV/ºC Calcular: a) Rango de tensiones del seguidor MPP del inversor. b) Tensión máxima e intensidad máxima del inversor. c) Potencia nominal del inversor. a) Rango de tensiones del seguidor MPP del inversor. 1. Rango de tensiones de un modulo fotovoltaico: Valor mínimo del rango: U mpp (70ºC )

U mpp

(T 25)

( 120 10 3 ) (70

26,6

25)

26,6 5,4

21,2 V

Valor máximo del rango: U mpp (

U mpp

10 ºC )

(T 25)

( 120 10 3 ) ( 10

26,6

25)

26,6

4,2

30,8 V

Tensión máxima del módulo fotovoltaico: U oc (

10 ºC )

U oc

(T 25)

33,2

( 120 10 3 ) ( 10 25)

33,2

4,2

37,4 V

2. Rango de tensiones del seguidor MPP del inversor. Se calcula para los 20 módulos conectados en serie: Valor mínimo del rango: U G mpp(70ºC )

20 U mpp (70ºC )

20 21,2

424 V

Valor máximo del rango: U G mpp(

10ºC )

20 U mpp(

10ºC )

20 30,8

616 V

b) Tensión máxima que tiene que soportar el inversor: U G oc(

10 ºC )

20 U oc (

10 ºC )

20 37,4

748 V

Intensidad máxima del módulo fotovoltaico: I sc (70ºC )

I sc

(T 25)

8,58 5,01 10

3

(70

25)

8,58 0,225

8,805 A

Intensidad máxima que tiene que soportar el inversor. Se calcula para las dos ramas INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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del inversor conectadas en paralelo: I G sc( 70ºC )

2 I sc ( 70ºC )

2 8,805 17,61 A

c) Potencia del generador fotovoltaico: P Gmáx

N s N p P máx

20 2 210 8400W

La potencia del inversor estará comprendida entre el 80% y el 90% del generador fotovoltaico: P inv

0,8...0,9 8400

6720...7560 W

5. En un sistema fotovoltaico para conexión a la red se quiere utilizar un inversor tipo NT6000 de la marca Sunways, cuyas características se pueden consultar en la tabla 3.2 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad. Para el generador fotovoltaico se quieren utilizar módulos fotovoltaicos con las siguientes características: P máx = 190 W, U mpp = 55,3 V, I mpp = 3,44 A, U oc = 68,1 V, I sc = 3,7 A Coeficientes de temperatura: α = 0,85 mA/ºC, β = -170 mV/ºC Determinar: a) El número máximo y mínimo de módulos que se pueden conectar en serie en cada rama del generador fotovoltaico. b) El número máximo de ramas que puede tener el generador fotovoltaico. c) La potencia del generador fotovoltaico para el máximo número de módulos fotovoltaicos que se pueden conectar. a) El número máximo y mínimo de módulos que se pueden conectar en serie en cada rama del generador fotovoltaico depende del rango de tensiones del seguidor MPP, de la tensión máxima del inversor y del rango de tensiones MPP del generador fotovoltaico. De la tabla 3.2 para el inversor NT6000, el rango de tensiones del seguidor MPP es de 350…750 V y la tensión máxima que soporta en vacío es de 850 V.

Rango de tensiones de un modulo fotovoltaico: Valor mínimo del rango: U mpp (70ºC )

U mpp

55,3 ( 170 10 3 ) (70

(T 25)

25)

55,3 7,65

47,65 V


10 ºC )

U mpp

(T 25)

55,3

( 170 10 3 ) ( 10

25)

55,3

5,95

61,25 V


10 ºC )

U oc

(T 25)

68,1 ( 170 10 3 ) ( 10

25)

68,1 5,95

74,05 V

El rango de tensiones del generador fotovoltaico debe cumplir: U inv mín

U G mpp( 70º C ) ...U G mpp(

10 º C )

U inv máx

Número mínimo de módulos en serie: N s mín

U inv mín

350

U G mpp( 70º C )

47,65


7,34

 8

módulos en serie


Página 22 de 49

Número máximo de módulos en serie: U inv máx

N s máx

U G mpp(

750

12,24

61,25

10 º C )

 12

módulos en serie

Se pueden conectar en serie 8 módulos como mínimo y 12 módulos como máximo. Para no sobrepasar la tensión máxima del inversor se debe cumplir: U G oc(

10º C )

U máx vacío

U inv máx

N s máx

U G oc(

850

11,47

74,05

10 º C )

 11

módulos en serie

Luego el número de módulos en serie tendrá que estar comprendido entre 8 y 11. b) El número máximo de ramas que puede tener el generador fotovoltaico: Se debe cumplir: I G sc(

I inv máx

10 º C )


I sc

(T 25)

3,7

0,85 10

3

(70

25)

3,7

0,038

3,738 A

De la tabla 3.2 para el inversor NT6000 se obtiene la intensidad máxima: 18 A. El número máximo de ramas del generador fotovoltaico será: N p

I inv máx I G sc(

10 º C )

18 3,738

4,81

 4

ramas en paralelo

c) La potencia del generador fotovoltaico para el máximo número de módulos fotovoltaicos que se pueden conectar: De la tabla 3.2 para el inversor NT6000 se indica una potencia máxima del generador fotovoltaico de P G máx = 6250 W. El número máximo de módulos con P máx = 190 W sería: N p N s

P G máx

6250

P máx

190

32,89

 32

módulos

Con los límites establecidos en los apartados b y c, el generador estaría formado por 4 ramas de 8 módulos en serie y tendría una potencia máxima de: P Gmáx

N s N p P máx

8 4 190

6080 W

6. Se quiere construir un sistema fotovoltaico para conexión a la red con un inversor que tiene las siguientes características: Rango de tensiones del seguidor MPP: 150…400 V. Tensión de entrada

máxima: 500 V. Intensidad de entrada máxima: 33 A. Potencia máxima: 5 kW Para el generador fotovoltaico se utilizan módulos con las siguientes características: P máx = 180 W, U mpp = 36 V, I mpp = 5,0 A, U oc = 44,2 V, I sc = 5,4 A Coeficientes de temperatura: α = 4,8 mA/ºC, β = -160 mV/ºC Determinar: a) La potencia del generador fotovoltaico. b) Número máximo de módulos del generador fotovoltaico. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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c) Comprobar si se pueden conectar 8 módulos en serie en cada rama del generador fotovoltaico. d) Comprobar si se pueden conectar 4 ramas en paralelo, formadas por 8 módulos en serie, del generador fotovoltaico. a) La potencia del generador fotovoltaico estará comprendida entre el 80% y el 90% del generador fotovoltaico: P inv

0,8...0,9 P G máx

P G máx

P inv

5000

0,8...0,9

0,8...0,9

5556...6250 W

b) Número máximo de módulos del generador fotovoltaico. N p N s

P G máx

6250...5556

P máx

180

34,7...30,8

 Estaría

entre 30 y 34 módulos.

c) Rango de tensiones de un modulo fotovoltaico: Valor mínimo del rango: U mpp (70ºC )

U mpp

(T 25)

36

( 160 10 3 ) (70

25)

36 7,2

28,8 V


U mpp

10ºC )

36 ( 160 10 3 ) ( 10 25)

(T 25)

36 5,6

41,6 V


U oc

10 ºC )

(T 25)

( 160 10 3 ) ( 10

44,2

25)

44,2

5,6

49,8 V


150 V U G mpp( 70º C ) ...U G mpp(

10 º C )

U inv máx

400 V

Valor mínimo del rango: U G mpp ( 70ºC )

N s U mpp ( 70ºC )

8 28,8

230,4 V U inv mín

150 V

Valor máximo del rango: U G mpp(

10ºC )

N s U mpp(

8 41,6

10 ºC )

332,8 V U inv máx

400 V

La tensión máxima del generador tiene que cumplir: U G oc( U G oc(

N s U oc(

10 ºC )

10 ºC )

8 49,8

398,4 V U máx vacío

10 º C )

U máx vacío

500 V

500 V

d) Si se conectan 4 ramas en paralelo en el generador fotovoltaico se debe cumplir: I G sc (

10 º C )

I inv máx

33 A


I sc

(T 25)

5,4

4,8 10

3

(70

25)

5,4

0,216

5,616 A

Intensidad máxima que tiene que soportar el inversor: I G sc( 70ºC )

N p I sc (70ºC )

4 5,616

22,464 A I inv máx

33 A

7. Se quiere dimensionar un sistema fotovoltaico para conexión a la red de una potencia nominal de 30 kW, utilizando un inversor trifásico tipo PT30k de la marca Sunways, cuyas características se pueden consultar en la tabla 3.2 del apartado Mundo Técnico al final de la unidad. Para el generador fotovoltaico se utilizan módulos con las siguientes características: P máx = 240 W, U mpp = 48,9 V, I mpp = 4,91 A, U oc = 59,5 V, I sc = 5,20 A Coeficientes de temperatura: α = 0,06 %/ºC, β = -0,34 %/ºC INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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Calcular: a) El número de módulos que se pueden conectar en serie en cada rama del generador fotovoltaico. b) El número de ramas que puede tener el generador fotovoltaico. c) La potencia del generador fotovoltaico para el máximo número de módulos fotovoltaicos que se pueden conectar. a) El número máximo de módulos que se pueden conectar en serie en cada rama del generador fotovoltaico depende del rango de tensiones del seguidor MPP, de la tensión máxima del inversor y del rango de tensiones MPP del generador fotovoltaico. De la tabla 3.2 para el inversor PT30k, el rango de tensiones del seguidor MPP es de 420…800 V y la tensión máxima que soporta en vacío es de 1000 V.

Rango de tensiones de un modulo fotovoltaico: Coeficiente de tensión-temperatura: (%) 100

0,34

U oc

59,5

100

0,2023V / º C

Valor mínimo del rango: U mpp ( 70ºC )

U mpp

(T 25)

48,9

( 0,2023) (70 25)

48,9 9,1035 39,8 V


U mpp

10 ºC )

(T 25)

48,9

( 0,2023) ( 10 25)

48,9 7,0805 55,98 V


10ºC )

U oc

(T 25)

59,5 ( 0,2023) ( 10 25)

59,5 7,0805 66,58 V


U G mpp( 70º C ) ...U G mpp(

U inv máx

10 º C )

Número mínimo de módulos en serie: N s mín

U inv mín

420

U mpp ( 70 º C )

39,8

10,55

 11

módulos en serie

Número máximo de módulos en serie: N s máx

U inv máx U mpp (

800 55,98

10 º C )

14,29

 14

módulos en serie

Se pueden conectar en serie 11 módulos como mínimo y 14 módulos como máximo. Para no sobrepasar la tensión máxima del inversor se debe cumplir: U G oc( N s máx

10 º C )

U máx vacío

U inv máx U oc (

1000

10 º C )

66,58

15,01

 15

módulos en serie

Luego el número de módulos en serie tendrá que estar comprendido entre 11 y 14. b) Número máximo de ramas que puede tener el generador fotovoltaico: Se debe cumplir: I G sc(

10 º C )


I inv máx SOLUCIONES DE LAS ACTIVIDADES

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Coeficiente de intensidad-temperatura del módulo f otovoltaico: (%) 100

0,06

I sc

100

5,2

3,12 10 3 A / º C

Intensidad máxima del módulo fotovoltaico: I sc (70 ºC )

I sc

(T 25)

5,2

3,12 10

3

(70

25)

5,2

0,1404

5,3404 A

De la tabla 3.2 para el inversor PT30k se obtiene la intensidad máxima: 75 A. El número máximo de ramas del generador fotovoltaico será: N p

I inv máx I G sc(

75 5,3404

10 º C )

14,04

 14

ramas en paralelo

c) La potencia del generador fotovoltaico para el máximo número de módulos fotovoltaicos que se pueden conectar: De la tabla 3.2 para el inversor PT30k se indica una potencia máxima del generador fotovoltaico de P G máx = 31000 W. El número máximo de módulos con P máx = 240 W sería: N p N s

P G máx

31000

P máx

240

129,16

 129

módulos

Con los límites establecidos en los apartados b y c, el generador estaría formado por: N s

N s máx

14

 14

módulos en serie

Es preferible optar por el mayor número de módulos en serie que aumentar el número de ramas en paralelo, para minimizar el cableado en corriente continua. N p

129

129

N s máx

14

9,21  9

ramas en paralelo.

Con 9 ramas de 14 módulos en serie tendría una potencia máxima de: P Gmáx

N s N p P máx

14 9 240 30240W

ACTIVIDADES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 121 8. Los siguientes enlaces corresponden a fabricantes de reguladores e inversores para sistemas fotovoltaicos. Recoge información sobre las características técnicas más importantes de, al menos tres reguladores, tres inversores para sistemas fotovoltaicos autónomos y tres inversores para sistemas fotovoltaicos conectados a la red, y elabora una tabla comparativa de los datos, para cada tipo de regulador e inversor: • http://www.atersa.com • http://www.fronius.com • http://www.isofoton.com • http://www.sma-iberica.com

El objetivo de esta actividad es que los alumnos/as utilicen datos sobre reguladores e inversores de diferentes fabricantes, comprueben los tipos y modelos que ofrecen, vean las aplicaciones para las que están diseñados y se familiaricen con la terminología técnica empleada en la documentación técnica, tanto en español como en inglés.



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UNIDAD 4. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS (I) ACTIVIDADES FINALES PÁG. 158 1. La figura 4.20 muestra el esquema unifilar con los datos de longitud de la instalación de conexionado del sistema fotovoltaico objeto del proyecto de la práctica profesional.

Figura 4.20. Calcular las secciones de cada tramo de la instalación teniendo en cuenta la siguiente información: 

Todos los tramos se realizan con cables en el interior de conductos cerrados.



En todos los tramos se utilizan cables con aislamiento termoestable para una temperatura de servicio de 90 ºC.



La temperatura ambiente puede alcanzar 50 ºC.



Ningún tramo de la instalación queda expuesto a la radiación solar.

Recopilación de datos:

a. Potencias o intensidades, tensiones y longitudes de los diferentes tramos de la instalación: Tramo de línea 1 de conexionado de los módulos. Intensidad de cortocircuito de un módulo en condiciones CEM I sc = 3,45 A. Aplicando el coeficiente 1,25: I 1 = 1,25 · 3,45 = 4,31 A. Longitud el tramo: l 1 = 3 m.

•

Tramo de línea 2 de conexionado del generador fotovoltaico al regulador de carga. Intensidad de cortocircuito del generador fotovoltaico en condiciones CEM con los cinco módulos en paralelo I G sc = 5 · 3,45 = 17,25 A. Aplicando el coeficiente 1,25: I 2 = 1,25 · 17,25 = 21,56 A. Longitud del tramo: l 2 = 3 m.

•

•

Tramo de línea 3 de conexionado del regulador a la batería de acumuladores. Intensidad de cortocircuito del generador fotovoltaico en condiciones CEM I G sc = 17,25 A. Aplicando el coeficiente 1,25: I 3 = 1,25 · 17,25 = 21,56 A. Longitud del tramo: l 3 = 1,5 m.

Tramo de línea 4 de conexionado del regulador al circuito de utilización. Con los datos de potencia nominal del sistema repetidor que hay que alimentar, P n = 30 W y la tensión nominal del sistema de acumulación U n se calcula la intensidad nominal del repetidor:

•



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I n

P n

30

U n

24

1,25 A

Aplicando el coeficiente 1,25: I 4 = 1,25 · 1,25 = 1,56 A. Longitud del tramo: l 4 = 2,5 m.

b. Máxima caída de tensión permitida. Se realiza el reparto del 1,5 % de caída de tensión máxima entre los tramos de línea de la trayectoria de corriente más desfavorable: tramos 1,2 y 4. Al tramo 3 se le asigna la misma caída de tensión que la suma de caídas de los tramos 1 y 2. Se aplica el criterio de asignar mayor porcentaje a los tramos de mayor corriente, proporcionalmente a su longitud, quedando así: Longitud de l t

l 1

l 2

l 4

la trayectoria de corriente más desfavorable (tramos 1, 2 y 4): 3 3 2,5

8,5 m

Caída de tensión por unidad de longitud:

U u

U %

1,5

l t

8,5

0,176 %

Reparto de caídas de tensión proporcionales a la longitud e cada tramo de línea: Tramo de línea 1: U %1 U u l 1 0,176 3 0,528 % Tramo de línea 2:

U %2

U u l 2

0,176 3

Tramo de línea 3:

U %3

U %1

U %2

Tramo de línea 4:

U %4

U u l 4

0,528 %

0,528 0,528 1,056 %

0,176 2,5

0,44 %

Comprobación de la caída total de la trayectoria más desfavorable: U %

U %1

U %2

U %4

0,528 0,528 0,44

1,496 %

1,5 %

c. Tipo o método de instalación. Todos los tramos se realizan con cables en el interior de conductos cerrados que se pueden incluir en el método de instalación B1. d. Tipo de cable. En todos los tramos se utilizan cables con aislamiento termoestable para una temperatura de servicio de 90 ºC (conductividad del cobre a 90 ºC, 90 = 45 s·m/mm2). Cálculo por caída de tensión: Tramo de línea 1: Tramo de línea 2: Tramo de línea 3: Tramo de línea 4:

S 1

200 l 1 I 1 U %1 U

S 4

0,528 24 45

200 l 2 I 2

200 3 21,56

U %2 U

0,528 24 45

200 l 3 I 3

200 1,5 21,56

U %3 U

1,056 24 45

200 l 4 I 4

200 2,5 1,56

U %4 U

0,44 24 45

S 2

S 3

200 3 4,31

4,53 mm2

22,68 mm2

5,67 mm 2

1,64 mm 2

Cálculo por calentamiento:

a. La intensidad de cada tramo multiplicada por el coeficiente 1,25 según la ITC BT 40, son: I 1 = 4,31 A; I 2 = 21,56 A; I 3 = 21,56 A; I 4 = 1,56 A

b. Factores de corrección: Solo se considera que en los tramos 1 y 2 la temperatura ambiente puede alcanzar 50 ºC. Según la tabla 4,8, para cable termoestable se aplica el factor de corrección 0,89 a las intensidades I 1 e I 2.

•



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En el tramo 1, de conexionado de los módulos fotovoltaicos, hay cinco circuitos dentro del mismo conducto. Consultando la tabla 4.9, se obtiene un factor de corrección de 0,55 que hay que aplicar a la intensidad I 1.

•

De acuerdo con la situación de los tramos de línea 1 y 2, ninguno queda expuesto a la radiación solar, luego no se aplica ningún factor de corrección.

•

Calculamos las nuevas intensidades de los tramos 1 y 2, aplicándoles los factores de corrección:

•

4,31

Tramo de línea 1: I 1

0,55 0,89 21,56


0,89

8,8 A ;

24,22 A

c. Con las intensidades de cada tramo corregidas, para el método de instalación B1 y siendo todos los circuitos bipolares con cables con conductor de cobre y aislamiento termoestable (XLPE2) se determinan las secciones utilizando la tabla 4.6. En la columna 10 de dicha tabla obtenemos: I 1 = 8,8 A



I 3 = 21,56 A

S1 = 1,5 mm2; 

S3 = 2,5 mm2;

I 2 = 24,22 A I 4 = 1,56 A





S2 = 2,5 mm2

S4 = 1,5 mm2

El resultado de las secciones calculadas por los dos métodos, caída de tensión y calentamiento, se comparan y se elige la mayor:

Sección del tramo de línea

Por caída de tensión

Por calentamiento

Sección comercial elegida

S1

4,53 mm2

1,5 mm2

6 mm2

S2

22,68 mm2

2,5 mm2

25 mm2

S3

5,67 mm2

2,5 mm2

6 mm2

S4

1,64 mm2

1,5 mm2

2,5 mm2

2. Se quiere instalar un sistema fotovoltaico autónomo para alimentar una vivienda de uso veraniego, meses de junio, julio y agosto, situado en Cuenca, que tiene el siguiente inventario de consumos (tabla 4.11): Receptor Tensión Cantidad Potencia (W)(2) Uso diario (h) Lámparas compactas Televisión Frigorífico Ordenador portátil Otros

230 V c.a. 230 V c.a. 230 V c.a. 230 V c.a. 230 V c.a.

5 1 1 1 -

11 110 95 90 350

1,5 3 820(1) 2 2,5

(1) Se indica la energía diaria en Wh. (2) En los receptores con factor de potencia distinto de la unidad el dato es de la potencia aparente.

Tabla 4.11.

Calcular: a) El valor medio de la energía diaria necesaria en el sistema. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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b) La tensión nominal del sistema de acumulación. c) La irradiación global diaria sobre la superficie del generador para la inclinación más apropiada suponiendo que no hay sombras sobre él. d) La potencia mínima del generador fotovoltaico. a) Energía diaria: W d 55 1,5 110 3 820 90 2 350 2,5 2287,5 Wh b) Potencia: P 11 5 110 95 90 350 700W Como la potencia es inferior a 800 W según la tabla 4.2, le corresponde una tensión nominal del sistema de U n = 12 V. c) La latitud de Cuenca, según la tabla 1.3 de la unidad 1, es 40,08º. Como el uso de la instalación es estacional (verano) según la tabla 4.3, le corresponde una relación K = 1 y una inclinación óptima del generador: 20

opt

40,08 20

20º

El periodo de diseño se elige para el mes de peor insolación, según la tabla 1.3 de la unidad 1, corresponde al mes de junio con una irradiación diaria horizontal Gdm (0) = 5,81 kWh/(m2·día).

•

Como la inclinación que se va a dar es la óptima y no hay sombras, los factores de irradiación FI y sombreado FS son 1. Con estos datos, el valor medio mensual de irradiación global diaria sobre la superficie del generador es:

•

Gdm ( , )

Gdm (0) K FI FS 5,81 1 1 1 5,81 kWh / m2

5810 Wh / m 2

d) Potencia mínima del generador. Como el sistema tiene inversor y sistema de acumulación con regulador, se toma PR = 0,6. Con este dato la potencia del generador es: P G mín

W d GCEM

2287,5 1000

Gdm ( , ) PR

5810 0,6

656,2 W

3. El sistema de acumulación para un sistema fotovoltaico autónomo provisto de inversor, tiene que proporcionar una autonomía de 6 días, admitiendo una profundidad de descarga máxima del 70%. La energía media diaria que absorbe la instalación es de 240 Wh. Sabiendo que el inversor tiene un rendimiento del 85% y el conjunto regulador-batería tiene un rendimiento del 80%, calcular: a) El consumo medio diario de la instalación en Ah si la tensión nominal del sistema es de 12 V. b) La capacidad total del sistema de acumulación. a) Consumo medio diario:

Qd

W d

240

U n

12

20 Ah

b) Capacidad total del sistema de acumulación:

C n

Qd A PDmáx

inv

20 6 rb

0,7 0,85 0,8

252,1 Ah

4. Un sistema fotovoltaico autónomo proporciona energía a un sistema de señalización aérea que funciona 12 horas diarias absorbiendo 96 W. La tensión nominal del sistema es de 24 V y tiene que tener una autonomía de 10 días con una profundidad de descarga del 50 %. La temperatura ambiente en el local donde está INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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instalado el sistema de acumulación puede alcanzar 5 ºC en invierno y el rendimiento del conjunto regulador-batería es de un 85%. Calcular: a) El consumo medio diario de la instalación en Ah. b) La capacidad total del sistema de acumulación. a) Primero se calcula la energía diaria: Consumo medio diario:

Qd

W d P t 96 12 1152 Wh

W d

1152

U n

24

48 Ah

b) Capacidad total del sistema de acumulación. Como el consumo es en corriente continua no hay inversor y sólo se tiene en cuenta el rendimiento del conjunto regulador-batería: C n

Qd A PDmáx

48 10 rb

0,5 0,85

1129,4 Ah

Como la temperatura puede llegar a 5 ºC se corrige el valor de la capacidad total: C n

C n/ 1

T 160

1

1129,4 20 5

1246,2 Ah

160

5. El sistema fotovoltaico de la figura 4.21 esta compuesto con módulos fotovoltaicos de 72 células de las siguientes características: potencia máxima, 170 W; tensión de circuito abierto, 44,3 V; intensidad de cortocircuito, 5,2 A; tensión en el punto de máxima potencia, 35,6 V; intensidad en el punto de máxima potencia, 4,8 A; coeficiente intensidad-temperatura 0,065 %/ºC; coeficiente tensióntemperatura -0,35 %/ºC. Calcular: a) Potencia del generador fotovoltaico. b) Tensión de circuito abierto e intensidad de cortocircuito del generador. c) Tensión e intensidad en el punto de máxima potencia del generador.

Figura 4.21. a) Potencia del generador fotovoltaico. Teniendo en cuenta que el generador está formado por tres ramas en paralelo ( N p = 3) de dos módulos en serie ( N s = 2) cada una: P G máx N s N p P máx 2 3 170 1020 W b) Tensión de circuito abierto del generador: U G oc N s U oc 2 44,3 88,6 V Intensidad de cortocircuito del generador: I G sc N p I sc 3 5,2 15,6 A c) Tensión máxima del generador: U G mpp N s U mpp 2 35,6 71,2 V Intensidad máxima del generador: I G mpp


N p I mpp

3 4,8 14,4 A


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6. Con los datos obtenidos en la actividad anterior, determinar los siguientes parámetros del regulador de carga: a) Tensión nominal del sistema de acumulación. b) Intensidad nominal en la entrada. c) Tensión máxima en la entrada. a) Tensión nominal del sistema de acumulación. A los módulos de 72 células, la tensión nominal del sistema de acumulación que le corresponde es de 24 V; como hay dos módulos en serie por rama, la tensión nominal que le corresponde al sistema de acumulación será el doble, U n = 48 V. b) Intensidad nominal en la entrada. La intensidad nominal de regulador I R, sabiendo que, en condiciones CEM, la intensidad de cortocircuito del generador I G sc = 15,6 A, es: I R

1,25 I G sc

1,25 15,6 19,5 A

c) La tensión máxima en la entrada U R que tiene que soportar el regulador, sabiendo que el coeficiente tensión-temperatura de los módulos elegidos es = -0,35 %/ºC y que su tensión en circuito abierto en condiciones CEM es U oc = 44,3 V, es la tensión en circuito abierto del generador a la temperatura mínima de -10 ºC. Coeficiente de tensión-temperatura absoluto: (%) 100

U oc

0,35 100

44,3

0,15505V / º C

La tensión máxima del módulo es su tensión de circuito abierto a -10ºC: U oc (

10ºC )

U oc

(T 25)

44,3 ( 0,15505) ( 10 25)

44,3 5,426 49,73 V

Tensión en circuito abierto del generador a la temperatura mínima de -10 ºC: U G oc(

10 ºC )

N s U oc(

10 ºC )

2 49,73

99,46 V

7. Para el sistema fotovoltaico de la actividad 5, determinar los siguientes parámetros del inversor: a) Tensión nominal de entrada. b) Potencia nominal del inversor y potencia de pico que tiene que soportar si el frigorífico duplica su potencia en el arranque del compresor durante 0,5 segundos. a) La tensión nominal de entrada del inversor tiene que coincidir con la tensión nominal del sistema de acumulación, U n = 48 V. b) La potencia nominal del inversor es la suma de todas la potencias simultaneas dadas en la tabla 4.11: P n

11 5 110 95 90 350

700 W

700 VA

La potencia de pico que tiene que soportar si el frigorífico duplica su potencia en el arranque del compresor durante 0,5 segundos: P p

11 5 110 95 2 90 350 890 W

890 VA

8. Para la instalación de sistema de la figura 4.21 se han obtenido los datos de longitud de cada tramo: l1 = 4 m; l2 = 3 m; l3 = 1 m; l4 = 1 m; l5 = 3 m. Para el inversor se puede suponer que tiene una potencia nominal de 700 VA, salida monofásica de 230 V y un rendimiento del 85%. La instalación se prevé realizarla con cable con aislamiento termoestable para una temperatura de servicio de 90 ºC. La temperatura ambiente puede alcanzar lo 60 ºC y no se prevén tramos de la instalación expuestos a la radiación solar. Calcular la sección más apropiada para cada tramo de la instalación. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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Recopilación de datos:

a. Potencias o intensidades, tensiones y longitudes de los diferentes tramos de la instalación: Tramo de línea 1 de conexionado de los módulos. Intensidad de cortocircuito de un módulo en condiciones CEM I sc = 5,2 A. Aplicando el coeficiente 1,25: I 1 = 1,25 · 5,2 = 6,5 A. Longitud el tramo: l 1 = 4 m.

•

Tramo de línea 2 de conexionado del generador fotovoltaico al regulador de carga. Intensidad de cortocircuito del generador fotovoltaico en condiciones CEM, I G sc = 15,6 A. Aplicando el coeficiente 1,25: I 2 = 1,25 · 15,6 = 19,5 A. Longitud del tramo: l 2 = 3 m.

•

•

Tramo de línea 3 de conexionado del regulador a la batería de acumuladores. Intensidad de cortocircuito del generador fotovoltaico en condiciones CEM, I G sc = 15,6 A. Aplicando el coeficiente 1,25: I 2 = 1,25 · 15,6 = 19,5 A. Longitud del tramo: l 3 = 1 m.

Tramo de línea 4 de conexionado del regulador al inversor. Con la potencia nominal del inversor elegido, P n inv = 700 VA, su rendimiento, inv = 85 % y la tensión nominal del sistema U n = 48 V c.c., se calcula la intensidad nominal de entrada del inversor:

•

I inv cc

P n inv inv

U n

700

17,15 A

0,85 48

Aplicando el coeficiente 1,25: I 4 = 1,25 · 17,15 = 21,44 A. Longitud del tramo: l 4 = 1 m. Tramo de línea 5 de conexionado del inversor con la instalación de utilización. Con la potencia nominal del inversor elegido, P n inv = 700 VA y la tensión nominal de la instalación de utilización, U n ca = 230 V c.a., se calcula la intensidad nominal de salida del inversor:

•

I inv ca

P n inv

700

U n ca

230

3,04 A

Aplicando el coeficiente 1,25: I 5 = 1,25 · 3,04 = 3,8 A. Longitud del tramo: l 5 = 3 m.

•

b. Máxima caída de tensión permitida. Se realiza el reparto del 1,5 % de caída de tensión máxima entre los tramos de línea de la trayectoria de corriente más desfavorable: tramos 1, 2, 4 y 5. Al tramo 3 se le asigna la misma caída de tensión que la suma de caídas de los tramos 1 y 2. Se aplica el criterio de asignar mayor porcentaje a los tramos de mayor corriente, proporcionalmente a su longitud, quedando así: Longitud de la trayectoria de corriente más desfavorable (tramos 1, 2, 4 y 5): l t

l 1

l 2

l 4

l 5

4 3 1 3 11 m

Caída de tensión por unidad de longitud :

U u

U %

1,5

l t

11

0,136 %

Reparto de caídas de tensión proporcionales a la longitud de cada tramo de línea: Tramo de línea 1:

U %1

U u l 1

0,136 4

0,544 %

Tramo de línea 2:

U %2

U u l 2

0,136 3

0,408 %

Tramo de línea 3:

U %3

U %1

U %2


0,544

0,408

0,952 %


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Tramo de línea 4:

U %4

U u l 4

0,136 1

0,136 %

Tramo de línea 5:

U %5

U u l 5

0,136 3

0,408 %

Comprobación de la caída total de la trayectoria más desfavorable: U %

U %1

U %2

U %4

U %5

0,544 0,408 0,136 0,408 %

1,496

1,5 %

c. Tipo o método de instalación. Suponemos que todos los tramos se realizan con cables en el interior de conductos cerrados que se pueden incluir en el método de instalación B1. d. Tipo de cable. En todos los tramos se utilizan cables con aislamiento termoestable para una temperatura de servicio de 90 ºC (conductividad del cobre a 90 ºC, 90 = 45 s·m/mm2). Cálculo por caída de tensión: Tramo de línea 1: Tramo de línea 2: Tramo de línea 3: Tramo de línea 4: Tramo de línea 5:

S 1

S 2

S 3

S 4

S 5

200 l 1 I 1 U %1 U

200 4 6,5 0,544 48 45

200 l 2 I 2 U %2 U

200 3 19,5 0,408 48 45

200 l 3 I 3

200 1 19,5

U %3 U

0,952 48 45

200 l 4 I 4

200 1 21,44

U %4 U

0,136 48 45

200 l 5 I 5 U %5 U

200 3 3,8 0,408 230 45

4,42 mm

2

13,27 mm2

1,89 mm 2

14,6 mm 2

0,54 mm 2

Cálculo por calentamiento:

a. La intensidad de cada tramo multiplicada por el coeficiente 1,25 según la ITC BT 40, son: I 1 = 6,5 A; I 2 = 19,5 A; I 3 = 19,5 A; I 4 = 21,44 A; I 5 = 3,8 A

b. Factores de corrección: Solo se considera que en los tramos 1 y 2 la temperatura ambiente puede alcanzar 60 ºC. Según la tabla 4,8, para cable termoestable hay que aplicar el factor de corrección 0,77 a las intensidades I 1 e I 2.

•

En el tramo 1, de conexionado de los módulos fotovoltaicos, hay tres circuitos dentro del mismo conducto. Consultando la tabla 4.9, se obtiene un factor de corrección de 0,7 que hay que aplicar a la intensidad I 1.

•

•

Ningún tramo queda expuesto a la radiación solar, luego no se aplica ningún factor de corrección por este motivo.

Calculamos las nuevas intensidades de los tramos 1 y 2, aplicándoles los factores de corrección:

•

Tramo de línea 1: I 1 INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS

6,5 0,77 0,7

12,06 A ;


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19,5


0,77

25,32 A

c. Con las intensidades de cada tramo corregidas, para el método de instalación B1 y siendo todos los circuitos bipolares con cables con conductor de cobre y aislamiento termoestable (XLPE2) se determinan las secciones utilizando la tabla 4.6. En la columna 10 de dicha tabla obtenemos: I 1 = 12,06 A I 3 = 19,5 A I 5 = 3,8 A







S1 = 1,5 mm2;

S3 = 1,5 mm2;

I 2 = 25,32 A



S2 = 2,5 mm2

I 4 = 21,44 A



S4 = 2,5 mm2

S5 = 1,5 mm2;

El resultado de las secciones calculadas por los dos métodos, caída de tensión y calentamiento, se comparan y se elige la mayor: Sección del tramo de línea


Por calentamiento


S1

4,42 mm2

1,5 mm2

6 mm2

S2

13,27 mm2

2,5 mm2

16 mm2

S3

1,89 mm2

1,5 mm2

2,5 mm2

S4

14,6 mm2

2,5 mm2

16 mm2

S5

0,54 mm2

1,5 mm2

2,5 mm2 (1)

(1) Sección mínima

ACTIVIDADES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 159 9. Los siguientes enlaces corresponden a empresas que hacen proyectos de instalaciones fotovoltaicas de diferentes tipos. Haz un resumen con información sobre tres tipos de instalaciones aisladas de la red que hayan realizado incluyendo alguna imagen de las que muestran en sus páginas web que ilustre los ejemplos. • http://www.atersa.com • http://www.isofoton.com • http://www.photowatt.com/es/

El objetivo de esta actividad es que los alumnos/as vean las instalaciones fotovoltaicas autónomas que se realizan en la actualidad y sus características técnicas más importantes, como son: la potencia instalada, los sistemas de acumulación empleados, los lugares donde se instalan, el uso que se le da a la energía eléctrica obtenida, etc.



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UNIDAD 5. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS (II) ACTIVIDADES FINALES PÁG. 194 1. Se quiere edificar una nave de almacenamiento de materiales de construcción en Granada con una superficie construida de 12.000 m2. Calcular la potencia de pico mínima del generador fotovoltaico a instalar para cumplir las prescripciones de ahorro energético fijadas en el Código Técnico de la Edificación (CTE). Según la tabla 5.1, de ámbito de aplicación, para el uso de naves de almacenamiento el límite de obligación de instalar un generador fotovoltaico está en 10.000 m 2 construidos. En nuestro caso tenemos 12.000 m 2, luego es obligatoria la instalación. Para aplicar la fórmula [1] que proporciona la potencia mínima del generador hay que determinar primero los coeficientes A, B y C de dicha fórmula: • Coeficiente de la zona climática (C): según la figura 5.5, Granada está en la zona

climática IV. En la tabla 5.3 a la zona climática IV le corresponde un coeficiente C= 1,3. • Los coeficientes para uso de nave de almacenamiento se obtienen de la tabla 5.2:

A=0,001406 kW/m2 y B = -7,81 kW.

Potencia de pico mínima a instalar:

P máx

C ( A S B)

1,3 (0,001406 12000 7,81)

11,78 kW

2. En un edificio de nueva construcción en Sevilla se quiere instalar un hipermercado de 2500 m2 de superficie construida y una clínica con una capacidad de 20 camas que tiene una superficie de 300 m2 de superficie. Calcular la potencia de pico mínima del generador fotovoltaico a instalar para cumplir las prescripciones de ahorro energético fijadas en el Código Técnico de la Edificación (CTE). Según la tabla 5.1, de ámbito de aplicación, para hipermercados el límite de obligación de instalar un generador fotovoltaico está en 5.000 m 2 construidos y para uso hospitalario en 100 camas, luego no sería de aplicación por no sobrepasar el límite. Sin embargo, según el apartado b del epígrafe 2.1, como se da el caso de distintos usos dentro de un mismo edificio, se debe aplicar a cada una de las superficies construidas la fórmula [1], aunque éstas sean inferiores al límite de aplicación y sumar las potencias de pico de cada uso. Para que sea obligatoria esta exigencia, la potencia resultante debe ser superior a 6,25 kW. Determinamos primero los coeficientes A, B y C de la fórmula [1]: • Coeficiente de la zona climática (C): según la figura 5.5, la ciudad de Sevilla está en la

zona climática V. En la tabla 5.3 para esta zona climática corresponde un coeficiente C= 1,4. • Los coeficientes según el tipo de uso los obtenemos de la tabla 5.2:

- Hipermercados: A = 0,001875 kW/m2 y B = -3,13 kW. - Hospitales y clínicas: A = 0,000740 kW/m 2 y B = 3,29 kW. Con estos datos se obtienen las potencias siguientes: • Hipermercado: P máx1 • Clínica: P máx 2

Potencia total:

C ( A S B)

C ( A S B) P máx

1,4 (0,001875 2500 3,13)

1,4 (0,000740 300 3,29

P máx1 P máx 2


2,18 kW

4,916 kW

2,18 4,916 7,1kW SOLUCIONES DE LAS ACTIVIDADES

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Como la potencia resultante es superior a 6,25 kW, habría que instalar un generador fotovoltaico con una potencia mínima de 7,1 kW.

3. Sobre la cubierta del tejado de una vivienda unifamiliar se quiere instalar un generador fotovoltaico con módulos de silicio monocristalino de 170 W con unas dimensiones de 1,62 m x 0,82 m. La cubierta del tejado con mejor orientación tiene 10 m de largo y 7 metros de ancho. a) Determinar el número máximo de módulos que se puede instalar. b) Comprobar la disposición más favorable de los módulos según su posición en el tejado. c) Calcular la potencia máxima de generador fotovoltaico que se puede instalar para la disposición más favorable. a) El módulo fotovoltaico elegido tiene una ocupación superficial de: S mod

l mód amód 1,62 0,82 1,3284 m2

Superficie del tejado: S l a 10 7 70 m 2 Para la superficie del tejado, el número máximo teórico de módulos que se podrían instalar es: N

S

70

S mód

1,3284

52,7

52 módulos

b) Comprobación de la disposición más favorable con la superficie del módulo elegido: Montaje de los módulos en posición vertical: Longitud del tejado

10

ancho del módulo

0,82

Ancho del tejado

7

l arg o del módulo

1,62

12,19

4,32

Caben: 12 x 4 = 48 módulos. Montaje de los módulos en posición apaisada: Longitud del tejado

10

l arg o del módulo

1,62

Ancho del tejado

7

ancho del módulo

0,82

6,17

8,53

Caben: 8 x 6 = 48 módulos. La dos disposiciones son igual de favorables y se podrían instalar 48 módulos. c) Potencia máxima del generador:

P G máx

N P máx

48 0,17

8,16 kW

4. Se quiere instalar un generador fotovoltaico sobre el tejado de un edificio en Lugo, latitud 43º, con una orientación de 45º hacia el Este. Sabiendo que el montaje del generador es de tipo general, determinar la inclinación máxima y mínima que se le puede dar al generador para que cumpla los requisitos de pérdidas por orientación INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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e inclinación. Una orientación de 45º hacia el Este corresponde con un acimut α = -45º. El montaje de tipo general sobre el tejado, según la tabla 5.5, implica un límite del pérdidas del 10%. Según esto, los límites de inclinación hay que buscarlos en el diagrama de la figura 5.9 en los bordes de la región de rendimiento del 90-95%. El eje radial de α = -45º corta a la región de rendimiento del 90-95% en los ángulos de inclinación de 42º y 8º como se puede ver en la figura adjunta. Luego los límites de inclinación para una latitud de 41º son: máx =41º = 42º y mín =41º = 8º . Se corrigen los valores de inclinación para la latitud del lugar que es 43º: máx

máx

mín

mín

41º

(41

(41

41º

)

42 (41 43)

44º

) 8 (41 43) 10º

5. En un generador fotovoltaico se quiere utilizar un inversor multicadena trifásico con las siguientes características: Potencia nominal del inversor: 8 kW Rango de tensión del MPP: 350…750 V y tensión de vacío máxima: 850 V

Corriente nominal por fase en la salida de c.a.: 11,6 A Dispone de tres entradas MPP con una corriente máxima por cada entrada de c.c.: 8 A Potencia máxima del generador: 9600 W. Para el generador fotovoltaico se quiere utilizar el módulo de la marca Solarworld, tipo SW200 (ver sus características en la tabla 1.5, del apartado Mundo Técnico en la unidad 1). Calcular: a) Máximo número de módulos que se pueden conectar en cada entrada MPP. b) Comprobar los límites de trabajo del inversor con la cantidad de módulos calculada en el apartado anterior. a) Como la potencia máxima del generador que se puede conectar al inversor es 9600 W y la potencia del módulo elegido (ver sus características en el apartado b) es de 200 W, la cantidad de módulos totales sería: N T

P G máx

9600

P máx

200

48

La cantidad de módulos por cada una de las tres entradas MPP sería: N

N T

48

3

3

16

b) Comprobamos que con 16 módulos en serie no se sobrepasan los límites de trabajo del inversor: rango de tensiones de entrada del inversor (350…7 50 V), la tensión INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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máxima en vacío (850 V) y la intensidad máxima por entrada MPP (8 A): Los parámetros del módulo Solarworld SW200 obtenidos de la tabla 1.5, del apartado Mundo Técnico en la unidad 1, son: P máx: 200 W; U oc: 36,1 V; I sc: 7,7 A; U mpp: 28,3 V;

: 0,034 %/ºC ; : -0,34 %/ºC.

Parámetros del módulo fotovoltaico en el rango de temperaturas - 10º…70ºC: Como los coeficientes de temperatura están especificados en valor relativo los convertimos a valor absoluto: (%) 100 (%) 100

0,034

I sc

100

7,7

0,34

U oc

100

2,618 10

36,1

3

2,62 mA / º C

0,12274

122,7 mV / º C

Valor mínimo del rango: U mpp ( 70ºC )

U mpp

28,3 ( 122,7 10 3 ) (70 25)

(T 25)

22,78 V


U mpp

10 ºC )

3

(T 25)

28,3 ( 122,7 10 ) ( 10 25)

32,60 V

Tensión máxima en vacío del módulo fotovoltaico: U oc (

U oc

10 ºC )

(T 25)

36,1 ( 122,7 10 3 ) ( 10 25)

40,40 V


I sc

(T 25)

7,7

2,62 10

3

(70 25)

7,82 A

Parámetros del generador fotovoltaico por cada entrada MPP (16 módulos en serie): Valor mínimo del rango: U G mpp (70ºC ) Valor máximo del rango:

U G mpp (

N U mpp(70ºC ) 10 ºC )

N U mpp (

16 22,78 10 ºC )

364,48 V

16 32,60

521,6 V

Tensión máxima en vacío del generador fotovoltaico: U G oc (

10ºC )

N U oc (

10ºC )

16 40,40

646,4 V

La intensidad máxima en cada entrada MPP es la misma que la de un módulo: I G sc ( 70ºC )

I sc (70ºC )

7,82 A

Comprobamos que cumple las condiciones de: Rango de tensiones de entrada del seguidor MPP del inversor (350…750 V) : U inv mín

U G mpp( 70ºC )

350

U inv máx

U G mpp(

750 521,6 V

10ºC )

364,48 V

Tensión máxima en vacío (850 V): Intensidad máxima (8 A):


I inv máx

U máx vacío

I G sc(70ºC )

U G oc(

8

10ºC )

850

646,4 V

7,82 A


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6. Se ha trazado el perfil de los obstáculos que afectan a un generador fotovoltaico sobre un diagrama de trayectorias (figura 5.34). El generador está situado en Murcia, y tiene una inclinación de 40º y un acimut de 30º. Calcular el factor de sombreado correspondiente a las pérdidas por sombras que producen dichos obstáculos.

Figura 5.34. Diagrama de trayectorias del ejercicio 6.

Los factores de llenado estimados para cada una de las porciones de la figura 5.34 son: A9 = 1, A7 = 1, B9 = 0,5, B7 = 0,5, A5 = 0,5, B10 = 0,5, B12 = 1, C10 = 1, C12 = 0,5 y D10 = 0,25. Para una inclinación de 40º y un acimut de 30º la tabla de referencia del apartado Mundo Técnico que más se aproxima es la de inclinación β = 35º y acimut α = 30º que se reproduce a continuación. β = 35º ; α = 30º A

B

C

13

0,00

0,00

0 ,00

0,10

11

0,00

0,00

0 ,03

0,06

9

0,02

0,10

0 ,19

0,56

7

0,54

0,55

0 ,78

1,80

5

1,32

1,12

1 ,40

3,06

3

2,24

1,60

1 ,92

4,14

1

2,89

1,98

2 ,31

4,87

2

3,16

2,15

2 ,40

5,20

4

2,93

2,08

2 ,23

5,02

6

2,14

1,82

2 ,00

4,46

8

1,33

1,36

1 ,48

3,54

10

0,18

0,71

0 ,88

2,26

12

0,00

0,06

0 ,32

1,17

14

0,00

0,00

0 ,00

0,22


D


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De dicha tabla se obtienen los porcentajes de pérdidas de irradiación solar global anual siguientes: A9 = 0,02%, A7 = 0,54%, B9 = 0,10%, B7 = 0,55%, A5 = 1,32%, B10 = 0,71%, B12 = 0,06%, C10 = 0,88%, C12 = 0,32% y D10 = 2,26%. Multiplicando por los factores de llenado y sumando se obtienen las pérdidas totales por sombreado: Pérdidas por sombreado(%)

0,02 1 0,54 1 0,10 0,5 0,55 0,5 1,32 0,5 0,71 0,5

0,06 1 0,88 1 0,32 0,5 2,26 0,25

3,565 %

El factor de sombreado FS vale: FS 1 Pérdidas por sombreado 1 0,03565 0,96435

7. La figura 5.35 muestra la disposición de la primera y segunda fila de un generador fotovoltaico situado en la cubierta de una nave industrial localizada en Palencia (latitud 42º). Para limitar el sombreado sobre los módulos se pide: a) La distancia d entre la primera fila y el peto perimetral. b) La distancia mínima módulos.

D mín

entre filas de

Figura 5.35.

a) Distancia entre la primera fila y el peto perimetral: h

d

tg (61º

0,8 )

tg (61 42)

2,32 m

b) Altura proyectada sobre la vertical de una fila: h L sen

0,92 sen 32 0,488m

Distancia mínima entre la parte superior de una fila y la parte inferior de la siguiente: h

d

tg (61º

0,488 )

tg (61 42)

1,42 m

Distancia mínima entre filas de módulos: Dmín

d L cos

1,42 0,92 cos 32

2,2 m

8. La tabla siguiente recoge los datos del valor medio mensual G dm ( , ) de la irradiación diaria sobre el plano de un generador fotovoltaico y el valor medio mensual de la energía diaria inyectada en la red. El sistema está instalado en Madrid con una inclinación de 30º y un acimut de 15º, tiene una potencia nominal de 4,6 kW y una potencia de pico del generador de 5,44 kW. Tabla 5.9 G dm (

Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

=15º, =30º) 2 [kWh/(m ·día)]

2,02 3,11 4,48 6,20 6,71 7,46 8,20 7,28 5,11 3,41 2,32 1,98

Wd (kWh/día)

8,19 12,52 17,83 24,33 26,06 27,41 29,65 26,41 18,84 13,33 9,27 8,03

a) Calcular el rendimiento energético de la instalación o “performance ratio” mensual y anual. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


PR ,

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b) Obtener la productividad anual del generador (Y F). a) El rendimiento energético se obtiene despejando en la expresión [14]: W d

Gdm ( , ) P G máx PR

PR

GCEM

GCEM W d Gdm ( , ) P G máx

Sustituyendo los valores de GCEM y P Gmáx por sus valores respectivos, 1 kW y 5,44 kW, se aplica a cada mes y se obtienen los valores recogidos en la tabla siguiente: Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun.

Jul.

Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Gdm ( =15º, =30º) 2

2,02

3,11

4,48

6,20

6,71

7,46

8,20

7,28

5,11

3,41

8,19

12,52 17,83 24,33 26,06 27,41 29,65 26,41 18,84 13,33

2,32

1,98

9,27

8,03

[kWh/(m ·día)] Wd (kWh/día)

0,7453 0,7400 0,7316 0,7213 0,7139 0,6754 0,6646 0,6668 0,6777 0,7185 0,7345 0,7455

PR

b) Para obtener la productividad anual del generador ( Y F) se calculan primero los valores mensuales y anuales de energía producida para dividir el resultado por la potencia de pico del generador:

Producción anual de la instalación Mes

W d

Días por mes

(kWh/día))

Producción mensual (kWh)

Enero

8,19

31

253,89

Febrero

12,52

28

350,56

Marzo

17,83

31

552,73

Abril

24,33

30

729,90

Mayo

26,06

31

807,86

Junio

27,41

30

822,30

Julio

29,65

31

919,15

Agosto

26,41

31

818,71

Septiembre

18,84

30

565,20

Octubre

13,33

31

413,23

Noviembre

9,27

30

278,10

Diciembre

8,03

31

248,93

Producción anual (W a)

6760,56

Como la potencia máxima o de pico del generador es de 5,44 kW, su productividad anual es: Y F

W a

6760,56

P G máx

5,44

1242,75 kWh / kWp



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9. Calcular las secciones de los conductores de la instalación conectada a la red representada por el esquema unifilar de la figura 5.36 que tiene las siguientes características y condiciones de instalación: La instalación está situada en el tejado de un edificio, sobre una de las cubiertas, formando 3 filas de 16 módulos cableadas en el interior de canaleta cerrada. La fila con el tramo de línea de longitud más desfavorable tiene 30 metros. El tramo de línea 2, de conexionado del inversor multicadena con el cuadro de protecciones y medida, es trifásico de 400 V y está canalizado en el interior de una canaleta cerrada. La temperatura ambiente máxima para los dos tramos de línea es de 55ºC y están protegidos de la exposición al Sol.

Figura 5.36. Esquema unifilar de la actividad 9.

Todo el cableado se quiere realizar con cable unipolar de aislamiento termoestable y conductor de cobre. Recopilación de datos: a) Potencias o intensidades, tensiones y longitudes de los diferentes tramos de la instalación: Tramo de línea 1, conexionado de los módulos con el inversor. En la tabla 1.5, del apartado Mundo Técnico en la unidad 1, se obtiene la intensidad de cortocircuito de un módulo SW200 de Solarworld en condiciones CEM, I sc = 7,7 A. Aplicando el coeficiente 1,25 a la intensidad se obtiene: I 1 = 1,25 · 7,7 = 9,625 A. Para calcular la tensión máxima necesitamos la tensión de funcionamiento en el punto de máxima potencia de un módulo. En la tabla 1.5, del apartado Mundo Técnico en la unidad 1, se obtiene para un módulo SW200 de Solarworld en condiciones CEM, U mpp = 28,3 V. La tensión máxima de la rama será: U G mpp = 16 · U mpp = 16 · 28,3 = 452,8 V.

Longitud del tramo: l 1 = 30 m. Tramo de línea 2, conexionado del inversor con el cuadro de protecciones y medida. La potencia nominal del inversor se obtiene en la tabla 3.2, del apartado Mundo Técnico en la unidad 3, para un inversor NT8000 de Sunways, es de 8 kW. El sistema de corriente alterna es trifásico de 400 V de tensión nominal. Con estos datos se calcula la intensidad nominal de salida del inversor: I inv ca

P n inv

8000

3 U n ca

3 400

11,55 A

Aplicando el coeficiente 1,25 a la intensidad: I 2 = 1,25 · 11,55 = 14,44 A. Longitud del tramo: l 2 = 18 m. b) Tipo o método de instalación. En los dos tramos de instalación se utiliza el mismo método de instalación, cables en el interior de canaleta cerrada, que corresponde con el método de instalación B1 (tabla 4.7 de la unidad 4). INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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c) Tipo de cable. En todos los tramos se utilizarán cables con aislamiento termoestable (XLPE) que tiene una temperatura de servicio de 90 ºC y conductor de cobre (conductividad del cobre a 90º, θ = 45 s·m/mm2). Cálculo por caída de tensión: La máxima caída de tensión de 1,5%, se reparte equitativamente entre los dos tramos dejando 0,75% de caída para cada uno. Tramo de línea 1: S 1

200 l 1 I 1

200 30 9,625

U %1 U

0,75 452,8 45

3,78 mm2

Tramo de línea 2: S 2

3 100 l 2 I 2

3 100 18 14,44

U %2 U

0,75 400 45

3,33 mm2

Cálculo por calentamiento: a) Las intensidades de cada tramo, multiplicadas por el coeficiente 1,25 según la ITC BT 40, son: I 1 = 9,625 A e I 2 = 14,44 A; b) Factores de corrección: En los dos tramos de la instalación, según los datos del enunciado, la temperatura ambiente puede alcanzar 55 ºC. Según la tabla 4.8 de la unidad 4, se aplica el factor de corrección 0,84 a las intensidades I 1 e I 2. En el tramo 1, de conexionado de los módulos fotovoltaicos, hay tres circuitos dentro del mismo conducto. Consultando la tabla 4.9 de la unidad 4, se obtiene un factor de corrección de 0,7 que hay que aplicar a la intensidad I 1. No hay ningún tramo de instalación expuesto a la radiación solar. Calculamos la nueva intensidad del tramo 1, aplicando los factores de corrección: 9,625

I 1

0,84 0,7

16,37 A

Calculamos la nueva intensidad del tramo 2, aplicando los factores de corrección: I 2

14,44 0,84

17,2 A

c) Con las intensidades de cada tramo corregidas se determinan las secciones utilizando la tabla 4.6 de la unidad 4. Tramo de línea 1: método de instalación B1, circuito bipolar con cables con conductor de cobre y aislamiento termoestable (XLPE2). En la columna 10 de dicha tabla obtenemos: I 1 = 16,37 A  S1 = 1,5 mm2.

Tramo de línea 2: método de instalación B1, circuito tripolar con cables con conductor de cobre y aislamiento termoestable (XLPE3). En la columna 8 de dicha tabla obtenemos: I 2 = 17,2 A  S2 = 2,5 mm 2

Secciones elegidas:

Los resultados de las secciones calculadas por los dos métodos, caída de tensión y INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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calentamiento, se comparan y se elige la mayor de cada caso, ajustando a la sección comercial superior si es necesario: Sección del tramo de línea


Por calentamiento


S1

3,78 mm2

1,5 mm2

3,78  4 mm 2

S2

3,33 mm2

2,5 mm2

3,33 4 mm2

ACTIVIDADES FINALES – ENTRA EN INTERNET PÁG. 195 10. Haz un resumen con información sobre tres plantas de generación fotovoltaica conectadas a la red, que como mínimo incluya estos apartados: Tipo de red en la que inyectan su producción (alta, media o baja tensión) Potencia de pico de la central. Si tiene varios campos fotovoltaicos, indica la potencia de pico de cada campo. Tipo y tecnología de los módulos fotovoltaicos utilizados. Tipo de generadores: fijos, con seguidores solares, etc. En los siguientes enlaces encontraras información sobre todo tipo de plantas de generación fotovoltaica instaladas en el mundo. En dos de ellos se ofrece una clasificación en función de la potencia de pico de las plantas. Otro corresponde a la central fotovoltaica Toledo PV que proporciona información completa sobre sus características. •

•

•

http://www.rankingsolar.com/parques-solares/ http://www.pvresources.com/en/top50pv.php http://www.toledopv.com

El objetivo de esta actividad es que los alumnos/as conozcan las prestaciones de las plantas de generación fotovoltaica conectadas a la red, valoren su capacidad de generación, comprueben la variedad de tecnologías utilizadas en los módulos fotovoltaicos empleados e identifiquen los tipos de seguidores solares que se utilizan habitualmente en estas plantas.



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UNIDAD 6. ENERGÍAS RENOVABLES ACTIVIDADES FINALES PÁG. 222 1. Relaciona los siguientes autores con la aportación por la que les conocemos: Autor

Aportación

a) Brush

a) Límite teórico máximo que se puede obtener de la energía que llega al rotor.

b) Cour

b) Primer aerogenerador multipala.

c) Beaufort

c) Confirma la eficacia de las turbinas rápidas con pocas palas.

d) Coriolis

d) Establece una escala para tipificar la fuerza del viento

e) Savonius

e) Fuerza de componente horizontal de los vientos generales.

f) Betz

f) Aerogenerador comercial de eje vertical. Símil anemómetro.

Solución: a y b, b y c, c y d, d y e, e y f, f y a.

2. Describe los elementos contaminantes que se reducen utilizando las energías renovables para la producción de electricidad. Dióxido de carbono (CO 2): gas incoloro, inodoro, denso y poco reactivo que se produce durante la combustión de materia vegetal (madera o carbón por ejemplo) y de combustibles de origen fósil como el petróleo y gas natural. Óxido nítrico (NO): gas incoloro que se produce por la reacción del oxígeno con el nitrógeno del aire a altas temperaturas de combustión. Monóxido de carbono (CO): gas inodoro, incoloro, inflamable y altamente tóxico. Puede causar la muerte cuando se respira en niveles elevados. Se produce por la combustión incompleta de petróleo, madera, keroseno, carbón, gasolina, etc. en ambientes con poco oxígeno. Dióxido de azufre (SO 2): gas incoloro de olor asfixiante. Es liberado en muchos procesos de combustión ya que los combustibles como el carbón, el petróleo, el diésel o el gas natural contienen ciertas cantidades de compuestos azufrados.

3. Relaciona los siguientes componentes de un aerogenerador con la función que desempeña: Componente

Función

a) Palas de la hélice

a) Transformar la energía del viento en energía mecánica.

b) Rotor

b) Convertir la energía mecánica en eléctrica.

c) Alternador

c) Captar la fuerza del viento.

Solución: a y c, b y a, c y b INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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4. Describe los componentes de un aerogenerador. Palas: captan la fuerza del viento y se caracterizan por su longitud, forma y espesor. Torre: sirve para la sustentación de los aerogeneradores. Puede ser de celosía o tubular dependiendo del volumen, peso e impacto medioambiental. Rotor: parte del aerogenerador que capta la energía cinética del viento y la transforma en energía mecánica. Multiplicador: conjunto de engranajes que adapta la baja velocidad del eje del rotor a velocidades más altas apropiadas a las características del generador eléctrico. Generador: convierte la energía mecánica proporcionada a través del multiplicador en energía eléctrica. Puede ser una dinamo, un alternador síncrono o un alternador asíncrono. Sistema eléctrico: se denomina así al equipo formado por los motores de orientación del grupo hidráulico, elementos de potencia, sistemas de regulación y control de la energía reactiva, etc.

5. Indica los tres tipos de acumuladores de calor que hay en función de la disposición del intercambiador de calor y especifica el criterio que se utiliza para usar cada uno de los tipos. Acumuladores sin intercambiador, con un intercambiador y con dos intercambiadores. Los acumuladores sin intercambiador se utilizan en lugares cálidos donde no se produzcan heladas y donde el agua sea de muy buena calidad. También se utilizan en aplicaciones temporales de uso estacional. Los acumuladores con un intercambiador se usan en lugares con temperaturas inferiores a cero grados y con aguas de calidad buena y media. Los acumuladores con dos intercambiadores se usan en lugares donde el agua sea de baja calidad y pueda producir corrosiones.

6. Identifica los símbolos siguientes que corresponden a instalaciones de sistemas de energía solar térmica: a) b) c) d) Solución: a) Válvula antirretorno. b) Válvula de tres vías. c) Purgador. d) Vaso de expansión. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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7. Relaciona los componentes que se especifican a continuación con la misión que cumplen en el funcionamiento de un captador solar plano: Componente

Misión

a) Placa absorbedora.

a) Dejar pasar la radiación solar hacia el interior del captador e impedir que salga hacia el exterior del mismo.

b) Circuito hidráulico.

b) Impedir que la energía térmica acumulada se pierda por las paredes de la carcasa del captador solar.

c) Cubierta transparente.

c) Contener el líquido caloportador que transporta la energía térmica colectada en el captador solar.

d) Aislamiento térmico.

d) Captar la radiación solar.

Solución: a y d, b y c, c y a, d y b.

8. Indica cuándo hace falta utilizar un sistema de apoyo energético en un sistema de energía solar térmica y especifica las fuentes de energía auxiliar más habituales. Cuando la capacidad de almacenamiento del acumulador es limitada y no alcanza para cubrir el consumo por la reiteración de días nublados o por un aumento excesivo de dicho consumo. Las fuentes de energía auxiliar más utilizadas son: electricidad y gas o gasóleo.

9. Indica cuáles son los sistemas de circulación que se emplean en las instalaciones de energía solar térmica y especifica el criterio que se utiliza para seleccionarlos. Circulación natural (termosifón): se emplea en pequeñas instalaciones y en lugares de climatología cálida. Circulación forzada: se emplea cuando los colectores solares no se pueden instalar a una altura inferior a la del acumulador o en instalaciones de tamaño mediano o grande.

10. Relaciona los componentes que se especifican a continuación con la misión que cumplen en el funcionamiento de una instalación de energía solar térmica: Componente

Misión

a) Purgador.

a) Permite encaminar el fluido de la instalación por dos caminos alternativos.

b) Vaso de expansión.

b) Permite el paso de un fluido en un sentido y lo impide en sentido contrario.

c) Válvula antirretorno.

c) Permite que el fluido que llena la instalación pueda aumentar o disminuir su volumen con los cambios de temperatura.

d) Válvula de tres vías.

d) Permite eliminar el aire que se acumula en el interior de la instalación.

Solución: a y d, b y c, c y b, d y a. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS


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Instalaciones Solares Fotovoltaica solucionario EDITEX

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