Índice
Prólogo………………………………………….……………………………………...7 Introducción: El Sol, nuestra fuente de energía…………………………………… ….9 1 Historia y fundamento de las células Solares fotovoltaicas………………………………………………………………..13 Principios físicos………………………………………………………………... ….14 Rendimiento de las células fotovoltaicas…………………………………….. …….19 2 Células y paneles fotovoltaicos………………………………………………..........21 Células de arseniuro de galio…………………………………………………………...21 Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de cobre. ……………………………………..22 Células bifaciales……………………………………………………………………….22 Células de silicio amorfo………………………………………………………….........23 Células de silicio policristalino…………………………………………………………24 Células de silicio monocristalino……………………………………………………….25 Parámetros de una célula solar…………………………………………………………26 Proceso de fabricación de las células monocristalinas…………………………………30 El módulo fotovoltaico………………………………………………………………...36 Fabricación de un módulo fotovoltaico. . . ……………………………………………40 Normativa sobre módulos fotovoltaicos. . ……………………………………….. …..41 Calidad de los módulos fotovoltaicos……………………………………………........41 Vida útil de los módulos fotovoltaicos………………………………………………...43
3 Acumuladores……………………………………………………………………….44 Conceptos generales……………………………………………………………............44 Componentes y funcionamiento de un acumulador de plomo-ácido…………………..45
INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS
Profundidad de descarga y vida útil del acumulador…………………………………...47 Carga del acumulador ………………………………………………………………….51 Efecto de la temperatura. Congelación…………………………………………… …...52 El acumulador solar. Dimensionado……………………………………………… …...54 El acumulador de gel……………………………………………………………… …..56 El acumulador de níquel-cadmio……………………………………………………… 58 Composición y funcionamiento de un acumulador de Ni-Cd………………………… 59 Baterías herméticas……………………………………………………......................... 61 4 Reguladores de carga…………………………………………………………. …...63 Regulador shunt………………………………………………………………….. ……64 Regulador serie………………………………………………………………….... …...67 Módulos fotovoltaicos autorregulados…………………………………..……………..70 5 Otros equipos para uso en sistemas fotovoltaicos………………………………... 72 Sistemas de medida y control…………………………………………………………. 72 Desconectores…………………………………………………………………………..75 Interruptores horarios…………………………………………………………..............76 Temporizadores………………………………………………………………….. ……77 Temporizador a tiempo fijo………………………………………………….. ……..77 Temporizador a tiempo variable………………………………………….………….78 Equipos de iluminación en c/c………………………………………………….. ..........80 Convertidores continua-continua………………………………………………… ……83 Convertidores de acoplamiento……………………………………………………….. 85 Convertidores continua-alterna………………………………………………………... 87 Medidores de amperios-hora………………………………………………………….. 90
6 Estructuras soporte para paneles fotovoltaicos…………………………………...93 Tipos de estructuras…………………………………………………………………….95 Tipos de materiales utilizados………………………………………………………….98 Puntos de apoyo………………………………………………………………………..99 Sombras entre filas de módulos fotovoltaicos………………………………………...102 Efectos de los agentes atmosféricos sobre las instalaciones solares fotovoltaicas y algunos consejos para evitarlos……………………………………….105 ejemplos gráficos de diversos tipos de soportes………………………………………107
El problema de la corrosión y su tratamiento………………………………………... 114 Galvanizado en caliente………………………………………………………. …...115 El galvanizado ante la corrosión…………………………………………………. ..118 Ensamblado mediante tornillos de las estructuras de hierro galvanizado…………………………………………………………………. 119
7 Cálculo de instalaciones………………………………………………………….. 121 Interpretación de las tablas de radiación…………………………………….……..…121 Radiación mensual……………………………………………………………….... 122 Radiación anual máxima…………………………………………………….. …….124 Máxima radiación mensual………………………………………………………....125 Radiación diaria…………………………………………………………………….126 Cálculo del número de módulos fotovoltaicos. Factor de seguridad………………....128 Cálculo de la capacidad de acumulación……………………………………………...130 Cálculo del regulador………………………………………………………………….132 Cálculos de instalaciones solares fotovoltaicas por ordenador……………………….134 Dimensionado de convertidores c/c/ca………………………………………………..141 Cálculo de la sección del conductor 142 Cálculo de la altura manométrica en una instalación de bombeo……………………..145 8 Instalación………………………………………………………………………….147 Instalación del panel fotovoltaico…………………………………………………….147 Problemas ocasionados por sombras parciales en la superficie de Un panel fotovoltaico………………………………………………………………... 153 Instalación de los acumuladores……………………………………………………....157 Instalación de sistemas de regulación y control……………………………………....161 Instalación de convertidores………………………………………………………….164 Resumen de normas prácticas para la instalación de Sistemas fotovoltaicos………………………………………………………………...165
9 Mantenimiento de una instalación fotovoltaica y pruebas de funcionamiento…………………………………………………………………....168 Panel fotovoltaico……………………………………………………………………..168 Cuadro de regulación y control……………………………………………….. ……..170 Acumuladores…………………………………………………………………….…...170 Pruebas y averías de los diferentes componentes …………………………………….171
Medidas sobre el panel fotovoltaico……………………………………………..……172 Regulador de carga…………………………………………………………………....174 Sistema de acumulación………………………………………………………………175
10 Ejemplos de cálculo………………………………………………………………177 Nave avícola con temporizador horario……………………………………………….177 Estudio de un sistema fotovoltaico para alimentación de equipos de radio en montaña……………………………………………………………………...183 Balizamiento…………………………………………………………………..............186 Vivienda permanente………………………………………………………………….190 Vivienda de uso esporádico…………………………………………………………...194 Repetidor de TV.……………………………………………………………………...198 Bombeo de agua……………………………………………………………….. …….201 Iluminación de un parque público…………………………………………………….206
11 Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica……………………………………………………………………….209 Descripción de un sistema conectado a red…………………………………………...212 Campo solar. ………………………………………………………………………….212 Inversor cc/ca………………………………………………………………………….218 Conexión con la red eléctrica…………………………………………………………227 Conclusiones…………………………………………………………………….........230
Diagramas y esquemas………………………………………………………………233 Ejemplos de montaje paso a paso de Instalaciones fotovoltaicas…………………………………………………………..242 Apéndice: Tablas, gráficos y datos útiles…………………………………………..260
PRÓLOGO
Prólogo
Este libro ha sido escrito a modo de introducción práctica a un tema tan apasionante y actual como es el de la Energía Solar Fotovoltaica, al cual he dedicado los últimos veintidós años de mi vida profesional. No he pretendido dar una visión exhaustiva y profunda de los diferentes aspectos y componentes que concurren en una instalación fotovoltaica, por considerar que el fin último del libro que tiene en sus manos es el de proporcionar los conceptos básicos a la mayor cantidad de personas posible, haciendo fácil, amena e interesante su lectura. Deseo agradecer desde estas líneas a todas las personas, empresas y organismos, así como a todos los compañeros de profesión e incluso usuarios de las ya muy numerosas instalaciones existentes en España, su valiosa colaboración que me ha permitido intentar recoger en las siguientes páginas las bases de la Energía Solar Fotovoltaica y sus aplicaciones prácticas, destacando a la compañía ATERSA, y muy especialmente a Francisco Ramírez y Enrique Daroqui, por su inestimable ayuda en la aportación de gráficos y esquemas que ilustran este libro.
El autor.
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Nota
En este libro se ha optado por utilizar el punto, en vez de la coma, para separar la parte entera de la decimal en las cantidades numéricas, siguiendo las últimas recomendaciones internacionales sobre notación científica y técnica.
Introducción
El Sol, nuestra fuente de energía
El Sol es una estrella cuya superficie se encuentra a una temperatura media de 5500°C, y debido a complejas reacciones que producen una pérdida de masa, ésta se convierte en energía. Dicha energía, liberada del Sol, se transmite al exterior mediante la denominada radiación solar. Si examinamos el espectro de la radiación solar, observamos que la mayor parte de la energía emitida por el Sol se encuentra en la parte visible de dicho espectro y ésta representa el 47% del total.
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Es cierto que las radiaciones ultravioletas son muy energéticas, pero también es cierto que son poco abundantes, ya que tan sólo el 7 % del total pertenece a dicho tipo de radiación. Al contrario ocurre con las radiaciones infrarrojas, que son muy abundantes (46% del total) pero mucho menos energéticas que las anteriores. Por esta razón, se dice comúnmente que podemos convertir la “luz” en electricidad mediante las células solares, que más adelante estudiaremos en profundidad. La radiación solar recibida fuera de la atmósfera terrestre es de 1353 W/m2, medida sobre una superficie perpendicular a la dirección de su propagación. A este valor se le denomina Constante Solar y difiere sensiblemente del que recibimos en la superficie terrestre. Esta disminución de energía recibida del Sol está justificada por el paso obligatorio que ha de hacer la radiación a través de la atmósfera, y se produce fundamentalmente por los tres factores siguientes: a) Gases atmosféricos (nitrógeno, oxígeno, ozono, etc.) b) Vapor de agua c) Polvo La combinación de estos elementos hace que sobre la superficie terrestre y al nivel del mar sólo se reciban unos 1000 W/m2, valor que incluso sólo se alcanza en días despejados, cuando el aire es muy transparente. Si tenemos en cuenta el carácter aleatorio de la presencia de días claros y nubosos a lo largo del año, veremos la imperiosa necesidad de obtener datos estadísticos fiables de las diferentes radiaciones en cada época del año y en cada lugar de ubicación de una posible instalación solar.
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Seguidamente se definen algunos de los conceptos básicos que se utilizarán a lo largo de este libro. Radiación directa: Es la radiación recibida desde el Sol, sin que sufra desviación alguna en su camino a través de la atmósfera. Radiación difusa: Es la radiación solar que sufre cambios en su dirección, principalmente debidos a la reflexión y difusión en la atmósfera. Albedo: Radiación directa y difusa que es reflejada por el suelo u otras superficies próximas. Masa de aire: Es una medida de la distancia que recorre la radiación a través de la atmósfera y que, lógicamente, varía en función del ángulo de incidencia, según la fórmula siguiente: AM— 1/cos φ donde: AM= Masa de aire (Air Mass) φ = Ángulo entre el rayo vector del Sol y la vertical del lugar. Ejemplo: Para un ángulo 0= 00, es decir, cuando el Sol está en su punto más alto y sus rayos caen perpendicularmente a la tierra, AM será la unidad. Por el contrario, cuando el Sol incida con un ángulo respecto a la normal de 60°, la masa de aire que atraviesa la radiación es mayor, siendo AM igual a 2.
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Estos conceptos son muy utilizados a la hora de realizar medidas en las células y módulos fotovoltaicos, por lo que interesa tener una idea clara de lo que representan.
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Capítulo 1 Historia y fundamento de las células solares fotovoltaicas Parece ser que los fenómenos fotoeléctricos tienen el principio de su descubrimiento en 1808, por mediación de Hallwachs, pero fue Hertz quien enunció los principios básicos que los regían. En 1887, este último observó que la chispa saltaba más fácilmente entre dos esferas de diferente potencial cuando sus superficies eran fuertemente iluminadas por la luz de otra descarga, y posteriormente comprobó que una lámina de zinc cargada negativamente y unida a un electroscopio, perdía rápidamente su carga al ser iluminada por un arco voltaico. De todo ello dedujo Hertz que, bajo la acción de la luz, el zinc y en general todos los metales emiten cargas negativas. Los resultados experimentales que se obtuvieron fueron los siguientes: - El efecto fotoeléctrico es instantáneo, es decir, aparece con la radiación sin retraso sensible (el tiempo transcurrido es del orden de 3 x 10 segundos). - El número de fotoelectrones emitidos, es decir, la intensidad de la corriente producida, es proporcional a la radiación recibida. Sobre la velocidad de la emisión no influye en absoluto la intensidad luminosa, ni su estado de polarización, pero sí su frecuencia o longitud de onda. -Para cada metal existe una frecuencia mínima de la radiación luminosa por debajo de la cual no se presenta el efecto fotoeléctrico. La interpretación teórica de todos estos hechos fue dada por Einstein en 1902, generalizando la hipótesis hecha por Plank unos años antes con la teoría de los cuantos o fotones. Las células fotoeléctricas son dispositivos basados en la acción de radiaciones luminosas sobre ciertas superficies metálicas. El efecto de esas radiaciones puede ser de tres tipos: Efecto foto emisivo o foto externo: provoca en el metal un arranque de electrones con liberación de los mismos.
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Efecto foto conductivo o foto interno: modifica la conductividad eléctrica del metal. Efecto fotovoltaico: crea una fuerza electromotriz en el metal. Precisamente en este último apartado es donde se integran las células fotovoltaicas, que generan un paso de corriente proporcional al flujo luminoso que reciben. Estas células presentan la ventaja sobre los demás tipos de que no requieren ni tensión auxiliar ni vacío, razón por la cual son utilizadas para la conversión de energía solar en energía eléctrica. Chapin, Fueller y Perarson desarrollaron en 1954 la primera célula solar capaz de convertir, de un modo eficaz, la luz del Sol en energía eléctrica. Desde ese año estos dispositivos han sido mejorados y perfeccionados, utilizándose principalmente para la alimentación de satélites artificiales, para foto sensibilizar algunos equipos electrónicos y para alimentar pequeñas cargas en lugares remotos o de difícil acceso. Las crisis energéticas que han sufrido los países industrializados han suscitado un nuevo interés que ha hecho dar un gran avance en las tecnologías y usos de estos dispositivos. De esta forma, se ha pasado a utilizar masivamente los equipos fotovoltaicos en telecomunicación, señalización, telemática, usos rurales e incluso centrales fotoeléctricas de varios megavatios, reduciéndose el coste de producción año tras año de tal forma que, en corto tiempo, se obtendrán unos precios más competitivos respecto a las energías convencionales. Principios físicos Como todos sabemos, la materia está constituida por átomos, los cuales a su vez están formados por dos partes bien diferenciadas: el núcleo, dotado de una carga eléctrica positiva, y los electrones, que giran alrededor en diferentes bandas de energía, con carga eléctrica negativa que compensa la del núcleo, formando de esta forma un conjunto totalmente estable y eléctricamente neutro. A los electrones de la última capa se les ha dado el nombre de electrones de valencia, y tienen la facultad de interrelacionarse con otros similares, formando una red cristalina. Haciendo una división, podemos afirmar que existen tres tipos de materiales, eléctricamente hablando, y que son: Conductores: Disponen de unos electrones de valencia poco ligados al núcleo y que pueden moverse con facilidad dentro de la red cristalina respondiendo a un pequeño agente externo. Semiconductores: Sus electrones de valencia están más ligados a sus núcleos
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que en los conductores, pero basta suministrar una pequeña cantidad de energía para que se comporten igual que éstos, liberando sus electrones más externos. Aislantes. Presentan una configuración muy estable, la cual es difícil de modificar, ya que los electrones de valencia están sumamente ligados al núcleo, y la energía a suministrar para que saltaran del átomo sería excesivamente grande. Los materiales usados para las células fotovoltaicas son los semiconductores, ya que la energía que liga a los electrones de valencia con su núcleo es similar a la energía de los fotones que constituyen la luz solar. Al incidir ésta sobre el semiconductor (normalmente silicio), sus fotones suministran la cantidad de energía necesaria a los electrones de valencia como para que se rompan los enlaces y queden libres para circular por el semiconductor.
Al lugar dejado por ausencia del electrón liberado se le llama hueco, y dispone de carga eléctrica positiva (igual a la que tenía el electrón pero de signo contrario). Estos huecos también se desplazan, ya que el electrón liberado es susceptible de caer en un hueco próximo, produciéndose entonces un movimiento de estas “ausencias de electrones”. Al hecho de que los electrones ocupen huecos dejados por otros electrones se le denomina recombinación.
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Estos electrones libres y estos huecos creados en los puntos donde hay luz, tienden a difundirse hacia las zonas oscuras, con lo cual pierden su actividad. Sin embargo, al moverse ambas partículas en el mismo sentido, no producen corriente eléctrica, y antes o después se recombinan restableciendo el enlace roto. No obstante, si en algún lugar próximo a la región donde estas parejas de electrones y huecos han sido creados se formara un campo eléctrico en el interior del semiconductor, este campo separaría a los electrones de los huecos, haciendo que cada uno circule en dirección opuesta y, por consiguiente, dando lugar a una corriente eléctrica en el sentido del citado campo eléctrico. Existen varias formas de crear un campo eléctrico de este tipo en el interior del semiconductor, pero todas ellas están basadas en el concepto de potencial de contacto y la afinidad que diferentes sólidos tienen por los electrones. En las células solares convencionales este campo eléctrico se consigue mediante la unión de dos regiones de un cristal de silicio que han sido tratadas químicamente de modo diverso. Una de las dos regiones, la denominada n, ha sido dopada (impurificada) con fósforo. El fósforo tiene cinco electrones de valencia, uno más que el silicio, de manera que la región dopada con fósforo muestra una afinidad por los electrones menor que el silicio puro. La otra región, denominada p, ha sido dopada con boro. El boro tiene sólo tres electrones de valencia, uno menos que el silicio, y por ello el silicio dopado con boro tiene una afinidad por los electrones superior al silicio puro. De esta manera, la unió p-n así formada presenta una diferencia de potencial V que hace que los electrones tengan menos energía en la zona n que en la zona p. Consecuentemente, un campo eléctrico dirigido de la zona n hacia la p tiende a enviar los electrones hacia la zona n y los huecos hacia la zona p.
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La constitución de una célula de silicio convencional parte de una barra cristalina de silicio dopado con boro, que se corta en discos de un espesor de 0.3 mm. Una de sus caras se dopa fuertemente con fósforo, mediante difusión a alta temperatura en una atmósfera gaseosa rica en el mismo, de forma que este elemento penetre en el silicio más concentrado que el boro que éste contenía, hasta una profundidad aproximada de 0.3 micras. Encima de esta capa se deposita una rejilla metálica conductora, y en la parte posterior una capa continua. Ambas sirven para facilitar la toma de contactos eléctricos con las dos regiones.
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Cuando inciden fotones sobre la capa superior de la célula, algunos enlaces se rompen, generándose entonces pares electrón-hueco. Si esta generación se produce a una distancia de la unión menor que lo que se denomina longitud de difusión, antes o después estos portadores serán separados por el fuerte campo eléctrico que existe en la unión, moviéndose el electrón hacia la zona n y el hueco hacia la p y dando lugar, por consiguiente, a una corriente desde la zona n a la zona p. Si la longitud de difusión es muy pequeña, esto significa que, en un corto recorrido, el electrón y el hueco se recombinarán y la energía luminosa que fue absorbida para crear el par se recupera en forma de calor, lo cual en nuestro caso no es deseable. De este modo, los fotones absorbidos en las zonas posteriores de la célula solar (que son los de mayor longitud de onda) tendrán pocas posibilidades de alcanzar la unión si la longitud de difusión no es lo suficientemente grande. Para que ésta última lo sea, es necesario que el cristal de silicio sea estructural y constitucionalmente muy puro, es decir, que sea monocristal y que tenga una bajísima concentración de impurezas distintas a las añadidas intencionadamente (boro y fósforo). Esto se debe a que la mayor parte de las impurezas, así como los defectos estructurales, catalizan con gran eficacia el proceso de recombinación del par electrón-hueco en su trayecto hacia la unión p-n. La corriente eléctrica producida, al ser empleada en un trabajo útil, desarrolla una caída de tensión que hace que la zona p sea más negativa. Como esta zona es la de menor energía potencial de electrones (es decir, la de mayor potencial o más positiva), el efecto de la carga exterior es reducir el potencial de la zona p, o sea, reducir el campo separador que aparece en la unión. La corriente dada por cada célula solar para una iluminación determinada varía en función de la caída de tensión producida en el exterior, de acuerdo con lo que se muestra en la figura 5. La corriente suministrada es casi constante, hasta que se llega a un valor de tensión para el cual el campo de la unión decrece sensiblemente. Entonces la corriente tiende a cero rápidamente. La potencia máxima que puede dar una célula corresponde a una tensión algo inferior a la de circuito abierto, Vea. La máxima intensidad, Icc que puede suministrar la célula se produce cuando no existe ninguna tensión exterior, pero en ese caso no suministra potencia en absoluto. El valor de la intensidad máxima, „Imax‟ es también algo más bajo que la intensidad de cortocircuito Icc.
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Teniendo en cuenta lo anterior, para obtener un buen rendimiento en las células solares, éstas deben estar constituidas por un material en el que la energía del enlace de sus electrones de valencia no sea ni muy baja, ya que se perdería buena parte de la energía del fotón, ni muy alta, pues entonces sólo los fotones más energéticos del espectro solar podrían romper los enlaces. El silicio, con 1.1 eV, es el material más usado. El arseniuro de galio, con 1.4 eV, tiene teóricamente mejores características pero es más caro. El sulfuro de cobre, con 1 .2 eV, es un material prometedor.
Rendimiento de las células fotovoltaicas El rendimiento se define como el cociente entre la potencia eléctrica máxima que puede suministrar una célula fotovoltaica y la potencia luminosa que incide sobre su superficie. El rendimiento obtenido en laboratorio sobre células de silicio monocristalino es del 22% -24%, pero una vez que se pasa a su fabricación masiva éste baja a un valor aproximado del 15 %, lo que quiere decir que, de cada 100 vatios que recibimos del Sol, tan sólo 15 se aprovechan para nuestro uso. El hecho de este rendimiento tan bajo se debe fundamentalmente a los siguientes factores: a) Energía de los fotones incidentes Ocurre en gran medida que los fotones que contiene la luz solar no disponen de la energía suficiente como para romper el enlace covalente y crear el par
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electrón-hueco. También se da el caso contrario, y es que el fotón incidente tenga más energía de la necesaria, en cuyo caso ese exceso de energía se disipa en forma de calor. Por los motivos anteriormente expuestos, podernos afirmar que un 50% de la energía incidente en nuestra célula fotovoltaica se pierde, no produciendo por tanto electricidad. b) Pérdidas por recombinación El hecho de que parte de los electrones liberados por los fotones ocupen de nuevo huecos vecinos (recombinación), hace que la tensión de vacío disminuya desde aproximadamente 1.1 V (tensión teórica), hasta un máximo de 0.6 V en circuito abierto, debido a diversos factores y al propio proceso de fabricación de la célula solar. Las pérdidas se elevan por esto a un 1 5 %. c) Pérdidas por reflexión Si dispusiéramos la oblea de silicio tal y como queda después de haberse producido el corte en la barra de silicio monocristalino, la cantidad de luz reflejada tendría un valor aproximado del 30 %. No obstante, se han experimentado diferentes recubrimientos que reducen este valor aproximadamente al 10%. d) Pérdidas por los contactos eléctricos Evidentemente, el hecho de dotar a la célula solar de unos contactos que canalicen los electrones liberados hacia el circuito exterior, hace que parte de su superficie de captación se vea tapada por estos contactos eléctricos de rejilla, que no son transparentes y, en definitiva, restan iluminación. Las pérdidas por este concepto pueden evaluarse, como media, en un 8 %, ya que dependen del diseño de la célula. e) Pérdidas por resistencia serie Son debidas al efecto Joule que se produce al circular la corriente eléctrica a través del silicio, produciendo un calentamiento. Representan sobre el conjunto un 2%-3%. Visto lo anterior y sumando los distintos valores, se obtiene que la eficiencia real de la célula solar fotovoltaica no puede superar el 15 %, debido a las dificultades de reducir las diferentes pérdidas. No obstante, y como al principio se ha comentado, en laboratorio pueden obtenerse valores más altos, dado que puede jugarse con una precisión en los procesos de fabricación que raramente puede darse en las cadenas de producción.
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Capítulo 2 Células y paneles fotovoltaicos La célula fotovoltaica es un dispositivo capaz de convertir la luz en electricidad de una forma directa e inmediata. Normalmente, las células fotovoltaicas más utilizadas son las formadas por una unión p-n y construidas a base de silicio monocristalino. No obstante, existen diversos procedimientos y tipos de materiales que se usan para la construcción de las células y que trataremos de resumir en los siguientes apartados.
Células de arseniuro de galio Son quizá estas células fotovoltaicas las más indicadas para la fabricación de módulos, ya que su rendimiento teórico alcanza límites cercanos al 27% -28% en su versión monocristalina. El problema principal radica en que este material es raro y poco abundante, hecho por el cual no se ha empezado su manipulación hasta hace relativamente poco tiempo, estando su tecnología poco avanzada y con costes elevados.
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Una característica interesante del AsGa es su elevado coeficiente de absorción, que hace que con poco material se obtenga una eficiencia elevada. Otra particularidad de suma importancia es que puede trabajar a temperaturas altas con menores pérdidas que el silicio monocristalino, lo que permite ser utilizado con ventaja en sistemas de concentración. En definitiva, las células de arseniuro de galio presentan unas buenas características, pero su uso se ve limitado por el elevado coste de producción de este material, que hace, por el momento, que su precio no resulte competitivo frente a las tecnologías actualmente utilizadas. Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de cobre Se ha experimentado también en la obtención de células compuestas por dos capas: una de sulfuro de cadmio (SCd) y otra de sulfuro de cobre (SCu2). La ventaja de este sistema radica en que se utiliza muy poco material activo en un proceso fácil de fabricación. Los rendimientos máximos obtenidos en laboratorio no superan el 10%, viéndose disminuidos a la mitad una vez que se llegara a la práctica industrial. El grave problema que presenta este tipo de células es la degradación que se produce con el paso del tiempo. No obstante, se está investigando en los diferentes motivos que producen esta inestabilidad con el fin de que, al subsanarlos, se pueda contar con una alternativa de bajo coste a los materiales actualmente utilizados. Células bifaciales Esta tecnología de fabricación consiste en crear una doble unión (normalmente n-p -p) de tal forma que la célula sea activa tanto en la cara frontal como en su cara posterior. Este procedimiento permite captar la radiación frontal y la reflejada en el suelo (albedo), que es transformada en electricidad en la parte posterior de la célula fotovoltaica. Lógicamente, la energía producida por el albedo es menor que la que produce la radiación directa, pudiendo llegar su valor al 30% de la energía total cuidando la calidad de la superficie de reflexión, así como ciertas condiciones mecánicas en la colocación del panel formado por este tipo de células. Las células bifaciales obtienen, por tanto, mejor rendimiento que las monofaciales, pero lógicamente el coste de producción se eleva, ya que se necesitan varios tratamientos extras en el dopaje del silicio para crear las diferentes capas activas. La invención y el desarrollo de este tipo de células se deben a un grupo de investigadores del Laboratorio de Semiconductores de la Escuela Técnica Superior
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de Ingenieros de Telecomunicación de Madrid, en los primeros años de la década de los ochenta, siendo fabricadas y comercializadas por una empresa española hasta finales de dicha década. Dado que los módulos realizados con este tipo de células presentaban mayor complejidad en la instalación y un mayor mantenimiento. Hoy en día están prácticamente en desuso, habiéndose decantado la industria fotovoltaica por los de tecnología mono facial, mucho más versátil y con menos servidumbres a la hora de su instalación. Células de silicio amorfo La gran ventaja de la utilización del silicio amorfo para la fabricación de células fotovoltaicas radica en el espesor del material a utilizar, ya que puede llegar ser 50 veces más fino que el equivalente fabricado en silicio monocristalino. El silicio amorfo tiene unas propiedades totalmente diferentes al silicio cristalino. Por ejemplo, su elevada velocidad de recombinación, producida por la gran cantidad de imperfecciones en la red cristalina, que crean núcleos activos para la recombinación. Este defecto se ve compensado en parte por la adición de hidrógeno (en proporciones cercanas al 50%), que hace disminuir la velocidad de recombinación de los portadores. El silicio amorfo presenta también un alto coeficiente de absorción, lo que permite la utilización de espesores de material activo muy pequeños. Existen estudios para comprobar la viabilidad de fabricar células solares de silicio amorfo superponiendo varias capas, cada una sensible a unas determinadas radiaciones, con lo cual se podrían obtener rendimientos próximos a los del silicio monocristalino, al sumarse la efectividad de cada una de ellas. El desarrollo histórico del silicio amorfo desde que, aproximadamente en 1983, saliera al mercado fotovoltaico con un rendimiento entre el 3 % y el 4 %, en su versión de unión simple p-n, ha llegado a conseguir eficiencias del 9 % en este mismo tipo de unión, y valores próximos a los estándares del silicio monocristalino en las versiones multicapa. En definitiva, el silicio amorfo se presenta como un candidato importante para la fabricación de células fotovoltaicas, una vez que sean resueltos los problemas de degradación que sufren las células al ser expuestas al sol después de un determinado tiempo de trabajo. Estudios realizados llegaron a la conclusión de que el parámetro causante de dicha disminución de potencia entregada es el FF (definido más adelante), debido a una disminución de la longitud de colección de portadores, y se proponían
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diversas soluciones, entre las cuales se citaba una mayor utilización de las células de silicio amorfo multicapa. El coste de fabricación de las células de silicio amorfo es, en principio, mucho más barato que el del resto de las tecnologías, como consecuencia del poco material que se emplea y la facilidad de su fabricación en masa, por lo que son muy usadas en pequeñas alimentaciones eléctricas (calculadoras, relojes, radios, linternas, etc.) donde su limitada vida no es un problema, dado que la vida activa del propio aparato que las incorpora suele ser más corta, por tratarse de equipos inmersos claramente en mercados de consumo. Algunas compañías fotovoltaicas siguen experimentando con este material en su producción industrial para aplicaciones profesionales, sin que hasta el momento se comercialice masivamente. Habrá que esperar algún tiempo para ver cómo se desarrolla esta tecnología, teniendo en cuenta que ya ha habido más de un fracaso técnico a lo largo de la historia fotovoltaica. Como característica diferenciadora de otras células solares, aparte de las que se han descrito anteriormente, está la posibilidad de hacerlas de colores o incluso traslúcidas, peculiaridades éstas que le confieren a este tipo de tecnología unas posibilidades de uso francamente amplias. Células de silicio policristalino Son aquellas obtenidas a partir de procesos que no necesitan un control exhaustivo de la temperatura en la solidificación del material de silicio, ni tampoco un crecimiento controlado de su red cristalina. Se les da el nombre de policristalinas, ya que la solidificación no se hace en un solo cristal sino en múltiples. Durante los años 1981-1982, se especuló con la posibilidad de un coste sensiblemente más barato que el de la tecnología monocristalina. En honor a la verdad, hoy día la diferencia no resulta tan grande y tan sólo algunos fabricantes siguen con este tipo de tecnología en sus líneas de fabricación, no habiéndose extendido su uso en la medida que indicaban las previsiones iniciales. Del primer rendimiento obtenido al inicio de la década de los ochenta, que se situaba entre el 7% y el 8%, se ha logrado incrementar a valores próximos al 12%, siendo incluso posible, en los procesos de fabricación refinados, llegar a valores del 14 %. No obstante, su precio difiere en estos casos poco o nada respecto a la tecnología monocristalina tradicional habitualmente utilizada. Una gran ventaja en la fabricación de células de silicio policristalino es la posibilidad de producirlas directamente en forma cuadrada, lo que facilita enormemente la fabricación de paneles solares compactos sin posteriores mecanizaciones de la célula.
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Hay diferentes tipos de silicio policristalino atendiendo al tamaño de los cristales que lo componen, que generalmente en los más modernos es mucho más pequeño que en las células más antiguas, lo que da un aspecto más homogéneo a su superficie. Existen investigaciones sobre la prefabricación en masa, proceso que utilizando un silicio de un grado solar, produce células policristalinas continuas de 60 cm de ancho, las cuales posteriormente se trocearían para obtener las células habituales que darán lugar a la fabricación de módulos fotovoltaicos estándar. Lo interesante de este proceso es que es totalmente continuo, y prácticamente sin intervención de mano de obra ni pasos intermedios, como ocurre en el silicio policristalino clásico. Además permitiría disponer de células de tamaños muy variados, e incluso hacer módulos de una sola célula, lo que abriría nuevos conceptos de aplicación y tecnología a la industria fotovoltaica. A las células construidas de esta forma se las denomina comercialmente APEXTM y al método de fabricación propiamente dicho, Silicon Film. Lo realmente novedoso de este sistema no es en sí la célula, que es una versión policristalina, sino su particular método de fabricación, que como se verá más adelante, elimina la solidificación clásica y el corte de la oblea, dos pasos realmente costosos en el proceso de producción de un módulo fotovoltaico. Células de silicio monocristalino Como se ha mencionado al principio de este capítulo, las células fotovoltaicas más usadas en la actualidad son las de silicio monocristalino. Esto puede deberse en gran parte a la importante industria que se ha montado alrededor del silicio, ya que es la base de todos los transistores, circuitos integrados y otros componentes activos electrónicos. Por otro lado, no podemos olvidar que el silicio es el segundo material más abundante en la Tierra, después del oxígeno. Después de estos datos, uno puede preguntarse la razón por la cual las células fotovoltaicas tienen un coste elevado. La respuesta a esta cuestión tiene varias vertientes. Primeramente, el silicio no se encuentra en estado puro y existen ciertos elementos de difícil eliminación. Por otra parte, se ha de fundir y hacerse crecer para formar un monocristal, como se verá más tarde, etapa en la cual se invierte mucho tiempo y mucha energía. Otro aspecto importante es que, por el momento, su uso está un poco limitado, no pudiéndose fabricar en cantidades tales que pudieran abaratar sensiblemente el coste del producto. Una célula solar de silicio monocristalino no es otra cosa que un diodo de unión p-n que se hace especialmente sensible a la iluminación, generando la corriente eléctrica. En la figura 2 se observa el circuito equivalente de una célula
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fotovoltaica, donde se aprecia el generador de corriente fotogenerada, el diodo, un pequeño efecto capacitivo (expresado por un condensador) y dos resistencias típicas de la fabricación, una en serie y otra en paralelo o shunt, que están formadas por los propios materiales utilizados.
Parámetros de una célula solar La curva intensidad-tensión (1- E) que define el comportamiento de una célula fotovoltaica está representada en la figura 3.
En dicha figura se pueden ver los parámetros típicos que definen una célula. Son los siguientes:
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Intensidad de cortocircuito, Icc Es aquella que se produce a tensión cero, pudiendo ser medida directamente con un amperímetro conectado a la salida de la célula solar. Su valor varía en función de la superficie y de la radiación luminosa a la que la célula es expuesta. Normalmente, y para células cuadradas de 4, 5 y 6 pulgadas, las corrientes se sitúan en los 3.1 A, 4.4 A y 7.1 A respectivamente, para una radiación de 100 mW/cm2. Tensión de circuito abierto, Vca Es la tensión que podemos medir al no existir una carga conectada y representa la tensión máxima que puede dar una célula. Su medida se realiza simplemente conectando un voltímetro entre bornes, y su valor oscila, según el tipo de construcción interior de la célula, alrededor de los 0.5 V. Potencia pico, Wp Es la potencia eléctrica máxima que puede suministrar una célula, y quede determinada por el punto de la curva I-V donde el producto de la intensidad producida y la tensión es máximo. Todos los restantes puntos de la curva generan valores inferiores de dicho producto. Factor deforma, FF Se define mediante la expresión: FF= (Ip Vp)/(Icc Vca) Evidentemente, el FF siempre será un valor más pequeño que la unidad, y la célula solar será tanto mejor cuanto más se aproxime el valor del factor de forma a dicha cifra. Normalmente, en las células comerciales el FF está comprendido entre 0.7 y 0.8, teniendo las de silicio monocristalino, por regla general, mejor valor que las fabricadas con silicio policristalino. El factor de forma resulta ser un parámetro de gran utilidad práctica, ya que al ser comparado con el de otro tipo de célula nos da una idea de la calidad relativa de una célula con respecto a otra. Eficiencia de conversión o rendimiento Por último, otro parámetro que define la calidad de una célula fotovoltaica es el rendimiento o eficiencia de conversión (a), representado por la siguiente fórmula: n= Wp/Wx
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donde W, (potencia pico) es igual al producto de la intensidad pico (I) por la tensión pico (Vr), representada en la figura 3 por el rectángulo rayado, y Wr es la potencia de radiación incidente sobre la superficie de la célula solar. Para conocer bien el funcionamiento de una célula fotovoltaica debemos tener presentes dos conceptos fundamentales: a) La tensión en bornes de una unión p-n varía en función de la temperatura, pero a un determinado valor de esta última, dicha tensión es constante. b) La corriente suministrada por una célula solar a un circuito exterior es proporcional a la intensidad de la radiación y a la superficie de la célula. Los gráficos nos muestran claramente estos conceptos, tal corno se puede apreciar en la figura 4, ya que observamos que si mantenemos una iluminación constante y variamos la temperatura, la curva inicial se va desplazando a la vez que la tensión de circuito abierto va haciéndose más pequeña.
En el gráfico de la figura 5 vemos que si mantenemos la célula a una temperatura constante y disminuimos la radiación incidente, obtenemos unas corrientes de cortocircuito cada vez menores, pero que están relacionadas proporcionalmente con las iluminaciones.
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También puede apreciarse que la tensión de circuito abierto no ha variado sensiblemente, lo que nos demuestra su estabilidad frente a los incrementos de la iluminación. Si ahora observamos el comportamiento de la tensión, corriente y rendimiento de nuestra célula aunándolas en un solo gráfico, como el de la figura 6, obtenemos deducciones muy interesantes, como que al aumentar la temperatura la tensión baja, mientras que la curva correspondiente a la intensidad incrementa su valor en menor proporción, lo que se traduce en un descenso del rendimiento. Podremos decir, en consecuencia, que a medida que la temperatura a la que se encuentra la célula aumenta, disminuye el rendimiento, produciéndose el efecto contrario, es decir, un aumento del rendimiento, en función de temperaturas más bajas. Dos parámetros definen lo comentado con respecto a la variación con la temperatura. Son los llamados parámetros alfa (cr) y beta (/, que lógicamente son diferentes para cada tipo de célula, aunque similares con relación a las tecnologías. Sus definiciones y los valores típicos de los mismos para tecnología monocristalina son: α: Variación de la intensidad de cortocircuito con la temperatura. Valor típico = 0.63 mA/°C β: Variación del voltaje de circuito abierto con la temperatura. Valor típico = -2.3 mV/°C
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Proceso de fabricación de las células monocristalinas Ciñéndonos al proceso de producción de las células solares monocristalinas. Podemos distinguir dos pasos de fabricación: la elaboración y purificación del silicio y la propia fabricación de la célula. El silicio se obtiene principalmente de la sílice (óxido de silicio), de la que, por el método de reducción, se extrae el silicio llamado de grado metalúrgico, que dispone de una pureza del 98%. Que al no ser suficiente, ha de volverse a purificar hasta el extremo de llegar a un valor del 99.9999%. Este silicio puro, al que se le da el nombre de silicio de grado electrónico, es el comúnmente utilizado para la fabricación de células. No obstante, se está investigando en la obtención de un silicio denominado de grado solar, que no llegue a ser tan puro y costoso como lo es el de grado electrónico, pero pueda sustituirlo con eficacia reduciendo a la vez el coste. Una vez obtenido el material adecuado por su pureza, comienza propiamente el proceso de fabricación, que consiste en introducir el silicio al 99.9999% en un crisol junto con impurezas de boro, para formar una masa fundida, llevando el conjunto a una temperatura de 1400 oc aproximadamente. Una vez que todo el material se encuentra en estado líquido, se dispone de una varilla cuyo extremo tiene un germen de silicio que, al ponerse en contacto con la masa, da comienzo al proceso de solidificación del material. Esta varilla tiene un movimiento rotativo y lentamente ascendente, de tal forma que va solidificando un tocho metálico de un diámetro que corresponde a la velocidad de ascenso y giro que se ha imprimido a
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la varilla. Ésta es la razón por la cual la mayoría de las células solares tienen forma circular. En el caso de querer hacerlas cuadradas, tendríamos que cortar los cuatro trozos laterales hasta dejar el cuadrado inscrito en dicho círculo.
Una vez que se dispone del tocho de silicio monocristalino, se trocea en finas obleas que posteriormente se convertirán en células solares. El corte se realiza mediante sierras extremadamente precisas, obteniendo obleas de un espesor del orden de 0.3 milímetros. En esta etapa se llega a desperdiciar en polvo hasta un 40 % del material, que puede ser nuevamente reciclado aunque con evidentes pérdidas económicas para el producto final. La siguiente fase consiste en restablecer los efectos perniciosos que se han producido por el efecto del corte. Esto se realiza introduciendo las obleas en baños químicos que restauran la capa superficial dañada, preparándola para los posteriores pasos.
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Los lingotes producidos por el método descrito anteriormente, denominado método Czochralsky, suelen tener una longitud de un metro, y diámetros comprendidos entre 20 mm y200 mm. El tiempo invertido en la producción de uno de estos lingotes puede llegar a ser de 8 horas. Disponemos hasta ahora de una fina superficie de silicio dopado con una pequeña cantidad de boro. El siguiente proceso consiste en la propia creación de la célula, mejor dicho, de la unión p-n que formará la célula solar tal y cómo la podemos observar en la realidad. Para ello, se la introduce en hornos especiales a una temperatura entre 800 °C y 1000 °C durante un tiempo prefijado, y en una atmósfera que se encuentra cargada de átomos de fósforo y que se va difundiendo sobre la cara de la oblea que se quiere dopar con material n. La profundidad que alcanza la penetración de fósforo está en función de la temperatura del horno y de la duración del proceso. De esta forma, disponemos de una unión p-n creada en el interior de la oblea, que será capaz de producir corriente eléctrica al incidir radiación. Después de los procesos descritos anteriormente, la célula presenta una superficie que rechaza aproximadamente el 33% de la radiación que pueda llegarle, dado su aspecto metálico. Por este motivo se procede a la aplicación de una capa antirreflectante que disminuya el valor rechazado a tan sólo un 10 % - 12 %, aumentando de esta manera la eficiencia de la célula.
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Son diferentes los métodos aplicados para crear la capa antirreflectante, pero generalmente se utiliza la evaporación al vacío, que consiste en una calefacción eléctrica que evapora el material antirreflectante depositado previamente. Otro método, cada vez más utilizado, consiste en la creación de pequeñas pirámides en la superficie del material, que realizan una función de rebote del rayo incidente, de forma que gran parte de la radiación penetre dentro del semiconductor.
Este método se denomina texturizado y se crea mediante reacciones químicas en la superficie de la célula. Presenta grandes ventajas de coste, además de poderse realizar tanto antes del dopado de fósforo corno después.
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Para poder hacer útil la energía que proporciona la célula solar una vez que se ilumina, se la debe proveer de contactos eléctricos capaces de recolectar los electrones que se liberan por acción de los fotones que contiene la luz. El diseño del dibujo sobre la superficie de la célula es muy importante, ya que cuantos más contactos se pongan, mayor cantidad de electrones serán capturados pero, en contrapartida, menor iluminación llegará a la superficie activa, debido a que estos contactos no son transparentes. Por tanto, se debe llegar a un compromiso entre las dos exigencias. Por una parte, se debe permitir que la mayor superficie de la célula quede libre para recibir la radiación, y simultáneamente se debe cubrir lo mejor posible ésta para recolectar la máxima cantidad de portadores de carga. Existe un sistema más costoso, pero también algo más efectivo, en el cual, mediante una incisión de láser en la superficie de la célula, se introducen los contactos verticalmente, en vez de horizontalmente. De esta forma, la superficie expuesta a la radiación es mayor y ello se traduce al final en un aumento del rendimiento. Este sistema, cuya célula se denomina comercialmente “Saturno”, se caracteriza principalmente y de una forma visual, por no verse prácticamente los contactos, quedando su superficie de un color muy homogéneo.
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El material de que están constituidos los electrodos, tanto frontal corno posterior, suele ser una aleación de diversos metales, como son: la plata, el titanio, el paladio, el cobre, el aluminio, etc., variando en función del tipo de célula solar que se fabrique. Por ejemplo, tanto la técnica de creación de los contactos como los materiales empleados en una célula de aplicación espacial, serán diferentes a los empleados en aplicaciones terrestres, mucho menos comprometidas. Los métodos para la consecución de contactos fiables son principalmente la evaporización al vacío, el procedimiento electroquímico y el serigráfico. El primero utiliza cañones electrónicos que crean el contacto aplicando las capas de diferentes metales sucesivamente, sufriendo posteriormente un tratamiento térmico para que el material penetre en la célula y realice un buen contacto eléctrico. Este método resulta muy lento, lo que hace que no sea excesivamente competitivo pero sí de una gran calidad. El siguiente método, el electroquímico, es muy usado en la fabricación de componentes electrónicos y se produce mediante la inmersión de la célula en líquidos controlados en temperatura. Pueden utilizarse materiales como níquel y cobre, que son depositados en capas diferentes, pasando posteriormente por un tratamiento térmico.
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Los procedimientos serigráficos quizá son hoy en día los más usados, dado su bajo coste de producción, así como la facilidad de su automatización. Utilizan una pasta conductora compuesta por plata, titanio, aluminio, etc., que se deposita por serigrafía en la célula solar, la cual posteriormente se introduce en un horno que difunde el material conductor en la superficie de la oblea. De esta forma y de dos pasadas (cara frontal y posterior), queda lista la célula para la última fase, con la que se cierra el proceso de fabricación de la misma. Esta consiste en efectuar las pruebas eléctricas para clasificar sus características. Se realizan de una forma automática, analizando su respuesta de I-V (intensidad-tensión), así como la respuesta espectral. Últimamente y debido al gran desarrollo del sector fotovoltaico, los fabricantes de células han introducido para la fabricación de módulos las células cuadradas. Estas células, por ejemplo, se obtienen cortando un cuadrado con dimensiones de 10 cm x 10 cm sobre un tocho, crecido por el procedimiento Czochralsky, de un diámetro aproximado de 141 mm. El resultado es una célula capaz de crear módulos mucho más compactos, al evitar los intersticios producidos por la disposición de las células redondas, aumentando sensiblemente el rendimiento por unidad de superficie del módulo. El módulo fotovoltaico Lógicamente, y salvo muy pocas aplicaciones (juguetería, equipos didácticos, etc.), las células se agrupan en lo que se denomina módulo o panel fotovoltaico, que no es otra cosa que un conjunto de células conectadas convenientemente, de tal forma que reúnan unas condiciones óptimas para su integración en sistemas de generación de energía, siendo compatibles (tanto en tensión como en potencia) con las necesidades y equipos estándares existentes en el mercado. Normalmente, se habla de paneles de 6 V, 12 V y 24 V, si bien es cierto que su tensión está por encima de las mencionadas, oscilando las potencias producidas entre los 2.5 W y los 180 W. Las células que integran un panel fotovoltaico deben estar comprendidas en un rango muy estrecho en cuanto a sus parámetros eléctricos, para evitar las descompensaciones que se producirían en el interior del módulo si unas generaran más corriente que las vecinas. Precisamente por este motivo son de suma importancia las pruebas finales de las células, dentro de su proceso de fabricación. El módulo fotovoltaico consta de diversas capas que recubren a las células por arriba y por abajo, con el fin de darles una protección mecánica, a la vez que además las protegen contra los agentes atmosféricos, especialmente el agua, que puede llegar a ser causante de la oxidación de los contactos, con lo cual las células quedarían inservibles para la producción de energía.
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Los módulos fotovoltaicos tienen estructuras y formas muy variadas, según los diferentes fabricantes. Podríamos hacer una división general diciendo que un módulo puede estar formado por: Cubierta exterior Capa encapsulante anterior Células fotovoltaicas Capa encapsulante posterior Protección posterior Marco soporte Contactos eléctricos de salida Describiremos someramente las principales cualidades que deben presentar los materiales que se usan para la fabricación de los módulos fotovoltaicos.
Cubierta exterior Tiene una función eminentemente protectora ya que es la que debe sufrir la acción de los agentes atmosféricos. Por este motivo, se suele utilizar vidrio en vez de siliconas como hace algunos años, pues presentaban problemas de durabilidad. El vidrio, especialmente el templado, presenta unas cualidades que confieren al módulo fotovoltaico grandes ventajas respecto a otros tipos de materiales, ya que presenta una buena protección contra los impactos a la vez que tiene una excelente transmisión a la radiación del espectro solar.
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El cristal utilizado para la fabricación de módulos y paneles fotovoltaicos debe ser, en su parte exterior, sumamente liso y capaz de no retener suciedad. No ocurre normalmente así en la posterior, que está en contacto con el encapsulante, y es rugosa con el fin de mejorar la penetración de la radiación y la adherencia con éste, donde están embutidas las células. Capas encapsulantes Son las encargadas de proteger las células solares y los contactos de interconexión. Los materiales utilizados (siliconas, EVA o etil-vinilo-acetileno, polivinilo butiral, etc.) deben presentar sobre todo tina excelente transmisión a la radiación solar, así corno una nula degradación frente a las radiaciones ultravioletas, ya que si no es así, puede disminuir el rendimiento del módulo. El encapsulante debe cumplir también la misión de proteger y amortiguar las posibles vibraciones e impactos que se puedan producir, así como actuar de adhesivo entre las cubiertas posterior e inferior. Protección posterior Su misión consiste fundamentalmente en proteger contra los agentes atmosféricos, ejerciendo tina barrera infranqueable contra la humedad. Algunos fabricantes utilizan cristal, pero normalmente suelen emplearse materiales acrílicos, siliconas, TEDLAR o EVA. Estos últimos materiales, cada día más usados, proporcionan unas características inigualables, ya que son hasta 2300 veces menos absorbentes de la humedad que la silicona. Habitualmente suele tener color blanco, ya que esto favorece el rendimiento del panel, debido a que al reflejar la radiación incidente entre los intersticios que dejan las células, ésta se refracta en las rugosidades del vidrio en su parte interior, haciendo que incida de nuevo sobre las células.
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Marco soporte Es la parte que presta rigidez mecánica al conjunto y permite su inserción en estructuras que agruparán a más módulos. El marco suele ser de aluminio anodizado o acero inoxidable, y a veces puede aplicarse un tratamiento especial para hacerlo aún más resistente al ambiente marino, que tan perjudicial es para los metales. Los marcos soporte deberán llevar los taladros necesarios para su anclaje a un bastidor, evitando tener que ser manipulados posteriormente. Un marco no debe ser taladrado bajo ningún concepto, ya que las vibraciones producidas pueden hacer estallar al cristal. Algunos módulos llevan acoplados una toma de tierra, que deberá ser utilizada, especialmente, si el número de unidades que van a ser instaladas es grande.
Contactos eléctricos Son aquellos que nos permitirán acceder a la energía producida por el módulo fotovoltaico. Las formas son variadas, pero normalmente suelen disponerse en una o dos cajas de conexión de intemperie, con los contactos accesibles mediante tornillo, clema, conector o cualquier otra forma de contacto eléctrico fiable. A veces, especialmente si se trata de módulos de pequeña potencia. Se los dota de un cable de salida de longitud suficiente e incluso de unos simples contactos de tornillo que posteriormente se cubren mediante una protección de goma. Evidentemente, la protección mediante caja de conexiones de intemperie resulta ser la opción más fiable y duradera en el tiempo, además de poder incorporar en su interior ciertos elementos de protección como los diodos de by-pass, que evitarían los desperfectos por sombras parciales y que serán estudiados con más detenimiento en el capítulo 8.
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Fabricación de un módulo fotovoltaico Una vez que se dispone de las células solares debidamente seleccionadas y agrupadas, se interconexionan en serie para conseguir una tensión normalizada y, por tanto, fácil de trabajar con ella. Generalmente se dispone de un total de 30 a 36 células, número que variará en función del tipo y tensión de cada una. Dispuesto el circuito eléctrico se depositan, por una parte, el cristal y una capa de encapsulante, y por la contraria, otra capa de encapsulante y la de protección posterior. Este conjunto es introducido en un horno especial para su laminación, donde se realizará el vacío para hacer desaparecer toda bolsa de aire que pueda quedar en el interior. Seguidamente se va aumentando la temperatura, de tal forma que el encapsulante empiece a fundirse (ya que su punto de fusión es más bajo que el del resto de los materiales), rodeando totalmente a células y contactos, a la vez que hace de adhesivo con el cristal y la capa posterior, quedando el conjunto totalmente estanco. Una vez que todas estas capas han formado un bloque compacto, se aplica el marco soporte mediante goma butílica o silicona, para permitir sin problemas las dilataciones del conjunto por efecto del calor.
El proceso siguiente consiste en incorporar las bornes de conexión y realizar las pruebas finales del módulo, que permitirán clasificarlos por potencias para que, mediante algún código, puedan ser identificadas a la hora de su instalación y, al igual que las células, el conjunto de módulos presente características comunes que no permitan descompensaciones entre los grupos serie-paralelo. En la figura 16 puede apreciarse la gama de curvas 1- V que caracterizan a los módulos solares que, como se puede ver, son iguales a las de una célula, con la salvedad de que su tensión está multiplicada por el número de células en serie de que consta dicho panel.
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Normativa sobre módulos fotovoltaicos Desde hace unos años, y debido al incremento en la utilización de los módulos fotovoltaicos, se han desarrollado normativas de cualificación que, aun no siendo de obligado cumplimiento para los Fabricantes, sí son una buena referencia de calidad para los clientes, de tal forma que la práctica totalidad de las fábricas de módulos homologan según estos estándares. La norma europea más avanzada al respecto es la EN 61215, por la que se realizan pruebas a los módulos en las condiciones más adversas, que aseguren el buen funcionamiento en el duro trabajo que les queda por desarrollar en su vida útil. Los principales ensayos que se realizan a estos equipos son los siguientes: -Inspección visual -Medidas en las condiciones estándar (1000 W/m2, 25 °C, AM 1 .5) -Ensayo de aislamiento eléctrico -Medida de los coeficientes α y β -Medida de la temperatura de operación nominal TONC -Funcionamiento a la TONC -Funcionamiento a baja irradiancia -Ensayo de exposición en exterior -Ensayo a la resistencia de formación de “puntos calientes” -Pruebas de resistencia a la radiación ultravioleta (UV) -Ensayo de ciclos térmicos (200 ciclos de 40 °C a +85 °C) -Prueba de humedad/congelación -Ensayo continuo de calor húmedo (1000 horas a 85 oc y 85 % de humedad relativa) -Ensayo de resistencia al granizo -Ensayo de carga mecánica -Prueba de robustez de terminales -Prueba de torsión Como es lógico, después de cada prueba degenerativa se vuelven a medir los parámetros eléctricos, con el fin de verificar que el estado del módulo está dentro de rango.
Calidad de los módulos fotovoltaicos Los estándares de calidad con que se construyen los módulos fotovoltaicos son bastante elevados, especialmente en aquellos casos que se acompaña una homologación bajo una norma de calidad como las descritas anteriormente.
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Realmente, la calidad está en función directa de los materiales empleados, si bien es cierto que la manipulación y el almacenamiento de éstos deben ser controlados para evitar degradaciones en el tiempo de vida útil de los módulos. No obstante, la mayoría de los fabricantes acreditados y con experiencia dan a sus productos garantía de diez años contra defectos de fabricación y disminución de potencia, lo cual hace pensar sobre el alto grado de fiabilidad de los mismos. A pesar de todo, se suele decir que un panel es mejor que otro por la medida de su potencia, y éste es un punto absolutamente importante que requiere algún comentario. En primer lugar, no existe una célula igual a otra, y por extensión no existe un módulo igual a otro, siendo éste el motivo por el que los Fabricantes suelen dar una variación de potencia de + 10 % para cada modelo, lo cual no quiere decir que uno sea mejor que otro, sino que da más potencia.
Curiosamente, sin embargo, lo más importante no sería el análisis de la potencia del módulo, sino su corriente eléctrica, que es lo que hará que una instalación esté bien o mal equilibrada. Por tanto, un buen instalador fotovoltaico se preocupará de pedir a su suministrador el rango de corrientes de los módulos que adquiera, con el fin de poner en serie los de valores más próximos entre sí, ya que (le nada serviría colocar en una serie de cuatro módulos, por ejemplo, tres que nos
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den 5 A y uno que dé 4.5 A, pues el resultado de dicha conexión sería que el grupo constituido nos daría tan sólo 4.5 amperios. Este agrupamiento por la corriente de los módulos es el más efectivo para conseguir buenos resultados prácticos en las instalaciones, siempre y cuando la conexión sea en serie, ya que en el caso de ser sólo en paralelo, no tendría especial relevancia, pues las corrientes se sumarían. Vida útil de los módulos fotovoltaicos Los datos expuestos sobre esta cuestión están referidos exclusivamente a las tecnologías de silicio monocristalino y policristalino, no habiendo datos sobre otros tipos (le materiales al no haberse comercializado en cantidad suficiente como para desarrollar estudios teóricos y reales de su esperanza de vida, excepto el silicio amorfo que, como ya Fue comentado anteriormente, tiene problemas de estabilidad de su potencia con el tiempo. Hablar de la vida (le un módulo fotovoltaico puede hacerse desde dos puntos de vista, el simulado en pruebas de envejecimiento prematuro y el de la experiencia. Con el primero de estos análisis, y después de pruebas exhaustivas de diversos laboratorios, todos parecen coincidir en la afirmación de que la vida esperada de un módulo fotovoltaico, sin reducción de rendimiento efectivo, se podría situar en los veinte años y que después de éstos perdería progresivamente eficiencia, probablemente a un bajo ritmo. No obstante, el análisis más razonable debería provenir de la experiencia práctica, que indica que módulos con más (le veinte años de antigüedad están prácticamente como el día de su instalación, desde el punto de vista eléctrico. De hecho, la frontera de los 30 años parece ser ya casi tina realidad, y más en el estado tecnológico actual, donde los materiales que se incorporan son de mejor calidad que los utilizados en tiempos pasados, así como los procesos constructivos que hoy día se emplean en la fabricación de estos elementos. En consecuencia, se puede afirmar que, a la vista de los datos de laboratorio y los contrastados bajo funcionamiento en circunstancias reales, el módulo fotovoltaico tiene una dilatada vida útil, mucho mayor que lo que en la actualidad se pide a prácticamente la totalidad de los aparatos que nos rodean. Nadie espera que un automóvil nos dure veinticinco o treinta años con un funcionamiento diario, o que nuestro televisor, frigorífico y el resto de los electrodomésticos que nos rodean alarguen su existencia durante tanto período de tiempo, cuando, por ejemplo, la estimación de vida para el cálculo de la amortización de un repetidor de telefonía se evalúa en 15 años como máximo.
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Capítulo 3
Acumuladores Conceptos generales La energía solar llega a la Tierra de una forma variable no sólo respecto al día y la noche, sino también a la época del año, condiciones meteorológicas, etc. Algunas de estas variaciones son perfectamente predecibles, como las estaciones o la duración de la noche, pero no ocurre así con la nubosidad, que es mucho más aleatoria, lo que hace necesario la utilización de acumuladores o baterías capaces de alimentar el consumo previsto inicialmente durante los días que dure la perturbación. El acumulador o batería es un dispositivo capaz de transformar una energía potencial química en energía eléctrica. Se compone esencialmente de dos electrodos sumergidos en un electrolito donde se producen las reacciones químicas en los procesos de carga o descarga. La capacidad de un acumulador se mide en amperios-hora (Ah), para un determinado tiempo de descarga. Si este tiempo es muy corto, la capacidad de la batería disminuye, mientras que si el tiempo de la descarga aumenta haciéndose ésta lenta, la capacidad de la batería aumenta. Se define la capacidad como la cantidad de electricidad que puede obtenerse durante una descarga completa del acumulador plenamente cargado. Esta capacidad es el producto de la intensidad de descarga por el tiempo que ésta actúa, calculada hasta que se alcanza la tensión final. En definitiva, si tenernos un acumulador de 180 Ah medido a 10 horas de descarga, significa que el acumulador puede darnos 1 8 A durante 10 horas. La misión principal del acumulador dentro de un sistema solar fotovoltaico consiste en suministrar energía tal y como es demandada por la carga, independientemente de la producción eléctrica del panel en ese preciso momento. Cumple, por otra parte, una misión de fiabilidad, ya que también tiene la función de poder alimentar a la carga durante varios días, cuando la producción del panel es baja debido a las condiciones meteorológicas adversas.
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Al acumulador que ha de ser usado para aplicaciones solares se le debe exigir el cumplimiento de tinas condiciones básicas, como son: -Aceptar todas las corrientes de carga que suministre el panel solar. -Mantenimiento nulo o mínimo. -Fácil transporte e instalación. -Baja auto descarga. -Rendimiento elevado. -Larga vida. Se encuentran diferentes tipos de haterías en el mercado, pero fundamentalmente se pueden hacer dos grandes grupos: las de níquel-cadmio (Ni-Cd) y las de plomo-ácido. Las primeras presentan unas cualidades excepcionales, pero debido a su elevado precio se usan con menos frecuencia. Por el contrario, las baterías de plomo-ácido en sus diferentes versiones son las más usadas para las aplicaciones solares, adaptándose a cualquier corriente de carga y teniendo un precio razonable. Seguidamente, comentaremos ambos tipos de acumuladores, así como diferentes aspectos clave para la buena comprensión de sus características en las aplicaciones fotovoltaicas. Componentes y funcionamiento de un acumulador de plomo-ácido Una batería de plomo-ácido está compuesta por los siguientes elementos básicos: -Placa positiva, construida con dióxido de plonio (PhO). -Placa negativa, formada por plomo esponjoso. -Separadores, cuya misión consiste en separar las placas de diferente polaridad aislándolas entre sí. -Electrolito, constituido por una solución diluida de ácido sulfúrico. -Carcasa, construida de polietileno o polipropileno, y encargada de alojar en su interior los diferentes elementos descritos anteriormente. -Terminales de conexión. En la figura 1 de la página siguiente se pueden apreciar los efectos químicos que tienen lugar en un ciclo de carga-descarga en una batería de plomo-ácido. Como se observa, durante la descarga se produce un aumento de sulfato plúmbico y una disminución progresiva de los elementos que componen las placas, tanto positiva como negativa, así como una disminución de la concentración de ácido sulfúrico del electrolito.
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Una vez que la batería ha llegado a su estado de carga bajo y se comienza la recarga, las condiciones se van invirtiendo hasta restablecer las proporciones iniciales de cada elemento, finalizando entonces la carga del acumulador. Las placas están construidas con pasta de plomo, cuya cantidad determina la capacidad de la hatería así como la profundidad de descarga a que puede ser sometida. Cada vez que la batería se descarga. Esta pasta, al irse desprendiendo, pierde volumen. Por este motivo, si la hatería debe responder a descargas muy profundas, sus placas deben ser muy gruesas y estar formadas con pasta de plomo de alta densidad. La vida de una batería de plomo-ácido llega a su fin normalmente por dos motivos principales. Uno se produce al no haber suficiente pasta de plomo en las placas para reaccionar con el electrolito, y el otro, por no existir suficiente electrolito para reaccionar con el plomo. Esto último puede ser paliado en parte utilizando mayor reserva de electrolito por medio de una carcasa mayor, pero se deberá tener cuidado, si existe evaporación de agua, de que la concentración de ácido no alcance valores peligrosos que puedan dañar al acumulador. En una carga, y particularmente en su fase final, el acumulador desprende gases de hidrógeno y oxígeno, produciendo una pérdida de agua que forma parte del electrolito. Esta pérdida de agua puede evitarse en parte utilizando tapones catalizadores que, en vez de dar salida a los gases hacia la atmósfera, hacen que éstos pasen por sustancias catalizadoras que los vuelven a convertir en agua. Permitiendo un menor mantenimiento del acumulador. Profundidad de descarga y vida útil del acumulador Se denomina profundidad de descarga al valor de la carga, en tanto por ciento con respecto a la total, que se ha sacado del acumulador en una descarga. Por ejemplo, si a una batería de 200 Ah se le ha sometido a una descarga de 80 Ah, esto da como resultado una profundidad de descarga del 40 % sobre la capacidad total de la batería. Se pueden dividir los acumuladores en dos tipos principales (siempre refiriéndonos a los de plomo-ácido): los de descarga superficial y los de descarga profunda. Al primer grupo pertenecen aquellas baterías cuya descarga rutinaria se encuentra entre el 10% y el 15% y esporádicamente pueden descargarse a valores más profundos (40% 50%).
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Este tipo de batería utiliza generalmente placas planas de plomo con aleación de antimonio, calcio, o una mezcla de estos dos componentes. A este grupo pertenecen las baterías sin mantenimiento, que últimamente se están utilizando mucho en aplicaciones fotovoltaicas ya que presentan notables ventajas, sobre todo en aplicaciones remotas corno son repetidores, telemetría, etc. No obstante, este tipo de baterías debe utilizarse con suma precaución a la hora de hacerlas trabajar en grandes descargas, ya que su vida se acortaría mucho, llegando a su destrucción total en pocos meses. El otro grupo de baterías, las de descarga profunda, lo forman aquellas que permiten sin deterioro muy apreciable descargas de hasta el 80% de su capacidad. Fijando su descarga media en un 20% -25 % en su uso diario. Los acumuladores de ciclo profundo incorporan bien placas planas o bien placas tubulares. En las baterías de placas planas, tanto el positivo como el negativo son rejillas empastadas, pero la placa positiva está envuelta con otras placas de cristal esterado, para retener la pasta de material activo que cae de la rejilla durante el ciclo de cargadescarga. En las baterías de placas tubulares, la placa positiva está formada por un sistema de tubos porosos que contiene cada uno un conductor central rodeado por material activo, mientras que la placa negativa es igual a la que utilizan las baterías de placas planas.
Las baterías de placas tubulares tienen la ventaja sobre las de placas planas de que suelen tener mayor capacidad y duración. Como se ha visto anteriormente, la capacidad de una batería disminuye a medida que la descarga que se le aplica es
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más rápida. En la figura 3 se puede apreciar que con un régimen de descarga de 0.33 A, se llega al valor de 1.8 Ven 100 horas, mientras que si descargamos a 1.37 A, el mismo voltaje se consigue en tan sólo 20 horas, lo que indica que en el primer caso se obtendría una capacidad de 33 Ah y en el segundo caso, de tan sólo 27.4 Ah. Esto demuestra que si la descarga se produce en un período largo, representará una profundidad de descarga menor que si se realiza en un período corto, ya que la capacidad del acumulador aumentaría en función del tiempo que durara la descarga. Directamente relacionada con la profundidad de descarga está la vida de una batería. Esta se expresa en ciclos, que se definen como el número de veces que se produce una carga-descarga. La vida de una batería depende también del espesor de las placas y de la concentración del electrolito, pero fundamentalmente está marcada por la profundidad de cada descarga, ya que, como se puede apreciar en las figuras 4 y 5, cuanto más profunda sea la descarga, el número de ciclos se hace menor y se llega antes al fin del acumulador. Si comparamos los dos gráficos, observamos la diferencia que existe entre una batería de ciclo profundo y una de ciclo superficial, pues veremos que para una profundidad de descarga del 40%, la de ciclo profundo puede soportar 3300 ciclos, mientras que la de ciclo superficial, tan sólo 400. No obstante, se debe aclarar que son valores teóricos y que existen otros factores que pueden alterar estas cifras notablemente.
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Carga del acumulador Todas las baterías están compuestas por elementos de 2 V nominales y una capacidad que dependerá del modelo y tipo de placas utilizadas. Después de su fabricación se venderán comercialmente como elementos sueltos para interconexionar entre sí, o bien ya conectados y presentados como un bloque, en tensiones de 12 ó 24 V normalmente. No obstante, hablaremos de la carga de los acumuladores en su versión básica, esto es, por elemento de 2V. En un elemento de plomo—ácido la tensión varía según el estado (le carga, el peso específico del electrolito y, desde luego, según esté sufriendo una carga o una descarga. El voltaje de circuito abierto en tina batería cargada es de 2. 14 V a 25c y el peso específico de electrolito, de 1300. Dado que todas las baterías sufren una autodescarga, necesitan una pequeña corriente de mantenimiento para conservarlas completamente cargadas incluso cuando no están trabajando. En la práctica esta corriente es suministrada por el panel, siendo el voltaje de alimentación de unos0.2 V por encima del voltaje de circuito abierto del elemento acumulador. En definitiva, se necesita una tensión de flotación de 2.34 V para mantenerla completamente cargada. Un elemento que ha sido descargado puede llegar a un estado de plena carga con la tensión mencionada anteriormente, pero tardaría bastante tiempo. Por lo tanto, para hacer que una batería cargue más rápidamente se necesitará un voltaje (le carga mayor, que oscilará entre los 2.60 y 2.65 V/elemento, siendo el tiempo empleado función de la intensidad que se le pueda proporcionar. Se ha de tener en cuenta que, aproximadamente entre los 2.35 V y los 2.40 V, el elemento acumulador empieza a gasificar. Este hecho no es demasiado
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perjudicial en las baterías de placas tubulares (ya que, de lo contrario, podría estratificarse el electrolito y dañar las placas), pero representa una pérdida de agua que debernos compensar realizando un mantenimiento periódico. También es cierto que no podemos permitir una sobrecarga Fuerte en el acumulador, ya que nos llevaría a una disminución (le la vida útil del mismo, siendo por este motivo por el que se usan diversos dispositivos que anulan o limitan la corriente de carga del panel fotovoltaico, evitando así una sobrecarga en el acumulador. A estos dispositivos se les denomina reguladores de carga. Efecto de la temperatura. Congelación La temperatura está estrechamente ligada a la tensión de carga, ya que el voltaje se deberá incrementar a medida que desciende la temperatura, y viceversa. En la curva del voltaje de carga recomendado para aplicaciones fotovoltaicas, en una batería sin mantenimiento de ciclo superficial, se puede observar que para una temperatura de unos 25°C el voltaje máximo de carga para una batería de 12 V sería de 14 V, en cambio, para 15 °C pasaría a ser de 14.5 V y para 38°C, de 13.7 V.
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Según lo anterior, y manteniendo una tensión constante, ocurriría que si aumentara la temperatura se sobrecargaría la batería, y si disminuyese, no se llegaría a cargar plenamente. Algo parecido ocurre con la capacidad del acumulador. Si la temperatura .aumenta, la capacidad se incrementa y si disminuye, decrece. En la tabla 1 puede verse la capacidad retenida por un acumulador en función de la temperatura a la que se encuentra.
Un fenómeno particularmente Importante en el uso de los acumuladores, y con el que se debe tener cuidado, es la congelación del electrolito que contiene el acumulador. El ácido sulfúrico actúa corno un anticongelante. Cuanto más fucile es el ácido, más bajo es su punto de congelación. A plena carga es muy improbable (Pie una batería llegue a la congelación, dado que la densidad del electrolito es elevada. Pero no ocurre esto cuando el acumulador ha sufrido una descarga y la densidad ha bajado, en cuyo caso, el punto de congelación puede estar cercano a la temperatura ambiente si el frío es intenso.
Como resumen a lo expuesto, podemos decir que una batería que puede llegar a estar sometida a temperaturas mantenidas inferiores a 0°C, deberá calcularse con mayor capacidad de la requerida, para de esta forma, disminuir la profundidad (le descarga y, por lo tanto, mantener la densidad del electrolito lo más elevado posible, evitando así su congelación. Este aumento de la capacidad del acumulador que va a funcionar con temperaturas bajas, abunda en lo expuesto anteriormente
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sobre la disminución de la capacidad por efecto de la temperatura, pues una batería que funciona con temperaturas medias de 0 °C, tan sólo nos va a proporcionar el 72% de su carga medida a 25 °C, que es como se nos presenta en catálogo. El acumulador solar. Dimensionado Dado que en la mayoría de las aplicaciones fotovoltaicas va a ser preciso la utilización del acumulador, éste deberá cumplir unos requisitos básicos que aseguren el correcto funcionamiento del sistema. Estos son: -Garantizar el suministro en las horas en que no existe insolación. -Asegurar la estabilidad de la tensión para el buen funcionamiento de los equipos que alimenta el grupo solar. -Proveer de energía a la carga cuando se presentan días con bajo nivel de radiación. El acumulador solar difiere de otros tipos de acumuladores básicamente por las bajas intensidades de descarga. Es normal especificar la capacidad de un acumulador solar en un tiempo de 100 horas, dado que en muchos casos se habla de autonomías de cinco o más días. Por tanto, la descarga se produciría en 24>< 5 120 h. Por este motivo precisamente los acumuladores de arranque no prestan buenos servicios en aplicaciones fotovoltaicas, ya que su diseño se ha previsto para unas descargas fuertes durante corto tiempo y no para descargas pequeñas en un largo plazo. Fundamentalmente, existen dos tipos de acumuladores idóneos para aplicaciones solares: los estacionarios de plomo-antimonio (Pb-Sb) y los de plomo- calcio (Pb-Ca). Los primeros se encuadran dentro del tipo de ciclo profundo, por lo que deben ser usados en aquellas aplicaciones en que la descarga pueda llegar a límites bajos de una forma obligatoria y, en general, donde el ciclo diario supere el 15% de la capacidad de la batería. No obstante, ofrecen un buen funcionamiento en todos los casos, presentan una vida elevada y en algunos modelos se incorpora una gran reserva de electrolito que hace su mantenimiento menos constante. Otro tipo de acumulador solar es el constituido por una aleación en las placas de Pb-Ca. Estos acumuladores presentan en algunos de sus modelos la ventaja de no tener mantenimiento, hecho que es particularmente importante en aquellas instalaciones remotas o de difícil acceso. A diferencia de los estacionarios, que se presentan generalmente en elementos de 2 y, los de Pb-Ca suelen construirse en tipo monobloc de 12 V y con unas capacidades máximas de 150 Ah (a 100 h), lo que los hacen interesantes para pequeñas instalaciones donde el ciclo de descarga diario no supere el 10% y, en emergencias, el 50% como máximo. La autodescarga
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de las baterías de Pb-Ca es considerablemente más baja que en las de pb-sb. Aunque este dato, salvo algunas excepciones, no es muy importante, ya que en los sistemas fotovoltaicos que utilizan baterías, éstas casi siempre se encuentren en carga o en descarga, lo que hace anular en parte el efecto de la autodescarga. Resumiendo, se puede decir que las baterías fotovoltaicas cuya aplicación se destine a descargas profundas deben ser, sin lugar a dudas, del tipo estacionario, al igual que en aquellos otros casos donde la capacidad sea elevada, pues s dispusiéramos una gran cantidad de pequeñas baterías disminuiríamos excesiva mente la fiabilidad del conjunto. Por el contrario, si la instalación fotovoltaica es de pequeña dimensión o bien el mantenimiento es muy difícil, no sólo en el costo sino en facilidades de acceso, la decisión se decantaría hacia las haterías sin mantenimiento, cuidando siempre (le que las descargas no sean excesivamente profundas para evitar el envejecimiento prematuro del acumulador. Los datos necesarios para un diseño adecuado del acumulador integrado en un sistema fotovoltaico serían los siguientes: -Tensión de de funcionamiento. -Descarga máxima al final de los días de autonomía. Temperatura media de funcionamiento. -Temperatura mínima. -Días consecutivos en los que se pueden producir bajas temperaturas. -Tipo de regulador usado. -Facilidad de acceso de montaje y mantenimiento del acumulador en el lugar de la instalación.
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Con estos datos básicos podremos calcular la capacidad y número de elementos necesarios, así como definir el porcentaje de descarga diario y en cada época del año en que se va a producir, sabiendo de esta forma, por lo menos aproximadamente, la vida de la batería en ciclos según la curva proporcionada por el fabricante. El acumulador de gel Desde hace unos años, algunos fabricantes de acumuladores han desarrollado un tipo de baterías sin mantenimiento con unas características similares a las estacionarias tradicionales, tanto por la clase de materiales utilizados como por las prestaciones que ofrecen. La razón de que no precisen mantenimiento se debe al hecho de estar dotadas de un electrolito en forma de gel, que las hacen muy idóneas para el uso en sistemas fotovoltaicos. Tienen los acumuladores estacionarios de gel una característica muy interesante en los sistemas fotovoltaicos: la facilidad y seguridad en el transporte, así como su versatilidad en cuanto a la disposición final, ya que pueden ponerse en cualquier posición sin pérdida de electrolito como ocurre en los tradicionales. Estas características los hacen muy interesantes para algunas instalaciones de difícil acceso.
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Funcionamiento: A diferencia de las baterías de plomo-ácido, en las que se produce una pérdida de agua durante el ciclo de carga, en las baterías de gel se recombina el oxígeno liberado por las placas positivas con el hidrógeno, a través del electrolito, y por reacción electroquímica se convierte en agua. De esta manera se hace innecesaria la adición de agua durante toda la vida de la batería. Componentes: Placas positivas Constituidas por una serie de tubos de poliéster, material resistente al ácido y de alta porosidad, que sirven de soporte a una gran cantidad de materia activa formada por óxido de plomo de esmerada elaboración. Placas negativas Son del tipo empastado, formadas por una rejilla de aleación de plomo que sirve de soporte eficaz a la materia activa por su especial diseño. Su rendimiento es equivalente al de las placas positivas a las que acompaña. Separadores Son de plástico microporoso inalterable a la acción del ácido sulfúrico y de una elevada porosidad. Terminales Por su diseño deben de eliminar toda posibilidad de corrosión y garantizar la absoluta estanquidad entre el interior y exterior del elemento.
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Recipiente y lapa De plástico de alta resistencia a impactos e inalterables al ácido. Deberían incorporar válvulas de seguridad para facilitar la salida de gases al exterior en caso de sobrepresión producida por una carga incorrecta. Electrolito Constituido por una solución de ácido sulfúrico que se presenta en forma de gel debido a la adición de una sílice especial. El acumulador de níquel-cadmio Los acumuladores de níquel-cadmio (Ni-Cd) o alcalinos se diferencian de los de piorno fundamentalmente por los cuatro motivos siguientes: a) Puesto que el acumulador de Ni-Cd tiene una resistencia interna más baja, presenta una disponibilidad muy grande para soportar descargas elevadas y esto hace que su capacidad pueda ser menor para realizar el mismo trabajo que un acumulador de plomo. Si en una determinada aplicación fotovoltaica se necesitase, con batería de plomo, una capacidad de 200 Ah, de los cuales se descargarían 120 Ah (60 %), su equivalente en Ni-Cd necesitaría una capacidad total de unos 140 Ah, puesto que podría soportar descargas de hasta el 85 % -90% de su capacidad total. b) La tensión por elemento en descarga se mantiene mucho más estable, y tan sólo al final de la descarga (85%-90%) cae hacia valores más bajos que el nominal. c) El acumulador de Ni-Cd presenta una vida mucho más larga que los de plomo, a igualdad de ciclos de trabajo. d) Puede resistir temperaturas más bajas que el de plomo e incluso la congelación de su electrolito, ya que una vez que éste se deshiele, la batería podrá trabajar otra vez con normalidad. Como ejemplo, se puede decir que a una temperatura de 20°C, la capacidad disponible es del 75%, comparada con el 50% de una de plomo. La batería de Ni-Cd presenta, además, otras características que si bien no son de suma importancia, hacen de estos elementos unos buenos útiles de trabajo. Por ejemplo, puede soportar el cortocircuito sin que la batería se deteriore. También puede soportar la falta de agua de su electrolito, dejando tan sólo de funcionar temporalmente hasta que se le añada. En un acumulador alcalino el mantenimiento puede llegar a espaciarse hasta diez años si su construcción y características son las adecuadas, presentando, con
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este hecho, unas incalculables ventajas para la aplicación fotovoltaica en lugares 1 remotos o difícilmente accesibles. La autodescarga se sitúa entre el 0. 1 % y 0.2 % diario, lo que representa del 3% o al 6% mensual. Otra característica importante es la ausencia de gases corrosivos en la caiga de los acumuladores, hecho que beneficia la inclusión de los mismos en el armario o donde están los equipos electrónicos a los cuales puede alimentar. Obviamente, no todo podían ser ventajas en los acumuladores de Ni-Cd. y como es lógico, éstos presentan un gran inconveniente que hace raro, por el momento, su uso en aplicaciones fotovoltaicas, y éste es su precio, que puede suponer hasta tres veces más que su equivalente en plomo. Composición y funcionamiento de un acumulador de Ni-Cd La tensión de cada elemento de una batería de Ni-Cd es de 1.2 V nominales, en vez de los 2 V por elemento de plomo. Según esto, una batería de 12 V nominales tendrá que estar formada por diez de estos elementos unidos en serie. l proceso electroquímico de un acumulador de Ni-Cd se basa en la construcción (le una placa positiva, formada por hidróxido de níquel, y una negativa de óxido o hidróxido de cadmio. Estas dos placas se encuentran inmersas en un electrolito que forma parte del proceso químico como conductor, y que suele ser una disolución acuosa al 20% de hidróxido de potasio con otros elementos. Durante la descarga el oxígeno pasa de la placa positiva a la negativa, dando lugar a óxido de cadmio. Es durante la carga cuando el oxígeno vuelve a pasar (le la placa negativa a la positiva. Como ya se ha explicado, en todo el proceso anterior el electrolito juega un papel de mero conductor, puesto que su densidad permanece invariable durante la reacción química que tiene lugar. Es por este motivo por el que el electrolito apenas sufre, todo lo contrario que en las baterías de plomo. Otra característica de este tipo de electrolito es que no es peligroso, ya que no es ácido y además no produce el típico fenómeno de la sulfatación. Las materias activas se encuentran en las placas en forma de polvo, contenidas en bolsas de fleje de acero perforado. Las placas positivas y negativas están separadas de tal forma, que las burbujas de gas que se desprenden al final (le la descarga ascienden libremente a lo largo de la placa ejerciendo una libre circulación del electrolito, lo que evita la formación de puentes entre las placas, que son la causa de su cortocircuito.
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La superficie de las placas es de vital importancia para el posterior funcionamiento del acumulador, ya que cuanto mayor es la superficie de éstas, mayor es el poder de descarga. El poder de descarga se define como la intensidad de corriente que un elemento puede proporcionar bajo unas determinadas condiciones sin que la tensión baje del valor adecuado.
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De esta forma pueden construirse baterías de alta capacidad utilizando pocas placas, o bien, haterías de menor capacidad pero con un gran poder de suministrar puntas elevadas de intensidad, si se utiliza la misma materia activa pero distribuida en un mayor número de placas. Baterías herméticas Se dan, en algunas ocasiones, casos en los que los consumos son muy bajos o el tiempo de duración de éstos es muy corto. En estas circunstancias, al hacer el cálculo del sistema fotovoltaico, resulta una capacidad de batería muy pequeña que puede ser muy bien cubierta con los diversos modelos de baterías herméticas. Las baterías recargables de este tipo pueden ser de plomo o níquel-cadmio, prácticamente con las mismas características descritas en las páginas anteriores. No obstante, existen pequeñas diferencias que resumiremos seguidamente: -Son totalmente herméticas, no existiendo peligro de pérdida de electrolito. -Están libres de mantenimiento a lo largo de su vida útil. -Funcionan en cualquier posición, lo que reporta grandes ventajas a la hora de su ubicación. -No emiten gases, gracias al sistema de recombinación que incorporan. -Amplio rango de temperatura, ya que existen modelos que pueden trabajar durante la descarga y la carga entre 60°C y +60°C. -Amplia resistencia mecánica a choques y vibraciones. Estas baterías tienen, por su tamaño y características, una vida útil bastante discreta, ya que pueden conseguir hasta 1600 ciclos a una profundidad de descarga del 25%. Para una descarga del 60% pueden alcanzar los 700 ciclos. Se pueden encontrar en diversos formatos, desde los elementos de 2 V hasta los monoblocs de 4 V, 6 V y 12 V para las de plomo. Las capacidades oscilan desde los 0.5 Ah a los 65 Ah, aunque últimamente están apareciendo de hasta 300 Ah, que pretenden ocupar un puesto en aquellas instalaciones donde el mantenimiento puede ser crítico.
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Capítulo 4 Reguladores de carga
Corno ya se ha visto anteriormente, los módulos Fotovoltaicos tienen una tensión nominal superior a la tensión nominal de las baterías o acumuladores usados en las instalaciones. Este hecho es debido fundamentalmente a dos causas: -La tensión nominal del panel debe ser más elevada, para paliar la disminución que se puede producir debido al aumento de temperatura. -La tensión a circuito abierto del panel fotovoltaico debe ser siempre mayor que la tensión máxima de batería, para poder cargarla adecuadamente. Como se ha estudiado en el capítulo anterior, para alcanzar un pleno estado de carga en una batería de 1 2 V nominales, necesitamos una tensión mínima de 14 V (2.34 V por elemento de batería). La misión del regulador se centra, por lo tanto, en evitar que, debido a una sobrecarga excesiva proporcionada por el panel, éste pueda en algún momento causar perjuicios al acumulador, acortando la vida del mismo. En definitiva, el regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del acumulador a la vez que limita la tensión de la batería a unos valores adecuados para el mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías. La misión del regulador de carga es de suma importancia en la mayoría de los casos, ya que estamos trabajando con una fuente de energía totalmente variable y estacional. Supongamos, por ejemplo, un consumo fijo durante todos los días del año. Si calculamos el número de módulos solares necesarios, lógicamente deberemos tomar como base la radiación invernal para asegurar el correcto funcionamiento del sistema en la peor época. Sin embargo, esto nos da pie para pensar que, cuando llegue el verano, el valor de la radiación pueda duplicarse, por lo que la producción sería el doble a la calculada para la estación invernal y, por el contrario, el consumo sería el mismo. De no existir un sistema regulador, se produciría un exceso de corriente que sería capaz de hacer hervir el electrolito, con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo acumulador, al no estar limitada la tensión.
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Habitualmente, el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la medida de la tensión en bornes, usando los datos proporcionados por los diferentes fabricantes, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. De esta forma, el circuito de control del regulador de carga sabe cuándo éste debe empezar a actuar limitando la corriente proporcionada por el grupo fotovoltaico. Esencialmente, existen dos grandes grupos de reguladores: los de tipo shunt o paralelo y los de tipo serie. La misión en ambos casos es la misma, y se diferencian en la forma de trabajo y prestaciones de cada uno de estos elementos. Seguidamente comentaremos el funcionamiento de estas dos clases de reguladores básicos. Regulador shunt El método tradicional de controlar la carga de las baterías en los sistemas eléctricos solares es el regulador en shunt. Los dispositivos de este tipo, colocados en paralelo con el grupo solar y el sistema de baterías, detectan la tensión de los bornes de la batería, y cuando ese potencial alcanza un valor establecido de antemano, crean una vía de baja resistencia a través del grupo solar, derivando con ello la corriente y apartándola de las baterías. Un diodo en serie, situado entre el regulador en derivación y la batería, impide que la corriente del acumulador retome a través del regulador o del grupo solar. Como el sistema al que se está dando energía toma corriente de la batería, su tensión en los bornes descenderá hasta que se desconecte el regulador en derivación y se reanude la carga.
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Los reguladores del tipo shunt han de disipar toda la corriente de salida del grupo solar cuando el sistema de baterías alcanza el estado de plena carga. Esto resulta una tarea razonable cuando los sistemas eléctricos solares son pequeños. Pero con los grandes sistemas se requieren disipadores térmicos de grandes dimensiones o disipadores menores múltiples, lo que conduce a problemas de habilidad y de coste elevado.
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Este tipo de reguladores, muy utilizado en los inicios del desarrollo de los módulos fotovoltaicos, está hoy día en desuso, ya que el avance en los microprocesadores y la electrónica en general ha facilitado el diseño de equipos más compactos y con más prestaciones que las que ofrecían aquéllos, todo ello con un coste mucho más contenido y la posibilidad de alojarlos en cajas estancas, cosa que no se podía hacer en el caso de los reguladores shunt. Puesto que disipan calor y en consecuencia debe dejarse una salida para su evacuación.
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Regulador serie Corno se ha comentado, la tradicional forma de regular la corriente que proviene del panel solar por medio de un regulador tipo shunt, ha dejado paso, de Forma casi universal, a la utilización de los reguladores serie. Estos se basan lógicamente en el concepto de regulación en serie, en la que el grupo solar se desconecta del sistema de baterías cuando se logra un estado de plena carga. En otras palabras, este sistema es equivalente a un interruptor conectado en serie que proporciona una vía de baja resistencia (de decenas de miliohmios) desde el grupo solar al sistema de baterías durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo y la batería cuando ésta se encuentra plenamente cargada. En el regulador serie que utilice relé electromecánico no se disipa nada de energía en ninguno de los estados, porque cuando está en la posición cerrado no hay caída de tensión en el interruptor y cuando se encuentra en posición abierto no hay paso de corriente. La única potencia consumida es la requerida para el propio funcionamiento de los circuitos de control y, en su caso, la producida por la caída de tensión en el diodo de bloqueo, si se le dota de este elemento al regulador. Los primeros reguladores serie que se empezaron a usar utilizaban relés electromecánicos, pero a medida que se avanzaba en el empleo de los sistemas fotovoltaicos y las potencias y tensiones de trabajo eran mayores, se derivó el uso a relés de estado sólido, que evitaban los considerables tamaños y consumos de las bobinas que necesitaban para su funcionamiento los relés tradicionales, así como la destrucción prematura de sus contactos, especialmente en tensiones de trabajo de más de 24 y, debido a los arcos voltaicos que es capaz de producir la corriente continua en estos valores.
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Después de lo expuesto, se deduce que la calidad de un regulador serie está definitivamente ligado a la calidad del relé que utiliza, que es lo que dará una vida prolongada a este equipo. Hoy en día la práctica totalidad de reguladores serie utilizan relés de estado sólido, con una circuitería de control más o menos sofisticada que hará que sus funciones sean más o menos avanzadas en cuanto a regulación de carga se refiere. Si enumerarnos las funciones mínimamente necesarias para que un regulador de carga tipo serie, con uso en sistemas fotovoltaicos, sea válido a los requerimientos de carga tecnológicamente disponibles en la actualidad, deberíamos exigirle como mínimo los siguientes condicionantes: -Relé de estado sólido, de elevada fiabilidad de funcionamiento en el tiempo. -Selección automática de la tensión de entrada, como mínimo en valores estándar de 12 V y 24 y nominales. -Sistema de regulación en frises diferenciadas, que nos proporcionen una carga adecuada de los acumuladores, evitando el “todo” o “nada” de los primeros reguladores serie que usaban relés tradicionales. Esto se consigue mediante el uso de microcontroladores que implementa una variación en las tensiones de carga que mejora sustancialmente el nivel de carga de los acumuladores, llegando incluso a la carga completa y equilibrada del 100 %. -Variación de los niveles de carga con la temperatura, mediante un sensor externo o interno que modifique dichos niveles en función de la temperatura ambiente a que se encuentre el acumulador, asegurando de esta forma una carga adecuada a la batería y evitando la falta de carga o la sobrecarga por variaciones de la temperatura. Esta función es especialmente importante en países donde la diferencia de temperatura entre el invierno y el verano es considerable. En resumen, los reguladores serie utilizados hoy en día para el control de carga de la batería de acumuladores nos aseguran un eficaz trabajo y una mayor vida de los sistemas fotovoltaicos. En la medida que el sistema de regulación realice fases de carga diferenciadas, podremos asegurar un mayor y mejor nivel de carga, lo cual redundará, sin duda, en el mejor aprovechamiento de los recursos de almacenamiento del acumulador y, como consecuencia, en una mayor disposición de energía útil. Describiremos seguidamente un sistema de regulación de la carga utilizado con gran éxito y desarrollado en colaboración con los fabricantes de baterías. Básicamente consta de dos fases, con una actuación variable en la segunda dependiendo de la historia reciente de la instalación, obtenida gracias a los datos almacenados en el microprocesador que incorpora, como luego veremos.
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La primera fase consta de una carga profunda donde toda la corriente que puedan dar los módulos fotovoltaicos fluye directamente a la batería, hasta alcanzar una tensión final de carga. Esta tensión depende de varios factores, como son la temperatura, la diferencia de intensidad de carga y descarga, la capacidad del acumulador y el valor de tensión prefijado. Los dos primeros los calcula y ajusta el propio regulador, mientras que los otros dos deben ser introducidos por el instalador en el momento del montaje, ya que de no ser así, el propio regulador tomara los ya ajustados previamente por el fabricante como valores estándar. Esta carga profunda que realiza el regulador, hasta un valor de tensión calculado en función de los parámetros mencionados anteriormente, da paso a la denominada fase de flotación, donde el microprocesador establece unos valores máximo y mínimo de tensión, entre los cuales el relé de estado sólido va abriendo y cerrando el circuito de conexión entre el panel solar y el acumulador, para terminar con éxito el proceso de carga. Dichos valores máximo y mínimo son ajustados automáticamente por el microprocesador en función del estado de carga que ha alcanzado la batería en los días anteriores, de tal forma que son más altos cuanto menor fuera el estado de carga y más bajos en el caso contrario. Con esta actuación diferenciada se consigue que baterías que han estado sometidas a grandes descargas pasen por un período de igualación en su fase final de carga, y viceversa, que instalaciones que no se usaron apenas no se las sobrecargue y produzcan gases innecesarios que acorten los períodos de mantenimiento de dichos elementos. Toda esta explicación puede ser más comprensible a la vista del gráfico de la figura 7. Una vez que la tensión del sistema alcanza el valor de tensión de salida de flotación, el ciclo vuelve a empezar.
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Módulos fotovoltaicos autorregulados También existen en el mercado fotovoltaico paneles solares que no necesitan usar regulador de carga. Este hecho proporciona múltiples ventajas en coste y fiabilidad, ya que tan sólo trabajan los dos elementos más robustos: el panel y la batería. La curva de carga de un módulo fotovoltaico autorregulado tiene que cumplir el requisito básico de lograr un grado elevado de carga en la batería, disminuyendo entonces la corriente producida hasta un mínimo de mantenimiento. De esta forma, se consigue una carga adecuada sin producir evaporación de electrolito. Para conseguir lo anteriormente descrito es necesario que la relación voltaje- corriente sea inversa, es decir, que una demanda de tensión en la batería que se produzca entre el 90% y el 100% de su estado de carga, haga trasladar el punto de trabajo del panel solar fuera del codo de su curva característica (véase el gráfico de la figura 9) y, en consecuencia, se genere una corriente eléctrica cada vez menor que haga mantener automáticamente el nivel de carga idóneo. Si en ese momento conectáramos algún consumo a la batería, éste haría bajar su voltaje, con lo cual, el punto de trabajo volvería a desplazarse a lo largo de la curva hasta dar la máxima intensidad posible en función de la radiación solar en ese momento y la tensión a la que quedase la batería. Habitualmente, el número de células que incorpora un módulo autorregulado se sitúa entre las 30 y las 32, dependiendo de la tensión generada por célula y tipo de curva. No obstante, se han llegado a hacer sistemas fotovoltaicos equilibrados con tan sólo 28 células, pero no es recomendable debido a los incrementos de temperatura que pueden sufrir los módulos, así como en previsión de pérdidas en las líneas eléctricas de unión con el acumulador.
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Debemos de tener en cuenta, a la hora de utilizar un sistema fotovoltaico autorregulado, que la capacidad del acumulador ha de estar en proporción con la potencia pico que sea utilizada en el sistema. Según esto, una proporción de 100 Ah de batería por cada 40 Wp de panel sería idónea. Como ejemplo práctico, podríamos suponer que en el caso de tener una potencia total en módulos de 120 Wp a 12 voltios, la capacidad debería rondar los 300 Ah. Existen determinados casos donde el panel autorregulado no es apropiado, como por ejemplo grandes instalaciones, lugares donde la temperatura pueda ser excesivamente alta y mantenida o, por el contrario, excesivamente fría y con elevada radiación, aplicaciones donde la capacidad de la batería sea muy pequeña, etc. Pero en definitiva, podemos afirmar que el panel autorregulado presenta unas notables ventajas en pequeñas instalaciones remotas donde el mantenimiento sea costoso, o en instalaciones de tipo doméstico, donde habitualmente el número de paneles solares utilizados no es excesivo.
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Capítulo 5
Otros equipos para uso en sistemas fotovoltaicos
En este capítulo se describirán los principales equipos accesorios de los sistemas fotovoltaicos. Si tenemos en cuenta que un sistema generador como tal sólo estaría compuesto por los módulos, el regulador y la batería, el resto de los aparatos y aditamentos que incorporemos, aun siendo muy importantes y en casos imprescindibles, no efectúan directamente las funciones básicas de producción y almacenamiento y, en consecuencia, los consideraremos como accesorios de estas instalaciones. Actualmente se pueden encontrar una gran gama de estos productos, los cuales realizan funciones hace algunos años impensables, efecto por un lado del gran desarrollo de la electricidad solar y por otro del de la industria electrónica, que ha posibilitado la incorporación de nuevas tecnologías mucho más seguras, fiables y baratas. Muchos de los sistemas y funciones que se comentarán a continuación pueden encontrarse solos, o formando parte de otros equipos más complejos. Sistemas de medida y control Se encuadran en este apartado todos aquellos aparatos que nos van a dar una idea de las magnitudes eléctricas que rigen el sistema fotovoltaico. En general, si sólo disponemos de módulo solar, regulador de carga y acumulador, el sistema funcionará perfectamente, pero no podremos tener “noticia” de lo que ocurre con él. Por el contrario, con tan sólo un amperímetro y un voltímetro, empezaremos a hacernos una idea de a qué régimen carga el panel fotovoltaico, la tensión de la batería, la corriente consumida por los diferentes equipos conexionados, etc. En definitiva, una información capaz de hacernos comprender en cada momento el estado en el que se encuentra el sistema. Son realmente muchos los equipos del mercado que incluyen estas funciones, pero en la mayoría de los casos se encuentran incorporados al propio regulador,
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como una función de información adicional, muy conveniente para el control por parte del usuario del estado del sistema fotovoltaico. Generalmente los voltímetros y amperímetros digitales son los más usados, y estos últimos, además, tanto para informar de la corriente del grupo fotovoltaico como la de los consumos conectados. En reguladores más reducidos, para pequeñas aplicaciones, estos aparatos de medida se sustituyen por leds de colores, que dan una apreciación (le los niveles tanto de corriente como de tensión del sistema. Existen incluso reguladores que en su aparamenta de medida nos dan el estado de carga (le la batería en %, pero esa información debe de ser tomada como una mera aproximación, puesto que medir el estado de carga de una batería con rigor es sumamente difícil, e inviable técnica y económicamente en unos equipos de estas características. Muchos de estos sistemas de medida llevan incorporada una alarma acústica, que nos avisa en el caso de producirse una descarga importante, indicándonos („Oil antelación de un posible deterioro del subsistema de almacenamiento. La misión de esta alarma es sumamente importante, ya que indica al usuario no sólo que la batería está baja de carga, sino algo mucho más importante como es el hacerle pensar el porqué de ese bajo estado de carga, que puede deberse a un consumo excesivo, una producción menor de los módulos fotovoltaicos, poca reserva de batería frente a posibles días nublados, etc. Estas causas podrán hacer modificar el dimensionado o las funciones del generador solar, en previsión a posibles fallos futuros.
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Otro tipo, cada vez más usado, de alarmas que controlan el buen funcionamiento de los sistemas fotoeléctricos, son las que trabajan por alta y baja tensión de batería mediante relé libre de potencial. Este tipo de señales, que generalmente detectan fallos en el sistema, son introducidas en las instalaciones de telecomunicación a los sistemas de transmisión para dar señal de fallo en el centro de recepción de señales remotas, y de esta forma detectar posibles averías con anterioridad a que se produzcan. Una señal de alarma por alta tensión de batería, significa casi con toda seguridad un fallo en los sistemas de regulación, y la alarma por baja tensión de batería sería equivalente a lo comentado respecto a la alarma acústica. En ciertos equipos, además, en paralelo con la alarma de baja tensión, se suele añadir otro relé adicional que puede arrancar un equipo auxiliar de carga, como pudiera ser un grupo electrógeno, para recargar la batería o hacerse cargo de los consumos, con el fin de evitar la parada de la instalación.
Actualmente se pueden encontrar en el mercado equipos altamente sofisticados que aglutinan un elevado número de funciones y posibilidades de expansión. Estos equipos nacen de la necesidad de disponer de toma de datos para un seguimiento efectivo de la instalación que se pretende monitorizar, y presentan una configuración
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intermedia entre lo que sería un regulador de carga y un sistema tipo Data Logger para toma y grabación de datos. La información recogida de la instalación se graba normalmente en tarjetas Eprom, o bien directamente con un ordenador que nos permita, una vez tratados adecuadamente los ficheros generados, evaluar el completo funcionamiento del sistema solar y consumos conectados, con la fracción de tiempo que inicialmente se programase en el citado equipo. Como ejemplo de valores que pueden ser medidos por estos equipos podemos citar: energía producida y consumida, radiación solar, temperaturas, tensión de batería, consumos de cargas específicas, etc. Desconectadores Existen muchos casos donde los sistemas fotovoltaicos están totalmente desatendidos, como pueden ser: repetidores de TV, equipos de toma (le (latos, sistemas de riego automático, etc. En todas estas utilizaciones no se usa un sistema acústico o visual de alarma por baja tensión, ya que nadie podría verlo ni escucharlo, y en algunos casos tampoco pueden acoplarse los sistemas con relé libre de potencial, pues se necesitaría un equipo transmisor independiente que podría ser costoso. ¿Cuál es entonces la solución para prevenir posibles descargas excesivas de la batería? Para este caso se han diseñado unos aparatos que en el momento que la tensión de batería se iguala a una tensión de referencia (previamente ajustada), hacen que se abra un relé que interrumpe la alimentación (le la carga conectada a la batería. Cuando la batería se ha recuperado, este contacto de relé vuelve a cerrarse, reanudándose la alimentación.
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Por este procedimiento se evita la destrucción de la batería, aunque sea a costa de no alimentar el receptor. No obstante, debernos remarcar la idea de que estos aparatos están previstos para una emergencia fuera de lo habitual y que si funcionaran muchas veces seguidas, deberíamos pensar en replantear el cálculo de la instalación o revisar los diferentes componentes que la integran, pues se podría dar el caso de una posible avería que fuera la causante de las perturbaciones en el funcionamiento. Actualmente los desconectadores suelen venir incluidos de serie en los reguladores comerciales, utilizándose o no a elección del instalador. La única precaución que se debe tener si se usa esta función, es la de no sobrepasar la intensidad máxima permitida por el fabricante, causante en muchos de los casos de las averías del relé de estado sólido de desconexión. Debido a lo anterior, y corno regla general, los desconectadores no deben de ser usados conectados a la entrada de un inversor, salvo que éste sea de muy pequeña potencia, ya que la gran corriente que solicitan en su trabajo podría acarrear las averías citadas. Además, la mayoría de los inversores tienen una protección por baja tensión de batería incorporada, permitiendo conectarlos con toda seguridad a la batería directamente, y los consumos en continua, si es que existen, se conectarían entonces a las bornes de salida del sistema de desconexión. Interruptores horarios Estos aparatos son muy utilizados dentro de las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica en aquellos casos donde necesitamos una serie de maniobras (conexiones y desconexiones) de una forma automática, dado que la instalación está normalmente desatendida. Pensemos, por ejemplo, en granjas donde se precise alargar la iluminación a los animales, o bien en el caso de farolas, balizas, elementos de señalización, etc. Generalmente, los interruptores horarios constan de unos caballetes insertados en una esfera compacta en donde se programa el encendido y apagado diario. El sistema está accionado por un motor paso a paso con oscilador de cuarzo y reserva de funcionamiento de tres días. El consumo suele ser de 0.5 W, totalmente despreciable en cualquier instalación, y el poder de maniobra en el circuito exterior, de 10A. La gran ventaja de este tipo de interruptores horarios es que se encuentran en versiones de 12 24 V y 48 y la cadencia de tiempo entre maniobra y maniobra es de media hora, lo que da corno resultado 48 maniobras diarias máximas. Algunos de estos modelos tienen la posibilidad de que al abrir un circuito se cierre otro (ver figura 4), lo cual le confiere todavía más utilidad a estos pequeños
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equipos, que a veces pueden prestar tina ayuda muy importante en determinadas instalaciones solares. También se encuentran en el mercado interruptores electrónicos que incorporan un sin fin de posibilidades de maniobras y selección de actuaciones, pudiendo accionar los circuitos por días, semanas o meses, de Corma conjunta o independiente. Su consumo es mínimo y pueden prestar muy buenas soluciones a los problemas planteados en las instalaciones al tratar de automatizar el funcionamiento de diferentes cargas.
Temporizadores Existen muchas instalaciones fotovoltaicas donde es preciso temporizar una carga durante un tiempo determinado. Generalmente son utilizados en la práctica dos tipos de temporizadores, uno que limita siempre el mismo tiempo de uso y otro en el que este tiempo puede ser variado a voluntad. Seguidamente analizaremos el funcionamiento de ambos y su utilización práctica. Temporizador a tiempo fijo Es un pequeño circuito, alimentado habitualmente a 12 V, 24 V o 48 V, que es actuado mediante un pulsador, dando en ese momento alimentación a la carga y temporizando su funcionamiento durante un tiempo, determinado en su diseño, pero siempre fijo para cada actuación.
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La principal aplicación suele consistir en el encendido y apagado de luces, para evitar que por un descuido se quedasen, encendidas, cuando en los cálculos de diseño este hecho no se hubiera previsto. Este es el caso, por ejemplo, de los puntos de luz instalados en casetas para equipos repetidores, lugares de paso, iluminación de torres de faros, etc.
Temporizador a tiempo variable Contrariamente al caso anterior, donde el tiempo es siempre fijo en cada actuación, y si se quiere modificar habría que actuar sobre los valores de algunos componentes del circuito electrónico, no permitiendo por tanto su cambio por el usuario, en el temporizador a tiempo variable el circuito ha sido diseñado para que los valores de tiempo se puedan modificar cómodamente, y así dar la posibilidad a su variación cuando convenga. Estos cambios pueden ser accesibles mediante microinterruptores, puentes, potenciómetros, por programación con pulsadores o mezcla de estos sistemas. Una de las aplicaciones del sistema de temporización a tiempo variable, muy usado en sistemas de electricidad solar, son los controles de encendido y apagado de farolas fotovoltaicas. En estos sistemas el encendido de la luz se realiza usualmente cuando el Sol se oculta, y para ello se dispone de una fotocélula o un circuito adicional de detección de baja tensión del propio módulo fotovoltaico, que da la orden de cierre del circuito, empezando entonces la temporización del elemento lumínico empleado (generalmente lámparas de ahorro de energía tipo PL o lámparas de sodio a baja presión SOX).
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Un hecho importante a destacar de estos aparatos es que si la luz del día retorna, la programación se anula, abriéndose entonces el circuito e interrumpiendo la alimentación de la carga. A este respecto es necesario cerciorarse que el diseño del equipo que utilicemos incorpore un retardo de esta maniobra, ya que se podrían producir apagados no deseados por acción de luces que no corresponden a la del Sol (por ejemplo, luces de vehículos que iluminan momentáneamente a la fotocélula o a los módulos de la instalación). Hoy en día la industria fotovoltaica ofrece este tipo de temporizadores programables después de la puesta de sol con regulador incorporado, de tal forma que sólo necesitaríamos conectar el panel solar, la batería y el consumo, procediendo posteriormente al ajuste de la temporización deseada, así como al del nivel umbral al cual queremos que comience la temporización. Existen proyectos avanzados sobre estos equipos para que, mediante el uso de microprocesadores, la función de temporización se realice de “forma inteligente”, esto es, dependiendo del estado de la batería y de la energía recolectada en los (lías anteriores, programe más o menos horas de luz nocturna. De esta forma, no sería necesaria la reprogramación del tiempo dependiendo de qué época del año nos encontremos, ya que el propio sistema se encargará de proporcionar más luz en verano, disminuyéndola en invierno al tener menos aportación de energía por parte de los módulos fotovoltaicos.
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Equipos de iluminación en cc De todos es conocido que para proporcionar una cantidad de luz con bombilla de incandescencia es necesario gastar entre 2 y 3 veces más potencia que si ese mismo nivel de luz fuera obtenido con un tubo fluorescente. Este precisamente ha sido el motivo que ha dado pie al desarrollo de reactancias o balastos, capaces de encender un tubo fluorescente con alimentación en corriente continua de una forma segura y fiable. Las reactancias de corriente continua constan de un circuito electrónico donde un transistor, funcionando a alta frecuencia, produce la descarga en el interior del tubo. Estas reactancias suelen tener un funcionamiento fiable, siempre y cuando los componentes y diseño estén realizados conforme a las normas existentes. Podemos decir que los balastos que utilizan cuatro hilos (dos a cada extremo del tubo fluorescente), hacen que la vida de éstos sea mayor que los que sólo utilizan un hilo por cada extremo. De esta forma su coste, un poco más elevado, queda compensado por el menor número de tubos utilizados a lo largo de su vida.
Es muy importante que la frecuencia de oscilación del transistor de la reactancia esté por encima de los 20 kHz, ya que, además de no producir interferencias radiofónicas ni ser audible para el oído humano, se emite un flujo luminoso aproximadamente un 15% mayor que el previsto para una frecuencia de 50 Hz. Por éste y otros motivos, la utilización de equipos fluorescentes a corriente continua es sumamente económica, dado que su consumo eléctrico a igualdad de lúmenes es significativamente menor.
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En los últimos años el aumento del número de instalaciones solares fotovoltaica ha incidido directamente en la mejora progresiva de este tipo de reactancia, por lo que hoy en día se fabrican protegidas contra inversión de polaridad e incluso contra la desconexión del tubo mientras aquélla funciona, pues al trabajar en vacío se podría deteriorar. La gama de reactancias electrónicas en cc cubre normalmente todas las necesidades que se puedan plantear en las instalaciones, ya que hacen funcionar los tubos de 8W, l3W, 15W, ISW, 20W, 22W, 32W Y 40W.
Otro aspecto importante en la utilización de tubos fluorescentes es no limitarse a un modelo determinado, y aplicar el tipo de luz conveniente para cada instalación En el Apéndice se incorpora una tabla de diferentes tipos de lámparas fluorescente, temperatura de color y usos más apropiados. Se comercializan dentro del sector fotovoltaico unos casquillos de material plástico, donde se aloja la reactancia electrónica, que por un extremo incorporan una rosca de portalámparas convencional y por el otro el zócalo para la conexión de lámparas de ahorro de energía, que proporcionan un mayor nivel lumínico que los fluorescentes convencionales. Las potencias suelen estar entre los 9 W y los 13 W, más o menos la luz que puede dar una bombilla incandescente de 4(1 W y (0 W respectivamente. La ventaja que proporcionan estos casquillos es que pueden ser usados en la mayoría de la amplia oferta de portalámparas presente en el increado.
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Existen, independientemente de las reactancias sencillas comentadas anteriormente, otras posibilidades de mucha mejor calidad y prestaciones que, además de poder servir como las anteriores para el encendido de tubos fluorescentes convencionales, pueden ser usadas para el encendido de tubos especiales, como los de ahorro de energía (tipo PL) o sodio a baja presión (tipo SOX), muy utilizados en las aplicaciones de alumbrado público o en cualquier otra aplicación que requiera un alto poder lumínico empleando la menor energía posible. La
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diferencia técnica fundamental estriba en que el oscilador que utiliza para crear la corriente alterna es del tipo controlado, donde tanto la forma de onda como sus parámetros se mantienen fijos e inalterables en el transcurso del funcionamiento. Incorporando además protecciones adicionales que aseguran un rendimiento y una vida muy superiores a los de las reactancias más económicas. El tipo de reactancia electrónica de oscilador controlado es el único q‟ es capaz de acometer el trabajo de encendido de sistemas de iluminación pública que usen las mencionadas lámparas tipo PL o SOX, no sirviendo para este cometido las de oscilador libre descritas al principio. También están empezando a aparecer en el mercado las primeras luminarias que utilizan diodos electro-luminiscentes (LED), que pueden ser la revolución en el futuro para aplicaciones en electricidad solar, puesto que su bajísimo consumo. Unido a una altísima vida útil, las hacen candidatas a ser empleadas masivamente. En la actualidad los inconvenientes se centran en el ángulo de emisión de luz y en el precio, especialmente de los leds de color blanco, pero a la velocidad que se mueve hoy la industria, probablemente pronto dispondremos de estos elementos a precios razonables y con los problemas técnicos resueltos. Convertidores continua-continua Existen algunas aplicaciones en las cuales es preciso alimentar eléctricamente varios equipos, dándose el caso de no poder hacer coincidir las tensiones de funcionamiento. Para esos casos el uso de un convertidor continua-continua (ce/ce) se hace totalmente imprescindible, ya que sería una mala solución el tomar tensiones parciales del grupo de baterías, pues generaría pasos de corriente entre elementos que no favorecerían precisamente a la vida de éstos. En la figura 10 vemos un caso típico de grupo solar a 24 V con una salida de 12 V.
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Mediante el uso de convertidores cc/cc la descarga de la batería se hace por igual, a la vez que se consigue, en el equipo que usa el convertidor, una tensión totalmente estable que favorecerá el perfecto funcionamiento de éste, sobre todo si se trata de algún equipo electrónico de precisión. En un convertidor cc/cc la corriente continua es transformada a corriente alterna mediante el uso de un inversor, y una vez que este cambio está realizado, elevarnos o reducirnos su voltaje mediante un transformador hasta el valor adecuado, para volver a convertir a corriente continua. De esta forma conseguimos la tensión adecuada, con la ventaja del aislamiento galvánico que nos produce el transformador.
Hemos de tener en cuenta que en todo cálculo que realicemos con convertidores cc/cc, hay que aumentar las pérdidas por rendimiento del propio equipo convertidor para evitar quedarnos cortos en el cálculo del consumo. El dato del rendimiento deberá figurar en las especificaciones del fabricante. Existen otro tipo de aparatos que cumplen la misión de disminuir la tensión de línea, que reciben el nombre de estabilizadores. Estos equipos electrónicos presentan una buena fiabilidad, tensión estable de salida y bajo precio respecto a los convertidores cc/cc descritos anteriormente, pero presentan el inconveniente de que el consumo en amperios del receptor es el mismo que el que se produce en la fuente primaria, y por lo tanto, el consumo real es elevado. En resumen, si disponemos de una fuente de 24 V y deseamos alimentar una carga de 1 A a 12 y, tenemos dos opciones: utilizar un convertidor cc/cc o emplear un estabilizador electrónico. Si usamos el convertidor, el consumo será de 12 W más el debido al rendimiento de éste, que si suponemos del 80 %, nos daría un consumo en la línea de 15 W (12 W/0.8 = 15 W). Ahora bien, si utilizamos el estabilizador, el consumo sería de 24 W más el propio consumo interno del equipo, ya que lo único que hace es reducir la tensión, pero la intensidad consumida a 12 V es absorbida íntegramente de la línea de 24 V x 1 A = 24 W. Vemos entonces la diferencia entre uno y otro equipo, que será sustancialmente más grande cuanto mayor sea el número de amperios consumidos por la carga.
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Convertidores de acoplamiento Estos dispositivos consiguen aumentar de forma apreciable la intensidad eléctrica suministrada por el generador solar a la batería. Para comprender cómo se producen estos amperios adicionales es necesario realizar algunas consideraciones previas sobre los módulos fotovoltaicos y su Funcionamiento directo sobre los acumuladores. En sistemas autónomos con batería, hay una gran diferencia entre la potencia nominal del módulo y la potencia útil que realmente se aprovecha, ya que el módulo fotovoltaico, cuando trabaja a tensiones inferiores a su punto de máxima potencia, proporciona una intensidad prácticamente constante. Tomemos como ejemplo un módulo cuyos datos en el punto de máxima potencia de su curva típica fueran: 53 W a 17.4 V y 3.05 A. Cuando lo conectáramos directamente a un acumulador cuya tensión entre bornes en ese momento fuera de 12 V, el módulo tendría que trabajar a 12 V. En estas condiciones, si dispusiéramos de radiación solar pico, el módulo fotovoltaico generaría una intensidad de 3.05 A. Si calculamos ahora la potencia que el módulo está entregando realmente en esta situación, nos daría: 3.05 A x 12 V 36.6 W Es decir, de los 53 W disponibles teóricamente del módulo, cuando se carga directamente tina batería que tiene 12 V de tensión en sus bornes, la potencia aprovechada es de tan sólo 36.6 W, lo que supone casi un 3 1 % menos de lo que se podría esperar. Ahora la pregunta es: ¿Dónde están los 1 6.4 W que faltan hasta completar los 53 W máximos que puede dar este módulo a 1 00 mW/cm2‟? La respuesta es simple: esta potencia no ha sido generada, ya que la curva característica de funcionamiento del módulo a 12 V proporciona los mismos 3.05 A que si se trabaja a 17.4V. Como ya se explicó en capítulos anteriores, este exceso de tensión en los módulos es absolutamente necesario, ya que permite su funcionamiento en situaciones particulares tales como las que se enumeran a continuación: -Si la temperatura ambiente a que está sometido el módulo es muy elevada, la tensión del mismo desciende. -Si la tensión en bornes de la batería es alta, el módulo debe continuar la carga, por lo que la corriente correspondiente al punto de trabajo del módulo debe ser suficiente. -Las características del módulo deben ser tales que se puedan absorber con comodidad las posibles caídas que se produzcan hasta el acumulador debido a diodos de bloqueo, relés de los elementos de regulación, alguna pequeña caída de tensión de la línea, etc.
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Por tanto, los módulos fotovoltaicos necesitan unas características I-V en exceso, que garanticen la carga en situaciones como las expuestas, aunque este exceso no sea aprovechado normalmente. Ahora se puede intuir claramente cuál podría ser el trabajo (le un convertidor de acoplamiento. La instalación de uno de estos equipos en la línea de carga permite el trabajo del módulo fotovoltaico a una tensión superior a la del acumulador, convirtiendo el exceso de tensión del panel en potencia disponible para contribuir a una mayor carga en amperios del acumulador, recibiendo este efecto el nombre de ganancia. En definitiva, este accesorio de instalación fotovoltaica aprovecha la diferencia de tensiones de trabajo entre el módulo y el acumulador. Cuando la tensión de la batería es baja (batería más descargada), dicha diferencia es mayor, y por lo tanto la ganancia aumenta. En cambio, a medida que el acumulador aumenta de tensión (batería más cargada), se reduce la diferencia, y por lo tanto también la ganancia, si bien es cierto que en ese momento el aprovechamiento de los recursos del módulo es óptimo.
Entre los factores que hacen aumentar la ganancia están situaciones como que la batería esté descargada, que exista en ese momento consumo o que el módulo esté sometido a baja temperatura. Por el contrario, si la batería está cargada, no existe consumo por parte de la instalación receptora o la temperatura es elevada,
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se produce muy escasa ganancia por parte del convertidor de acoplamiento. No obstante, las condiciones más adversas para los sistemas fotovoltaicos, corno 5011 el invierno, bajo nivel de carga en el acumulador, etc., son precisamente las situaciones en las que la ayuda de este equipo electrónico es mayor. En consecuencia, se podría decir que, en términos generales, la ganancia de un convertidor de acoplamiento es tanto mayor cuanto más se necesita de su trabajo. Estos equipos, dentro de una instalación solar, son intercalados entre el panel solar y el equipo de regulación, no necesitando ningún ajuste ni cuidado especial Convertidores continua-alterna Los convertidores continua-alterna, también llamados inversores u onduladores, son dispositivos que convierten la corriente continua de una batería en corriente alterna. Su aplicación en sistemas solares fotovoltaicos hace que las instalaciones se conviertan en “normales”. Ello es lógico, puesto que estamos acostumbrados en nuestra vida cotidiana a manejar la corriente alterna para alimentar prácticamente la totalidad de los aparatos que la sociedad de consumo nos ofrece. Un convertidor cc/ca consta de un circuito electrónico, realizado con transistores o tiristores, que trocea la corriente continua, alternándola y creando una onda de forma cuadrada. Este tipo de onda puede ser ya utilizada después de haberla hecho pasar por un transformador que la eleve de tensión, obteniendo entonces los denominados convertidores de onda cuadrada, o bien, si se filtra obtener una forma de onda sinusoidal igual a la de la red eléctrica.
Para muchas aplicaciones en energía solar, es suficiente utilizar convertidores de onda cuadrada, pues las cargas no son especialmente sofisticadas (luces incandescentes, pequeños motores, etc.) y presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que al no existir filtro, las pérdidas son más pequeñas. No debemos olvidar, por otra parte, que si utilizamos convertidores cc/ca, debemos reflejar en los cálculos el rendimiento de este equipo y tener además muy
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en cuenta que el mismo puede disminuir a medida que utilizarnos menos potencia de la nominal del equipo inversor. Por ejemplo, un convertidor de 1 000 W que tenga un rendimiento (iv) del 90% significa que, si nosotros sacarnos de ese equipo los 1000 W, él absorberá a la batería 1111 W, pues: η = Potencia de salida / Potencia de entrada luego: Potencia de entrada = Potencia de salida /η = 77 1000 W/0.9 =1111 W Ahora bien, si no exigimos del convertidor los 1000 W, sino que nuestra utilización se limita a 500 W, el rendimiento puede ser más bajo, ya que el consumo interior del equipo sería prácticamente el mismo. El valor de este rendimiento se debe buscar en los datos proporcionados por el fabricante, pues en muchas de las aplicaciones el consumo nominal del equipo será variable, por lo que tendremos que promediar este valor aproximándonos al rendimiento medio de las diferentes potencias consumidas.
La gama de convertidores en el mercado es amplia, tanto en onda cuadrada como en onda senoidal, y la decisión de utilizar uno u otro se deberá tomar en función del tipo de carga que se le conecte, aunque lógicamente, el que siempre alimentará correctamente la carga será el de onda senoidal que, en contrapartida, presenta un coste más alto. Otra posibilidad de elección en los convertidores es el arranque automático, que consiste en un circuito adicional que al detectar la conexión de una carga, automáticamente da orden a la etapa de potencia del convertidor para su puesta en
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marcha. Una vez que la carga deja de consumir, el convertidor se para y tan sólo queda en funcionamiento el equipo detector, con un bajo consumo. Es muy interesante usar estos convertidores cuando los consumos se conectan y desconectan varias veces al día. Si, por el contrario, el uso fuera esporádico, convendría entonces utilizar uno de encendido manual, que reduciría el coste. Se debe tener en cuenta que los convertidores de arranque automático habitualmente necesitan una potencia de unos 20 W aproximadamente para detectar su conexión. Por debajo de esta potencia el inversor no arranca. Si usamos un convertidor cc/ca automático con tubos fluorescentes, observaremos que tampoco su circuito de arranque funciona, ya que a todos los electos detecta un circuito abierto. No obstante, en este caso, basta colocar una resistencia en paralelo para que el circuito de detección entre en funcionamiento y dé la orden de arranque, con lo cual queda el problema resuelto. Normalmente, el valor suele oscilar alrededor de 1 80 k2 - 1 W, pero hay algunos equipos, según el diseño del arranque, que precisan condensadores. Es cada día más frecuente y extendido el uso de inversores dentro del sector fotovoltaico, salvando así las caras y tediosas instalaciones en corriente continua. En gran medida, este hecho se produce por la aparición de las lámparas fluorescentes de encendido electrónico, que representan un ahorro energético de hasta cinco veces con respecto a las de incandescencia, siendo además cargas que no incorporan energía reactiva y excitan los arranques automáticos de los inversores sin necesidad de elementos auxiliares.
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por otra parte, la mejora de rendimiento y fiabilidad de los inversores de la última generación hace posible su uso sin reducir casi la fiabilidad del sistema completo, y da la posibilidad de uso de un sinfín de equipos básicos, especialmente con la aplicación de viviendas aisladas. La incorporación de efectivos sistemas de protección contra sobrecargas, cortocircuitos, baja tensión de batería, etc., asegura un funcionamiento prolongado y sin problemas de estos aparatos, siempre y cuando la elección del inversor, potencia y uso al cual está destinado sea el adecuado, así como la compensación de la energía reactiva susceptible de ser conectada a uno de estos equipos. También pueden encontrarse algunos modelos de inversores susceptibles de conectarse en paralelo. Esta propiedad técnica añade una ventaja adicional importante a la hora de ampliaciones en las instalaciones ya realizadas, puesto que nos evita el prescindir del que ya teníamos, y simplemente añadiéndole otro más pasamos a tener el doble de la potencia instalada en un principio. Por otra parte, en el caso de avería de uno de los equipos, siempre tendríamos un inversor en servicio que se hiciera cargo de las cargas esenciales. Otra variante de inversor existente en el mercado es el inversor cargador. Básicamente se trata de un inversor reversible, es decir, utilizando un símil, si la corriente circula de izquierda a derecha (de batería a consumo a través del inversor), nos convierte la corriente continua en alterna, como cualquier inversor convencional, y si ponemos una fuente de corriente alterna (usualmente un grupo electrógeno) en bornes de salida del inversor y la corriente va de derecha a izquierda, se comportará como un rectificador, cargando la batería. Esto representa una cierta ventaja en instalaciones que dispongan de grupo electrógeno, ya que ante una emergencia podremos cargar la batería usando un solo equipo (el inversor cargador), o bien, en utilizaciones de dicho grupo, aprovechar el remanente de energía para reponer carga en la batería. El único condicionante es que sólo puede hacer una de las dos cosas, o invierte y pasa de continua a alterna, o rectifica y pasa de altera a continua, por lo que tendremos que cablear la instalación de tal forma que podamos usar estas dos funciones sin producir averías indeseadas. Medidores de amperios-hora Los medidores o contadores de amperios-hora (Ah) son aparatos diseñados para contabilizar la cantidad de energía que circula por una determinada línea eléctrica. Sus usos son muy diversos, ya que nos permiten conocer los Ah producidos por el panel fotovoltaico, el consumo de los equipos conectados a hatería, etc. Normalmente, estos medidores almacenan el total de corriente que ha pasado por la línea donde están intercalados desde el día en que se puso en funcionamiento.
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Su presentación visual puede ser por medio de contador mecánico o de cristal líquido, teniendo la ventaja el primero de que en un corte de la alimentación de sus circuitos de control, el dato almacenado hasta ese momento no se pierde. En el caso del de cristal líquido, suele llevar una pequeña pila accesoria que lo mantendrá durante un tiempo no excesivamente prolongado. El método por el cual un contador mide la cantidad de amperios que pasan a lo largo del tiempo por una línea eléctrica, se basa en la caída de tensión que se produce en un shunt. Lógicamente, el rango de medida de un equipo contador de Ah lo da la corriente máxima capaz de aguantar el shunt intercalado en la línea, por tanto, éste será elegido en función de la corriente máxima que pueda circular, ya que en caso de superarse ésta de una forma continuada, se podría averiar el aparato. Existen medidores de Ah en el mercado con shunt interiores de hasta 15 A. Si la medida a realizar puede superar esta corriente, deberá acoplarse un shunt exterior como base de referencia para la circuitería electrónica de medida. Generalmente, estos medidores sólo registran la corriente continua en único sentido.
Los esquemas de conexión en una línea donde deseemos saber el número de amperios-hora que circulan, corresponden a los expuestos en la figura 17 para el caso de utilizar el shunt interior del propio equipo, o un shunt exterior correspondiente a la máxima corriente que puede circular.
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Capítulo 6
Estructuras soporte para paneles fotovoltaicos
Otro de los elementos importantes de mi sistema solar fotovoltaico es la estructura soporte, que asegura un buen anclaje del generador solar a la vez que proporciona no sólo la orientación necesaria, sino también el ángulo de inclinación idóneo para el mejor aprovechamiento de la radiación. Estos elementos, a veces tan olvidados a la hora de dimensionar un grupo fotovoltaico, son los encargados de hacer a los módulos y paneles fotovoltaicos resistentes a la acción ejercida por los elementos atmosféricos, y son precisamente más importantes cuantos más incontrolados sean éstos. En el presente capítulo analizaremos diversas formas de situar los módulos fotovoltaicos, en cuanto a la estructura soporte se refiere, así como diferentes opciones según el número de módulos insertados en cada instalación. Supongamos que disponemos de una superficie de paneles de 1 m 2. Y en la zona donde están instalados pueden producirse vientos de 200 km/h. La fórmula que expresa la presión máxima del viento es: P = F/S = 0.11V2; F = 0.11V2S
donde: F es la fuerza del viento en kp v es la velocidad del aire en m/s S es la superficie receptora en m2 p es la presión del viento en kp/m2 Si aplicamos los datos anteriores, resulta: 200 km/h = 55.5 m/s F=0.11 x (55.5)2x 1 F= 338.8 kp
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Este ejemplo demuestra el gran efecto que puede hacer el viento sobre un grupo de módulos solares, y nos hace pensar en las graves consecuencias de un mal anclaje o un erróneo diseño de la estructura que soporta el conjunto. No sólo es la acción del viento el problema de los soportes y estructuras. También debemos tener cuidado con la nieve, lluvia, heladas, tipo de ambiente donde se encuentra la instalación, etc. En efecto, algunas de las acciones descritas anteriormente (nieve, lluvia) afectan al emplazamiento y forma del soporte de sustentación, mientras que las heladas o determinados ambientes (por ejemplo, los cercanos a las costas) afectan más al tipo de materiales empleados para la construcción de las estructuras.
Como ya se ha mencionado, el soporte del panel fotovoltaico cumple una doble misión. Por una parte, mecánica, al proporcionar y asegurar el perfecto ensamblaje y afianzamiento, y por otra, funcional, al procurar la orientación precisa, así como el ángulo o ángulos idóneos para aprovechar la máxima radiación, o la más interesante para la aplicación a la cual se destine. La orientación ha de ser siempre sur (si estamos en el hemisferio norte), pues es la única posición donde aprovechamos, de una forma total, la radiación emitida por el Sol a lo largo de todo el día. Tan sólo en circunstancias muy especiales podremos variar ligeramente la orientación hacia el poniente o el levante, como puede ser en el caso de existir un obstáculo natural (montaña, etc.) que durante un cierto período impida aprovechar la radiación directa del Sol. Entonces puede ser interesante orientar el panel solar unos grados hacia la derecha, si la sombra se
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produce a primeras horas de la mañana, para aprovechar al máximo el sol a su puesta, o bien, por el contrario, orientar el conjunto fotovoltaico hacia la izquierda si el obstáculo se encuentra al atardecer. Hemos de decir que esto no representa un incremento grande en cuanto a la potencia eléctrica generada, ya que la salida y la puesta de Sol son los momentos (le radiación más débil. No obstante, puede notarse algo más en la estación estival, cuando el Sol tiene su mayor recorrido.
En la figura 2 quedan claramente representadas las trayectorias del Sol en las diferentes estaciones, y podemos observar su corto recorrido en invierno, a la vez que comprobamos que la trayectoria de la radiación es entonces más horizontal que en verano. Es ésta la causa por la que la inclinación de los paneles fotovoltaicos suele ser grande, de tal forma que aprovechemos lo más posible la escasa radiación invernal, haciendo incidir sus rayos normalmente. Como consecuencia, se produce una pérdida en verano que podría ser compensada, si así se diseña el soporte, variando la inclinación del conjunto a un ángulo de inferior valor, volviendo hacer incidir los rayos solares en un ángulo lo más cercano a los 90 sobre la superficie del panel solar. Tipos de estructuras Podemos hacer varias clasificaciones al hablar de soportes, pero lo más interesante es hacer las distinciones en función de la forma de situación. En la figura 3 se representan cuatro formas típicas de colocar un grupo de módulos fotovoltaicos, que comentaremos seguidamente.
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(1) Es la clásica forma de instalar los grandes conjuntos de módulos fotovoltaicos, puesto que otro método acarrearía mayores inconvenientes para su montaje. Este tipo de estructuras es muy robusto, y no debemos olvidar que en esta disposición la acción del viento es menor, pues, como todos sabemos, a mayor altura, mayor es la fuerza del viento que en las capas bajas queda más atenuado. Presenta además esta forma de montaje una gran facilidad para su instalación, tanto de la propia estructura soporte como de los paneles fotovoltaicos, ya que se trabaja a ras de suelo. Como inconvenientes están su excesiva accesibilidad y la mayor probabilidad de que puedan producirse sombras parciales. A la mayoría de estas instalaciones se las suele proteger por medio de un cerramiento metálico, para evitar el paso de personas y animales que pudieran ejercer acciones perjudiciales para el buen funcionamiento de las mismas. El montaje de este tipo de sustentación del conjunto solar no es demasiado apropiado para aplicaciones en montaña, donde pueda producirse la presencia de nieve, ya que ésta, caída en grandes cantidades, podría llegar
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a tapar parcial o totalmente los paneles solares. No obstante, este inconveniente puede verse subsanado con la creación de unos asientos más elevados, de acuerdo con la altura que puedan alcanzar las precipitaciones en forma de nieve. (2) Este sistema es usado principalmente en instalaciones donde ya se disponga de un mástil, aunque no queda descartada la posibilidad de un montaje especial, dada la facilidad y simplicidad que presenta. Las instalaciones para las cuales es recomendado este tipo de implantación no deben ser excesivamente grandes, contando con poco más de un metro cuadrado de superficie de módulos, ya que si ésta es mayor, nos obligaría a sobredimensionar e incluso arriostrar el mástil, siendo posible entonces que otro sistema pudiera ser más económico y de más fácil montaje. Este método de sustentación es muy utilizado en las instalaciones de repetidores, donde ya se dispone de una antena que puede hacer las veces de mástil, con lo que tan sólo bastaría hacer el marco soporte de los módulos y los herrajes de unión con la torre. (3) Otra alternativa, cada vez más utilizada sobre todo en instalaciones domésticas, consiste en acoplar la estructura a una de las paredes (le1 recinto donde se va a instalar energía solar fotovoltaica. Presenta este método evidentes ventajas, no sólo en seguridad debido a la altura a la cual se puede instalar, sino también en la liviana estructura que se utiliza, ya que la base presenta un buen punto de anclaje, que además está construido. Puede este sistema adaptarse mediante tacos de expansión o bien realizando una pequeña obra donde se inserte la estructura. La acción del viento queda drásticamente disminuida ya que no puede incidir prácticamente por la parte posterior, y un viento frontal no hará más que ejercer fuerza directa sobre los puntos de apoyo. Esta opción sólo tiene el inconveniente de que es obligatorio que una de las fachadas dé al Sur. Cualquier variación presentará problemas acceso nos que complicarán la estructura, al tener que dotarla de un ángulo literal para su perfecta orientación. (4) La instalación en la cubierta de un edificio es uno de los métodos más usados a la hora de realizar el montaje de un equipo solar, ya que normalmente siempre podremos disponer del lugar adecuado para garantizar la perfecta orientación, además de suficiente espacio. Lo comentado para el caso de la instalación sobre el suelo, respecto a los problemas con la nieve, debe ser tenido también en cuenta en este caso.
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El anclaje en general no presenta inconvenientes, pero debemos asegurar el perfecto restablecimiento de la impermeabilidad y no permitir que puedan producirse depósitos de agua que perjudiquen posteriormente. Un sistema rápido y seguro, que es aplicable a casetas de instalaciones de telecomunicación, telemetría, etc., que por lo general suelen ser de tejado plano, es taladrar el techo introduciendo un espárrago roscado con sus tuercas y arandelas, tanto por abajo como por arriba, dejando firmemente seguro el anclaje de la estructura. Para que el conjunto quede perfectamente impermeabilizado, se sellan con silicona todas las uniones, impidiendo así el paso de agua. Tipos de materiales utilizados Los materiales empleados para la construcción de estructuras soporte pueden variar en función del tipo, medio ambiente al cual están sometidos, resistencia, etc. Los principales materiales utilizados son los siguientes: Aluminio Es un material ampliamente usado para las pequeñas estructuras (de uno a seis módulos habitualmente), ya que presenta grandes ventajas por su fácil mecanización, liviano peso y gran resistencia. Es muy conveniente, casi imprescindible, que el aluminio a utilizar sea anodizado, para que su vida pueda dilatarse a grandes períodos de uso. Los soportes realizados en aluminio pueden formarse bien con tubos o con angulares, de dimensiones y grosores adecuados a las fuerzas a que se vea sometido por acción del viento. Toda la tornillería debe ser de acero inoxidable. Hierro Es el material habitualmente usado para instalaciones de gran número de paneles o que deben soportar potentes vientos, ya que se encuentra en una gama de dimensiones, formas y grosores muy amplia. En todos los casos, las estructuras soporte construidas con hierro deben ser sometidas a un galvanizado que le confiera propiedades anticorrosivas durante muchos años. Este baño galvánico debe incorporar a la superficie un grosor no menor de 100 micras, para asegurar una perfecta protección. Debemos tener en cuenta que todos los trabajos de corte, soldadura, etc. deben ser ejecutados con antelación al galvanizado, ya que cualquier modificación posterior haría perder la protección en el lugar donde se realizó. No obstante y teniendo en cuenta que puede ocurrir que a la hora de la instalación se necesite hacer algún ajuste imprescindible, se dispone en el mercado de un
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producto para pequeños retoques de galvanizado en frío que, aplicados al lugar del desperfecto, lo protegerán contra toda acción corrosiva. Al igual que en el caso anterior, toda la tornillería utilizada debe ser (le aedo inoxidable, con el fin de alargar su vida y permitir en cualquier momento el cambio de algunos de los elementos que la componen. Acero inoxidable Es el material más perfecto que pueda ser utilizado para la construcción de estructuras, ya que es inatacable por casi todas las acciones externas y tipo de ambientes. El acero inoxidable es muy utilizado en instalaciones que estén situadas en ambientes salinos, que como ya se sabe, son altamente corrosivos. La contrapartida en la utilización del acero inoxidable para la construcción de soportes metálicos estriba en su elevado precio y en la especial manipulación en las soldaduras, que hace encarecer todavía más su coste. No obstante, este inconveniente puede quedar absorbido por la calidad y larga vida que proporcionan su utilización. Cuando se utiliza acero inoxidable para la construcción de estructuras soporte, hay que tener en cuenta que si el marco de los módulos fotovoltaicos es de aluminio, deberá evitarse el contacto directo de estos dos materiales, mediante un aislador, dado que juntos producen una corrosión galvánica elevada, especialmente en ambientes salinos. La instalación de inhibidores de corrosión galvánica es, en este caso, de uso obligatorio. Fibra de vidrio Desde hace algún tiempo, los nuevos materiales sintéticos están sustituyendo en algunas aplicaciones a los materiales tradicionales. Este es el caso de la fibra de vidrio Composite, que presenta unas características físicas y mecánicas excelentes, junto a una disminución de peso considerable respecto a los aceros. Su nula corrosión la hace especialmente indicada en aplicaciones solares, además de presentar un aislamiento eléctrico que, en algunos casos, nos puede evitar 1:1 fiesta a tierra del conjunto. La fibra de vidrio puede presentarse en diferentes colores y perfiles, bien en «L» o en forma de tubo, por lo que se acopla a multitud de aplicaciones y tipos de estructuras soporte, ya sea utilizando únicamente este material o en combinación con acero galvanizado. Puntos de apoyo Uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta respecto a las estructuras son los puntos de apoyo, pues de ellos depende la solidez del conjunto.
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De nada sirve calcular un angular que soporte vientos muy fuertes si no afianzarnos de forma segura la estructura al suelo, cubierta o cualquier otro lugar. En el caso de utilizar mástil debernos pensar la posibilidad de arriostrar éste y dotarle de una base sólida. En la figura 4 se pueden apreciar cuatro tipos diferentes de asientos para estructuras de suelo o cubierta. El dibujo A representa una losa de hormigón con base perimetral; ésta debe ser reforzada en sus extremos con tirantes alrededor del perímetro y a través del centro de la josa.
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En el esquema B se puede apreciar la clásica disposición con cimientos de vigas de madera, más rápidas de instalar pero de una duración menor. Semejante a este tipo, pero mucho más resistente, es el del dibujo C, donde se muestra el perfil de una estructura que utiliza bloques de hormigón, que es aconsejable que se refuercen con tirantes de 1/4 de pulgada a lo largo del bloque. Por último, el caso D presenta una disposición con cimientos metálicos, este tipo de cimientos debe estar firmemente anclado a tierra, ya que no tiene suficiente masa para resistir vientos elevados.
En la figura 5 se pueden ver las dos formas de acoplar la pala de la estructura al cimiento mediante tomillos. Existe otro procedimiento, muy usado también que consiste en introducir unas piezas metálicas en la base de hormigón. de tal forma que al fraguar éste quedarán sólidamente unidas. Estas piezas disponen de tino u varios espárragos roscados, donde se introducirán las patas de la estructura soporte abrochándolas posteriormente mediante tuercas. Como es lógico, soldados a esta pieza y por la parte de abajo, estarán las garras introducidas en el hormigón que aseguran la perfecta unión.
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Sombras entre filas de módulos fotovoltaicos Se da el caso de que cuando existe un gran número de módulos fotovoltaicos a instalar y no se dispone de mucho espacio, es necesario juntar las filas de paneles y esto puede traer como consecuencia que (especialmente en invierno) se produzcan sombras de una a otra fila. La posibilidad de que en verano puedan darse sombra unas filas a otras es mucho menor, ya que el recorrido del Sol es más alto, y por lo tanto, la sombra arrojada por la fila precedente es más pequeña.
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Lógicamente, la distancia mínima entre fila y fila está marcada por la latitud del lugar de la instalación, dado que el ángulo de incidencia solar varía también con este parámetro. Supongamos que debemos disponer una serie de módulos solares en fila, tal y corno se representan en la figura 6, donde a es la altura de los módulos colocados en el bastidor, h la altura máxima alcanzada y d la distancia mínima entre fila y fila capaz de no producir sombras interactivas. Una vez que disponemos del valor a, y de la latitud del lugar, estamos en disposición de buscar el facto k dado por la curva, y seguidamente trasladándonos a la tabla 2, donde quedan representados por un lado el valor de a y por otro el ángulo de inclinación que se va a dar al conjunto, obtener el valor de h. La fórmula que nos da la distancia d entre filas sucesivas de paneles será: Realicemos un ejemplo suponiendo que debemos disponer 30 módulos fotovoltaicos, de unas dimensiones de 35 cm x 120 cm cada uno, en tres Filas consecutivas ocupando el menor espacio posible al disminuir al máximo la distancia entre las mismas. La latitud del lugar de ubicación es de 30° Norte. El primer paso será distribuir los módulos en tres filas, realizando tres conjuntos de 10 módulos. Las dimensiones de los marcos soporte serán de 1.4 m x 35 m, tal y como se puede ver en la figura 7. La inclinación del conjunto será 50° sobre la horizontal para favorecer la radiación invernal.
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Si observamos en la curva k-latitud, el valor de k para una latitud de 300 resulta ser de 1.9. Una vez conocido este valor y sabiendo que el de la variable a es, en este caso, de 1.4 m (resultado de sumar la altura del panel más los 20 cm de la pata de la estructura), buscaremos en la tabla 2 el valor de h en la columna de 1 .5 m para 50° de inclinación y que resulta ser de 1.14 (tabla 2-bis). Entonces, aplicando la fórmula d=kh tenemos: d = l.9xl.l4 = 2.l6m Por lo tanto, la distancia mínima necesaria entre cada fila de paneles será de 2.16 m. De esta manera dispondríamos las tres filas de 10 módulos separadas un mínimo de 2.16 m entre ellas.
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Efectos de los agentes atmosféricos sobre las instalaciones solares fotovoltaicas y algunos consejos para evitarlos No debemos olvidar que los módulos solares, así como conexiones y estructuras soporte, se encuentran completamente a la intemperie, y esto requiere una cuidadosa selección de los materiales a usar en todas y cada una de las instalaciones, tanto más cuanto más duras sean las condiciones atmosféricos que se presenten. La primera regla para dimensionar y definir todos y cada uno de los elementos que formarán el conjunto fotovoltaico es obtener la mayor cantidad de datos de la zona en cuestión: vientos (frecuencia e intensidad), temperaturas (tanto máximas como mínimas), pluviometría, presencia de nieve en determinadas épocas del año, tipo de ambiente (si es o no corrosivo), nieblas, etc. Estos factores nos serán también muy útiles para el cálculo de los módulos fotovoltaicos, así como de la capacidad del acumulador.
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Si los vientos son fuertes, la estructura soporte de los módulos debe estar prevista para poder dejar un hueco entre módulo y módulo, con el fin de que el aire pueda circular entre ellos, ejerciendo menos presión que si los paneles fotovoltaicos quedan pegados unos a otros. Esta distancia puede estar alrededor de los dos centímetros. Como ya se ha mencionado anteriormente, debernos tener muy en cuenta la posibilidad de que, si existen precipitaciones en forma de nieve, éstas pueden llegar a tapar los módulos solares. Para evitarlo elevaremos la base de la estructura lo suficiente como para permitir que la nieve se amontone sin perjudicar a la superficie captadora. Es aconsejable, en todos los casos, la inserción de tirantes entre las patas de la estructura para obtener una mayor resistencia mecánica del soporte.
Si se trata de ambientes marinos, la elección del material metálico se realizará in escatimar gastos, ya que a la larga el conjunto dará mejores resultados que si
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realizamos la instalación con materiales de inferior calidad. Esto es debido, como todos sabernos, al alto poder corrosivo que tiene el ambiente en las zonas marinas. Lógicamente, si la estructura está en contacto con el agua del mar (boyas de señalización, plataformas, etc.), el problema se agudiza, debiendo utilizarse en este caso el acero inoxidable o acero con doble galvanizado en caliente, para dotarle de un grosor mucho más elevado del que habitualmente se aporta para instalaciones en ambientes más benignos. La lluvia sobre los componentes metálicos no representa en sí misma nada más que la posibilidad de un aumento de la velocidad de oxidación. Ahora bien, como se ha mencionado anteriormente, la instalación consta además de otros componentes como son las uniones eléctricas, cables de conexión, etc. Estos elementos deben ser estancos, con el fin de evitar posibles cortocircuitos producidos por el agua de lluvia. Es aconsejable que los módulos solares dispongan de una caja de conexiones estanca, o bien, si los terminales están desnudos, que queden protegidos después de realizar la conexión, mediante un capuchón de goma. Todos los conductores eléctricos deben estar suficientemente aislados, e incluso se podría recomendar el utilizar en las partes exteriores cables de manguera de doble capa bajo un tubo plástico resistente, ya que se ha demostrado que en un período de tiempo no excesivamente largo el cable de manguera se termina cuarteando, iniciando a partir de ese momento un rápido y progresivo deterioro, con los consiguientes riesgos esto conlleva. Debemos pensar que las instalaciones solares fotovoltaicas no siempre son definitivas e inamovibles. Por esta razón se debe prestar suma atención a las palles de amarre (tanto de paneles-estructura como de estructura-base de soporte), ya que en un determinado momento puede ser necesaria la sustitución de un módulo o la ampliación en tamaño del soporte fotovoltaico, por haber crecido la demanda de potencia. Por este motivo se han de usar buenos materiales en tornillería, evitando que una corrosión entre anillos y tuercas pueda hacer retrasar un trabajo gime en principio es fácil. Como último consejo, no debemos olvidar nunca el uso de silicona en todas aquellas uniones o puntos débiles frente al agua y la humedad, sellando de esta forma conexiones eléctricas, cajas, juntas, etc. Ejemplos gráficos de diversos tipos de soportes Como muchas veces se ha dicho que una imagen vale más que mil pal1m en las figuras 10 a 27 se muestran una serie de dibujos y fotos que representan de una manera gráfica diversas soluciones adoptadas para la instalación exterior de los módulos y paneles fotovoltaicos.
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El problema de la corrosión y su tratamiento La mayoría de los metales se encuentran en la naturaleza en forma de óxidos o sulfuros y sólo se pueden extraer de estos compuestos naturales mediante la aportación de grandes cantidades de energía. No obstante, los metales así obtenidos se encuentran en una situación inestable y cuando entran otra vez en contacto con el medio ambiente (atmósfera, agua, etc.) tienden a recuperar su estado natural. Esta tendencia es lo que se conoce como corrosión. En el caso concreto del hierro, material ampliamente usado para la construcción de estructuras soporte de módulos fotovoltaicos, la corrosión da lugar a su transformación progresiva en óxidos de hierro hidratados, lo que degenera, en un corto período de tiempo, en la destrucción del mismo. La reacción química que demuestra este hecho queda definida de forma simplificada como sigue: 2Fe + O2+ 2H2O = 2FeOH2O (hierro) medio ambiente (óxido de hierro hidratado)
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Resumiendo, podemos decir que el hierro, una vez expuesto a inclemencias y ambientes naturales, se verá afectado por la corrosión en mayor o menor medida. Dependiendo de lo agresivo que sea el tipo de ambiente al que esté expuesto. Una forma adecuada y duradera de proteger el hierro contra estas agresiones externas es el galvanizado en caliente, método que asegura una larga vida del material incluso si éste está sometido a ambientes muy corrosivos, como puede ser el salino de las zonas costeras y de las instalaciones situadas en medio del mar (boyas y balizas marítimas). Galvanizado en caliente Hace ya 130 años que el ingeniero Sorel patentó en Francia un procedimiento de protección del hierro, recubriéndolo de zinc mediante inmersión en un baño de este metal fundido. La galvanización en caliente es hoy el método más empleado pala la protección a largo plazo del hierro contra la corrosión, así como el más conveniente en términos económicos, en relación con cualquier otro método utilizado hasta el momento. Proceso de galvanización en caliente: a) Preparación del material Primeramente es necesario limpiarlo por completo de pintura, manchas de grasa, etc., mediante tratamientos preliminares adecuados. Posteriormente. el material es decapado en ácido sulfúrico o clorhídrico diluidos, para eliminar totalmente los óxidos superficiales. b) Tratamiento con flujo En el procedimiento de galvanización conocido como “vía húmeda”, Lis piezas, una vez preparadas superficialmente, se introducen en cuba de galvanización, que contiene zinc fundido, a través de una cubierta de flujo que flota sobre el mismo. Este tratamiento con flujo activa la superficie del material facilitando así la reacción entre el zinc fundido y el acero base, e) Inmersión en baño de zinc Durante la inmersión en el baño de zinc fundido, la superficie de las piezas de hierro o acero reaccionan con el zinc y forman distintas aleaciones de zinc-hierro. Para facilitar esta reacción, las piezas se mantienen sumergidas en el zinc hasta que alcanzan la temperatura del baño, que oscila culo. 445°C y 465 °C. El tiempo de inmersión varía desde segundos hasta varios minutos, según el tipo de pieza.
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Como consecuencia de esta inmersión, el zinc cubre perfectamente los ángulos, bordes, soldaduras, etc., y penetra en los pequeños resquicios y orificios del material, confiriendo una protección completa a todas estas zonas que constituyen las partes débiles en otros procedimientos protectores de la corrosión. Las piezas se extraen del baño a una velocidad lenta y controlada, obteniéndose de esta manera un recubrimiento tenaz y uniforme, formado por una capa externa de zinc puro y varias capas de aleación de zinc-hierro que están unidas metalúrgicamente entre sí y al hierro o acero base.
El galvanizado ante la corrosión Los recubrimientos de zinc evitan la corrosión del hierro de las siguientes maneras: 1) Proporcionando un recubrimiento resistente e impermeable de zinc metálico, que aísla completamente al hierro de base del ambiente corrosivo. 2) Mediante la llamada protección catódica o de sacrificio, el recubrimiento de zinc se corroe, muy lentamente, en beneficio del hierro, al que protege. En este tipo de protección, los pequeños fallos o deterioros mecánicos del recubrimiento que dejan al descubierto el hierro base quedan igualmente protegidos por el efecto de sacrificio del recubrimiento de zinc circundante.
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Corrosión atmosférica En las zonas próximas a la costa, en donde la velocidad de corrosión viene acelerada por la presencia en la atmósfera de pequeñas gotitas de agua que contienen cloruros solubles, el comportamiento de los recubrimientos galvanizados es excepcionalmente bueno en relación con otros sistemas de protección. Además, el zinc es químicamente resistente al contacto directo con el mortero de cal y el cemento, una vez que estos materiales están secos. Ensamblado mediante tornillos de las estructuras de hierro galvanizado La unión mediante tornillos y tuercas de elementos estructurales galvanizados es el método más versátil, seguro y que se utiliza con mayor amplitud para la construcción de estructuras metálicas en lugares alejados de los talleres. En relación con la soldadura o el remachado en caliente, presenta las siguientes ventajas: -Facilidad de montaje. -Seguridad en servicio. -Sencillez de inspección. -Facilidad de ampliación. -El hierro no sufre recalentamiento. No obstante, los principios electroquímicos nos demuestran que dos metales en contacto producen una corriente eléctrica que circula entre ellos, ejerciendo uno de ánodo y otro de cátodo, y produciendo como consecuencia una corrosión en la zona anódica. Este efecto, producido en toda unión metálica, varía lógicamente en función de varios factores, como son el tipo de metal, tipo de ambiente al que se encuentre sometido, masa de material que entra en juego, etc.
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Por este motivo, y como remedio a los pares galvánicos que se producen en la unión de la estructura soporte del grupo fotovoltaico y los propios módulos fotovoltaicos, es conveniente, especialmente en ambientes salinos, la inclusión de lo que se ha dado en llamar inhibidores de corrosión galvánica, que resultan ser, ni más ni menos, unos aislantes que eviten el contacto físico de los metales correspondientes al marco del módulo y a la estructura soporte, como se puede apreciar en la figura 27.
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Capítulo 7 Cálculo de instalaciones En las siguientes páginas se describirá un modo de calcular los elementos que integran tina instalación fotovoltaica. Existen diferentes variantes de cálculo. Y muchas de ellas están hechas en base a la propia forma y uso que se le dará a la instalación. Estas trataremos de verlas en el amplio abanico de ejemplos que se han preparado como complemento a este capítulo, estudiando además las aplicaciones reales, y explicando las posibles soluciones en todos y cada uno de los casos.
Interpretación de las tablas de radiación La cantidad de energía recibida del Sol (radiación solar) y la demanda diaria de energía son los dos factores que nos marcarán la pauta para diseñar un sistema solar fotovoltaico. Lógicamente, el consumo de electricidad que hace el equipo receptor queda determinado por la potencia eléctrica consumida multiplicada por las horas de funcionamiento a que va a estar sometido dicho equipo. Restaría, pues, analizar la potencia recibida del Sol en el lugar de ubicación para poder calcular el número de módulos fotovoltaicos necesarios para que se equipare globalmente la potencia producida a la consumida. La elección de los datos de radiación solar dependerá directamente de la situación de la instalación, así como de las condiciones meteorológicas predominantes y particulares de cada lugar. La mayoría de las estaciones de registro de radiación solar se encuentran próximas a núcleos de población, justo todo lo contrario a lo que habitualmente ocurre con las instalaciones solares, que suelen estar más alejadas. No obstante, y salvo raras excepciones, la radiación es bastante estable dentro de un amplio radio de acción, y esto se traduce en que, con los datos que disponemos, es posible hacer cálculos muy fiables y con poco margen de error. Ahora bien, es de suma importancia considerar las condiciones particulares del lugar de la instalación, recogiendo datos referidos a nieblas, precipitaciones frecuentes, nieve y altura que puede alcanzar ésta, temperaturas máximas, mínimas y medias, etc., factores todos a tener en cuenta a la hora de calcular el sistema Los datos ofrecidos en las tablas de radiación suelen ser medias de mediadas realizadas en varios años, de tal forma que se ofrecen valores promediados de años
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buenos, regulares y malos meteorológicamente hablando, hecho que nos asegura una mayor fiabilidad en dichos datos. Lo mismo ocurre con los datos mensuales en que se desglosan las tablas de radiación, ya que durante el transcurso de un mes se pueden presentar condiciones meteorológicas prolongadas de lluvias, nieves, días nublados, tiempo seco y claro, que pueden afectar a los cálculos mensuales de radiación solar. Sin embargo, estos fenómenos se promedian a lo largo de varios años de toma de datos, haciéndolos muy fiables a partir de medias calculadas durante cinco o más años. Las unidades de medición de energía solar que comúnmente se usan son el langley (caloría por centímetro cuadrado) y, con más frecuencia, el kilojulio por metro cuadrado. Otra unidad es la Btu por metro cuadrado (o por pulgada cuadrada), pero ésta es más utilizada en los diseños de colectores térmicos que en los fotovoltaicos. Como ejemplo, se han transcrito los valores de la radiación interceptada por una superficie inclinada en Madrid (tabla 3) y la potencia incidente a 30° sobre la horizontal, hora por hora, durante todos los meses del año (tabla 4). Si observamos esta última tabla l, veremos que sus valores totales coinciden mes a mes con los expresados en la tabla 3 para la pendiente de 30° y orientación Sur. Seguidamente destacaremos los aspectos más útiles para nuestro estudio de este tipo de tablas. Radiación mensual Usando la tabla 3 podemos definir el ángulo de inclinación más idóneo para obtener la máxima radiación en un determinado mes. Esto es bastante común en los cálculos fotovoltaicos, ya que muchos sistemas deben diseñarse para soportar las peores condiciones de insolación, asegurando la alimentación de la carga.
Tabla 3. Radiación interceptada por una superficie inclinada.
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Para habituarnos a la búsqueda de este dato, supongamos que deseamos obtener la media máxima de radiación en los meses más desfavorables y definir el ángulo al cual deben de inclinarse los módulos fotovoltaicos. Para ello, buscaremos en las columnas de noviembre, diciembre y enero, que resultan ser las más homogéneas en toda la gama de ángulos respecto al valor de radiación. Si observamos detenidamente, tanto octubre como febrero incrementan notablemente su valor. Por lo cual, si los incluyéramos, la media de radiación a calcular se vería desviada y, por lo tanto, podría darnos un dato más elevado pero menos fiable para un cálculo fotovoltaico. El paso siguiente consiste en comparar dónde se producen las máximas radiaciones en los tres meses antes indicados. Para esto, observaremos que los valores mayores para noviembre y enero se consiguen a un ángulo de 60° y para el mes de diciembre a 65°, pero con una variación de tan sólo 60 kJ/m2, valor totalmente despreciable, por lo que podemos establecer como ángulo mis idóneo el de 60°, y una radiación media en los meses más desfavorables de: (Nov.+Dic.+Ene.)/3 (12430+ 12646+11 206)/3 = 12094 kJ/m2 Observemos que los valores del mes de noviembre y diciembre superan la media y tan sólo enero presenta una desviación del 7.3 %, por lo cual este dato de radiación podría ser utilizado, comprobando que el déficit producido en cueto puede ser absorbido por la batería de acumuladores. Dicho déficit sería rápidamente compensado en el mes siguiente, ya que la radiación solar aumenta en más de 2000 kJ/m2.
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Los valores antes expresados y los ofrecidos en las tablas corresponden a valores medios diarios de cada uno de los días del mes. Puede darse también el caso de sistemas fotovoltaicos que se utilicen durante uno o dos meses al año, por ejemplo en verano, y deseemos encontrar la máxima radiación y el ángulo de inclinación. Para ello, igual que en el caso anterior, tendremos que buscar el mes de mayor insolación, que resulta ser julio, y el ángulo de inclinación más idóneo sería el de 1 00 sobre la horizontal, produciéndose una radiación de 26 072 kJ/m2 en estas condiciones. Como conclusión, se puede decir que para obtener las mayores radiaciones de los meses más desfavorables, los ángulos que debemos utilizar rondarán los 600 para el territorio de la península, y por el contrario, las mayores radiaciones de los meses estivales serán con ángulos pequeños.
Radiación anual máxima Puede darse el caso de que se necesite el valor más elevado de radiación a lo largo de un año. Para ello bastará buscar en la tabla 3 el mayor valor en la columna correspondiente a los totales, que en este ejemplo se sitúa en 6312 798 kJ/m2 por
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año, lo que supone 1 7295.3 kJ/m2 por día, y que corresponde a un ángulo de 30 sobre la horizontal. En la práctica estos datos suelen ser usados pocas veces, dado que las instalaciones, normalmente, tienen un consumo muy equilibrado día a día, corno para diseñar el sistema basándose en este parámetro, pues si lo analizamos bien. vemos que sólo los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre superarían el valor promedio de 17295.3 kJ/m2, lo que nos indica que deberíamos disponer de un acumulador capaz de suministrar energía durante seis meses al año y esto, en muchos casos, no resulta ni técnica ni económicamente viable.
Máxima radiación mensual Tampoco es muy habitual el que se diseñen sistemas que varíen el ángulo mensualmente para obtener la máxima radiación y aprovechar mejor el sol en cada uno de los meses. Tan sólo en los sistemas de seguimiento se utiliza esta técnica, que es interesante para grandes despliegues de paneles fotovoltaicos, pues es totalmente necesario el tener un servicio de mantenimiento, que en esos casos quedaría justificado, pero no normalmente en una pequeña instalación. De cualquier forma y para familiarizarnos con estas tablas, se enumeran en la tabla 5, para nuestro ejemplo, las radiaciones mensuales máximas y los ángulos en los cuales se producen.
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Una vez más, si nos fijamos en los ángulos, observaremos que a medida que se acerca el verano, la radiación máxima se produce a un ángulo más pequeño, debido a la altura que va tomando el Sol. Lo contrario ocurre en el invierno, cuando sus rayos no son perpendiculares a la superficie terrestre, sino mucho más inclinados.
Radiación diaria Si observamos la tabla 4 podemos sacar varias conclusiones como, por ejemplo, la hora a la cual se va a producir la primera incidencia de radiación sobre el panel, así como su valor, y el final de radiación y principio de la noche. Estos datos pueden servir para determinar, por ejemplo, el tiempo de funcionamiento a lo largo de los meses de un sistema de balizaje, o evaluar la producción hora por hora de un módulo fotovoltaico a lo largo del día.
Este último caso puede ser llevado a un diagrama como el de la figura 2, observando que se produce una curva en forma de campana, donde en su parte más elevada se produce el máximo de radiación al incidir el sol frontalmente al módulo solar. Este punto coincide también con el pico de producción eléctrica de dicho módulo. Normalmente, todas las tablas de radiación están expresadas en kJ/m2. No obstante, se pueden encontrar algunas cuyas unidades sean los langleys (caVcm2),
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o bien el Btu-hora/pie2 (Btu h/ft). Por este motivo, estableceremos las diversas correspondencias entre todas las unidades, sabiendo que: 100 mW/cm2 = 3 17 Btu h/ft2 = 86 langleys/h Por otra parte, el cambio de kJ/m2 a langleys, o viceversa, representa lo más habitual por ello desarrollaremos la equivalencia seguidamente. Dado que una caloría es igual a 4.186 julios, tendremos que: 1julio = (1/4.186) cal 0.24 calorías 1 kJ/m2 = (1 kJ)/ (l0 4 cm2) l04kJ/cm2 y como 1 kJ = l03 julios, tendremos que: 1 kJ/m2 = 0.1 julios/cm2 0.1 julios/cm2 = 0.1 x 0.24 cal/cm2 Resumiendo: 1 kJ/m2 = 0.024 cal/cm2, o sea 1 kJ/m2 = 0.024 langleys Luego, bastará multiplicar los valores en kJ/m 2 por el factor 0.024 para obtener directamente el valor en langleys. Quizás una de las conversiones más importantes es la que relaciona el valor de la radiación con la cantidad de energía que va a generar un módulo solar fotovoltaico en las condiciones de radiación dadas para el lugar. Para ello partimos de la energía total diaria recibida, obtenida de las tablas mencionadas anteriormente, y dada en kJ/m 2 o langleys. Estos valores representan las medias diarias, calculadas por meses, de energía total recibida durante el día promedio. También sabemos que los fabricantes de módulos solares expresan sus valores eléctricos referidos a una radiación de 100 mW/cm 2, o lo que es lo mismo, 100W/m2 Bastará entonces establecer un nexo de unión entre la energía solar recibida y la cantidad de energía proporcionada por el módulo fotovoltaico a una radiación de 100 mW/cm2 a este valor se le da el nombre de horas de sol pico u horas de sol equivalente, y todo ocurre como si pudiéramos poner el Sol frente al panel solar durante estas horas y retirarlo después. La cantidad de energía en este supuesto seria la misma que lo que sucede en realidad, o sea que el Sol describe un amen frente al módulo, generando una energía progresivamente más alta hasta el mediodía solar, y decreciendo posteriormente hasta desaparecer.
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Veamos paso a paso el proceso: 1) 1 langley 1 cal/cm2 2) 1 cal 4.186 Ws 3) l360Os 4)4.186 Ws (1 h)/ (3600 s) = 0.00116 Wh 5)1 Wh= 1000 mWh 6) Para convertir 1000 mWh en 100 mWh: 7) Luego: (1000 mWh)/ (100 mWh)= 10 0.00116 Wh x l0x (l00 mWh)/ (l Wh) =0.01 16x 100 mWh 8) Por tanto: o lo que es lo mismo: 1 cal/cm2 = 0.0116 x (l00 mWh)/cm2 1 langley/día = 0.0ll6 x (100 mWh)/ (cm2día) El valor (100 m\Vh)/cm2 es lo que se ha dado en llamar hora de sol pico (lis .p.). De esta forma, multiplicando los langleys por el factor 0.01 1 6, obtendremos el número de h.s.p. equivalentes, para poder trabajar más fácilmente en los cálculos de instalaciones. Según lo anterior, se puede establecer que: langley x 0.0116 h.s.p. (kJ/m2) x 0.024 x 0.0116 = h.s.p. Cálculo del número de módulos fotovoltaicos. Factor de seguridad Una vez conocida la radiación del lugar donde se va a instalare el sistema solar y definido el ángulo idóneo para el mejor aprovechamiento de ésta, pasaremos a calcular el número de paneles fotovoltaicos necesarios. Para ello bastará obtener la producción eléctrica de cada módulo en el lugar de ubicación, y dividir posteriormente el consumo por la producción unitaria de cada uno de éstos.
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Veamos un ejemplo:
Supongamos que partimos de una radiación de 15 000 kJ/m2 y debemos alimentar una carga cuyo consumo sea de 84 W y funcione durante 5 minutos cada hora del día a una tensión nominal de 12 voltios. El primer paso consiste en calcular el consumo diario total del receptor. Para ello calcularemos el tiempo diario de funcionamiento y posteriormente la potencia consumida al día. luego (5 min/h) x (24 li/día) = l 20 minutos/día = 2 horas/día 84 W x 2 h/día = 168 Wh/día Como la tensión es de 12 V nominales: (168 Wh/día)/ (12 V)= 14 Ah/día El consumo resulta ser de 14 amperios-hora por día. Una vez calculado este dato, procederemos a saber cuánta corriente genera al día un módulo solar, Si suponemos que utilizamos un módulo capaz de proporcionar, a 10(1 uW/con 2 amperios, tenemos: 15 000 kJ/rn2 x 0.024 = 360 langleys 360 langleys x 0.01 l 6 = 4.17 h.s.p. Como por hora de sol pico (h.s.p.) el módulo nos da 2 amperios: 4.17 h.s.p. x 2 A = 8.34 Ah/día Queda entonces evidente que el número de módulos en paralelo que necesitamos, será el resultado de dividir el consumo diario entre la piodiwcioη diaria del panel. Por lo tanto: Número de paneles en paralelo = (14 Ah/día) / (8.34 Ah/día) l .6 2 Como en este caso la tensión es 12 V, el número de paneles en paralelo es el mismo que el número total de paneles. No ocurriría así si la tensión fuera 2.1 V. en este caso, al ser los módulos de 12 V, nos veríamos obligados a disponer de dos series de dos módulos en paralelo, con el fin de proporcionar la corriente necesaria a la tensión de funcionamiento. Entonces, el número total de módulos seria de cuatro si consumiéramos los 14 Ah/día a 24 y. Un aspecto muy a tener en cuenta especialmente en instalaciones comprometidas, es la adición al valor del consumo de un factor de seguridad, también Ilamado
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factor de diseño. Este incremento que se añade al consumo real del receptor compensa pequeños gastos de corriente eléctrica producidos por consumos de los reguladores de carga, autodescarga de la batería, pérdidas eléctricas en los conductores, etc. También cubre el déficit de una posible capa de polvo o suciedad que pueda depositarse en la superficie del módulo, reduciendo por ello la energía producida, así corno la pequeña degradación que sufriría el panel a lo largo de los años de trabajo, o incluso las variaciones climatológicas que pudieran derivarse al utilizar datos de radiación solar alejados del lugar real de la instalación. Todas esas consideraciones hacen, por tanto, aconsejable el incremento de un factor de seguridad corno prevención a posibles fallos en las instalaciones. El valor de dicho factor será más grande cuanto mayor sea el riesgo y la importancia de que se pueda dar alguno de los supuestos mencionados anteriormente u otros especiales que pudieran incidir. Como regla general, suele utilizarse un factor de seguridad del 10% si los datos de radiación se han tomado en las peores condiciones (invierno). Este tanto por ciento se debe incrementar si utilizamos datos medios de radiación, o bien si las circunstancias del lugar o de la instalación así lo aconsejan. Si aplicamos pues a nuestro ejemplo un factor de diseño de un 15%, obtenemos: Consumo + 15% = (14 Ah/día) x 1.15 = 16.1 Ah/día N° de paneles en paralelo = (16.1 Ah/día) / (8.34 Ah/día) = 1 .93 ≈ 2 Observaremos que el número real de paneles fotovoltaicos no ha cambiado, pero el número teórico ha pasado de ser de l.6 a ser de 1.93. Cálculo de la capacidad de acumulación Otro de los cálculos básicos de una instalación fotovoltaica corresponde al cálculo de los Ah de capacidad que ha de tener el acumulador de la instalación. Para ello debemos definir previamente qué se entiende como día de autonomía, que corresponde al hecho de que, produciéndose un día sin radiación solar, el acumulador pueda proporcionar al receptor la corriente necesaria para su perfecto funcionamiento durante las horas previstas en el diseño. Lógicamente, el número de días de autonomía que debemos dar a una instalación estará marcado por dos factores fundamentales como son la seguridad que necesite la instalación y la posibilidad estadística de producirse días nublados consecutivos, factor este último íntimamente ligado al lugar de situación. En efecto, cuanto mayor sea la seguridad deseada ante un posible fallo, mayor ha de ser el número de días de autonomía.
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Pensemos, por ejemplo, en equipos repetidores donde se manejan repetidores importantes (Cruz Roja, Bomberos, Policía, etc.) y donde un fallo del sistema de alimentación puede costar vidas humanas. Lógicamente. con estos casos no cabe escatimar capacidad de acumulación. El lugar donde se ubica la instalación (provincia, zona, etc.) representa también un factor de suma importancia a la hora de definir la cantidad de días de autonomía que debemos calcular. Es evidente que no podernos dar el mismo número de días a una instalación en Almería que a otra similar en Guipúzcoa. La profundidad de descarga que se produce en la batería, tanto diariamente durante la descarga nocturna, como en una descarga excepcional al producirse unos días de mal tiempo, representa un dato fundamental para el cálculo de la capacidad de acumulación. No obstante, el valor de la descarga máxima lo deberemos definir en función del tipo de batería que se utilice, ya que como se vio en el capítulo dedicado a los acumuladores, no todas las baterías pueden tratarse (de la misma forma, pues ello dependerá del propio diseño y construcción de este elemento. Una de las formas de calcular la capacidad de acumulación consiste en aplicar la siguiente fórmula: Capacidad = (Consumo x Días de autonomía) / Profundidad de descarga Supongamos en nuestro ejemplo que se desean asegurar 10 días de autonomía, llegando a una descarga final del 40 % si esto se produce. Aplicando la Formula anterior tendremos que: Capacidad = (14 Ah/días) x (10 días) / 0.4 = 350 Ah Obsérvese que se ha aplicado el consumo real, y no el aumento con el 15% de seguridad, ya que en este caso se ha supuesto que la carga consumirá exactamente los 14 Ah/día sin pérdida adicional alguna. Supongamos ahora que por alguna causa no se produce aportación eléctrica del grupo fotovoltaico a la batería durante 10 días consecutivos. En estas circunstancias, se tomarán de la batería 140 Ah, que precisamente corresponden al 40% de los 350 Ah totales, resultando que todavía nos quedan en el acumulador 2 l0 Ah o sea, el 60% del total). Puede ocurrir que en determinadas instalaciones donde el frío es muy inmenso. Debamos tener en consideración este hecho si las bajas temperaturas se mantienen durante varios días. En efecto, tal y como se vio en el capítulo dedicado a la acumulación, la capacidad de una batería disminuye drásticamente con el frio e incluso se incrementa la posibilidad de congelación del electrolito si el estado de carga al cual se encuentra el acumulador es bajo. Por este motivo, la introducción en los cálculos de unos días de autonomía extra, o bien el incremento de un tanto
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por ciento supletorio a la capacidad calculada, nos evitaría la posibilidad de un fallo producido por efecto de bajas temperaturas. La elección de este factor de seguridad adicional se tomaría a la vista de los datos del fabricante del acumulador respecto a la disminución de temperatura, así como por las temperaturas mínimas producidas en la zona. Para completar totalmente el cálculo de la hatería, bastará buscar en las tablas de modelos de los diferentes fabricantes hasta encontrar aquel acumulador que posea una capacidad igual o algo superior a la calculada, definiendo el modelo y número de elementos a utilizar en la instalación. Debemos tener en cuenta que lo ideal para un acumulador es disponer de la capacidad total a la tensión de trabajo nominal, debiendo rechazar en principio la posibilidad de acoplar acumuladores en paralelo, ya que disminuye la fiabilidad. En general, el uso de más de dos baterías en paralelo se puede considerar peligroso, no obstante, no así cuando estas mismas baterías se conectan en serie. Cálculo del regulador Una vez se ha diseñado la instalación y calculados el número de paneles y de baterías, sólo queda definir la dimensión y el tipo de regulador a incorporar, siempre y cuando no se estén realizando los cálculos con paneles autorregulados. El primer paso consistirá en definir el tipo de regulador, bien sea serie o paralelo, y una vez definido este punto, se calculará el número de paneles que se han de acoplar con cada elemento de regulación. Si la instalación es reducida, todos los paneles estarán normalmente conectados a un solo regulador, pero en caso contrario se deberán hacer grupos de módulos, cada uno con su regulador, conectando todas las salidas al mismo acumulador. Como ejemplo, vamos a suponer que se dispone de un grupo de 20 módulos de 2.5 A de producción máxima y unos reguladores capaces de aguantar 30 A, siendo la instalación de 12 V nominales. La producción máxima de todos los paneles sería de: 2.5 A x 20 = 50 A por lo tanto, el número de reguladores será de: 50A/30A= 1.6 ≈ 2 reguladores La distribución quedaría entonces en dos grupos de 10 paneles en paralelo, cada uno manejado por un regulador, tal y como se puede ver en el esquema de la figura 3. 132
Fig. 3. Esquema eléctrico para la disposición de 20 módulos fotovoltaicos en dos ramas manejados mediante dos reguladores con capacidad, nominal de 30 A. No resulta nunca conveniente apurar al máximo la potencia del regulador puesto que de producirse una variación en la salida de todos o alguno (de los módulos que componen el subconjunto, podría superarse la potencia máxima y hacer peligrar la fiabilidad de su funcionamiento. Abundando en este plinto. Pensemos también que las salidas máximas de los módulos están dadas 100 mW/cm2, y cualquier variación de radiación (instalaciones en montañas. reflejo del contorno, etc.), se traduciría en un aumento de la potencia producida, pudiendo ocurrir que el regulador sobrepase su potencia nominal, con el consiguiente peligro o de avería. Es recomendable, por lo tanto, dejar un cierto margen de seguridad entre las. potencia máxima producida por los paneles y la potencia máxima del regulador. Un 10% podría ser un buen margen para evitar posibles fallos en el sistema. Hoy el mercado ofrece una amplia gama de reguladores estándar, que van desde unos pocos amperios hasta valores de 50 A o más. Por consiguiente. , siempre que sea posible, deberemos poner un solo regulador de carga que nos asegure una modulación de la carga única, con centralización de todas las alarmas mimas (baja y alta tensión, etc.) que pueda traer dicho regulador de serie.
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Cálculos de instalaciones solares fotovoltaicas por ordenador La finalidad de este apartado no consiste en explicar la forma de realizar un programa, ya que esto sería bastante largo y complejo, sino dar un repaso a los listados que éste nos proporciona y saber entender los datos y las premisas que lo componen, para poder entonces estar en condiciones de interpretar uno de estos cálculos. Básicamente, todos los programas de ordenador están basados en una entrada de datos donde se define la situación geográfica de la instalación (longitud y latitud), el consumo en Ah/día de la carga, la tensión de funcionamiento, temperaturas mínimas conocidas, altitud, etc. Con estos datos, el ordenador busca en su memoria la radiación del lugar, o en su defecto, la más cercana, realizando entonces el cálculo más idóneo entre el número de paneles fotovoltaicos y la capacidad de la batería en función del ángulo de inclinación de los paneles más adecuado. Seguidamente se describirán dos tipos de listados, uno de ellos más completo y complejo realizado por un ordenador de tipo medio, usado normalmente por las compañías fabricantes de módulos fotovoltaicos como soporte a su red comercial de distribución (ejemplo 1). El segundo corresponde a un pequeño pero completo programa realizado por un microordenador personal, el cual es accesible a cualquier persona con unos mínimos conocimientos de informática. Ejemplo 1 En este caso se ha supuesto un repetidor situado en la isla de Tenerife, cuyos consumos suponen 37 W durante 10 horas al día en transmisión, y 13.5 W durante las 24 horas, correspondiente al consumo del receptor. La tensión es de 24 V nominales, habiéndose previsto una autonomía de 10 días. Como primer paso antes de introducir los datos en el ordenador, se procede al cálculo del consumo diario de la instalación, que resulta ser: Transmisor: 37 W /24 V = 1.541 A 1.541 A x 10 h/día= 15.41 Ah/día Receptor: 13.5 W/24 V= 0.562 A 0.562 A x 24 h/día = 13.49 Ah/día Total = 15.41 + 13.49 = 28.9 Ah/día
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Una vez conocido el consumo diario, se introduce la longitud y latitud del lugar, la tensión de funcionamiento, ficha y hora, y por supuesto el consumo de la instalación así como los días de autonomía previstos. El resultado será de 8 módulos (en dos series de 4 en paralelo) y una capacidad de batería de 369 Ah, siendo el ángulo de inclinación de los paneles de 35. Orientación Sur. Para una mayor comprensión pasaremos a describir el significado de los datos contenidos en el programa.
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Fig. 5. Esquema eléctrico del ejemplo I. 1. LAT Latitud, redondeada al grado inmediato. 2.
LONG Longitud, redondeada al grado inmediato.
3. AVG LOAD Carga media, en amperios-hora/día. Todas las cargas medias se promedian durante el año. 4. AVG LOAD CURRENT Carga media (parámetro 3) dividida por 24 horas. 5. PANEL AMPS Corriente producida por el grupo (corriente de un módulo x número de módulos en paralelo). 6. LANG FLAT Media en langleys de los valores medios a diario correspondientes a cada mes. 7. LANG TILT Langleys calculados que inciden sobre una superficie al ángulo de inclinación indicado. 8. TILT ANGLE Número de grados de desviación de la horizontal a los que hay que colocar el panel. SOUTH ORIENTATION indica que el panel debe mirar hacia el Sur. NORTH ORIENTATION indica que el panel debe mirar hacia el Norte. 9. DERATING FACTOR 136
10. MON (%) Porcentaje de carga mínima observada en cada mes. 11. AVG LOAD Carga media observada en cada mes. 12. DAILY OUTPUT Energía diaria de salida del panel, en cada mes. 13. DERATED PANEL OUT Energía diaria de salida del panel, disminuida (parámetro 12 menos parámetro 9). 14. END OF MONTH CAPACITY Estado de carga de las baterías el último día de cada mes. 15. LOAD AVG Carga diaria media por semana. 16. MAX DEMAND Mes en el que el resultado de dividir la carga entre el valor de luz solar es más alto. 17. D.F. Factor de diseño: Potencia media disminuida del panel dividida por la carga media. Representa un coeficiente de calidad para evaluar el rendimiento del sistema. 18. REQUIRED STORAGE Acumulador necesario para satisfacer la demanda (o consumo) nocturna mínima de la batería y la demanda (o consumo) total de la batería en caso pésimo dentro del grado de descarga dado. 19. AUTONOMY STORAGE Amperios-hora consumidos para suministrar energía para la carga media para un número determinado de días. 20. TOTAL STORAGE Total del parámetro 18 + total del parámetro 19. 21. APROX FREEZE POINT Punto aproximado de congelación del electrolito de la batería al punto de descarga dado. 22. MIN CAP Capacidad mínima de la batería expresada porcentualmente durante el año.
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23. PERIOD(S) Número de veces que la batería alcanza anualmente su capacidad mínima. 24. DAYS BELOW 100% CAPACITY Días del año en que la batería está por debajo del 100% de su capacidad. Podernos observar en el listado que el número de módulos necesarios en paralelo es de cuatro, y el sistema constará de dos de estos grupos en serie para poder alcanzar los 24 y nominales, por lo que tendremos un total de 8 módulos fotovoltaicos de 12 V nominales y 2.05 A de salida. El regulador utilizado para evitar la sobrecarga de baterías y la descarga de éstas sobre el grupo de placas fotovoltaicas en períodos nocturnos, será de tipo serie ajustado a 24 V y con capacidad de hasta 10 paneles en paralelo, pudiendo como consecuencia ampliar el sistema sin variar el grupo regulador. Las baterías a utilizar serán de plomo-calcio, baja autodescarga (2 (y0) y sin mantenimiento, ya que para este tipo de instalaciones compensa más un coste adicional en la compra que el mantenimiento del electrolito a lo largo de la vida de la batería. Además debemos tener en cuenta que la vida de este tipo de baterías está entre los 5 y los 7 años, según se diseña en los cálculos de profundidad de descarga. Como el número de amperios-hora requerido (incluyendo los días de autonomía) es de 369 Ah, y dado que la capacidad de las baterías que se van a utilizar es de 105 Ah a 12 V, necesitaremos dos grupos en serie de cuatro baterías en paralelo, lo que hacen un total de 8 baterías. Ejemplo 2 Este método de cálculo para sistemas fotovoltaicos está basado en un balance entre la producción de corriente de paneles y el consumo de corriente del sistema que se pretende alimentar. Los distintos pasos que efectúa el ordenador son los siguientes: 1. Datos de instalación 2. Toma de datos de la radiación solar en la zona 3. Cálculo del consumo total 4. Cálculo del número de paneles necesarios 5. Cálculo de la acumulación de baterías 6. Balance mensual de la carga-descarga 7. Gráfico de barras mes a mes de producción/consumo
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1. Entrada de datos de la instalación En primer lugar figuran los datos particulares del usuario, como dirección, población, fecha y provincia. La TABLA DE CONSUMOS está compuesta de tres columnas encabezadas por EQUIPO, AMPERIOS y HORAS, donde equipo representa el nombre del equipo parcial que se expresa, amperios la intensidad de corriente que consume y horas, el tiempo de funcionamiento diario. Con estos datos definiremos el Consumo global del sistema a lo largo de un día. A continuación, se relacionan los DÍAS DE CONSUMO DE CADA MES. que representa el número de días al mes en los que se reproducen los consumos
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anteriormente expresados, dato importante para el dimensionado del sistema fotovoltaico generador. Los dos datos que faltan son la tensión de trabajo (a la que corresponden las intensidades), expresada en la tabla de consumos, y los días de autonomía deseados. 2. Toma de datos de radiación solar A partir de la provincia el ordenador busca los datos almacenados en su memoria, mes a mes, de la radiación solar en la zona. Con la radiación de la provincia obtenemos el valor en amperios-hora de lo que es capaz de producir un panel durante un día de cada mes con una inclinación adecuada. 3. Cálculo del Consumo total El siguiente paso consiste en multiplicar los consumos parciales por sus tiempos de funcionamiento y sumarios, obteniendo el consumo total del sistema a lo largo del día. Este consumo se incrementará un 10% con el fin de disponer de un margen de seguridad, y lo denominaremos consumo de cálculo. 4. Cálculo del número de paneles necesarios Una vez obtenida la producción de un panel en la zona y el consumo del sistema, el ordenador calcula el número de paneles necesario ajustando este valor al número entero más próximo (o bien, al número par más próximo si la instalación es a 24v). 5. Cálculo de la acumulación en baterías La acumulación se obtiene sumando dos acumulaciones parciales: la acumulación base y la de autonomía. De esta forma se puede garantizar la profundidad de descarga máxima y los días de autonomía necesarios. 6. Balance mensual carga-descarga Esta tabla representa un estado de cuentas mes a mes del balance producción, consumo y saldo. Puede darse el caso de que el saldo resulte negativo; en este caso se considera que el déficit es absorbido por la acumulación en batería, no siendo necesario incrementar el número de paneles. 7. Gráfico de barras mes a mes de producción/consumo Este gráfico está compuesto por dos tipos de barras. Las barras más oscuras corresponden a la producción de corriente de los paneles y las más claras corresponden al consumo de la instalación. Este gráfico aporta tina visión global del futuro funcionamiento del sistema fotovoltaico.
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El cálculo expuesto de esta forma tiene dos objetivos. Por una parte, es un cálculo justificativo del sistema que se ofrece para una instalación específica, y por otra, da una información mensual del comportamiento de la instalación a lo largo del año, con lo que su replanteamiento es tarea fácil. Dimensionado de convertidores cc/ca La primera regla que debemos tener en cuenta es la de conseguir el consumo exacto del equipo de corriente alterna, así como su punta de arranque. Este último dato es la causa de múltiples averías, ya que por una parte, muchos de los convertidores cc/ca no pueden proporcionar puntas de potencia grandes, y por otra existen determinados equipos (frigoríficos, motores, etc.) que pueden llegar a consumir hasta diez veces su potencia nominal en el momento del arranque. Habitualmente, la incorporación de un condensador en paralelo con la carga puede reducir considerablemente las puntas de arranque, haciendo que podamos acoplar otro convertidor de una potencia más reducida. Después de lo comentado anteriormente, supongamos que tenemos que dimensionar un convertidor para alimentar varias cargas en corriente alterna de una potencia total de 350 W durante dos horas al día. Para ello tomaremos un convertidor cuya potencia, o características, puedan proporcionar la punta de arranque que necesitan los equipos, por ejemplo, uno de 600 W con entrada a 24 V y salida a 220 Vca. El cálculo de la carga sabiendo que el rendimiento (η) es del 70%, para un 50% de carga nominal (datos dados por el fabricante), será como sigue: Potencia de entrada = Potencia de salida / η Pc = 350W/0.7=500W Como la tensión es de 24 V, la corriente absorbida por la batería será de: 500W/24V=20.8A 20.8 A x 2 h/día = 41.6 Ah/día Bastaría proceder como si de un cálculo habitual en corriente continua se tratara para obtener el número de paneles y baterías necesarios. mediante los cálculos vistos en los apartados anteriores. La importancia de considerar las puntas de arranque de algunos equipos de corriente altema estriba fundamentalmente en la elección del convertidor o inversor.
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de cc/ca, en cuanto a su potencia máxima o a sus características de diseño frente a sobrecargas de corta duración, y no especialmente por el consumo de éstas, ya que se producen en tan corto tiempo que puede despreciarse a la hora de un cálculo de cargas.
Cálculo de la sección del conductor El cálculo de la sección del conductor a utilizar en una instalación fotovoltaica es muy importante, debido fundamentalmente a que estamos trabajando con corriente continua de bajo valor (12 V, 24 V) y como consecuencia el número de amperios aumenta, haciendo que las pérdidas en los conductores eléctricos sean notorias si éstos no están bien dimensionados. Como todos sabemos, el valor de la resistencia de un conductor viene dado por las fórmulas siguientes: R=ρL/S o R = L/(σS) donde: R = Resistencia en ohmios (Q) ρ = Resistividad en QmmVm L = Longitud en metros S = Sección del conductor en mm σ= Conductividad (inversa de la resistividad)
También sabemos que R = (Va-Vb)/l donde Va - V b es la diferencia de potencial e I la sustituyendo, resulta que:
intensidad eléctrica. Luego,
(Va-V b /I = ρL/S luego: S = ρLl/(Va-V b ) o bien,
S = LI/[σ(V a -V b )]
Como, habitualmente, el conductor utilizado es el cobre y el valor de su resistividad para hilo estirado en frío es de 0.01786 Ω-mm2/m, tenemos que: ρ=1/σ luego σ= 1/ρ= 1/0.01786 = 56 Por tanto: S=2LI/[56(V a -V b )]
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donde: S = Sección en mm2 L = Longitud en metros hasta el receptor I = Intensidad en amperios Va- Vh = Caída de tensión en voltios La fórmula anterior nos permite calcular la sección del conductor en función de la longitud, la intensidad y la caída de tensión permitida . El factor 2 incluido en la fórmula nos da la distancia real de conductor, ya que normalmente solo se mide la distancia entre el generador y el receptor, existiendo un conductor de ida y otro de vuelta. Veamos unos ejemplos: 1) ¿Cuál sería la sección mínima necesaria para que el ejemplo del convertidor del apartado anterior presentara una caída de tensión máxima de 0.1 V en una longitud de 3 metros? Como ya se vio, este convertidor absorbía una corriente de 20.8 A a 24 V, luego: S = (2x3x20.8)/(56x0.1)= 124.8/5.6 = 22.2 mm 2 2) Si disponemos de una línea de 2.5 mm2 de sección y de 40 m de longitud, ¿Cuál sería la intensidad máxima que podría circular para no provocar una caída de tensión mayor del 5% sobre la tensión nominal de 12 V? Primeramente se calculará el margen de tensión disponible: 12 V x 5/100 = 0.6 V luego:
Va–V b = 0.6
y utilizando la fórmula S= 2 LI/ [56(Va-V h )] despejando el valor I, I = 56 S (Va-V b )/ (2L) nos queda I = (56 x 2.5 x 0.6)/80 = 1.05 amperios 3) Supongamos que tenemos un grupo de paneles fotovoltaicos capaz de suministrar un máximo (en condiciones de 100 mW/cm2 de radiación) de
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30 A, y que la longitud hasta la batería y sistema de regulación es de 15 m ¿Cuál sería la sección del conductor necesario para que en el peor de los casos la tensión no disminuyera en más de 0.4 V? Dado que: I = 30 A L= 15 m Va-Vb = 0 .4 V sustituyendo en la fórmula de la sección, nos queda: S=(2x 15 x 30)/(56x0.4) = 40.17 mm2
Debemos tener también en consideración que a mayor temperatura, mayor es la resistencia, lo que trae como consecuencia una mayor caída de tensión. En estos casos, se tomará como margen de caída de tensión un valor más pequeño, sobre todo en los cálculos de líneas que estén a la intemperie, en donde se pudieran dar valores altos de temperatura. La tabla 6 nos proporciona los valores (en mm 2 ) de secciones más usuales, utilizadas en conductores eléctricos de cobre. Tabla Sección nominal
6
Sección teórica
1.5 2.5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150
1.50 2.49 3.98 5.94 9.90 15.90 26.23 37.60 51.18 72.73 99.67 124.21 153.51
144
Bastará pues buscar el valor inmediatamente superior al teórico calculado para poder definir el tipo y sección comercial de conductor a utilizar en una determinada instalación. De esta forma, en el ejemplo 1 tendríamos que utilizar el conductor de 25 mm 2 , y en el ejemplo 3, el de 50 mm 2 .
Cálculo de la altura manométrica en una instalación de bombeo Con el fin de aclarar las ideas, muchas veces confusas, sobre cuáles son los datos fundamentales para la elección de la bomba necesaria para una instalación destinada a la extracción de agua, hay que indicar que éstos son fundamentalmente dos: el caudal y la altura manométrica. Con estos dos parámetros estaremos en condiciones de seleccionar la bomba adecuada y, con el dato de su consumo y las horas de funcionamiento, dimensional el sistema solar necesario. No obstante, resulta imprescindible ampliar un poco el concepto de altura manométrica, a fin de evitar interpretaciones erróneas que se traduzcan en errores de cálculo posteriores, siendo por ello conveniente definir algunos puntos básicos como son: -
Altura geométrica: Es la resultante de medir verticalmente la distancia entre el agua y el lugar más alto donde será depositada.
-
Altura de impulsión: Es la medida entre la bomba y el punto máximo de elevación.
-
Altura de aspiración: Es la distancia entre el agua y la bomba (en el caso de bombas sumergibles esta altura es cero).
-
Altura manométrica: Es la suma de la altura geométrica más la pérdida de carga (esta última expresada en altura equivalente).
-
Pérdida de carga: Se define como la fuerza que se opone al avance del agua en las tuberías como consecuencia del rozamiento interno, diámetro, longitud, curvas y codos, válvulas y otros accesorios.
En el Apéndice se incluye una tabla destinada a calcula r las pérdidas de carga en función del diámetro de una tubería y del número de litros que circula por ella. Como ejemplo aclaratorio, se calculará seguidamente la altura manométrica de una instalación de bombeo: Supongamos que disponemos de un pozo cuyo nivel de agua se encuentra a 5 metros del suelo y es necesario trasladar el agua a una distancia de 180 metros.
145
en donde encontramos dos codos y una válvula. El desnivel entre el pozo y el depósito de almacenamiento es de 8 metros y la tubería di sponible de una pulgada (2.5 cm), siendo el caudal de 1000 litros/h. El cálculo sería el siguiente: -
Altura de aspiración: 5 m
-
Altura de impulsión: 8 m
-
Altura geométrica: 5 m + 8 m = 13 m
-
Pérdida de carga: Consultando la tabla de pérdidas de carga, observa mos que los dos codos equivalen a 10 m de recorrido y la válvula a otros tantos,lo que sumado a los 180 m de tubería, hacen un total de 200 m. Puesto que para un caudal de 1000 l/h, en tubería de 25 mm, cada 100 m equivalen a 2.3 m manométricos, la pérdida de carga será de 4.6 m. Altura manomètrica: 13 m + 4.6 m = 17.6 m
-
146
Capítulo 8
Instalación del panel fotovoltaico Como se ha visto en anteriores capítulos, los rayos solares inciden sobre la Tierra con diferentes ángulos de inclinación, variables no sólo por la posición del observador, sino también por la época del año. En efecto, para instalaciones situadas en el hemisferio norte (caso de España), la orientación del módulo solar será sur, mientras que si ésta se encuentra en el hemisferio sur, la orientación será norte (caso de gran parte de Sudamérica y también de África). De cualquier forma, como los paneles producen la máxima energía cuando los rayos solares inciden perpendicularmente a la superficie del panel, deberemos buscar el ángulo de inclinación tal que nos produzca la máxima corriente eléctrica una vez orientado en su posición. Lógicamente, este ángulo de inclinación será variable a lo largo de los meses del año, puesto que la inclinación de los rayos va siendo mayor cuanto más se acerque el verano y viceversa. Por tanto, y para España, los ángulos variarán entre los 20°-25° y los 55°-60° respecto a la horizontal, según sea verano o invierno respectivamente.
Inclinación invierno
Inclinación verano
Fig. 1. Inclinaciones máxima y mínima de un panel fotovoltaico situado en España
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Lo mejor para conseguir siempre la máxima producción sería variar el ángulo mes a mes, pero como esto resulta bastante molesto, en la mayoría de las instalaciones se opta por el ángulo más idóneo dependiendo de la época en la cual se va a utilizar con más frecuencia, o bien por dar una inclinación grande para aprovechar al máximo el sol invernal si el consumo es igual para todos los meses del año. En algunos casos es posible, y no resulta especialmente molesto, dar dos inclinaciones al año, una de invierno (55° -60°) y otra de verano, que se encuentre alrededor de los 25°-30°.
Tabla 7. Ángulos para orientación invernal en función de la latitud del lugar. Latitud del lugar de instalación (en grados) 0° a 15° 15° a 25°
Ángulo de inclinación 15° Mismo que la latitud Latitud + 5° Latitud + 10° Latitud + 15° Latitud + 20°
25° a 30° 30° a 35° 35° a 40° 40
148
Los módulos conectados en paralelo incrementan el amperaje de salida par a le lo 12 v, 4 A
Voltios Amperios
12 2
12 2
Los módulos conectados en serie incrementan el voltaje de salida se ri e 24 V. 2 A
Voltios Amperios
12 2
12 2
Los módulos conectados en serie/paralelo incrementan el voltaje y el amperaje de salida se ri e/ p a ra le lo 24V. 4 A
12 voltios 4 amperios
12 voltios 4 amperios
Una vez que disponemos del ángulo idóneo para el mejor aprovecha miento de la radiación, pasaremos a describir la conexión eléctrica entre paneles. Como todos sabemos, la interconexión entre los módulos puede ser de dos tipos: en serie (para aumentar la tensión) o en paralelo (con lo cual aume nta la intensidad producida) No obstante, con excesiva frecuencia se ha de disponer de una mezcla de los dos tipos de conexiones para poder conseguir la intensi dad y tensión idóneas para cada caso en particular (ver figura 3). De todos es conocido que al conectar dos módulos en par alelo la tensión resultante es la misma que la de uno, pero, por el con trario, la intensidad eléctrica se duplica. Si en cambio los dos módulos se conectan en serie, la tensión sera el doble, mientras que la intensidad eléctrica producida corresponderá a la de uno de ellos. En las figuras 4, 5, 6 y 7 se pueden apreciar algunos ejemplos que ilustran lo anteriormente expuesto, siendo el común denominador de todos ellos la utilización de un módulo cuya tensión nominal es de 12 V y su corriente de 2 amperios. 149
Fig 3 bis. Operación de conexionado de los módulos.
12 voltios 4 amperios
12 voltios 8 amperios
12 voltios 16 amperios
12 voltios 24 amperios
Fig. 4. Conexiones a 12 V entre 4 A y 24 A de intensidad pico.
24 voltios 2 amperios
24 voltios 4 amperios
24 voltios 8 amperios
Fig. 5. Conexiones a 24 V entre 2 A y 12 A de intensidad pico.
150
24 voltios 12 amperios
36 voltios 2 amperios
36 voltios 4 amperios
36 voltios 8 amperios
Fig. 6. Conexiones a 36 V entre 2 A y 8 A de intensidad pico.
48 voltios 2 amperios
48 voltios 4 amperios
36 voltios 6 amperios
Fig. 7. Conexiones a 48 V entre 2 A y 6 A de intensidad pico.
Resulta obvia la importancia de unas buenas conexiones eléctrica s que nos aseguren una fiabilidad elevada, en previsión de posibles fallos con respecto a caídas de tensión producidas en las uniones. Esta avería, que suele resultar más frecuente de lo que en principio podemos pensar, se elimina disponiendo los terminales adecuados para cada tipo de conexión, por lo que debemos huir de los arrollamientos del hilo conductor sobre los terminales, que tan poca seguridad nos ofrecen.
151
TERMINAL DEL CABLE
TERMINAL DEL PANEL
Fig. 8.
Tampoco debemos olvidar la protección contra los agentes a tmosféricos de los conductores eléctricos, especialmente los que interconexionan los módulos y los que los unen con el sistema de regulación. Son precisamente éstos los que sufrirán más directamente las inclemencias atmosféricas, por lo cual su elección no debe de plantear dudas, ya que, en cualquier caso, se deben instalar los de mejor calidad respecto a sus aislantes exteriores. Una buena costumbre consiste en introducirlos bajo tubo, al menos en el tramo que se va a encontrar a la intemperie. Normalmente, los módulos fotovoltaicos son especificados por su potencia nominal y un ±10 % de tolerancia, pero este sistema no es eficaz a la hora de conectar las series de módulos cuando la tensión es de 24 voltios o más. En electo, si, por ejemplo, conectamos cuatro módulos en serie con en el punto de máxima potencia en 5 A, 5.3 A, 4.8 A y 5.4 A, que correspondieran a 80 W, 84.8 W, 76.8 W y 86.4 W respectivamente, siendo el módulo tipo de 85 W ±10%, lo que habremos conseguido es poner una serie que sólo pueda dar 4.8 amperios, ya que en una conexión en serie "manda" siempre la corriente más pequeña de todas las que puedan generarse. Es por este motivo que algunos fabricantes disponen en cada módulo de un código de identificación que agrupa los módulos en márgenes estrechos de tolerancia en corriente, asegurándonos que la máxima variación entre los del mismo código es, por ejemplo, del 2%, y dando como resultado una serie mas equilibrada que la del ejemplo inicial, donde hemos "malgastado" módulos potentes en una serie donde el que "manda" es el más bajo en corriente.
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Visto lo anterior, se impone en consecuencia una selección previa de los módulos a instalar, para conseguir el máximo equili brio posible en las series y un mejor rendimiento de la instalación, disminuyendo así las pérdidas por dispersión de módulos. Problemas ocasionados por sombras parciales en la superficie de un panel fotovoltaico Se observa un electo de tendencia a la inversión cuando una célula con poca intensidad de salida está conectada a otras cuya intensidad es más elevada. En estas condiciones, la célula de baja salida, en vez de generar corriente lo que hace es disiparla (produciendo una elevación de su temperatur a), es decir, actúa de receptor en vez de generador.
En la figura 9 se pueden ver las curvas características I-V de 33 células conectadas en serie (correspondientes a un módulo estándar) y de una célula que puede tener tendencia a la inversión. En ambos caso s se trabaja en las condiciones de medida normales, esto es, a 100 mW/cm 2 y 25 °C de temperatura. La potencia total producida por el conjunto de las 33 células fotovoltaicas en serie es el producto de la intensidad por la tensión para cualquier punto de la curva I-V. Igualmente, la potencia disipada por la célula desviada inversamente resulta ser el producto de la corriente por el voltaje en cada punto de su curva I -V.
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Dado que se supone que todas las células que incorpora un módulo fotovoltaico han sido seleccionadas y agrupadas respecto a su salida elé ctrica, pues sin esta condición la calidad del módulo dejará mucho que desear, la única posibilidad de que exista una célula de baja salida en un agrupami ento en serie es que esté total o parcialmente sombreada.
Fig. 10
La peor condición que se puede dar para que se ocasione el fallo del módulo por calor, como consecuencia de la inversión, es la de cortocircuito, ya que en ese momento la intensidad es máxima. Este hecho, no obstante, es poco frecuente debido a que habitualmente la mayoría de los módulos se utilizan junto con sistemas de baterías. Por este motivo estableceremos una tensión media de funcionamiento de 12.5 V, a fin de centrar criterios. Veamos la figura 10, donde una célula está sombreada en el 50 % de su superficie (nótese que al añadir una célula de baja salida se modifican las características de salida del módulo). Para calcular la potencia disipada por la célula sombreada, determinaremos el nivel de corriente resultante en la curva I-V(incluida la célula sombreada), para una tensión fi jada de 12.5 V. Puesto que todas las células del módulo están conectadas en serie, la c orriente a través de ellas será la misma, y por tanto el voltaje de funcionamiento de la célula sombreada puede ser calculado por medio de la corriente de funcionamiento del módulo.
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Realizados estos cálculos sobre la figura 10, disipada por la célula parcialmente sombreada es rayado en la curva, que en este caso es de casi representa casi cinco veces más de lo que esta normales.
observaremos que la potencia la correspondiente al rectángulo 5 W (= 3 V * 1.6 A), lo que célula generaría en condiciones
El caso expuesto es el peor posible, ya que, en contra de lo que se pueda pensar, una célula totalmente sombreada disiparía menos energía que la que sólo tiene sombra en la mitad de su superficie. Cuando los módulos fotovoltaicos son usados en instalaciones que incorporan series de éstos (24 V o más), es aconsejable el uso de un diodo by-pass. El electo de este diodo se indica esquemáticamente en la figura 11, pudiéndose observar la limitación del voltaje inverso a través de cada módulo, hasta los 0.7 V, justo la caída de tensión de la unión del diodo. Además, la utilización de un diodo by-pass en los sistemas de 24 V nominales, o más, disminuye las pérdidas de rendimiento de la instalación por efecto de células sombreadas. Este comportamiento queda reflejado en la figura 12, para el supuesto de diez módulos dispuestos en serie con una tensión nominal de 120 V. Resumiendo, podemos decir que se debe estudiar muy bien la situación del panel fotovoltaico a la hora de su instalación, pues, como se ha visto, las sombras parciales sobre sus células o, por similitud, las sombras a paneles enteros dentro de un grupo elevado de módulos, pueden acarrear averías o, como mínimo, pasos de corriente entre los módulos que no benefician precisamente a éstos. En las instalaciones de 12 V no es necesario disponer de diodos de by-pass, pero en las de 24 V o más es obligatorio si no queremos tener una avería en los módulos por efecto de las sombras parciales. Hoy en día la práctica totalidad de los fabricantes incorporan en sus cajas de conexión de módulos los diodos citados, normalmente dos, que protegen además las series de células internas entre sí, por lo que queda resuelto de forma genérica el problema. Normalmente, estos diodos están fácilmente accesibles para el instalador, de tal forma que en caso de que alguno quede cortado, es sustituible fácilmente en el lugar propio de ubicación evitando tener que desmontar el equipo para su reparación en la fábrica. Un fallo muy usual en la instalación de módulos fotovoltaicos, que precisa mente se suele producir cuando el montaje se realiza en verano, es aquel que. debido a la altura que alcanza el Sol en esta época, no nos advierte de las posibles sombras arrojadas por árboles o cualquier otro obstáculo, tanto natural como artificial, y que cuando la época invernal se va acercando, y debido a la escasa inclinación que adquieren los rayos, se producen por sorpresa sobre parle o toda la superficie.
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A = 1 módulo. Todas las células con alto rendimiento B = 1 módulo. Una célula con bajo rendimiento C = 1 módulo con un diodo de by-pass en paralelo. Una célula con bajo rendimiento D = 10 módulos conectados en serie. Todos los módulos como "A" E = 10 módulos conectados en serie. 9 módulos como "A" y uno como "B" F = 10 módulos conectados en serie. 9 módulos como "A" y uno como "C" Fig. 12
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Instalación de los acumuladores Todo lo expuesto respecto a la conexión en serie, paralelo o mezcla de estas formas para conseguir los voltajes adecuados, puede trasladarse íntegramente para la conexión de los acumuladores, con la salvedad de que, en vez del término intensidad de corriente, lo que se suman son las capacidades. Por ejemplo, si disponemos de dos acumuladores de 6 V y 500 Ah y los conectamos en serie, el resultado final es de 12 V y 500 Ah. Si por el contrario, su acoplamiento lo hacemos en paralelo, el resultado quedará en 6 V y 1000 Ah de capacidad. Habitualmente, los dos tipos más usados de baterías son las estacionarias compuestas por elementos de una tensión de 2 V nominales entre sus bomas, y las monobloc, cuya tensión suele ser de 12 V pero que también pueden encontrarse en las versiones de 6 V a 24 V. Lógicamente, existe una amplia gama de capacidades que cubrirán nuestras necesidades, tanto en el caso de las baterías tipo estacionario como en las otras.
Fig. 13
157
Fig. 14. El utilizar la herramienta adecuada nos evitará posteriores problemas.
Fig. 15. Diferentes formas de situar elementos estacionarios en las bancadas aisladoras.
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La instalación de los acumuladores no presenta especiales dificultades, pero debemos tener en cuenta algunos puntos básicos, como son: Situación y conexionado Los acumuladores deben ubicarse lo más cerca posible del conjunto de módulos fotovoltaicos, para evitar las posibles caídas de tensión que pudieran originarse. Al igual que lo mencionado para los paneles, debe procurarse realizar bien las conexiones ya que en muchos casos son éstas las causantes de caídas de tensión, utilizando los terminales adecuados y las pletinas de interconexión que se suministran para estos efectos. Bancada Deberemos siempre aislar la batería del suelo mediante una bancada de madera o material resistente al ácido. Para reducir espacio cuando el número de acumuladores es elevado, pueden también disponerse los elementos en estanterías. Ventilación Cualquier lugar razonablemente ventilado posee la suficiente corriente de aire como para evitar la acumulación de hidrógeno y oxígeno, que siempre se desprenden en la parte final de la carga de la batería, si bien es cierto que, al ser la carga de los paneles solares lenta, no se produce una excesiva gasificación. De cualquier forma, si la capacidad fuese elevada y esto obligara a disponer de aberturas de ventilación, éstas deben situarse siempre en la parle superior de las paredes, ya que el hidrógeno es menos pesado que el aire y, por lo tanto, asciende una vez liberado. Temperatura El lugar destinado a albergar los acumuladores deberá mantenerse, si es posible, entre los 15 °C y los 25 °C. Una temperatura más baja producirá una disminución de la capacidad disponible de la batería (pensemos que a 5 °C la capacidad ha disminuido aproximadamente al 80% de su valor), y una más elevada generará un acortamiento de la vida útil. Es conveniente, por lanío, no someter la batería a temperaturas más elevadas de los 38 °C. Se da el caso en múltiples ocasiones de instalaciones situadas en monies o cerros donde pueden producirse temperaturas bajas y, lo que es peor, mantenidas durante varios días. En estos casos no existe otro remedio que aumentar la capacidad y proteger, mediante elementos aislantes, lo mejor posible los acumuladores, de tal forma que sean mínimamente afectados por las bajas temperaturas.
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El rendimiento óptimo aproximadamente.
del
acumulador
se
produce
a
los
20°C,
Manipulación Debemos pensar que el electrolito de las baterías contiene ácido y que éste resulta sumamente corrosivo. Este hecho nos aconseja que los acumuladores se manejen con sumo cuidado, para evitar quemaduras tanto en la piel como en la ropa, suelo, etc. Pero quizá sea en el transporte donde se deban tomar más precauciones, debido fundamentalmente a que, en su mayoría, los sistemas fotovoltaicos se encuentran alejados de carreteras, y el acceso por caminos o sendas puede acarrear problemas de fuga de electrolito. Para estos casos extremos las baterías pueden adquirirse cargadas en seco, si así se especifica al fabricante, ya que de esta manera podemos transportar los recipientes más fácilmente (debido a la disminución de peso) y sin riesgos. El ácido en estos casos es transportado en botellas independientes, para proceder al rellenado de los acumuladores una vez que han sido instalados en su correspondiente bancada. Las baterías fotovoltaicas sin mantenimiento no suelen desprender gases, gracias a un sistema de recombinación que incorporan en la parte superior de la carcasa, por lo que pueden utilizarse sin precauciones especiales de ventilación. De cualquier forma, es aconsejable seguir el resto de las indicaciones hechas anteriormente para asegurar los mejores resultad os. Aire templado
Pared
Regulador
Aire fr ío para disipar el calor
Fig. 16. Disposición de un regulador shunt para fa vorecer la disipación del calor generado.
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Instalación de sistemas de regulación y control Los equipos que van a constituir el sistema de regulación y control (regulado res de carga, sistemas de alarma, voltímetros, amperímetros, desconectadores, etc.), deben integrarse en un pequeño armario de control que reúna toda la información precisa para que, de un golpe de vista, podamos conocer el estado general de los componentes que forman el equipo fotovoltaico. Como elementos imprescindibles se encuentran el regulador de carga y un voltímetro u otro elemento que nos dé referencia del estado de carga aproximado al que se encuentra la batería. Esta misma medida puede hacerse con un densímetro si la batería es del tipo con mantenimiento y, por lo tanto, con acceso al electrolito.
SALIDA DE PANELES FOTOVOLTAICOS
REGULADOR
BATERÍA S S ENSO R D E T EMP ER AT UR A
Fig. 17. Conexión de un regulador. Obsérvese la disposición del sensor de temperatura unido a la carga de uno de los acumuladores.
Habitualmente, estos cuadros de control son construidos por cada montador, adecuándolos a las necesidades propias de la instalación. Como norma muy amplia podríamos diferenciar dos tipos de instalaciones: las habitadas o donde frecuentemente existe personal, y aquellas otras que están alejadas y carecen de personas que las atiendan o las usen directamente. Las primeras constarán de todos aquellos equipos que nos den datos de su funcionamiento, como pueden ser voltímetros amperímetros, desconectadores por baja tensión, fusibles o magnetotérmicos de protección, etc., que lógicamente estarán en total consonancia con el tamaño e
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importancia de la instalación. Por el contrario, en todos aquellos usos donde el equipo se encuentre desatendido, sería completamente absurdo disponer de una gran cantidad de aparatos para señalizar datos que nadie va a ver. Se recomienda en estos casos el uso del regulador como elemento imprescindible y un desconectador por baja tensión capaz de proteger a la batería en caso de descarga excesiva. SISTEMA DE ELECTRIFICACIÓN CENTRALIZADO
Fig. 1 8. Esquema de bloques de una instalación centralizada.
Fig. 19. Armario de regulación y control capaz de gestionar 150 amperios a 48 voltios.
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Fig. 20. Instalación en caseta de telecomunicación de un armario de regulación y dos convertidores cargadores.
Las últimas gamas de reguladores y equipos de control disponibles para los sistemas de electricidad solar suelen tener un alto nivel de prestaciones integradas, con amplias e interesantes informaciones, ajustes, protecciones y alarmas. Como ejemplo podríamos destacar: - Voltímetro y amperímetro digital. - Diodos led de información de los diferentes estados de funcionamiento, - Alarmas por alta y baja tensión, incluso e n algunos modelos con relé libre de potencial, para su transmisión a distancia. - Desconexión automática de la carga por baja tensión de batería, con rearme automático una vez se recupere. - Selección del tipo de acumulador que se utilice (electrolito líquido o gelificado) - Ajustes en programación de diferentes estados de carga y tensiones de maniobra, así como la posibilidad de introducir la capacidad de la balena para que los ajustes estén acordes con el tipo de carga y descarga que gestiona
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Variación automática de los ajustes predefinidos en función de la temperatura. Información histórica sobre las maniobras realizadas, etc. Protecciones ante cortocircuitos, sobretensiones inducidas, sobrecargas, inversión de polaridad, etc. Los modelos más sofisticados incluyen además contadores de amperios-hora, toma de datos de radiación solar, temperaturas de operación e incluso programaciones especiales para realizar maniobras de gestión de arranque y parada de grupos electrógenos auxiliares, encendido de balizas de señalización y un largo etcétera que nos proporciona el uso de microprocesadores en todos estos equipos. Por último, hay que tener en consideración que dado el grado de sofisticación de la electrónica actual, debemos de proteger a estos sistemas de la humedad y agresiones externas, mediante los adecuados armarios de grado I P que aconsejen las circunstancias del entorno donde se encuentren. Instalación de convertidores
Todo lo mencionado en los apartados anteriores corresponde al conjunto solar fotovoltaico pero, una vez situados en bornas de la batería de almacenamiento, los siguientes elementos del sistema se corresponden con los de una instalación eléctrica convencional en corriente continua. Los equipos convertidores o inversores, tanto senoid ales como de onda cuadrada, deben instalarse siempre lo más cerca de las baterías que se pueda. Esta afirmación está justificada por la gran caída de tensión que se puede producir si alejamos el convertidor excesivamente de las baterías. Pensemos que, una vez hecha la transformación, el trabajar con una tensión elevada (220 V) y poca corriente, nos acarrea unas pérdidas mínimas aun utilizando una sección de conductor pequeña. Como ejemplo de la afirmación anterior, calcularemos la diferencia de sección del hilo conductor que deberíamos incorporar en un convertidor cc/ca de 500 W a 12 V de entrada, si lo situáramos a 2 metros de los acumuladores, o a 20 metros de éstos, y admitiéramos una caída de tensión de 0.2 V. Si recordamos la fórmula de cálculo de la sección de un conductor, tenemos para el primer caso: S = 2LI/[56(V a -Vh )] S = 2 x 2 m x (500 W / 12 V) /(56 x 0.2 V) = 2 x 2 x 41.6/(56 x 0.2) = = 166.4/11.2= 14.8 mm 2
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Para el ejemplo de los 20 metros: S = 2 x 2 0 m x(500 W / 1 2 V)/(56><0.2 V) = 1664/1 1.2 = 148.5 mm 2 Evidentemente, la diferencia de coste del conductor entre un caso y el otro justifica plenamente el situarlo cercano a los acumuladores, ya que en el primer ejemplo utilizaríamos 2 x 2 metros de conductor de 14.8 mm 2 y en el otro necesitaríamos 2 x 20 metros de una sección de 148.5 mm 2 , mientras que la sección que en ambos casos deberíamos de poner para la línea de corriente alterna estaría en torno a 1.5 mm 2 -2.5 mm 2 . Si la instalación de convertidores fuera, en vez de cc/ca, de cc/cc, podríamo s hacer dos distinciones. Si la tensión de entrada es superior a la tensión de salida (por ejemplo 24/12). En este caso, convendría disponer el convertidor lo más cerca que se pueda del receptor, por la misma razón que la expuesta sobre las caídas de tensión. Por el contrario, si la tensión de entrada es inferior a la de salida (por ejemplo 12/24), el convertidor cc/cc deberá ir lo más próximo posible a los acumuladores. Resumen de normas prácticas para la instalación de sistemas fotovoltaicos - Disponer los módulos orientados al Sur con el ángulo idóneo para el mejor aprovechamiento de la radiación solar. - Evitar sombras parciales sobre células o módulos producidas por obstáculos naturales o artificiales. - Utilizar siempre los terminales de conexión adecuados. - Las estructuras sólidas y bien ancladas asegurarán la resistencia al viento. - No taladrar jamás los marcos metálicos de los módulos, ya que se corre el riesgo de hacer estallar el cristal, al ser éste por lo general sensible a las vibraciones. - Utilizar las secciones de conductor adecuadas a la intensidad que va a circular por ellos. El disponer de una más elevada no representa nada más que ventajas al reducir al máximo la caída de tensión. - Los elementos de regulación shunt se dispondrán en posición vertical para favorecer la disipación del calor. - Si se prevé insertar reguladores shunt en armarios de control, no olvidar dejar suficiente ventilación para eludir la acumulación de calor que perjudicaría a l resto de los componentes.
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- Realizar cuadros de control con suficiente información al usuario, de una forma clara y precisa, sin acumular datos que no sirvan o no pueda descifrar. - Situar el cuadro de control y regulación cerca de los acumuladores. - El uso de fusibles o magnetotérmicos que permitan proteger la instalación y desconectarla de la batería se puede decir que es imprescindible. - Preservar los conductores siempre bajo tubo u otra buena protección contra humedades e inclemencias ambientales. - Situar los elementos de acumulación sobre pequeñas ban cadas aislantes. - Revisar el nivel del electrolito y comenzar el primer día de instalación con la batería completamente cargada. - Disponer una cubierta que cubra los bornes de los acumuladores para evitar cortocircuitos que puedan producirse por la caída, sobre éstos, de algún elemento metálico. - Situar los convertidores cc/ca lo más cerca posible de los acumuladores, utilizando sección de cable gruesa. - Instalar siempre los equipos de iluminación donde produzcan el máximo rendimiento. - Cuando las distancias son grandes es aconsejable trabajar, si ello es posible, con tensiones más elevadas. - No escatimar la calidad de los materiales que van a ser utilizados. Debemos tener presente que el poco dinero ahorrado puede verse ampliamente sobrepasado si algún elemento fallara y tuviéramos que desplazarnos a la instalación para su reparación. No olvidemos que muchas de las instalaciones están aisladas y con difícil acceso. - En los lugares donde las tormentas son frecuentes deberemos utilizar descargadores de sobretensiones capaces de derivar a tierra picos de tensión, que se inducen en las líneas y pueden producir problemas en los circuitos integrados de los equipos electrónicos. - Si las distancias del tendido de distribución son grandes, es aconsejable acometer la instalación utilizando inversores cc/ca que eviten secciones de conductor grandes. - En el caso anterior, hay que utilizar siempre puntos de luz de bajo consumo (fluorescentes con reactancia electrónica). - Después de unos días de terminada la instalación, es convenien te el reapriete de todos los tornillos, tanto de la estructura, como de la batería y de los contactos eléctricos, ya que, frecuentemente, algunos tienden a aflojarse.
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- Es conveniente, en las baterías de plomo ácido abiertas, impregnar sus conexiones con vaselina o grasa especial, previniendo de esta forma la sulfatación de los contactos. - Hay que tener cuidado con los inversores con ventilación forzada, ya que la corriente de aire que hacen pasar por su interior para refrigerar y proporcionar más potencia, también ensucia la electrónica y termina siendo una fuente de averías importante, especialmente en aquellos lugares con ambientes corrosivos (granjas, inversores situados justo encima de los acumuladores, etc.), debiendo por lo tanto instalarse en lugares más limpios. - Las cajas de conexión de los módulos no deberían ser totalmente estancas, aunque sí con un grado IP elevado. Es frecuente encontrar agua en el interior de las mismas, al haber quedado dentro aire cargado de humedad cuando se instalaron y que se termina licuando cuando se eleva la temperatura, siendo un elemento agresivo para los terminales de conexión de los módulos.
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Capítulo 9 Mantenimiento de una instalación fotovoltaica y pruebas de funcionamiento La instalación fotovoltaica propiamente dicha, está básicamente constituida por el conjunto de módulos fotovoltaicos, el sistema de regulación y control y los acumuladores, pudiendo añadir a estos elementos bá sicos el inversor, cada día más utilizado. El resto de elementos pertenecería a una instalación convencional de distribución eléctrica y tendrán su mantenimiento particular. Lo más indicado, y totalmente obvio, es leerse los manuales de funcionamiento y mantenimiento de los equipos que componen la instalación. Sin embargo, y aunque parezca mentira, ello pocas veces se hace, a pesar de que en dichos manuales es donde se encuentra la información más precisa que podemos obtener, ya que nadie como el propio fabricante conoce el equipo, su funcionamiento y los cuidados que requiere. Por tanto, seguiremos ante todo esos consejos de cara al mantenimiento y la detección de errores o averías, considerando las normas y recomendaciones que aparecen en este capítulo co mo una mera guía genérica, a la cual podemos acudir en caso de no disponer de las instrucciones específicas de los equipos. Panel fotovoltaico Realmente, aun siendo el elemento más importante de toda la instalación, es el que menos trabajo de mantenimiento va a necesitar. En efecto, el mantenimiento que requiere un módulo solar fotovoltaico es mínimo, ya que se va a reducir a una limpieza de su superficie con algún elemento no abrasivo cuando se observe suciedad en la misma. Habitualmente, en las instalaciones situadas en el campo no se producirán depósitos de suciedad frecuentes, salvo que estuvieran próximas a alguna industria que elimine residuos por chimeneas, en cuyo caso se necesitará un mantenimiento más continuado. Es precisamente en el tema del mantenimiento donde se hace importante la necesidad de dotar al módulo de un cristal que no presente una superficie rugosa, susceptible de acumular mayor suciedad y presentar más resistencia a su limpieza. Los cristales de los módulos solares deben ser extremadamente lisos, para favorecer así la autolimpieza por acción del aire y del agua de forma natural.
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Existen algunos casos donde se presenta un problema importante, y son aquéllos donde la instalación fotovoltaica está situada en el mar o junto a éste (boyas marinas, señalizaciones ópticas, etc.). Ocurre a menudo que las gaviotas se posan en la parte superior de la estructura soporte , defecando sobre los paneles y produciendo suciedades que alterarán el buen funcionamiento del grupo solar, como consecuencia de sombras parciales sobre las células. Para estos casos se ha ideado la inclusión, en la parte superior de la estruc tura, de unas antenas flexibles que no permiten el posamiento de aves, evitándose así los perjuicios que ocasionan.
Fig. 1. Baliza luminosa donde se pueden apreciar las varillas dispuestas para evitar el posamiento de aves, que tendría como consecuencia un depósito de excrementos sobre la superficie de los módulos fotovoltaicos.
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Cuadro de regulación y control En general no necesita ningún mantenimiento especial, salvo su revisión visual para comprobar el buen funcionamiento de los diversos equipos que lo componen. Resulta muy conveniente, si este cuadro se instalara en algún sitio donde exista humedad (cerca del mar, países tropicales, etc.), proteger los diversos aparatos de la acción perjudicial de ésta, para lo cual existen unos sprays que preservan a los componentes electrónicos y contactos eléctricos de sus efectos con una simple pulverización. Acumuladores Aparte de las precauciones que se deben tomar a la hora de instalar un grupo de acumuladores, ya mencionadas en el capítulo anterior, son quizá estos elementos los que mayor atención requieren de todos los componentes de una instalación solar, especialmente aquellos que tengan mantenimiento y sobre los cuales nos centraremos.
Fig. 2. Disposición de 60 elementos de 2 voltios en serie para una instalación de 120 voltios nominales. El relleno de electrolito es una de las operaciones típicas del manteni miento de las baterías de acumuladores, acción que se debe llevar a término con agua exenta de impurezas y manteniendo el nivel de electrolito dentro de unos límites. El agua a utilizar deberá ser del tipo desmineralizada o destilada.
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Se debe tener en cuenta que el relleno de los elementos de balería se ha de hacer siempre con agua y no con ácido, que solamente estará destinado para aquellos casos excepcionales donde pueda haberse producido una fuga del electrolito. La causa principal de la pérdida de agua en un acumulador es la electrólisis de la misma, originada por la corriente de carga, ya que la acción de la evaporación se produce en una medida muy pequeña. Por este motivo si habitualmente un determinado acumulador precisa de la adición de agua es señal evidente de que se está produciendo una sobrecarga, para lo cual se tomará la precaución de disminuir el ajuste de tensión del regulador. Si el nivel de electrolito en un elemento de batería es lo suficientemente bajo como para dejaral descubierto las placas del mismo, éstas se sulfatarán al entrar en contacto con el aire, y como consecuencia se producirá su destrucción Por el contrario, si el nivel es excesivamente alto, puede alcanzar el orificio de ventilación de los tapones y ser expulsado fuera por acción de los gases desprendidos durante la última fase de la carga de la batería. Resumiendo, podemos decir que el nivel correcto del electrolito, según los distintos tipos de baterías, será de: - Baterías "Planté": Diez milímetros por encima del borde superior de los separadores. - Baterías tubulares: Si son de recipientes opacos, suelen ser suministrados con tapón indicador de nivel. Si los recipientes son transparentes, llevan dos marcas de máximo y mínimo impresas en la carcasa. La práctica periódica de mantenimiento redundará en beneficio de la vida de la batería, y para ello deben de seguirse algunos puntos básicos, como son: - Comprobar el nivel del electrolito mensualmente en cada uno de los elementos. - Realizar una inspección visual de la batería, tanto del recipiente como de las placas (si los elementos fueran transparentes), observando si las placas están curvadas o los sedimentos formados en el fondo llegan a cortocircuitar éstas - Mantener las bornas y conexiones libres de sulfato, aplican do vaselina neutra cada vez que se necesite. Este defecto produce irremediablemente un contacto deficiente y, en consecuencia, una gran caída de tensión. Pruebas y averías de los diferentes componentes Es necesario, tanto en el momento del montaje como a lguna vez durante su funcionamiento, revisar los diferentes y más usuales elementos del conjunto fotovoltaico. Por esa razón, vamos a describir algunas medidas básicas que nos ayudarán a saber si alguno de ellos está en malas condiciones.
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Fig. 3. Medidor de radiación solar.
Medidas sobre el panel fotovoltaico La gran ventaja que presenta un panel fotovoltaico reside principalmente en la casi ausencia de avenas. Básicamente, puede dejar de producir corriente por tan sólo dos motivos: uno, la posible penetración de humedad que oxide los materiales que componen el circuito, y otro, la rotura, normalmente por acción exterior, de la cubierta superior (cristal) del módulo solar. En ambas eventualidades debe ser sustituido por otro nuevo, aunque en el caso de rotura de cristal puede darse la circunstancia, bastante corriente, de que el módulo siga proporcionando energía, aunque será reducida por las reflexiones que producirán las roturas. Para determinar de una forma poco complicada y ba stante exacta si un panel proporciona el amperaje que nos da en catálogo el fabricante, basta con disponer de un pequeño medidor de radiación solar que nos indique los mW/cm 2 de radiación incidente sobre la superficie del panel y un amperímetro que se conectará en bornes del módulo para medir la corriente de cortocircuito. Ya que sabemos que para los paneles de silicio monocristalino existe una razón directa entre la intensidad lumínica recibida y la intensidad de cortocircuito producida, bastará una simple regla de tres para saber si el panel produce lo que en realidad nos anunciaron. Como ejemplo aclaratorio, supongamos que disponemos de un módulo fotovoltaico cuyas características nos indican una corriente de cortocircuito de 3 A para 100 mW/cm 2 y 25 °C. Sería bastante complicado esperar a disponer de una radiación similar para, en ese momento, ver si su salida en corto nos da los 3 A mencionados. Para evitarnos esto, dispondremos el medidor de radiación paralelo a la superficie del módulo, anotando a la vez la radiación y la intensidad eléctrica que circularía entre sus bornas.
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Supongamos que la radiación registrada fuera de 60 mW/cm 2 . La intensidad teórica que nos debería dar se calcula: 100mW/cm 2 ............ 3 A 60mW/cm 2 ............. X X = 60x3/100= 1.8 A Si este valor está cercano al obtenido, podremos asegurar la efectividad del panel, pero por el contrario, si se aleja excesivamente (teniendo en cuenta la precisión del aparato y la temperatura reinante), podremos dudar de los controles del fabricante. Un margen del ±10%, si la temperatura oscila alrededor de los 25 °C, puede ser aceptable.
AMPERÍMETRO
PANEL FOTOVOLTAICO
MEDIDOR DE RADIACIÓN SOLAR
Fig. 4. Comprobación de la calidad de un módulo solar para cualquier valor de radiacion incidente.
Para medir la intensidad proporcionada por el módulo a un circuito exterior (bien sea el regulador, batería o cualquier carga conectada en sus bornas), bastará intercalar un amperímetro en una de sus líneas para obtener el valor deseado En muchas ocasiones, se puede observar que este valor puede fluctuar debido al paso de nubes o variaciones en la luminosidad ambiente. Si la medida que se desea realizar es para averiguar la tensión, deberemos usar un voltímetro intercalado en paralelo con las líneas positiva y negativa, leyendo el valor ofrecido en su escala. Salvo casos muy particulares, esta medida es común para el panel y la batería, ya que, en una instala ción real, los dos se encontrarán interconectados.
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Regulador de carga Las comprobaciones y ajustes de los reguladores se deberán realizar antes de insertarlos en el conjunto fotovoltaico y variarán en función del tipo de circuitos que utilicen. Como ya se vio anteriormente, existen dos grandes bloques de reguladores, los serie y los shunt o paralelo. Los primeros presentan una fácil comprobación, pues si medimos la corriente de paso entre el regulador y la batería, ésta será exactamente la que el panel pueda proporcionar en ese instante. El corte del circuito vendrá dado cuando la tensión adquirida por la batería se iguale a la previamente ajustada en el regulador, tensión por otra parte que puede ser fácilmente medible por medio de un voltímetro entre bornas de salida del regulador. En el caso de que esta tensión sea alta o baja, o bien no exista paso de corriente desde paneles a batería, el regulador deberá ser sustituido y llevado a reparar.
BATERÍA VOLTÍMETRO
CARGA
AMPERÍMETRO
Fig. 5. Medida de la tensión e intensidad en un circuito fotovoltaico.
El otro gran bloque de reguladores corresponde al tipo shunt o paralelo. Para comprobar su correcto funcionamiento procederemos a separar la batería del grupo panel-regulador, y mediremos la tensión en bomas de salida del regulador a la batería. Esta tensión deberá ser la previamente ajus tada para evitar la sobrecarga (aproximadamente entre 14 V y 14.5 V para instalaciones de 12 voltios). La medida debe ser realizada cuando el Sol está elevado en el horizonte, y deberemos observar el calentamiento de los transistores de potencia o elementos encargados de la disipación de la corriente sobrante. Si esto ocurre, y la tensión está en torno a los 14 V -14.5 V (28 V - 29 V o 56 V 58 V para sistemas de 24 voltios y 48 voltios nominales respectivamente), podremos decir que el regulador se encuentra en perfectas condiciones de funcionamiento.
174
REGULADOR
VOLTÍMETRO
Fig. 6. La tensión media deberá estar en torno a los 14 V - 14.5 V para los sistemas fotovoltaicos de 12 voltios nominales.
Si se desea comprobar la corriente de consumo del regulador, la corriente inversa absorbida por un módulo fotovoltaico, etc., deberemos cubrir el panel con una manta muy opaca, o bien esperar a la noche, e intercalar un amperímetro que indicará directamente la corriente absorbida por el elemento en cuestión. Estas medidas pueden ser muy útiles si se sospecha de fugas elevadas a través de los módulos, consumo excesivo del regulador, rotura del diodo de bloqueo, etc. S i s t e ma d e a c u mu l a c i ó n Como ya se ha mencionado y de todos es sabido, la forma de medir el paso de corriente entre paneles-batería o batería-consumo, será intercalando el amperímetro en serie entre estos elementos. Estos datos nos darán a conocer el aporte de corriente de paneles y el consumo real en amperios del equipo o equipos receptores. No obstante, las medidas y controles que pueden hacerse al sistema de acumulación en sí se limitarán a medir la tensión de circuito abierto de cada elemento y la densidad de éstos (si se trata de una batería con mantenimiento, puesto que en las que no lo precisan, su electrolito no es accesible). Para determinar el buen estado de cada elemento, ya sean de 2 V o monoblocs, se procederá a separar eléctricamente éstos midiendo sus tensiones en bornas, así como la densidad del electrolito mediante un densímetro. En todos los casos las medidas deberán ser similares, y si se diera la circunstancia de que existe alguna variación importante, el elemento en cuestión debe ser sometido a un estudio mas detallado, que nos determine la causa de dicha variación.
175
No será admisible, bajo ningún concepto el disponer en paralelo o en serie acumuladores de distinto modelo, capacidad o ti empo de uso diferente (unión de baterias nuevas con antiguas y usadas, etc.), ya que ello acarrearía pasos internos de corriente entre un elemento y otro, dando lugar al deterioro de las baterías más nuevas.
176
Ca pítulo 10 Ejemplos de cálculo
A continuación se van a transcribir algunos ejemplos de instalaciones reales, en donde se calcularán los diferentes componentes (paneles, baterías, accesorios) que integran el conjunto solar fotovoltaico. T ambién se comentarán diferentes aspectos característicos de cada caso que se trate, a sí como variaciones que podrían haberse efectuado para mejorar las condiciones iniciales. Nave avícola con temporizador horario Supongamos que se trata de proporcionar iluminación a una nave que contenga jaulas con aves, y se quiere prolongar las horas de luz para mayor rentabilidad. La iluminación extra que se desea estaría alrededor de seis horas en invierno y cuatro en verano, es decir, durante los meses de octubre, noviembre, diciembre y enero se proporcionarían tres horas de luz artificial antes de la salida del sol y tres horas después de la puesta, y en el resto de los meses, dos horas en cada uno de esos períodos de tiempo. El número de puntos de luz será de diez, situados justo e ncima de las jaulas para aprovechar al máximo los lúmenes producidos, y la potencia de cada uno será de 8 W en lámpara fluorescente. Analizando los datos reflejados en la tabla 8, referentes a las radiaciones mensuales a distintos ángulos de inclinación para la provincia de Castellón, lugar donde se situará esta granja, observaremos que para 60 °C de inclinación obtenemos unos buenos valores de radiación durante los meses más desfavorables Por otra parte, podremos definir en la tabla 9 las horas a las cuales debemos programar el reloj horario de encendido y apagado automático, y que serán de 5h a 8h y de 16h a 19h en los meses más desfavorables, y de 5h a 7h y 17h a 19h en los meses de febrero, marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre, siempre hablando de horas solares.
177
178 Tabla 8. Radiación interceptada por una superficie inclinada. ORIENTACIÓN : SUR UNIDADES: KJ
PENDIENTE
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TOTAL
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 8O 85 90
7604 8500 9352 10144 10880 11546 12142 12660 13104 13460 13732 13918 14010 14018 13928 13758 13496 13144 12712
12424 13580 14656 15642 16530 17318 17994 18558 19004 19328 19526 19598 19546 19366 19062 18636 18092 17430 16660
15634 16466 17204 17842 18378 18796 19112 19308 19390 19350 19200 18934 18552 18060 17462 16766 15970 15080 14108
18496 18884 19254 19516 19668 19708 19640 19456 19164 18768 18262 17660 16962 16172 15294 14344 13332 12278 11170
21158 21352 21432 21388 21238 21002 20650 20180 1960S 18930 18150 17274 16312 15324 14270 13152 11982 10762 9548
23044 23116 23058 22874 22560 22144 21640 21020 20286 19442 18494 17458 16386 15266 14078 12832 11532 10280 9050
23364 23508 23516 23392 23136 22790 22328 21748 21042 20224 19302 18270 17174 16048 14846 13580 12254 10886 9620
20304 20664 20908 21064 21116 21052 20860 20554 20130 19596 18952 18206 17362 16430 15416 14368 13250 12074 10844
17170 17902 18528 19050 19458 19752 19930 19990 19932 19752 19462 19056 18532 17904 17176 16350 15428 14428 13350
12126 13000 13802 14524 15162 15706 16158 16508 16764 16916 16958 16898 16738 16472 16108 15642 15088 14442 13710
7766 8568 9324 10024 10666 11244 11754 12192 12552 12840 13044 13168 13210 13166 13040 12834 12550 12184 11744
4806 7740 8626 9444 10244 10942 11814 12184 12686 13102 13434 13678 13832 13896 13870 13750 13544 13252 12872
5659090 5882470 6075328 6234254 6358174 6447818 6501536 6516828 6494576 6434162 6336156 6201522 6033368 5835176 5604276 5644104 5054940 4741980 4411734
INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS
PROVINCIA : CASTELLÓN LATITUD: 39.98
179
Tabla 9. Radiación solar: Potencia incidente. PROVINCIA: CASTELLÓN UNIDADES: KJ/M2 LATITUD : 39.98 INCLINACIÓN : 6
7
8
9
10
11
ORIENTACION SUR 12
13
14
15
16
17
18
TOTAL
ENERO
0
0
446
73
1509
1931
2144
2146
1931
1509
973
446
0
0
14010
FEBRERO
0
0
699
1458
2107
2610
2899
2899
2410
2107
1458
699
0
0
19544
MARZO
0
200
700
131
1938
2387
2660
2660
2387
1938
1391
200
0
18552
ABRIL
8
213
702
1287
1754
2138
2379
2379
2138
1754
287
702
213
8
14962
MAYO
84
237
705
1234
1669
2000
2227
2227
2000
1669
234
705
237
84
16312
JUNIO
118
261
710
1233
1669
1986
2216
2216
1986
1669
233
710
261
118
16386
JULIO
101
243
736
126
1760
2104
2347
2347
2104
1760
1296
243
101
17174
AGOSTO
38
227
729
1316
1789
2169
2413
2413
2169
1789
316
729
227
38
17362
SEPTIEMBRE
0
197
726
1399
1930
2372
2642
2642
2372
1930
399
726
197
0
18532
OCTUBRE
0
0
595
1255
1801
2231
2487
2487
2231
1801
255
595
0
0
16738
NOVIEMBRE
0
0
403
2
1429
1819
2025
2025
1819
1429
929
403
0
0
13220
DICIEMBRE
0
0
536
926
1462
1891
2101
2101
1891
1442
926
536
0
0
13832
700
736
EJEMPLOS DE CÁLCULO
HORA SOLAR
60
El consumo diario será entonces, durante los meses de octubre a febrero, de 6 horas de luz artificial, luego: 6 h * (8 W/12 V) x 10 (puntos de luz) = 40 Ah/día Sumando un 10% por segundad: 40 Ah/día +10% (40 Ah/día) = 44 Ah/día El resto de los meses del año la iluminación se reducirá a 4 horas/día, con lo cual: 4 h x (8 W/12 V) x 10 (puntos de luz) = 26.6 Ah/día 26.6 Ah/día + 10% (26.6 Ah/día) = 29.2 Ah/día Puesto que esta instalación funcionará durante todo el año, calcularemos el número de paneles necesarios con los datos de radiación de los meses más desfavorables. Para ello, y dado que noviembre, diciembre y enero presentan una radiación similar, haremos los cálculos con la media de radiación de esos meses a 60° de inclinación. Así pues: (13210 kJ/m2 + 13832 kJ/m2 + 14010 kJ/m2)/3 = 13 684 kJ/m2 Si optáramos por un módulo que dispusiera de una corriente pico de 2.4 A, su producción diaria se calcularía así: 13684 kJ/m2 * 0.024 = 328.4 langleys 328.4 langleys x 0.0116 = 3.8 h.s.p. 3.8h.s.p. x 2.4 A = 9.12 Ah/día por lo tanto, el número de módulos de 2.4 A pico necesarios para alimentar la carga sería de: (44.4 Ah/día)/(9.12 Ah/día) = 4.86 = 5 módulos en paralelo Ahora bien, puesto que el resto de los meses tenemos una mayor producción eléctrica, dado que la radiación es más elevada y además consumiremos menos, calcularemos el superávit mes a mes y daremos alguna utilidad a la energía producida, por ejemplo, para hacer funcionar ventiladores, una bomba de agua o cualquier otro uso que se pueda precisar.
180
Tabla 10 60°sobre la horizontal H.S.P ....................... Producción diaria con 5 módulos (cnAh/día) .............. Consumo de iluminación fijo (enAh/día) .............. Superávit/Déficit (enAh/día) ..............
ENE 3.9
FEB 5.44
MAR
ABR
MAY
JUN
5.1
4.7
4.54
4.56
46.8
65.2
61.2
56.4
54.4
54.7
44
26.6
26.6
26.6
26.6
26.6
2.8
38.6
34.6
29.8
27.8
28.1
60° sobre la horizontal
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
H.S.P ....................... Producción diaria con 5 módulos (enAh/día) .............. Consumo de iluminación fijo (enAh/día) .............. Superávit/Déficit (en Ah/día) .............
4.78
4.83
5.15
4.65
3.67
3.85
57.3
57.9
61.8
55.8
44
46.2
26.6
26.6
26.6
44
44
44
30.7
31.3
35.2
11.8
0
2.2
Observemos que la producción media mensual por día supera al consumo establecido. Solamente en noviembre esta diferencia es inapreciable. Para definir la capacidad de acumulación, y ya que se calculó anteriormente con las peores condiciones (invernales), sería suficiente disponer de cinco días de autonomía para una profundidad de descarga de 60 % sobre baterías del tipo estacionario, así pues: Capacidad = (40 Ah/día x 5 días)/0.6 = 200/0.6 = 333.3 Ah Es decir, que si descargásemos a razón de 40 Ah/día durante 5 días, sin que el Sol aportara nada de energía, produciríamos una descarga del 60% sobre el valor de los 333 Ah. Para realizar el encendido automático de la iluminación se usará un temporizador horario donde se programen las horas de encendido y apagado. Liste equipo permite la sencilla manipulación que ha de realizarse dos veces al año (el 31 de enero y el 30 de septiembre). Su conexión eléctrica se indica en el esquema de la figura 2.
181
Fig. 1. Reloj temporizador a 12 V. Con programación de media en media hora.
PANELES FOTOVOLTAICOS EN PARALELO 2,4 * 5 = 12 A máx.
EQUIPOS DE ILUMINACIÓN
ELEMENTO DE PROTECCIÓN (fusible, etc.)
TEMPORIZADOR HORARIO ELEMENTOS DE BATERÍA EN SERIE 2 V, 330 Ah (TOTAL 12 V, 330 Ah)
Fig. 2
182
Estudio de un sistema fotovoltaico para alimentación de equipos de radio en montaña El siguiente cálculo tiene como finalidad el análisis de un equipo fotovoltaico estándar para alimentar a una posible red de transmisores/receptores, distribuidos en refugios de montaña a lo largo de los diferentes sistemas montañosos del país. La finalidad es que los potenciales usuarios puedan conectar con la estación base para dar parte de accidentes u otras circunstancias que acontezcan. Este estudio pretende hacer una primera aproximación general, que podría ser luego ampliada o reducida en función de las características propias de cada situación geográfica. Como primer paso, definiremos unos consumos medios para los diferentes estados del equipo de transmisión: Stand-by 0.3 A Recepción 0.8 A Tensión nominal = 12 V Transmisión 8 A y que corresponden al equipo típico que se utiliza en estas instalaciones. Otro aspecto a definir corresponde al hecho de establecer tiempos de funcionamiento en cada modo y, por medio de éstos, calcular el consumo total al día del equipo transmisor. Estos tiempos no pueden ser fácilmente predecibles, puesto que van en función de las llamadas de emergencia que se pueden dar. No obstante, se ha previsto como media de funcionamiento 23 horas en stand-by, 1/2 hora en recepción y 1/2 hora en transmisión. Según esto: (0.3 A x 23 h/día) + (0.8 A x 0.5 h/día) + (8 A * 0.5 h/día) = = 6.9 + 0.4 + 4= 11.3 Ah/día Añadiendo un 10% de seguridad, tenemos: 11.3 + 10 % (11.3 Ah/día) = 12.43 Ah/día El siguiente paso consistirá en definir la radiación invernal de los lugares de instalación del grupo fotovoltaico. El hecho de trabajar con los datos invernales responde a la seguridad que se debe tener en el caso de utilizarlo en invierno, que por otra parte es la temporada de mayor riesgo de accidentes. Consultados los datos de radiación de los principales macizos españoles (Pirineos, Picos de Europa, Gredos, etc.), se ha obtenido como insolación media a 60° de inclinación en los meses más desfavorables, 10057 kJ/m2 que, traducido a horas de sol pico, nos da como resultado:
183
10057 kJ/m2 x 0.024 = 241 langleys 241 langleys x 0.0116 = 2.79 h.s.p. Utilizando un módulo que nos proporcione 2.26 A por cada h.s.p., la producción por día sería de: 2.79 h.s.p. x 2.26 A = 6.3 Ah/día Por tanto, el número de módulos será de : 12.43/6.3 =1.97=2 módulos Se ha previsto disponer de ocho días de autonomía para soportar perfectamente el déficit que se produciría en el caso de condiciones meteorológicas adversas. Durante esos días, y suponiendo que la insolación fuera nula, la batería aportaría la suficiente energía para alimentar el equipo en sus 11.3 Ah/día estipulados, quedando al final en el 50% de carga. Ni que decir tiene que si deseamos mayor seguridad, bastará poner más días de autonomía.
Fig. 3 La capacidad de acumulación será: Capacidad = (Consumo x Días de autonomía) / (Profundidad de descarga) = = (11.3*8)/0.5 = 180.8 Ah/día
184
Dado que estos sistemas están situados en montaña y pueden presentarse temperaturas sostenidas de 0 °C durante varios días, e incluso más bajas, se aumentará la capacidad de las baterías en un 30%, pues, como todos sabemos, la capacidad de la batería disminuye con el frío. Aumentando el 30%, queda: 180.8 x 1.30 = 235 Ah Se utilizará un sistema de regulación algo sobredimensionado (por ejemplo, de 7 A u 8A) para no forzar los componentes que lo integren, dadas las condiciones tan duras que deberán soportar en la época invernal. Las baterías serán del tipo sin mantenimiento, evitando el elevado coste que supondría el subir a sitios muy alejados y de difícil acceso para realizar un mantenimiento periódico de los acumuladores. Suponiendo que nuestra elección ha recaído en una batería de 12 V y 80 Ah (a 100 h de descarga) de plomo-calcio, el número de baterías necesarias pata conectar en paralelo sería de: 235 Ah/80 Ah = 2.9 = 3
REGULADOR
SISTEMA DE CONTROL
INTERRUPTOR CORTE
BATERÍAS SIN MANTENIMIENTO
DE
EQUIPO DE RADIO
Fig. 4
185
Se recomienda aislar las baterías del ambiente frío introduciéndolas en un cajón forrado de porespán u otro elemento aislante, dejando siempre algo de ventilación. La estructura soporte evitará las superficies planas, ya que éstas podrían acumular suficiente nieve como para tapar los módulos. Asimismo, estará prevista para soportar fuertes vientos, que pueden ser habituales en determinadas épocas del año en sitios montañosos. Balizamiento Una de las grandes aplicaciones que se han dado a los sistemas fotovoltaicos es la señalización de obstáculos. Estas instalaciones, habitualmente utilizadas para balizas en aeropuertos y sus proximidades, señalización de elementos con una altura determinada, entrada a puertos, señalización de costas, etc., prestan un evidente servicio para prevenir cualquier tipo de accidente por choque, e incluso para señalizar un determinado camino a seguir, como es el caso de las balizas en la entrada de pistas de aterrizaje. Dentro de este vastísimo campo, siempre en aumento, ya que su principal usuario son los sistemas de transporte, pueden presentarse diferentes tipos de instalaciones, y si bien en un 98 % suelen ser visuales, no hay que descartar aquellas otras que, por determinadas características, puedan ser acústicas. Pensemos en el caso de faros de costa que, al no ser visibles por efecto de la niebla, emiten a la vez una señal acústica en clave para que los navegantes puedan orientarse. Los sistemas de balizas ópticas de costas pueden ser fijos o bien a destellos, cumpliendo una serie de características ya prefijadas por organismos competentes. En nuestro ejemplo va a usarse una baliza de destellos con una característica prefijada de tres períodos de tres segundos de luz, intercalando entre ellos dos de oscuridad de cinco segundos y uno final de 11, resultando una característica de: 3+5+3+5+3+11 donde los números subrayados son los períodos de no funcionamiento. El total del ciclo es de 30 segundos y su hora de inicio será inmediatamente después de la puesta del Sol, manteniéndose hasta su orto. No entraremos en discusión sobre el equipo accesorio de encendido y apagado, así como del tipo de luminaria utilizado, pero bastará decir que son elementos muy sofisticados y que aseguran una larga vida de uso, teniendo en múltiples ocasiones un sistema que, en caso de fusión del filamento de la bombilla en servicio, asegura la entrada de otra nueva. El subconjunto de encendido y apagado está a cargo de un sistema electrónico accionado por una fotocélula regulable, que ajustará los
186
límites de luminosidad máximo y mínimo a los cuales el sistema debe apagarse o encenderse respectivamente. Para completar los datos, diremos que las lámparas usadas son de 150 W a 24 V, el consumo del equipo de control es de 100 mA continuos, las horas de USO serán de 14 (que corresponden al día más corto del año), el lugar de situación está en la costa de Tarragona y la autonomía será de 10 días, suponiendo que éstos se pudieran producir durante el invierno y precisamente en el mes donde los días son más cortos. En estas circunstancias la profundidad de descarga no superará el 50% Como se puede deducir claramente, los sistemas de señalización deben diseñarse para las condiciones más duras y no se debe escatimar, pues de éstos dependen en muchos casos vidas humanas. Tantos paneles como reguladores así como las baterías, deben estar ampliamente calculados para prevenir una posible eventualidad. Para determinar el dato de radiación sobre el cual empezaremos los cálculos buscaremos en la tabla 1 1 el mayor valor de radiación dependiente del ángulo en la columna del mes más desfavorable. A priori, el valor más elevado se sitúa en 12842 kJ/nr para 70° de inclinación en el mes de diciembre, pero si observamos el resto de las radiaciones para ese mismo ángulo, veremos que en el mes de mayo la radiación es de 12 774 kJ/nr, más baja que la de diciembre, debido al ángulo tomado. Por este motivo, se pasará a utilizar el valor para 65° de inclinación del mes de diciembre, que resulta ser 12836 kJ/nr, luego: 12836 kJ/nr x 0.024 = 308 langleys 308 langleys x 0.01 16 = 3.57 h.s.p. El consumo total de los equipos será: Lámpara: 3 s + 3 s + 3 s = 9 segundos cada 30 segundos luego, 18 segundos cada minuto y 18 x 60 = 1080 segundos cada hora 1080/60 = 18 minutos/hora Como el tiempo máximo de encendido será de 14 h/día, el tiempo real en el cual la lámpara produce luz será de: (18 min/h) x (14 h/día) = 252 min/día = 4.2 horas/día Sumando los consumos y añadiendo el factor de seguridad, obtenemos (150 W/24 V) x (4.2 h/día)+(0.1 A)*(24 h/día) = = 6.25 x 4.2 + 2.4 = 28.65 Ah/día 28.65 +10% (28.65 Ah/día) = 31.5 Ah/día
187
188 Tabla 11. Radiación interceptada por una superficie inclinada.
P ENDIENTE
ENE 0 5
FEB 7414
.
8352 .
MAR
.
ABR
MAY
JUN
JUL
•
ORIENTACIÓN : SUR UNIDADES: KJ/H2
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TOTAL
1 1 544
13168
.
16562
18450
20552
21232
18172
13902
11168
7348
.
5962 5036698
.
12634
13828
.
16908
18630
20636
21384
18500
14444
11976
8140
.
6836 5242278
.
10
9244
.
13652
14410
.
17236
18712
20610
21414
16724
14908
12722
8888 .
7676 5421478
.
15
10082
.
14584
14912
.
1 7472
18694
20470
21324
18670
1 5290
13394
9584 .
8470 5570958
.
20
10860 .
15426
15332
.
17614
1B574
20224
21122
1C920
1 S586
1 3986
10224 .
9212 5689554
.
25
11568 .
16 1 74
15660
.
1 7656
16388
19874
20822
18870
1 5798
14498
10804 .
9900 5777718
.
30
12206 .
16822
15988
.
1 7600
18100
19456
20436
15714
15918
14920
11316 .
10524 5834516 .
55
12770 .
1 7364
16048
.
17452
17716
18932
1 99 32
18458
15948
15252
40
13252 .
1 7796
16186
.
17202
17246
18312
19326
16100
15892
1 5498
45
13644 .
18114
16064
.
1 6860
16680
1 7598
18620
1 7644
15744
15646
12430
50
13954 .
18316
15936
.
1 6424
16032
16790
17812
17092
15510
15698
.
18400
15714
.
1 5906
1 5306
1 5904
16914
16448
15188
60
14298 .
18370
15400
.
1 5300
14502
14964
1 5936
1 5720
45
14328 .
18218
14998
.
14616
1 3660
14006
14948
55
14170
11762
.
11084 5856072
.
12134 .
11568 5646464
.
.
11982 5804832
.
12650
.
12318 5726170
.
1 5656
12768
.
12572 5616960
.
14778
15518
12846
.
12746 5478720
.
14914
14294
1 5286
12824
.
12836 5312374
.
12718
.
12842 5117230
.
70
14272
.
1 7950
14516
.
1 3858
12774
12984
1 3890
14034
13728
14962
75
14113
.
1 7570
13948
.
1 3028
1 1834
1 1 90S
1 2 774
13122
1 3090
14548
12538 .
12766 4695290
.
60
13872
.
1 7078
13300
.
12144
10844
10784
11602
12150
12382
14046
12272 .
12604 4646602
.
85
13538
.
1 6474
12536
.
11222
9820
9672
10392
11128
11616
13462
.
12362 4376460
.
90
13118
.
15772
11804
.
10258
8766
8604
9246
18858
10792
12800
11520 .
12040 4069628
.
11932
INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS
PROVINCIA : TARRAGONA . LATITUD: 41.12
El panel utilizado para este caso podría ser uno de 75 W con 16 V de tensión pico y 4.68 amperios en su punto de máxima potencia. El número de ellos en paralelo para proporcionar la corriente de consumo diaria seria de: 4.68 A x 3.57 h.s.p. = 16.71 Ah/día N° de módulos de 75 W e n paralelo = 31.5/16.71 1.88 2 Por tanto, el número total de módulos sería de cuatro, distribuidos en dos series de dos en paralelo. El sistema de regulación debe estar preparado para soportar una corriente de 2 x 4.68 A = 9.36 A, luego, habría que elegir un regulador de 24 V nominales y cuyo poder de corte (en caso de ser tipo serie) supere los 12 A, para aumentar la fiabilidad del sistema.
La capacidad resultante de acumulación saldría de aplicar la fórmula vista en los casos anteriores: Capacidad = (28.65 Ah/día x 10 días)/0.5 = 573 Ah Si se utilizan acumuladores del tipo estacionario, cuyo modelo normalizado más cercano fuera de 600 Ah (a 100 h), se necesitarían doce de estos elementos (2 V, 600 Ah) en serie para cubrir las necesidades impuestas.
189
Vivienda permanente Una de las instalaciones más usuales en el amplio abanico de aplicaciones solares fotovoltaicas es la que se centra en la utilización doméstica de estos sistemas. Viviendas rurales, chalets aislados, refugios y un largo etcétera de aplicaciones de este tipo son posibles usuarios de los generadores fotovoltaicos, puesto que los costes de acometida eléctrica convencional resultan altamente elevados para distancias no excesivamente grandes. En el presente ejemplo de cálculo se ha tomado una vivienda unifamiliar con una serie de usos básicos, capaces de cubrir las necesidades más habituales. Se observará que se ha prescindido del frigorífico alimentado por corriente fotovoltaica, pero en su defecto se aconseja el uso de uno de gas por razones puramente económicas. Sin embargo, se ha optado por la inclusión de un convertidor cc/ca para aquellos equipos que no se puedan conseguir fácilmente en corriente continua u otro medio alternativo. El primer paso a dar para el cálculo de un sistema solar fotovoltaico consiste en definir el número y tipo de consumos y las horas estimadas de funcionamiento medio. Lógicamente, se deberá pensar en que el mayor número de horas de uso será en la época invernal, donde los días son más cortos. Los consumos para este caso se estipulan en: -
1 comedor: 1 punto fluorescente de 20 W 4 h/día 1 cocina: 1 punto fluorescente de 15 W 2 h/día 1 WC: 1 punto fluorescente de 8 W (1/2) h/día 3 habitaciones: 3 puntos fluorescentes de 15 W (1/2) h/día 1 despensa: 1 punto fluorescente de 8 W 10 min/día 1 TV b/n: 25 W 4 h/día 1 convertidor de 1000 W, usado durante 5 minutos/día con 200 W para los pequeños electrodomésticos (batidora, molinillo, etc.), y dos veces a la semana con una lavadora convencional de 500 W y un tiempo de trabajo de (1/2) h/día.
La localización será en las Islas Baleares, la tensión de trabajo es de 24 V y la autonomía será de 7 días, con una profundidad de descarga del 40%. El consumo diario será de: - Comedor: - Cocina: - WC: - Habitaciones:
1 x 20 W x 4 h/día 1 x 15 W x 2 h/día 1 x 8 W x (1/2) h/día 3 x 15 W x (1/2) h/día
190
= 80 Wh/día = 30 Wh/día = 4 Wh/día = 22.5 Wh/día
- Despensa: 1 x 8 W x (1/6) h/día =1.3 Wh/día - TV: 1 x 25 W x 4 h/día =100Wh/día - Convertidor: (200 W/0.6) x (1/12) h/día = 27.7 Wh/día (500 W/0.70)x(3 h/sem.)x(1 sem./7d.) 306.1 Wh/día Total: 571.6 Wh/día (571.6 Wh/día)/(24 V) = 23.8 Ah/día 23.8 + 10%(23.8) seguridad = 26.18 Ah/día Como nota aclaratoria, diremos que el dividir los 200 W del consumo del convertidor por el factor 0.6 y los 500 W por el 0.7, es debido al hecho de aplicar el factor de rendimiento, dato que debe suministrar el fabricante con las características del equipo. Como ya se dijo en su momento, un convertidor tiene mayor rendimiento cuanto mayor sea el consumo que se le aplica respecto a su potencia nominal. Por este motivo, a 200 W le corresponde un rendimiento del 60% y a 500 W, del 70%. Si utilizamos la tabla (ver Apéndice) en donde están calculadas las horas de sol pico para las diferentes zonas españolas, y usamos el valor ofrecido a 60" de inclinación como media invernal, obtendremos una producción diaria de cada módulo fotovoltaico (suponiendo que usáramos uno con una corriente pico de 2.3 amperios) de: 4.08 h.s.p. x 2.3 A = 9.38 Ah/día luego, el número de paneles en paralelo será de: (26.18 Ah/día)/(9.38 Ah/día) = 2.79 ≈ 3 y el número total, por lo tanto, de 6 unidades dispuestas en dos grupos en serie de tres módulos en paralelo. El regulador será de tipo shunt con una capacidad de disipación mínima de 200 W, pudiéndole incluir el sistema de alarma y control del estado de carga de batería en la propia caja de regulación, haciendo un sistema mucho más compacto. La capacidad resultante será de: Capacidad = (Consumo x Días de autonomía) / (Profundidad de descarga) = (23.8 Ah/día x 7 días)/0.4 = 416.5 Ah
191
PANELES FOTOVOLTAICOS REGULADOR CON VISUALIZADORES DE CORRIENTE DE CARGA Y TENSIÓN DE BATERÍA
BATERÍAS DE ALMACENAMIENTO
CONVERTIDOR CC/CA
CIRCUITO DE CC
CIRCUITO DE CA
Fig. 6
Para este caso podemos recurrir sin problemas a baterías monobloc de 12 V y una capacidad de unos 200 Ah, que en un número de cuatro (dos en paralelo unidas en serie con dos en paralelo) nos resolverían el almacenamiento. Esta elección se ha realizado en base a que en emergencias la capacidad no bajará del 60% del total, dado que se ha calculado para una descarga en las peores condiciones del 40%, y esto no representa en ningún modo un ciclo profundo. Calcularemos las secciones de conductor necesarias, en función de las longitudes de línea eléctrica, para una caída máxima de tensión en cada circuito de 0.3 voltios. Panel fotovoltaico-regulador (distancia 10 m) La corriente que circulará, como máximo, para este tramo, será de: 3 módulos x 2.3 A = 6.9 A S 2 L I /[56(Va-Vb)] = (2 x 10 m x 6.9 A)/(56 x 0.3 V) = 138/16.8 = 8.2 mm2
192
Regulador-balería (distancia 2.5 m) En este caso la corriente será similar a la anterior o incluso menor cuando el regulador entre en funcionamiento, luego: S = (2 x 2.5 m x 6.9 A)/(56 x 0.3 V) = 2.05 mm2 Batería-convertidor (distancia 2 m) Como el consumo máximo será de 500 W, la corriente máxima será de 500 W/0.7 = 714.2 W 714.2 W/24V = 29.75 A S = (2 x 2 m x 29.75 A)/(56 x 0.3 V) = 7 mm2
Batería-línea general (distancia 18 m) Se supone en este caso una línea general de donde van saliendo los diferentes puntos de luz y el televisor. La corriente máxima se produciría cuando todos los equipos funcionaran al mismo tiempo, por tanto: [20 W+15 W + 8 W + ( 3 x 1 5 ) W + 8 W + 25 W] /24 V = 5.04 A S = ( 2 x 1 8 m x 5 . 0 4 A)/(56 x 0.3 V) = 181.44/16.8= 10.8 mm2
193
Derivaciones Evidentemente, no se puede unificar la longitud de las derivaciones, por lo tanto tomaremos el caso más desfavorable y supondremos que la más larga es de 10m, y que corresponde al equipo de mayor consumo como es la TV. 25 W/24 V = 1.04 A S = ( 2 x 10m x 1.04 A)/(56 x 0.1 V ) = 3.7mm2 Resumiendo lo calculado, y para homogeneizar las secciones, podríamos disponer de hilo conductor de 10 mm2 de paneles a baterías, cableado del convertidor y línea general, reduciéndose a 4 mm2 para las derivaciones a los diferentes equipos. Vivienda de uso esporádico En este caso se va a calcular una instalación cuyo uso es esporádico, es decir, no se habitará continuamente puesto que corresponde a una casa de recreo, pero sí se accederá a ella en unas determinadas épocas. Este ejemplo resulta ser muy representativo, ya que cada vez se dan más viviendas de este tipo, pequeños chalets donde sus dueños pasan los fines de semana, "puentes" y vacaciones de verano. Los usos suelen ser bastante limitados, reduciéndose a la luz y TV en la mayoría de los casos, pero poco a poco se va ampliando la instalación hasta hacerla de unas proporciones interesantes. Desde esta óptica, es importante adecuar la instalación a las posibles ampliaciones, para evitar tener que cambiar alguna parte de ella cuando se desee aumentar de tamaño y prestaciones. Así como en el caso anterior se calculó con el consumo máximo y la radiación invernal, en este otro se analizará desde la perspectiva del uso y radiación invernal, y del uso y radiación estival, época donde se produce el mayor número de días de utilización. Así pues, estableceremos las premisas básicas para el desarrollo del cálculo de los componentes: Situación: Madrid Tensión nominal de trabajo: 12 V Consumos: 2 habitaciones: 1 salón-comedor: 1 cocina:
Tiempo de uso Invierno Verano tubo 20 W (1/2) h/día (1/2) h/día tubo 20 W 6 h/día 3 h/día tubo 20 W 3 h/día 1 h/día
194
2WC 1 garaje trastero: 1 porche:
tubo 8 W tubo 15 W tubo 20 W
1 h/día 2 h/día 2 h/día
1 TV: 1 bomba de agua:
20 W 80 W
5 h/día (1/2) h/día
(1/2) h/día (1/2) h/día alternativo con el salón comedor 4 h/día 1 h/día
Lógicamente, el uso en los fines de semana es más alto, como consecuencia de que la vida se hace más dentro de la casa que fuera de ella, puesto que en invierno hace peor tiempo atmosférico. Por el contrario, el uso en primavera se reducirá progresivamente al ser los días más largos, por lo que en esta época se gastará menos y en cambio se producirá cada vez más. Llegado el verano 1C utilizará poca corriente (sobre todo en iluminación), pero, por contra, el uso será diario. Durante el otoño progresivamente se consumirá más iluminación c irá decreciendo la producción de los paneles fotovoltaicos. Queda claro, por lo tanto, que bastará hacer dos cálculos, uno para los fines de semana durante el invierno y otro para el uso diario en verano, tomando al final la solución que cubra los dos extremos. - Consumo durante los fines de semana en invierno (suponiendo como fin de semana dos días de uso): 2x20 W*(1/2) h/día 1x20 Wx6 h/día 1 x 20 W x 3 h/día 1 x 8 W x 1 h/día 1 x 15 W x 2 h/día 1 x 20 W x 2 h/día 1 x 20 W x 5 h/día 1 x 80 W x (1/2) h/día
= = = = = = = =
20 120 60 8 30 40 100 40
Wh/día Wh/día Wh/día Wh/día Wh/día Wh/día Wh/día Wh/día
Total .....418 Wh/día (418 Wh/día)/12 V = 34.8 Ah/día Como el fin de semana se supone de dos días, tenemos: (34.8 Ah/día) x (2 días/semana) = 69.6 Ah/semana
195
Consumo diario en verano (julio-agosto): 2x20 Wx(1/2) h/día 1 x 20 W x 3 h/día 1 x 20 W x 1 h/día 1 x 8 Wx (1/2) h/día 1 x 15 W x (1/2) h/día 1 x 20 W x 4 h/día 1 x 80 W x 1 h/día
= = = = = = =
20 Wh/día 60 Wh/día 20 Wh/día 4 Wh/día 7.5 Wh/día 80 Wh/día 80 Wh/día
Total 271.5 Wh/día (271.5 Wh/día)/12 V = 22.62 Ah/día Para obtener los datos de producción de cada época de uso, veamos la tabla 12, que muestra los valores de radiaciones para la provincia de Madrid. Dado que se va a tomar un ángulo fijo para todo el año, el de 45° presenta una media muy aceptable para cualquier época. En estas condiciones, la radiación para el mes de enero es de 10818 kJ/m2, y para julio y agosto es prácticamente similar (22 406 kJ/m2 y 22 420 kJ/m2), luego, analizando cada caso para el uso de un módulo de 2.2 A pico, tenemos: - Invierno 10 818 kJ/m2 = 3.01 h.s.p. Producción diaria por módulo = 3.01 h.s.p. x 2.2 A = 6.6 Ah/día Producción semanal = 6.6 x 7 = 46.2 Ah/día N° de módulos en paralelo = (69.6 Ah/semana)/(46.2 Ah/semana) = 1 . 5 =2 Verano 22406 kJ/m2 = 6.23 h.s.p. Producción por módulo = 6.23 h.s.p. x 2.2 A = 13.7 Ah/día N° de módulos en paralelo = (22.62 Ah/día)/(13.7 Ah/día) = 1 . 6 - 2 En este caso se ha optado por no añadir un porcentaje de seguridad adicional. Luego, es evidente la utilización de dos módulos en paralelo, ya que cubren en ambos casos las necesidades de consumo previstas, toda vez que proporcionan un margen de seguridad óptimo.
196
197
Tabla 12. Radiación interceptada por una superficie inclinada. PROVINCIA: MADRID LATITUD : 40.42 PENDIENTE
ENE
FEB
MAR
ABB
HAY
JUN
. •
ORIENTACIÓN: SUR UNIDADES : KJ/M2
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TOTAL
6362
9798
.
14150
19552
21 184
23530
25874
22986
16118
.
10762
7326
6236
. 5604298
.
5
7054
10584
.
14868
19990
21388
23614
26048
23438
16790
.
11496
8078
7088
. 5803292
.
10
7 704
11316
.
15504
20410
21480
23566
26072
23754
17366
.
12168
8782
7892
. 5972362
.
15
8312
11982
.
16048
20712
21444
23382
25940
23970
17840
.
12770
9440
8654
. 6107994
.
20
8870
12576
.
16504
20902
21298
23072
25658
2 4 0 6 4
18214
.
13300
10042
9368
. 6209950
.
25
9380
13098
.
16862
20966
21072
22648
25274
24018
18484
.
13752
10582
10022
. 6278924
.
50
9832
13544
.
17122
20710
20726
22138
24764
23826
18638 .
14124
11060
10612
. 6312798
.
55
10224
13904
.
17282
20730
20270
21508
24114
2 3496
18694
.
14410
1 1472
11138 . 6310386
.
40
10554
14184
.
17342
20436
19702
20764
23330
23024
18634
.
14612
11814
11592
. 6271428
.
45
10818
14378
.
1 7300
20024
19026
19908
22406
22420
18474
.
14728
12082
11972
. 6195994
.
50
11014
14482
.
17154
19496
18250
18944
21360
2 1 688
18198
.
14754
12274
12278
. 6084294
.
55
1 1 148
14498
.
16908
18860
1 7380
1 7884
20200
20828
17818
.
14692
12390
12502
. 5937902
.
60
11206
14428
.
16566
18118
16424
16780
18948
19852
17338
.
14542
12430
12646
. 5759668
.
65
11194
14266
.
16128
17278
15432
1 5638
1 7680
18768
16756
.
14308
12394
12706
. 5554124
.
70
11114
14022
.
15576
16342
14384
14426
16320
17586
16084
.
1 3984
12278
12686
. 5318286
.
75
10966
13686
.
14974
15324
13266
13150
14886
16366
15320
.
13582
12084
12584 . 5054892
.
80
10750
13274 .
14274
14238
12094
11820
1 3380
15062
14472
.
13100
11820
12400
. 4745032
.
85
1 0464
12782
.
1 3488
1 31 08
10874
10524
1 1820
13682
13552 .
12538
11480
12136
. 4452878
.
90
10118
12212
.
12634
11916
9650
9270
10384
1 2244
12554 .
11906
11068
11792 . 4126744
.
.
EJEMPLOS DE CÁLCULO
0
El cálculo de la batería, al igual que en todos los ejemplos anteriores, resulta de aplicar la fórmula donde se mezclan el consumo, la autonomía y la profundidad de descarga. Ahora bien, en este tipo de aplicación no sólo cuenta la posibilidad de dias nublados en la zona, sino que también se debe tener en consideración las descargas producidas por los fines de semana y posibles períodos de 3 ó 4 días que puedan aprovecharse (como, por ejemplo, los "puentes"). En estas circunstancias, una autonomía de 6 días podría cubrir todas las necesidades, y si prevemos una descarga máxima al final de estos días del 50%, tendremos que: Capacidad = (34.8 x 6)/0.5 = 417.6 Ah Bastaría tomar una batería de tipo estacionario con una capacidad mínima de uno 420 Ah (descarga a 100 h), de seis elementos en serie de 2 V y la citada capacidad.
Fig. 8 Repetidor de TV En casi cualquier país, pero de una forma especial en España, se dan múltiples lugares donde los accidentes geográficos dificultan de gran manera las transmisiones
198
radioeléctricas y de una forma muy concreta las señales emitidas por las cadenas de televisión. Este problema, ocasionado por los obstáculos naturales, hace que muchas ciudades, pueblos y aldeas precisen de reemisores, más o menos potentes, que dirijan la señal del centro emisor hacia ellos, para asegurar una buena recepción de la misma. Las áreas rurales están especialmente afectadas por este problema y en muchas ocasiones disponen de un pequeño reemisor que cubre adecuadamente esta necesidad pero que con bastante frecuencia carece de alimentación eléctrica por línea, dadas las condiciones de altura en las cuales debe instalarse, y recurren generalmente al cambio de acumuladores cada cierto tiempo. Esta solución no sólo resulta muy molesta, sino que además la vida útil del acumulador no será muy elevada dadas las condiciones a que se le somete, con descargas muy profundas y cargas rápidas. La energía solar fotovoltaica presenta en estas circunstancias una buena solución, tanto técnica como económica, al alimentar autónomamente estos pequeños equipos. Debemos tener presente que en el mercado existen dos tipos de estos aparatos, unos que incorporan un circuito economizador que en el momento que detectan que no existe señal, automáticamente consumen unos pocos miliamperios, y otros que no disponen de dicho circuito y consumen uniformemente durante las 24 horas del día. En este último caso, es interesante pensar en la instalación de un reloj horario con programación de conexión y desconexión, para evitar un consumo innecesario cuando no existe emisión de TV. Como ejemplo ilustrativo, pongamos el caso de un reemisor situado en mi pueblo de la provincia de Huesca, con un consumo de 8 W en emisión y tan sólo 3 W durante la espera (stand-by). La tensión será de 12 V nominales y una autonomía de 10 días, como consecuencia de la posibilidad de nieblas durante el invierno. Teniendo en cuenta que no es interesante ni práctico el mantenimiento de la batería en estos casos, se ha optado por introducir un acumulador sin mantenimiento, el cual se descarga como máximo un 50% después de los días de autonomía. El cálculo de número de módulos y capacidad de batería sería el siguiente: Transmisión: 8 W durante 13 h/día = 104 Wh/día Stand-by: 3 W durante 1 1 h/día = 33 Wh/día Total .................................... 137 Wh/día 137 Wh/día + 1 0 % (seguridad) = 150.7 Wh/día (150.7 Wh/día)/12 V = 12.55 Ah/día de consumo
199
Para evitar todo mantenimiento y complicación, se utilizarán en este caso módulos fotovoltaicos autorregulados de 2.2 A de corriente pico. Según esto, y echando mano de los datos de radiación para Huesca de la tabla que se encuentra en el Apéndice, y cuyo valor se sitúa en 3.12 h.s.p., para 60° de inclinación y media de radiación invernal, tenemos: Producción del módulo autorregulado de 2.2 A pico = = 3.12 h.s.p. x 2.2 A = 6.86 Ah/día N de módulos en paralelo = ( 12.55 Ah/día)/(6.86 Ah/día) = 1 . 8 2 =2 Capacidad de batería = (Consumo x Días de autonomía)/ (Profundidad de descarga) = = [(150.7 Wh/día/12 V ) x 10días]/0.5 = 125.5/0.5 = 251.1 Ah En este caso se incluye el 1 0 % de seguridad también para el acumulador. Podríamos utilizar seis elementos estacionarios de tipo GEL de 2 V, sin mantenimiento, y con una capacidad mínima de unos 250 Ah.
Fig. 9
200
Podría ser interesante la incorporación de un desconectador por baja tensión de batería, para prevenir una descarga brusca o continuada que pudiera bajar excesivamente el nivel de carga del acumulador, reconectando una vez que estas condiciones se hubieran modificado. Este sistema, aun en el caso de que puede dejarnos sin TV, resulta muy interesante por cuanto evita una posible destrucción del acumulador. Ahora bien, después de haber quedado sin emisión una vez y si esto no ha sido producido por una climatología muy anormal, es conveniente revisar el conjunto para detectar la causa del fallo. Bombeo de agua Resulta obvio enumerar las múltiples razones por las cuales el agua es importante para la vida humana, no sólo por ser un elemento insustituible, sino también por la trascendencia que adquiere en la agricultura. Los sistemas de bombeo alimentados por paneles solares fotovoltaicos pueden proporcionar agua, mediante su conexión a bombas tanto de corriente continua como de corriente alterna, allí donde se pueda y quiera obtener. A l igual que en otras aplicaciones fotovoltaicas, el punto de rentabilidad se situará en función del coste de otro tipo de energía (líneas eléctricas, grupos electrógenos, etc.), sumando no sólo el coste inicial, sino también el de mantenimiento. Evidentemente, los sistemas de bombeo de agua adquieren dimensiones diferentes en lugares donde se carece totalmente de líneas eléctricas o facilidad de suministro de combustible para grupos electrógenos y motobombas. Este es el caso, por ejemplo, de una gran parte de países africanos, donde las tecnologías de bombas de agua han experimentado un gran avance, especialmente en l a denominada bomba solar. La bomba solar es un sistema pensado y fabricado especialmente para su uso con paneles fotovoltaicos de una forma directa, sin utilizar baterías de almacena miento. Estos modelos suelen ser del tipo sumergible y elevan agua en una cantidad proporcional a la radiación solar que incide en los módulos fotovoltaicos conectados a la bomba. Así pues, en función del sol, los paneles solares suministran al motor una potencia eléctrica mayor o menor, que mueve la bomba sacando más o menos caudal. Normalmente, este sistema empieza dando un caudal reducido durante las primeras horas del día, para ir aumentando progresivamente hasta el mediodía y disminuir hacia la tarde.
201
202 Fig. 10. Gama de curvas de una bomba solar cuyas alturas manométricas llegan hasta los 120 m y su caudal máximo, hasta 225 m3/día.
1. SP 1
28/21 4 (840 pW)
12.
SP 8 - 4/14
5 (560 pW)
2. SP 1
28/28 4 (1120 pW)
13
SP 8 - 4/21
5 (840 pW)
3 SP 1
28/35 4 (1400 pW)
14
SP 8 - 4/28
4 (1120 pW)
4. SP 2
18/14 5 (560 pW)
15
SP 8 - 4/35
4 (1400 pW)
5. SP 2
18/21 5 (840 pW)
16
SP 16 - 2/14
5 (560 pW)
6. SP 2
18/28 4 (1120 pW)
17
SP 16 - 2/21
5 (840 pW)
7. SP 2
18/35 4 (1400 pW)
18
SP 16 • 2/28
4 (1120 pW)
8. SP 4 9 SP 4
8/14 5 (560 pW) 8/21 5 (840 pW)
19 20
SP 16 - 2/35 SP 27 - 1/21
4 (1400 pW) 4 (840 pW)
10 SP 4
8/28 5 (1120 pW)
21
SP 27 - 1/28
4 (1120 pW)
1 1 SP 4
8/35 5 (1400 pW)
22
SP 27 - 1/35
4 (1400 pW)
En estos tipos de bombas se habla en términos de litros/día y no de litros/hora como es habitual en el resto de los equipos de bombeo, ya que no se puede asegurar un caudal definido a la hora, puesto que tampoco se puede asegurar una insolación fija a lo largo del día. En la figura I 1 puede apreciarse el grupo de módulos fotovoltaicos que acciona la bomba directamente, almacenando el agua en un depósito para su mejor aprovechamiento, a la vez que proporciona una cierta autonomía por si se da el caso de varios días de baja insolación. En las bombas solares de almacenamiento, en vez de realizarse éste como electricidad en las baterías, se hace con agua en depósitos, solución mucho más barata y duradera que la primera.
Otro sistema empleado habitualmente consiste en el método tradicional de extracción de agua mediante bomba de corriente alterna. El conjunto, en este caso, estaría compuesto por paneles fotovoltaicos, reguladores de carga, baterías de acumulación y convertidor cc/ca, donde se conectaría la bomba. Como ejemplo ilustrativo, imaginemos que deseamos sacar un caudal diario de 10000 litros para regar, encontrándose el agua a una profundidad de 25 metros
203
Para ello, el primer paso consistirá en buscar una bomba capaz de poder aspirar a 25 m y proporcionarnos el mayor caudal posible, en función de la menor potencia eléctrica que sea necesaria para optimizar al máximo el sistema fotovoltaico. Supongamos que esta bomba es del tipo sumergible de 0.9 CV a 220 V monofásicos y que su curva nos marca un caudal de 4000 l/h para una altura manométrica de 25 metros. En estas condiciones, y para extraer al día 10000 litros de agua, calcularemos el número de horas necesarias para que se cubran las necesidades previstas y que resulta ser: (10000 l)/(4000 l/h) = 2.5 horas Para calcular la potencia diaria absorbida: 1 CV = 736 W 736 W x 0.9 = 662.4 W 662.4 W x 2.5 h = 1656 Wh/día Puesto que nuestra bomba es de 0.9 CV (662.4 W), será preciso un convertidor de 1200W - 24 V capaz de soportar la punta de arranque. Como la potencia consumida es aproximadamente el 50% de la potencia nominal de ese convertidor y los datos del fabricante nos señalan un rendimiento del 70% para la mitad de la carga, tenemos: η = Potencia de salida del convertidor/Potencia de entrada al convertidor Potencia de entrada = Potencia de salida/η Potencia absorbida de batería = (1656 Wh/día)/0.7 = 2365.7 Wh/día (2365.7 Wh/día)/(24 V) = 98.57 Ah/día (a 24 V) 98.57 Ah/día + 1 0 % (seguridad) = 108.4 Ah/día Si el valor de radiación en la zona donde estuviese situado el sistema fuera de 458 langleys y el módulo fotovoltaico utilizado, de 2.5 A de corriente pico, se tendrá: 458 langleys x 0.0116 = 5.3 h.s.p. 5.3 h.s.p. x 2.5 A = 13.25 Ah/día de producción por módulo N° de módulos en paralelo = (108.4 Ah/día)/(13.25 Ah/día) = 8.1 ≈ 8
204
Luego, el número total de módulos sería de 16, distribuidos en dos series de ocho en paralelo. El sistema de regulación deberá tener capacidad para aguantar como mínimo: 8 x 2 . 5 A = 20 A Si damos 5 días de autonomía al sistema, la capacidad resultante será: Capacidad = (98.57 x 5)/0.6 = 821.4 Ah (a 24 V ) para una profundidad máxima de descarga del 60%. Si los acumuladores fueran estacionarios, tendríamos que disponer de doce de ellos en serie, con una capacidad aproximada de 821.4 Ah. PANELES FOTOVOLTAICOS 2.5 A PICO
Fig. 12 Para el cálculo de las secciones de conductor necesarias, según las longitudes indicadas en el esquema de la figura 12, aplicaríamos la fórmula ya conocida de 5 = 2L//[56(V a -V b )]
Luego, para la línea paneles-batería, como la intensidad máxima (ya calculada anteriormente) es de 20 A, la sección para una caída de tensión de 0.3 V sería de S = (2 x 15 m x 20 A)/(56 x 0.3 V) = 35.7 mm2
205
En el caso de la línea batería-convertidor: 662.4 W/0.7 = 946.2 W 946.2 W/24 V = 39.4 A S = ( 2 x 3 m x 39.4 A)/(56x 0.3 V) = 14 mm2 Iluminación de un parque público Se dan múltiples casos donde es necesario un alumbrado exterior, pero los altos costes de las líneas eléctricas convencionales hacen a veces inviable esta posibilidad. Con la utilización de los módulos solares fotovoltaicos, podemos generar corriente eléctrica allí donde se necesite, sin reparar en si el lugar de situación está cerca o lejos de una acometida eléctrica de la red comercial. Los estudios acerca de los sistemas de iluminación exterior por medio de paneles solares fotovoltaicos nacen a raíz del despegue vertiginoso que desde hace unos años ha tomado el sector de la iluminación, con la creación de nuevos equipos que proporcionan más luz por menos potencia. Ejemplo de ello son las lámparas tipo SOX de sodio de baja presión, que hacen posible la iluminación de exteriores con lámparas de tan sólo 1 8 W de consumo. Este tipo de equipos posibilita la utilización de báculos de iluminación que contengan todos los elementos que integra un sistema solar fotovoltaico, esto es: paneles solares, regulación, sistema de encendido y apagado automático, acumuladores y una reactancia especial de encendido de la lámpara. En el presente ejemplo de cálculo se realizará un estudio para mantener siete puntos de luz encendidos durante 1 0 horas, a partir de la puesta de sol, en un parque público situado en Murcia y utilizando lámparas de 18 W. Esta instalación estará formada por báculos completos independientes, para evitar centralizar el sistema y tener posteriormente que tender las líneas de alimentación eléctrica a cada punto. Una vez consultada la tabla de medias de radiación invernal a 60° de inclinación (ver Apéndice), obtenemos un valor de 4.53 h.s.p. para Murcia. Si utilizamos un módulo solar de 2.3 amperios en su punto de máxima potencia, obtenemos que la producción diaria será de: 4.53 h.s.p. x 2.3 A = 10.41 Ah/día Como el consumo es de: 1 8 W x 10 h = 180 Wh/día
206
Fig. 13
y añadiendo un 1 0 % de seguridad: 180 Wh/día x 1.1 = 198 Wh/día 198 W/12 V = 16.5 Ah/día El número de módulos en paralelo es de: (16.5 Ah/día)/(10.41 Ah/día) = 1 . 5 8 =2 que además coincide con el total, al ser ésta una instalación a 12 V. Puesto que no se desea ninguna clase de mantenimiento para esta instalación, se ha optado por incorporar baterías de plomo-calcio que no lo requieren y que como ya sabemos, se encuadran dentro del tipo de baterías de ciclo poco profundo. Por este motivo, la profundidad de descarga la situaremos en un 40 % como máximo, lo que da como resultado una capacidad de acumulación (incluido el factor 1.1 de seguridad), para cinco días de autonomía, de: Capacidad = (16.5 x 5)/0.4 = 206 Ah
207
El sistema de encendido automático constará de una célula fotoeléctrica que detecte la caída de iluminación a últimas horas de la tarde y ponga en marcha el encendido de la lámpara a través de la reactancia esp ecial que la alimenta. Justo en el momento del encendido, un circuito electrónico temporizador iniciará la cuenta atrás que producirá el apagado después de 10 horas de actividad, repitiéndose el mismo proceso al día siguiente. El sistema de encendido automático constará de una célula fotoeléctrica que detecte la caída de iluminación a últimas horas de la tarde y ponga en marcha el encendido de la lámpara a través de la reactancia especial que la alimenta. Justo en el momento del encendido, un circuito electrónico temporizador iniciará la cuenta atrás que producirá el apagado después de 10 horas de actividad, repitiéndose el mismo proceso al día siguiente.
MODULO FOTOVOLTAICO
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
LUMINARIA INTEMPERIE
REGULADOR TEMPORIZADOR
LUMINARIA
REGULADOR TEMPORIZADOR
DÍA NOCHE
BATERIA SIN MANTENIMIENTO
BATERIA
Fig. 14
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Capítulo 1 1
Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica En los anteriores capítulos hemos hablado siempre de la energía solar fotovoltaica aplicada de forma autónoma, esto es. usando acumuladores eléctricos. Este tipo de instalaciones resuelve muchos problemas reales planteados diariamente. No obstante, hace ya años que se realizar on las primeras experiencias en sistemas fotovoltaicos que suministraban la energía producida directamente a la red eléctrica convencional, evitándose así el uso de baterías de acumuladores, cuyo coste tiene gran repercusión en el precio final del conjunto, y ahorrando un gasto importante dentro de lo que es el esquema clásico de un sistema fotovoltaico. INVERSOR
RED ELÉCTRICA COMERCIAL
GRUPO FOTOVOLTAICO
Fig. I . Esquema de principio de un sistema de conexión a red. El diagrama de principio de una instalación conectada a la red eléctrica convencional estaría formado por el conjunto de módulos fotovoltaicos y u n inversor capaz de convertir la corriente continua del grupo solar en corriente alterna, inyectándola en la misma frecuencia y fase que la existente en cachi momento en la red de distribución. Inicialmente, estos sistemas conectados a red se diseñaron y calcularon para el montaje de centrales fotovoltaicas, y buena muest ra de ello son las centrales de 1 MW y de 6.5 MW instaladas en California. También en España disponemos actualmente de varias de estas instalaciones, entre ellas destacaremos una de 42 k W en Mahón (Menorca), otra de 100 kW en San Agustín de Guadalix (Madrid) y la de 1 MW en Toledo, además de varias en proyecto y construcción.
209
Fig. 2
Después de observar que las centrales fotovoltaicas funcionaban correctamente, y en la medida que se avanzó en la electrónica de p otencia que integra los inversores, no se tardó en pensar que estos sistemas podrían ser realizados a potencias menores, con el fin de ser empleados en pequeñas centrales domésticas adaptables a viviendas dotadas de acometida convencional de electricidad. Este tipo de instalaciones, desde un punto de vista de macro -escala, podría en un futuro resolver en algunas zonas ciertos problemas existentes en l a generación y distribución de energía eléctrica convencional. El grave problema de las compañías de elect ricidad radica en que sus centrales funcionan al 100 % en ciertos momentos pico del día, mientras que en horas nocturnas, su tasa de funcionamiento es muy baja. Esto hace que el precio por kilovatio-hora producido sea bajo cuando la central rinde toda su p otencia y considerablemente más alto cuando su funcionamiento está, por ejemplo, en un 50% de su potencia nominal. Pensemos por un momento que una central eléctrica estuviera rodeada en su ámbito de distribución por un gran número de viviendas que dispusi eran de generadores fotovoltaicos. Si éstas fueran capaces de proporcionar energía suficiente para que los picos de demanda, que generalmente se produc en durante el día, fueran suministrados por medio de la energía producida en esos instantes por los módulos fotovoltaicos, la central a que nos re ferimos hipotéticamente, podría ser de una potencia tal que rindiera siempre el 100%. De esta forma, el coste de producción sería considerablemente más barato que el de una central con producción variable, y considerablemente menos contaminante.
210
Evidentemente, queda todavía mucho camino por andar en lo que se refiere a la gestión energética de producción e incluso en la racionalización de los consumos, lo que corresponde planificara los responsables de la política energética de cada país o comunidad. No obstante, se empieza a notar cierta sensibilidad por estos temas en los países más desarrollados, así como en las propias Compañías Eléctricas, que podrían aprovechar mucho mejor sus recursos, redundando en su beneficio de explotación. En muchos países, incluido España, algunas Compañías Eléctricas ya están interviniendo directa o indirectamente en empresas y proyectos fotovoltaicos, apoyando decididamente el uso de sistemas conectados a red, que poco a poco proliferan ante la buena acogida que tienen por parte de los ciudadanos y la concienciación de la sociedad ante el deterioro progresivo que está sufriendo el planeta. Asimismo, los gobiernos de los países más industrializados de Europa, Japón y EE.UU. están promoviendo el uso de estos sistemas, habiendo adquirido el compromiso de sustituir una parte importante de la generación primaria por energías más respetuosas con el medio ambiente como puede ser la fotovoltaica. Al no ser las conexiones a red fotovoltaicas amortizables a corto plazo, los sistemas de incentivos ofrecidos por los gobiernos son variad os, desde la subvención directa a fondo perdido hasta el pago de una prima por kWh producido, pasando por sistemas mixtos, financiación a bajo interés, desgravaciones fiscales, etc., en definitiva, una serie de medidas dirigidas a potenciar el uso de sistemas conectados a red desde la perspectiva del ciudadano corriente. Por ejemplo, en el caso de Europa y a raíz de los acuerdos de la cumbre de Kyoto, los países miembros se comprometieron a que el 12 % de la energía primaria fuera de origen renovable en 2010, que en el caso de la fotovoltaica significaría una cuota de aproximadamente 3000 MWp instalados a tíñales de dicho año. Evidentemente estas cifras representan un salto cuantitativo muy impórtame que con toda lógica se traducirá en una bajada notable de costes de producto, así como una apuesta de las grandes empresas y el capital, que redundará, sin lugar a dudas, en el crecimiento del sector y en la aparición de nuevas tecnologías que sustituyan a las hasta ahora tradicionales. Parece lógico, desde el punto de vista técnico, que las conexiones a red distribuidas sean mucho más interesantes que las centrales. Los motivos principales de esta afirmación son dos: por una parte, se evitan las pérdidas por transporte de la energía generada y, por otra, la energía de orige n solar es producida allí donde es inmediatamente consumida. Otra razón de peso es que no ocupa espacio extra, ya que generalmente las instalaciones se situarán en los tejados de las viviendas unifamiliares, edificios comunitarios, cubiertas de parkings, etc.
211
Descripción de un sistema conectado a red Parece claro que la conexión de un sistema fotovoltaico a la red eléctrica es sencilla, ya que está compuesto por pocos equipos. No obstante, como la potencia de estos sistemas no suele ser pequeña, al menos 2 kW, y el inversor de conexión a red no es precisamente un aparato sencillo, la cosa se complica algo más de lo que inicialmente podríamos pensar. En este apartado explicaremos los aspectos básicos a tener en cuenta a la hora del planteamiento técnico de una instalación de estas cara cterísticas, poniendo las primeras piedras para la mejor comprensión de una nueva vía que en pocos años pasará a ser una de las principales aplicaciones de los módulos solares. C ampo solar El campo solar, generador de la energía que posteriormente será suministrada a la red de distribución eléctrica, debe ser en estos casos diseñado meticulosamente. Son varios los factores a tener en cuenta a la hora de plantear un sistema de este tipo, a saber: su integración, tensión de trabajo, interconexión, protecciones y estructura soporte. Integración Dado que estas instalaciones suelen estar ubicadas en viviendas, ge neralmente unifamiliares, en las ciudades y urbanizaciones, se debe tener muy en cuenta su integración dentro del conjunto. Generalmente, los módulos se instalan en la cubierta sur del edificio, aprovechando la propia incl inación de ésta, y se sitúan en espacios libres de sombras que puedan producir árboles o edificios colindantes. Evidentemente, el ángulo de inclinación del grupo de módulos tiene la misma importancia que en el caso de instalaciones aisladas, pero aquí prima la energía máxima anual y no la máxima invernal, como ocurre en los otros casos. El ángulo de inclinación idóneo para una instalación de con exión a red es aquél tal que la producción de todo el año resulta ser la más alta, ya que se trata de suministrar el máximo de energía independientemente de la época del año. En la tabla 13 podemos ver que, para Madrid, la radiación mayor se produce a una inclinación de 30°, con 6312 798 kJ/m 2 al año. También podemos observar que ligeras variaciones en el ángulo no corresponde n a grandes pérdidas, ya que el situar los módulos a 25° o 35° supone solamente disminuir sobre dicho valor un 0.53 % o un 0.038%, respectivamente.
212
I N S T A L A C I O N E S FO T O V O LT A I C A S C O N E C T A D A S A L A R E D
213
Fig. 3. Diferentes disposiciones de sistemas fotovoltaicos integrados arquitectónicamente.
En la práctica, también suelen aprovecharse los módulos de cubierta para garajes, entradas, avances en jardines, etc., que permiten ser orientados convenientemente, prestando a la vez una función práctica y arquitectónicamente integrada en el conjunto, que no rompa excesivamente la armonía. En los dos últimos años se aprecia una corriente industrial que trata de fabricar los propios módulos fotovoltaicos preparados para su uso en la construcción, como elementos para panelar cubiertas y fachadas y con una estética diseñada para este tipo de instalaciones. Estos diseños se ven favorecidos por el uso de módulos de capa delgada, que aun siendo de más bajo rendimiento, permiten unas mayores posibilidades estéticas, ya que pueden ser fabricados en distintos colores, incluso traslúcidos, para actuar como elementos de acristalamiento. También en los módulos cristalinos tradicionales se está experimentando con células coloreadas, y con la tecnología de Silicon Film, APEX ™, con la cual podrían hacerse módulos de una sola célula, con lo que evitaríamos las conexiones entre células en los módulos
214
La integración tiene mucho que ver con la parte mecánica de la estructura soporte, la propia construcción de los módulos y, fundamentalmente, con la entrada de los arquitectos y empresas de materiales de construcción en el mundo fotovoltaico. Sólo así, uniendo fuerzas y tecnologí as coincidentes, podrá lograrse además de un sistema energéticamente rentable, una perfecta integración arquitectónica.
Fig. 4. Vista de una integración en la cubierta, con módulos laminados con TEDIAR transparente, donde se puede apreciar la luminosidad interior del edificio. Respecto a las centrales de mayor potencia, que por lógica normalmente no están situadas en los núcleos urbanos, el problema de la integración es un poco mas difícil, ya que disimular grandes superficies de capta dores fotovoltaicos no es tarea sencilla. Sin embargo, el aspecto de integración en el terreno debe ser prioritario a la hora de su diseño, de tal forma que el impacto medio ambiental sea el menor posible. Utilizar las propias formas del terreno o del entorno suele proporcional relativamente buenos resultados. También es cierto que tampoco las centrales térmicas, hidroeléctricas o nucleares suelen ser precisamente edificios que pasen desapercibidos dentro del entorno natural, además de ser algunas de ellas altamente contaminantes.
215
Tensión de trabajo Tal y como anteriormente se comentó, estos sistemas suelen ser de un mínimo de 2 kW, ya que la instalación de potencias más pequeñas no resulta rentable, debido fundamentalmente a que el coste de un inversor más pequeño es prácticamente igual que el de otro algo más grande. También ocurre que la diferencia de precios entre inversores es mínima cuando se trabaja a 24 V o 48 V respecto a tensiones mayores, ya que lo que realmente cuesta caro en los puentes inversores es la intensidad que se debe manejar, y por esta razón, se suele trabajar a altas tensiones en corriente continua. Tensiones entre 120 V y 350 V son frecuentemente utilizadas en sistemas de conexión a red. Esto hace que se dispongan no menos de 7 módulos, pudiendo llegar hasta 23 ó 24 unidades, cuya conexión eléctrica se realiza en serie, con lo que aumentamos la tensión y disminuimos la intensidad de salida del grupo fotovoltaico, lo que favorece además una menor pérdida en las líneas eléctricas de interconexión. Interconexión y protecciones: Ya se ha explicado que la tensión del campo fotovoltaico es elevada, por lo que hay que disponer varios módulos en serie conectados en paralelo con otros grupos similares, hasta alcanzar la potencia prevista en el dimensionado. El hecho de conectar un gran número de módulos en serie, añade un problema a la elección de éstos, como es el de la dispersión de la corriente pico. Como ya se mencionó en el capítulo 2, la elección de las células que componen un módulo y su clasificación para la futura potencia del mismo, es fundamental, ya que si una célula difiere mucho en producción de corriente de sus compañeras, la corriente generada por el conjunto será precisamente la de la más desfavorable. Igualmente pasará si, por ejemplo, conectamos ocho módulos en serie, pues en este caso bastará con que uno de ellos dé 7 A para que, aunque el resto sea capaz de proporcionar 7.5 A, el resultado final sea de 7 A a la tensión correspondiente de los ocho en serie. En resumen, el módulo que menos corriente produzca a una determinada radiación en una conexión en serie, es el que marcará la corriente final del grupo de módulos. La desviación máxima de los módulos que integran una conexión serie será como máximo de un ± 2 % de dispersión de su corriente pico, asegurando de esta forma una mínima pérdida por conexiones eléctricas en serie. Otros puntos a tener en cuenta son los ya mencionados en el capítulo 7 sobre los cálculos de la sección de los conductores de interconexión, tanto entre módulos como entre el grupo fotovoltaico e inversor.
216
Campo fotovoltaico 792 módulos de 53 Wp Potencia
del
campo
de paneles: 42 kW
Armarios de conexión
ARMARIOS DE CONEXIÓN
Inversor ENTRADA SALIDA
ARMARIO DE CONTROL
Conexión a red eléctrica 380 V, CA trifásica con neutro, 50 Hz
Consola de control
Fig. 5. Central fotovoltaica de 42 kW. Diagrama de bloques.
217
Respecto a las protecciones, debemos tener en consideración las elevadas tensiones de trabajo en este tipo de instalaciones, que en algunos casos pueden llegar hasta 500 V en corriente continua, tensiones extremadamente peligrosas para las personas. Es aconsejable que el campo fotovol taico se proteja eléctricamente con interruptores que permitan el cortocircuito y el circuito abierto, para facilitar las conexiones y manipulaciones posteriores, así como elementos varistores o descargadores de sobretensiones que eviten la inducción de picos que puedan afectar a la electrónica interna del inversor. También es recomendable, si el número de módulos es elevado, distribuir por grupos la acometida de líneas, y facilitar la desconexión eléctrica de alguno de los grupos para su revisión futura, no descartando además la posibilidad de disponer de armarios separados para el polo positivo y el negativo, evitando el contacto humano accidental con tensiones elevadas. Estructuras soporte Este es un punto que evidentemente hay que tratar caso a caso, dependiendo del tamaño, inclinación, integración, estética y otros muchos factores que concurren en una instalación de este tipo. No obstante, algunos aspectos comunes pueden ser: su cálculo de acuerdo con el estudio de los vientos dominantes, peso del conjunto en caso de ser integrado en una cubierta, distribución de las subestructuras de acuerdo con el camino y condiciones del cableado, facilidad de reposición por avería de algún módulo, cuidado especial en los anclajes respecto a la posibl e filtración de agua en el caso de tejados, aislamiento del conjunto metálico y/o puesta a tierra de la masa metálica, y otras muchas pequeñas premisas que deben tenerse en cuenta, dado el número de módulos fotovoltaicos que pueden conectarse en una de estas instalaciones, que las hacen bastante diferente de la s comentadas a lo largo de este libro. El uso de materiales alternativos al acero, por razones evidentes de peso, puede en estos casos ser de interesante aplicación, e incluso también por motivos de aislamiento. Inversor cc/ca El inversor cc/ca tiene la misión de transformar la corriente continua del grupo fotovoltaico en corriente alterna perfectamente sincronizada con la red eléctrica convencional en frecuencia y fase. Este hecho hace que la primera condición para su diseño sea el seguimiento absoluto de los parámetros que varían constantemente en una red de distribución, 218
Fig. 6. Inversor de 42 kW para conexión a red.
así como su acoplamiento en la salida al tipo de red existente, ya sea trifásica, monofásica o bien de alta, media o baja tensión. En general, para las etapas de potencia de los grandes inversores puede utilizarse la tecnología IGBT, quedando para los más pequeños (5 ó 6 kW) los transistores de última generación que pueden manejar elevadas corrientes, pero esto está normalmente supeditado a la elección del fabricante y a la arquite ctura de los circuitos en su diseño. El diseño del "corazón" del inversor (circuitos de control) queda encomendado al uso exclusivo de microprocesadores. Estos pequeños componentes dan al diseñador electrónico un abanico de posibilidades infinito, con las que es capaz de conjugar Habilidad y prestaciones hasta hace poco tiempo inimaginables. A continuación pasamos a describir, a grandes rasgos, las partes fundamentales que componen un inversor de conexión a red: Control principal Realmente se trata de la parte que incluye todos los elementos de control general, así como la propia generación de onda, que se suele basar en un sistema de modulación por anchura de pulsos (PWM). En el control se incluye también una
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gran parte del sistema de protecciones, así como Funciones adicionales relacionadas con la construcción de la forma de onda. Etapa de potencia: Esta etapa, según los módulos disponibles, puede ser única, de la potencia del inversor, o modular, en cuyo caso se utilizan varias hasta obtener la potencia deseada. Es cierto que la reiteración de componentes en el caso de los sistemas modulares hace decrecer la fiabilidad, pero en contrapartida nos asegura el funcionamiento, aunque sea limitado, en caso de fallo de alguna de las etapas en paralelo. Las últimas tecnologías apuestan firmemente por el trabajo en alta frecuencia de los puentes semiconductores, consiguiendo mucho mejor rendimiento, así como tamaños y pesos sensiblemente menores que los que no usan alta frecuencia para su funcionamiento. No obstante, el empleo de la tecnología clásica en baja frecuencia sigue imperando en parte del mercado por sus buenos resultados, fiabilidad y bajo coste, siendo quizá su único inconveniente el mayor tamaño que presenta, aunque a decir verdad, sus medidas para uso en sistemas domésticos de 1 kW a 5 kW no suponen gran dificultad a la hora de su instalación en cualquier lugar de la vivienda fotovoltaica conectada a red. Toda etapa de potencia debe incorporar su correspondiente filtro de salida, cuya misión es el filtrado de la onda por un dispositivo LC, así como evitar el rizado en la tensión recibida de los módulos fotovoltaicos. Control de red Se trata de un módulo clave del conjunto del inversor, ya que su misión es hacer de «interface» entre la red y el control principal para el correcto funcionamiento del conjunto. En este circuito recae la tarea de sincronizar perfectamente la forma de onda generada hasta este momento por el inversor (control principal + etapa de potencia) a la de la red eléctrica, ajustando la tensión, el sincronismo, el control de fase, etc. Seguidor del punto de máxima potencia Su misión consiste en acoplar la entrada del inversor a generadores de potencia instantánea variables, como son los módulos fotovoltaicos, obteniendo de esta forma la mayor cantidad de energía disponible en cada momento del campo solar. En otras palabras, se encarga constantemente de mantener el punto de trabajo de los módulos fotovoltaicos en los valores de mayor potencia posible, dependiendo de la radiación existente en cada momento.
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Protecciones Los inversores de conexión a red disponen de unas protecciones adecuadas al trabajo que deben de realizar, contando en consecuencia con un nivel elevado de seguridad. Aparte de la normativa genérica de protección contra daños a las personas y compatibilidad electromagnética, que deben de llevar todos los dispositivos eléctricos fabricados y/o comerciali zados en Europa según normativa de marcado CЄ, estos equipos suelen incorporar como mínimo las siguientes protecciones: - Tensión de red fuera de márgenes En el caso de que la tensión de la red saliera del rango admitido por las legislaciones eléctricas de cada país (nunca más alta del ±10% de la tensión nominal), el inversor procedería a pararse, manteniéndose a la espera hasta que esta circunstancia hubiere desaparecido. En el caso de tensión alta en la línea, esta parada es absolutamente necesaria, puesto que evita que la tensión de red se haga todavía más alta, al seguir inyectando energía el sistema fotovoltaico, perjudicando seriamente el buen funcionamiento de los equipos eléctricos conectados a la línea de distribución. - Frecuencia de red juera de márgenes En general, la frecuencia del sistema eléctri co, al estar totalmente interconectado, es muy estable y pocas veces variaciones de frecuencia son causa de problemas en las líneas de distribución. No obstante, esta protección en los inversores de conexión a red se hace necesaria para el caso de redes más pequeñas, como es el caso, por ejemplo, de las islas o de pequeñas compañías distribuidoras zonales que no estén conectadas a la red general. Asimismo es una protección adicional contra el tan temido, y por otra parte poco usual, "efecto isla", del cual hablaremos más adelante. - Temperatura de trabajo elevada En la mayoría de los equipos inversores de conexión a red, existe una protección contra alta temperatura interna de trabajo, que detiene el funcionamiento del equipo para prevenir situaciones de posterior avería en la electrónica que lo compone. - Tensión baja del generador fotovoltaico Cuando la tensión del generador fotovoltaico es insuficiente, el campo solar es desconectado, o bien, durante los períodos nocturnos, la citada protección hace que el inversor deje de funcionar.
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- Intensidad del generador fotovoltaico insuficiente Cuando el circuito de control del inversor detecta un valor de intensidad de generación muy bajo, emite la orden de parada. Esto suele producirse todas las mañanas, cuando los módulos ya tienen tensión sufi ciente pero no existe todavía la corriente mínima que requiere el inversor para funcionar, o bien en situaciones de muy baja radiación como son los atardeceres o momentos del día excesivamente nublados. Habitualmente, los inversores, si tienen tensión suficiente del campo de módulos, intentan la reconexión cada pocos minutos, para evitar perder la menor cantidad de energía posible. - Fallo de la red eléctrica En el caso de interrumpirse el suministro en la red eléctrica, esta protección hace pararse inmediatamente al equipo. Tenemos que tener en cuenta que el inversor de conexión a red "copia" de forma fiel la forma de onda de la línea eléctrica de distribución, y si ésta deja de existir, la reacción es inmediata. No obstante, el ya mencionado "efecto isla", que aparece solamente si los consumos conectados en ese momento en la red donde se produce el corte son exactamente iguales a la energía que se está generando por el sistema fotovoltaico conectado, coyuntura harto improbable de darse, podría ser el único caso donde la protección no actuara. Aun así, para que esta situación se mantuviera por un determinado tiempo, ninguno de los parámetros que intervienen tanto en la parte de generación solar como en los consumos de la red debería variar, caso ya dificilísi mo de suceder, puesto que un pequeño cambio en la radiación solar, o una simple bombilla que se encendiera o apagara en cualquier punto de dicha red, haría saltar las protecciones de tensión o frecuencia fuera de márgenes, interrumpiendo automáticamente la inyección a red y resolviendo el problema. En cualquier caso, la referida situación sólo sería peligrosa en el caso de que se desconectara la línea para, por ejemplo, una reparación por parte de la Compañía distribuidora y se produjeran todas las circunstancias descritas anteriormente. Por otra parte, el equipo técnico tiene, o debería tener, instrucciones precisas, después de cortar una línea y antes de iniciar cualquier manipulación, de volver a efectuar una medida para confirmar que no existe tensión en la misma. - Transformador de aislamiento La inclusión de un transformador de aislamiento en los inversores de conexión a red supone un elemento más de protección, que asegura de forma total la separación galvánica entre el grupo generador y la red. La legislación española para conexión a red exige su uso bien sea dentro del
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inversor, si éste lo incorpora por diseño, o bien como elemento de protección exterior, justo después del mismo. Su utilización añade una pérdida de rendimiento frente a los sistemas que no lo incorporan (del 3 % al 5 %) pero, como se ha indicado, también presta un nivel de seguridad mayor. Es aconsejable que los inversores incorporen un contactor que desconecte en los períodos nocturnos el transformador, para evitar las pérdidas directas de consumo de corriente por trabajo en vacío de este último, ya que en algunos casos son bastante considerables. Monitorización de datos: Como ya se ha dicho anteriormente, los inversores más avanzados utilizan microprocesadores para su funcionamiento que facilitan una cantidad de datos importante, no sólo de los parámetros clásicos (te nsión e intensidad de entrada y salida, kWh producidos y suministrados, frecuencia, etc.), sino de otros fundamentales en este caso, como pueden ser temperaturas internas de trabajo de los puentes inversores, radiación solar directa y global, temperatura ambiente, etc. Algunos inversores del mercado ofrecen la monitorización en una pantalla de cristal líquido en la propia carátula del equipo. Otros, mediante una salida RS232 o cable de fibra óptica (mucho más seguro), enlazan el inversor con un ordenador personal que almacena datos históricos. Como terc era opción, algunos ofrecen las dos cosas a la vez. Quizá la alternativa más inteligente es la de almacena r los datos en un PC si realmente queremos un historial del funcionamiento, producción, generación, comportamiento del sistema, etc. para, desde los datos registrados, hacer una evaluación histórica día a día y hora a hora del sistema conectado a red. En l as figuras 7 y 8 se representan curvas de radiación, potencia entregada, potencia acumulada y tensión e intensidad de los módulos del campo fotovoltaico, procedentes de uno de estos sistemas de adquisición de datos, como ejemplo de las múltiples posibilidades de los mismos.
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Fig. 7. Gráficas de radiación, potencia de trabajo y variación del contador de kWh, en una instalación de conexión a red.
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HORA SOLAR
HORA SOLAR
Fig. 8. Gráficas de la tensión e intensidad del grupo fotovoltaico, en una instalación de conexión a red.
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En la figura 9 se representan gráficas de un sistema de monitorización de datos, con dos curiosidades: una es el efecto de un eclipse de Sol producido en el verano de 1999 (obsérvese la bajada progresiva de radiación solar desde las 11.43 horas, hasta su recuperación a las 13.07 horas aproximadamente) y otra, la interacción de una sombra de un edificio colindante sobre la superficie de módulos fotovoltaicos. Puede apreciarse también la similitud de forma entre la radiación solar y la potencia generada por el sistema solar, pues como debe mos recordar, la radiación incidente es proporcional a la ene rgía producida por el generador fotovoltaico. Radiación solar
Fig. 9.
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Conexión con la red eléctrica La normativa de conexión fotovoltaica con la red eléctrica cambia según países. No obstante, y de forma genérica, se deben instalar como mínimo un contador que mida la energía producida y que sirva de base para la f acturación posterior, así como los elementos de protección básicos inherentes a una generación eléctrica. Como ejemplo, analizaremos la disposición de dichos elementos dentro de la legislación española actual, según el Real Decreto 1663/2000 sobre normas de conexión de sistemas fotovoltaicos. En pequeñas instalaciones donde la conexión a la red se realiza en baja tensión, tanto en monofásica como en trifásica, el esquema sería el de la figura 10 para el caso de monofásica. Se observan tres bloques básicos y bien diferenciados, que son: 1) El campo fotovoltaico, con una caja de conexión donde se reciben las líneas de módulos y que es conveniente disponga de bornas seccionables o preparadas para cortocircuitar y evitar problemas a la hora de manipulaciones, además de servir para la detección de algún módulo averiado eléctricamente. 2) Inversor, con su bornero de entradas (+ y - del campo solar) y salidas (corriente alterna), así como la correspondiente toma de tierra, de uso imprescindible para estas instalaciones. Hay que decir respecto a este punto que la toma de tierra debe de ser única y general para la instalación y a ella irán a parar las tomas de tierra de todos los equipos domésticos y fotovoltaicos, así se evitaran graves accidentes. 3) Armario general de protección y medida, que deberá contener en serie \ por este orden: un interruptor magnetotérmico, un interruptor diferencial un contador de la energía producida por la instalación solar y otro que en contraposición medirá el consumo del sistema fotovoltaico. Independiente de estos dos contadores se encuentra el utilizado para la medida del consumo eléctrico del usuario que se dispusiera antes de la conexión a red de los módulos solares fotovoltaicos, y que suele también encontrarse alojado en este armario. Todos estos elementos de medida y control se cierran con un fusible seccionador de protección, el cual une el circuito de consumo eléctrico convencional en paralelo con el circui to de generación, con la red de distribución de la Compañía.
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Habitualmente las conexiones a red trifásicas, si son de pequeña potencia, suelen instalarse poniendo tres inversores monofásicos conectados uno a uno a cada fase. Esto supondría que el circuito eléctrico estaría formado por tres campos solares con sus tres inversores. Para sistemas más potentes se debería poner un inversor trifásico monolítico (fundamentalmente por razones de tamaño, conexión y complejidad de la instalación), y donde además actuarán conjuntamente sus protecciones. En el esquema de la figura 11 se puede observar el circuito eléctrico para un caso de conexión a red, mediante tres inversores monofásicos. Conclusiones Hemos descrito someramente las partes básicas de los sistemas conectados a red, para introducir al lector en las generalidades de este tipo de sistemas. Profundizar más en el tema daría lugar a un tratado específico. Es muy probable que este tipo de instalaciones con inversor de conexión a red será en un futuro inmediato una de las grandes aplicaciones de la energí a solar fotovoltaica. Aun siendo por el momento una solución cara, no tardará en llegar a valores aceptables, especialmente si consideramos el hecho de que un kWh de energía producida por centrales térmicas o nucleares, no sólo vale lo que cuesta producirlo, sino también lo que cuesta arreglar el deterioro de l medio ambiente que provoca. Todos los países están llegando a acuerdos en la línea de reducir las emisiones contaminantes, o al menos de no incrementarlas, sustituyendo en lo posible las nuevas centrales térmicas o nucleares que se tendrían que construir para alimentar el desarrollo industrial, por sistemas más respetuo sos con el medio ambiente y con poca o nula contaminación. Este es el caso de los parques eólicos, las centrales minihidráulicas, la biomasa, la energía maremotriz, la energía solar térmica en alta y baja temperatura, la energía solar fotovoltaica, etc. Estos esfuerzos, unidos a la racionalización de los consumos por parte de los consumidores, deberían de dar como resultado una generación de energía mucho más sostenible que nos permita, al menos, mantener el planeta Tierra en unos niveles de contaminación no más altos de los actuales. Esta ardua tarea es un reto que tienen que afrontar los gobiernos responsables, pero en el que tenemos que trabajar todos, todos los días, poniendo grandes dosis de racionalidad en nuestra vida cotidiana que impida el despilfarro de energía en el que nos vemos inmersos.
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Fig. 12. Gráficas de tomas de datos que representan un día soleado y un día nublado. Se representan la curva de potencia generada por los módulos y la curva de radiación.
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Fig. 13. Instalación fotovoltaica conectada a red y aprovechada para la cubierta de un polideportivo (Gesa. Mahón).
Fig. 14. Pequeña instalación de conexión a reden el ayuntamiento de Rubí (Barcelona).
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Diagramas y esquemas En este apartado se pretende dar un conj unto de normas prácticas comunes a todas las instalaciones fotovoltaicas, a la vez que se podrán apreciar aspectos prácticos de los montajes en cuanto a la forma de conexión, disposición, materiales utilizados, etc. Al final se incluye la serie de planos q ue ilustran los comentarios. Plano 1 : En este esquema se puede apreciar, en perspectiva, una típica aplicación fotovoltaica para uso doméstico. Está formada por cuatro módulos, una pizarra que contiene el regulador de carga y el magnetotérmico de protección fijado a la pared, batería estacionaria de 6 elementos (12 V nominales), bomba de agua e iluminación en corriente continua y línea de 220 V de corriente alterna proporcionada por un convertidor cc/ca. Se puede observar que la instalación eléctrica está realizada mediante tubo con cajas de conexión, lo cual confiere una gran durabilidad a la instalación y una buena protección contra posibles humedades, hecho bastante frecuente en la práctica en este tipo de instalaciones rurales. Plano 2: Este plano nos da una visión de conjunto de la instalación fotovoltaica realizada para alimentación de un emisor de radiofrecuencia cuya tensión de trabajo es de 24 V. Compuesta por 14 módulos fotovoltaicos sobre una estructura capaz de inclinarse a 30° y 60° (obsérvese la doble pata del tirante posterior), su cableado entra en el pequeño armario situado bajo los módulos para salir, mediante canalización subterránea, a otro armario dentro de la caseta y unirse al armario de regulación y control y a la batería de acumuladores. Los conductores eléctricos de todo el conjunto discurren bajo tubo corrugado con alma de acero, de gran calidad y resistencia a la intemperie, y que además presenta la gran ventaja de adaptarse perfectamente a las curvas y recorrido previsto. La estructura se ha anclado a la base de hormigón mediante tacos de expansión (cinco en el rastrel delantero y otros tantos en el trasero).
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Plano 3: Este plano corresponde al cableado del panel Fotovoltaico, formado por 56 módulos, para la alimentación de un radioenlace cuya tensión de trabajo es de 48 V con positivo a masa. Los módulos acoplados en serie por filas confluyen en un regletero de bornas que contiene, en la práctica, un armario de intemperie. El uso de bornas seccionables en el polo negativo facilita la posibilidad de analizar el funcionamiento parcial de los cuatro módulos en serie correspondientes y detectar alguna avería que se hubiera podido producir en éstos. Obsérvese que, dado el alto número de módulos que se utilizan, se dispone de tres reguladores de 30 amperios, a los cuales llegan los paralelos indicados en la leyenda. Ni que decir tiene que, una vez se ha pasado por los reguladores, sus salidas se encuentran en paralelo para acometer la carga conjunta de la batería. Plano 4: Representa este plano el perfil de una estructura modular con capacidad para nueve módulos, junto con el cableado en serie de éstos, que conforman una tensión nominal de 108 V. El anclaje se realizó sobre dos rastreles longitudinales paralelos de hormigón armado. La conexión entre las cajas estancas de los módulos se realizó con tubo de poliamida y grado de estanquidad IP54, quedando el conjunto perfectamente aislado de la humedad. Plano 5: Esta instalación, correspondiente a la alimentación de un faro de señales marítimas, tiene la particularidad de que el grupo fotovoltaico se colocó a gran distancia del lugar donde se encontraban las baterías, teniendo que utilizar conductor de una sección de 50 mm 2 . Consta de tres líneas que atacan cada una a un regulador, líneas que discurren enterradas y accesibles mediante tres arquetas a lo largo del recorrido. El uso de estas arquetas es totalmente imprescindible para el tendido de las líneas subterráneas, así como para facilitar su comprobación en cualquier momento. Plano 6: La instalación que representa este plano, al igual que la anterior, corresponde a un faro de señalización marítima formado por 7 grupos de 16 módulos, lo que hace un total de 112 módulos. Cada grupo es regulado por un equipo capaz de soportar 30 A de corriente
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máxima, estando sus tensiones taradas progresivamente, conseguir una carga más uniforme de la batería.
a
fin
de
Puesto que por el tubo enterrado se han hecho pasar 14 líneas (2x7) de 35 mm 2 , el diámetro de éste es de 100 mm, con el fin de facilitar la instalación de dichas líneas. Dentro de los armarios de conexiones que se encuentran detrás de cada grupo fotovoltaico, se hallan instalados unos descargadores de sobretensiones, uno en el positivo y otro en el negativo. Estos aparatos evitan las sobretensiones ocasionadas por inducción de descargas atmosféricas en las líneas, derivándolas a tierra e impidiendo que circulen por la electrónica del sistema (cuadro de regulación y control o equipos de consumo), causando serias aver ías en los componentes electrónicos que los conforman.
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DIAGRAMAS Y ESQUEMAS
Plano 1
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Plano 3 238
Plano 239
239
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Plano 5
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Ejemplos de montaje paso a paso de instalaciones foto voltaicas Ejemplo 1 En esta instalación se precisaba una alimentación de 48 V para un equipo de telecomunicaciones que envía datos del caudal de agua de un canal al centro de control, para su análisis y evaluación posterior. La instalación está totalmente alejada de líneas eléctricas, con lo cual era evidente el uso de un sistema fotovoltaico que no supusiera mantenimiento alguno, por lo que se le dotó de baterías fotovoltaicas sin mantenimiento (incluso a costa de disminuir algo la fiabilidad del sistema al conectar un gran número de éstas).
Seguidamente podremos ver su montaje secuencial en una serie de fotos, que nos darán idea de los pasos seguidos hasta completar el conjunto.
Fig. 1. Colocación de la base sustentadora de los módulos foto voltaicos al fecho de la caseta. Este anclaje se realizó taladrando el techo e introduciendo espárragos roscados con sus correspondientes tuercas y arandelas a cada lado.
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Fig. 2. La fase siguiente consistió en poner los marcos que completaban la estructura. Toda ella estaba realizada en angular de hierro galvanizado de más de 200 micras de espesor capaz de poder soportar vientos superiores a los 150 km/h.
Fig. 3. Detalle del instalador uniendo las piezas que forman el conjunto sustentador.
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Fig. 4. Colocación de los módulos fotovoltaicos en la estructura soporte.
Fig. 6. Detalle del montaje. Obsérvese la distancia entre módulo y módulo que facilita el paso del aire, disminuyendo de esta forma la presión del viento sobre el plano de paneles fotovoltaicos.
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Fig. 5. Inicio del cableado de unión entre módulos.
Fig. 7. Conexiones eléctricas entre módulos.
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Fig. 8. Detalle de la estructura, su unión al techo de la caseta y tipo de angular utilizado.
Fig. 9. Conexión eléctrica de salida del grupo de módulos fotovoltaicos.
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Fig. 10. Los dieciséis módulos usados estaban interconectados cuatro a cuatro en paralelo, cada uno de estos grupos en serie con el contiguo, para obtener los 48 V nominales precisos.
Fig. 11. Interior del cuadro de control que contiene un regulador serie de 30 A y un sistema de (alarma con contacto libre de potencial (arriba).
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Fig. 12. Equipo de transmisión.
Fig. 13. Instalación terminada.
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Ejemplo 2 La instalación cuyo montaje se describe gráficamente a continuación, corresponde a un pequeño repetidor de microondas cuya tensión de trabajo es de 24 V. Está compuesto de 14 módulos de 47 W (dos series de siete módulos en paralelo cada una), batería estacionaria, dos ramas de regulación, desconectador por baja tensión de batería y tres contadores de Ah (dos de carga y uno de consumo), sí como protecciones tanto en las entradas como en la salida, mediante fusibles accionadores. Fig. 1. LIegada a la instalación y transporte de herramientas.
Fig. 2. Descarga de los elementos de la Batería en la caseta.
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Fig. 3. Montaje de la hatería de acumuladores.
Fig. 4. La batería de acumuladores es conectada en primer lugar, con el fin de disponer de energía para e/funcionamiento de los taladros percutores, por medio de un inversor cc/ca (situado dentro de la caja,).
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Fig. 5. Replanteo de la estructura soporte en la losa de hormigón, realizando los taladros un su anclaje.
Fig. 6. Montaje de las diferentes piezas que componen la estructura soporte y afianzamiento, previo de los largueros base.
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Fig. 7. Comprobación del ángulo de inclinación.
Fig. 8. Detalle del inclinómetro medidor de ángulos.
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Fig. 9. Anclaje definitivo del conjunto a la losa de hormigón, mediante tacos de expansión.
Fig. 10. Desembalaje y preparación de los módulos Fotovoltaicos.
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Fig. 11. Colocación de módulos Ib/o voltaicos en la estructura soporte.
Fig. 12. Detalle posterior del grupo fotovoltaico, todavía sin cablear.
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Fig. 13. En este caso la estructura está diseñada para disponer de dos inclinaciones, 30° y 600. Aquí podemos ver la diferencia entre los dos ángulos.
Fig. 14. Disposición del tubo corrugado que contendrá a los conductores eléctricos.
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Fig. 15. Detalle del anclaje de la estructura.
Fig. 16. Detalle del cableado entre cajas de conexión de los módulos.
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Fig. 17. Instalación del urinario eléctrico que reúne las diferentes líneas de módulos voltaicos, antes la canalización subterránea que conecta con la caseta de equipos.
Fig. 18. Vista posterior del grupo foto voltaico.
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Fig. 19. Cuadro de regulación y control.
Fig. 20. Grupo de acumuladores (doce elementos de 2 V conectados en serie, para conseguir los 24 V nominales.
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Fig. 21. Instalación finalizada al atardecer.
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Apéndice: Tablas, gráficos y datos útiles Temperatura ambiente media (°C) Ene.
Feb. Mar.
Abr.
May.
Jun. Jul
Ago.
Sep.
Oct. Nov.
Die.
Álava Albacete Alicante Almería Asturias Avila Badajoz Baleares Barcelona Burgos Cáceres Cádiz Cantabria Castellón Ceuta Ciudad Real
5 4 11 12 9 2 9 10 9 2 8 11 9 10 12 5
5 6 12 12 9 3 10 10 10 5 9 12 9 11 12 7
9 9 14 14 11 6 13 12 12 7 12 15 11 13 13 10
10 11 16 16 12 9 15 14 15 9 14 17 12 15 15 13
13 15 19 18 14 12 18 17 18 12 17 19 14 18 17 16
17 22 23 22 17 16 23 21 22 16 22 22 17 22 20 21
19 24 25 25 20 20 26 24 24 19 26 24 19 24 22 25
19 24 26 25 19 20 25 24 24 19 26 25 19 25 23 25
17 18 24 23 18 16 23 23 22 16 22 23 18 23 21 21
13 14 19 19 15 11 18 18 17 11 17 19 15 19 18 15
8 9 15 16 12 6 13 14 13 6 12 16 12 14 15 9
5 5 12 13 10 3 9 12 10 3 8 12 10 11 13 6
Córdoba La Coruña Cuenca Gerona Granada Guadalajara
9 10 3 7 7 3
11 10 4 8 8 6
13 11 7 11 11 9
16 12 10 13 13 12
19 14 13 17 16 16
24 16 18 21 22 20
28 18 22 23 26 24
28 19 21 23 25 23
24 18 18 21 22 20
19 15 12 16 16 14
14 12 7 11 12 8
10 10 4 8 8 5
Guipúzcoa Huelva Huesca Jaén León Lérida Lugo Madrid Málaga Melilla Murcia Navarra Orense Palencia Las Palmas
8 11 5 8 3 5 6 5 12 12 11 5 7 3 18
8 12 6 10 4 9 7 6 13 13 12 5 7 5 20
11 14 10 12 8 11 9 10 15 14 14 9 11 8 19
12 18 12 14 10 12 11 13 16 16 16 11 13 10 20
10 19 16 18 12 16 13 16 19 18 19 14 16 13 20
17 22 20 24 17 20 16 21 23 22 23 18 19 18 21
15 25 23 28 20 24 18 24 25 24 26 20 22 21 24
19 25 22 27 19 24 17 24 26 25 26 20 21 21 24
18 23 19 23 17 22 17 20 23 23 24 18 19 18 26
15 19 14 18 12 15 13 14 20 19 19 13 14 12 23
11 15 9 13 7 8 9 9 16 16 14 8 9 7 22
8 12 5 9 4 7 6 6 13 13 12 5 7 4 20
Pontevedra
9
10
12
14
16
18 20
20
18
15
12
9
5 4 17 2 10 2 9 2 6 10 3 7 4 6
6 5 17 4 12 3 10 3 7 11 5 11 5 8
10 8 18 8 15 7 12 7 11 13 9 11 9 11
12 10 19 10 17 9 14 9 13 15 11 11 11 14
15 14 20 13 20 12 17 13 17 18 14 14 14 17
19 18 22 18 25 16 20 17 22 22 18 16 19 21
21 21 25 21 28 19 23 19 25 24 20 19 21 24
19 18 24 17 25 16 21 17 21 22 18 18 18 21
14 12 23 12 20 11 18 11 15 18 13 16 13 15
9 7 20 7 15 6 13 7 10 14 8 12 7 10
6 4 18 3 11 3 10 3 6 11 4 12 4 7
La Rioja Salamanca Sta. C. Tenerife Segovia Sevilla Soria Tarragona Teruel Toledo Valencia Valladolid Vizcaya Zamora Zaragoza
260
22 21 24 22 28 20 23 19 26 24 21 18 22 23
Datos meteorológicos de interés (medias anuales). Alava Albacete Alicante Almería Asturias Avila Badajoz Baleares Barcelona Burgos Cáceres Cádiz Cantabria Castellón Ceuta Ciudad Real Córdoba La Coruña Cuenca Gerona Granada Guadalajara Guipúzcoa Huelva Huesca Jaén León Lérida Lugo Madrid Málaga Melilla Murcia Navarra Orense Palencia Las Palmas Pontevedra La Rioja Salamanca Sta. C. de Tenerife Segovia Sevilla Soria Tarragona Teruel Toledo Valencia Valladolid Vizcaya Zamora Zaragoza
t 12 13 18 18 12 10 17 17 16 10 16 18 14 17 17 14 18 14 12 15 15 14 13 18 13 17 11 15 12 14 18 18 17 12 14 12 20 15 13 12 21 11 19 10 16 15 15 17 12 14 12 15
tM 16 20 24 22 16 16 23 21 20 15 21 22 17 21 20 21 24 17 18 21 22 19 16 24 19 22 17 21 17 19 23 23 22 18 19 17 23 19 19 18 24 17 25 16 19 20 21 22 18 19 18 20
tm 7 7 12 14 8 5 11 12 13 6 11 14 11 13 14 8 12 10 5 9 8 8 10 12 8 12 5 9 7 9 14 13 12 7 9 6 17 11 8 6 17 6 13 4 12 10 9 12 6 9 6 10
DR 145 85 90 54 143 95 94 92 100 128 97 88 193 85 80 78 83 194 96 107 90 79 197 8o 88 61 119 79 161 101 62 55 66 134 106 104 69 158 134 101 73 87 69 112 69 86 97 94 120 153 104 94
t = Temperatura media tM = Temperatura media de las máximas tm = Temperatura media de las mínimas D R = Número medio de días de lluvia D N = Número medio de días de nieve D G = Número medio de días de granizo
DN 14 4 0 0 3 18 0 1 1 19 1 0 3 0 0 3 0 1 9 2 2 3 6 0 4 2 13 2 9 4 0 0 0 8 1 8 0 0 8 7 0 11 0 17 1 3 3 1 8 3 3 2
DG 4 3 1 0 1 5 2 2 1 6 4 3 10 1 2 2 1 8 3 2 2 3 9 1 1 2 6 1 6 2 0 1 1 1 1 5 0 9 3 4 1 3 0 3 2 2 2 1 6 3 2 1
DT 11 13 11 8 2 13 10 11 13 13 11 11 18 14 8 12 9 9 14 24 10 17 21 7 21 9 16 14 10 11 10 2 9 14 5 15 3 14 19 10 2 11 4 18 11 13 15 14 17 13 9 10
DH 40 67 2 0 15 79 11 2 2 69 9 1 1 3 0 44 8 1 85 33 33 40 11 3 45 6 80 42 35 30 0 0 6 45 24 59 0 1 31 74 0 70 5 92 4 26 33 3 62 11 58 20
C 166 83 57 38 170 71 75 54 72 119 63 58 154 47 71 45 69 140 81 87 80 46 159 57 79 34 94 72 146 77 58 55 63 118 106 102 47 103 115 94 42 105 65 105 57 62 69 65 105 162 83 79
D V 38 NE 87 O 12 92 SE 9 122 OSO 9 69 NE 76 NO 11 126 NO 7 85 varia 9 82 S 8 61 SO 8 146 NO 117 SE 20 38 O 20 87 NO 3 83 138 SO 4 144 SO 5 44 SO 18 O 87 S 75 5 O 121 4 118 31 S 17 SO 155 96 Calma SO 123 5 78 NO 8 99 51 NE 12 108 NE 10 109 S 7 92 72 SO 8 53 N g2 58 87 69 72 106 101 123 82 69 75 104 82 67 39 96 88
NE NE N NO O N O SO varía S
18
15 5
E 0 SO
5 10 10
0 NO
11 15
DT = Número medio de días de tormenta DH = Número medio de días de helada C = Número medio de días cubiertos D = Número medio de días despejados V = Dirección y velocidad (en (km/h) de los vientos dominantes
261
9 12
Altitud, latitud, longitud ( E = Este, W = Oeste) y temperatura mínima histórica (la más baja que se haya medido desde el primer año del que se conservan registros de datos). PROVINCIA
1 ÁLAVA 2 ALBACETE 3 ALICANTE 4 ALMERÍA 5 ASTURIAS 6 ÁVILA 7 BADAJOZ 8 BALEARES 9 BARCELONA 10 BURGOS 11 CÁCERES 12 CÁDIZ 13 CANTABRIA 14 CASTELLÓN 15 CEUTA 16 CIUDAD REAL 17 CÓRDOBA 18 LA CORUÑA 19 CUENCA 20 GERONA 21 GRANADA 22 GUADALAJARA 23 GUIPÚZCOA 24 HUELVA 25 HUESCA 26 JAÉN 27 LEÓN 28 LÉRIDA 29 LUGO 30 MADRID 31 MÁLAGA 32 MELILLA 33 MURCIA 34 NAVARRA 35 ORENSE 36 PALENCIA 37 LAS PALMAS 38 PONTEVEDRA 39 LA RIOJA 40 SALAMANCA 41 STA. CRUZ DE TENERIFE 42 SEGOVIA 43 SEVILLA 44 SORIA 45 TARRAGONA 46 TERUEL 47 TOLEDO 48 VALENCIA 49 VALLADOLID 50 VIZCAYA 51 ZAMORA 52 ZARAGOZA
ALTITUD LATITUD (m) (°) (de la (de la capital) capital) 542 42.9 686 39.0 7 38.4 65 36.9 232 43.4 1126 40.7 186 38.9 28 39.6 95 41.4 929 42.3 459 39.5 28 36.5 69 43.5 27 40.0 206 35.9 628 39.0 128 37.9 54 43.4 949 40.1 95 42.0 775 37.2 685 40.6 181 43.3 4 37.3 488 42.1 586 37.8 908 42.6 323 41.7 465 43.0 667 40.4 40 36.7 47 35.3 42 38.0 449 42.8 139 42.3 734 42.0 6 28.2 19 42.4 380 42.5 803 41.0 37 28.5 1002 30 1063 60 915 540 10 694 32 649 200
262
41.0 37.4 41.8 41.1 40.4 39.9 39.5 41.7 43.3 41.5 41.7
LONGITUD (°) (de la capital) 2.7 W 1.8 W 0.5 W 2.4 W 5.8 W 4.9 W 7.0 W 2.6 E 2.2 E 3.7 W 6.4 W 6.3 W 3.8 W 0 5.3 W 3.9 W 4.8 W 8.4 W 2.1 W 2.7 E 3.7 W 3.2 W 2.0 W 6.9 W 0.4 W 3.8 W 5.6 W 1.2 E 7.6 W 3.7 W 4.4 W 3.0 W 1.1 W 1.6 w 7.8 W 4.5 W 15.4 W 8.6 W 2.4 W 5.6 W 16.2 W 4.1 W 6.0 W 2.5 W 1.2 E 1.1 W 4.0 W 0.4 W 4.7 W 3.0 W 5.7 W 0.9 W
TEMP. MÍNIMA HISTÓRICA (°C) -18 -23 -5 -1 - 11 -21 -6 4 -7 -18 -6 -2 4 -8 -1 -10 -6 -9 -21 -11 -13 -14 -12 -6 -14 -8 -18 -11 -8 -16 -4 -1 -5 -16 -8 -14 +6 -4 -12 -16 +3 -17 -6 - 16 -7 -14 -9 8 -16 -8 -14 -11
Hora solar Variaciones de radiación diaria
Hora solar
Variaciones de temperatura ambiente
Estas curvas representan la variación de la curva diaria de radiación (arriba) y de la curva diaria de temperatura (abajo), para una latitud entre 35° y 40° Norte, en las diferentes estaciones del año.
263
Nomograma para conocer la hora de salida y de puesta de sol en las diferentes latitudes y según la fecha. Este tipo de nomograma permite conocer la hora de salida y puesta del sol cada día del año, para lo cual hay que unir el centro con el punto de la circunferencia correspondiente a la latitud del lugar. Basta extrapolar la hora entre las curvas con hora señalada, entre las que se encuentre la horizontal correspondiente a la fecha en que se piden los datos de salida o puesta de sol. La radial dibujada en la figura corresponde a la latitud de Madrid (40° Norte aproximadamente).
264
Albedos de diversos suelos, según Kondratiev, para el espectro entre 0.3 y 2 μm
Tipo de suelo Tierra negra seca/húmeda Tierra gris seca/húmeda Tierra arcillosa azulada seca/húmeda
Albedo en % 14/8 25-30/10-20 23/16
Tierra de barbecho seca/húmeda Campo arado húmedo Superficie de desierto arcilloso Arena amarillenta Arena blanca Arena gris Arena de río Arena ligera fina Cultivos: trigo o centeno/hierba algodón/arroz lechugas/patatas Vegetación boscosa
265
8-12/5-7 14 29-31 35 34-40 18-23 43 37 10-25/18-26 10-22/12 22/19 10-18
Datos de radiación en horas de sol pico (h.s.p.) para las diferentes zonas Tabla de radiaciones para la media anual a 45° sobre la horizontal y media invernal para 60° sobre la horizontal. La media anual está calculada mediante la suma de todas las radiaciones de los diferentes meses del año, y la invernal está calculada con los dos o tres meses más desfavorables del año, con el fin de obtener una media fiable para cálculos con consumos medios.
Zona Álava .......................................... Albacete .................................... Alicante ....................................... Almería ....................................... Ávila ........................................... Badajoz ...................................... Baleares ...................................... Barcelona .................................. Burgos ........................................ Cádiz .......................................... Castellón ..................................... Ciudad Real ................................. Córdoba ...................................... Coruña ........................................ Cuenca ........................................ Gerona ........................................ Granada ...................................... Guadalajara ................................. Guipúzcoa ................................... Huelva ........................................ Huesca ........................................ Las Palmas* ............................... León ......................................... Lérida ....................................... Logroño ....................................... Lugo .........................................
Media anual 3.22 4.41 5.39 5.13 4.41 4.47 5.1 1 4.55 3.77 5.74 4.90 4.38 4.68 3.56 4.18 4.29 4.08 3.67 3.06 5.16 4.67 4.08 4.55 4.83 4.70 3.16
266
Media invernal 1.87 3.10 4.41 4.16 2.95 3.13 4.08 3.38 1.61 4.05 3.80 2.94 3.38 2.63 2.72 3.60 2.86 2.09 2.24 3.51 3.12 3.29 2.85 2.79 3.08 1.83
Zona Madrid ...................................... Málaga ...................................... Murcia ..................................... Navarra ...................................... Orense ..................................... Oviedo ....................................... Palencia ................................... Pontevedra ................................. Salamanca ................................ Santa Cruz de Tenerife* ............... Santander ................................... Segovia ....................................... Soria .......................................... Tarragona .................................. Feruel ....................................... Toledo ..................................... Valencia ..................................... Valladolid ................................... Vizcaya ..................................... Zamora ....................................... Zaragoza .....................................
Media anual 4.63 5.03 5.49 3.52 3.1 1 3.37 4.25 4.31 4.30 4.93 3.12 3.98 4.74 3.89 4.42 4.04 4.36 4.81 4.36 2.70 4.35 4.78
Media invernal 3.36 3.79 4.53 1.74 1.36 2.61 2.18 2.94 2.72 3.22 2.18 2.24 3.41 2.64 3.70 2.58 2.66 4.04 2.26 1.59 2.17 3.24
Media anual a 30° de inclinación y media invernal a 60° de inclinación.
267
Diagrama comparativo de dos sistemas fotovoltaicos donde uno de ellos está fijo, con orientación Sur y un ángulo de inclinación de 30°, y el otro dispone de seguimiento solar de dos ejes.
Hora solar
Diagrama comparativo de dos sistemas fotovoltaicos con seguimiento al Sol, uno de ellos en un eje (seguimiento Este-Oeste) y el otro, además, con variación del ángulo de inclinación para mantenerse siempre frente al Sol.
268
Factores de conversión de unidades utilizados más frecuentemente Para pasar de angstrom atmósfera atmósfera atmósfera atmósfera atmósfera bar bar btu btu caballo de vapor
a m bar cm de mercurio kg/m 2 libra/pulgada 2 pascal kg/m 2 newton/m 2 julio kilovatio • hora kW
multiplicar por 10 10 1.01325 76 10 332 14.696 101 325 10 197 100 000 1054.35 0.0002929 0.7355
caloría gramo
julio
4.184
dina ergio galón (U.S.) hp julio julio
newton julio litro vatio btu kW • hora
0.00001 1 X 10 - 7 3.7854 745.7 0.00094845 2.77778 X 10 - 7
kilográmetro kilogramo kilómetro
julio libra milla (U.S. náutica)
9.80665 2.2046 0.5396
kilopondio kW • hora libra litro • atmósfera
newton julio kilogramo julio
9.80665 3.6 X 106 0.4536 101.328
micra milibar newton newton pie (U.S.) pulgada (U.S.)
metro atmósfera dina kilopondio metro metro
1 X10- 6 0.000987 100 000 0.10197 0.3048 0.0254
radián
grado sexagesimal
57.2958
269
Descripción de los diferentes tipos de luz fluorescente y sus principales aplicaciones.
Color de las lámparas TL
33
Blanco
5 4 84
Luz de día Blanco
32 Blanco cálido de lujo 34 Blanco de lujo
S3 Blanco cálido
27 Confort de lujo
37 Blanco especial de lujo 47 Blanco 5000 K
57
Luz de día especial
Temperatura de color. Usos más apropiados Indice de rendimiento de color Tonalidades normales 4200 K 66 Ambiente frío, buen rendimiento luminoso. Moderado rendimiento de color. Industrias, talleres, etc. 6250 K 77 Muy útil para obtener niveles de iluminación elevada (800 lux). 4000 K 86
Buena discriminación. Escuelas, oficinas, grandes almacenes, grandes superficies. Tonalidades de lujo 3000 K 87 Ambiente cálido muy agradable, buena reproducción de colores. Muy útil para locales comerciales de productos alimenticios, salas de conferencias, etc. 4200 K 85 Muy útil cuando el rendimiento de toda la gama de colores es importante. Cafés, restaurantes, almacenes, escaparates, despachos, etc. 3000 K 86 Ambiente agradable, buena discriminación. Tiendas, restaurantes, bares. Tonalidades especiales de lujo 2750 K Atmósfera cálida y sedante. Aproximadamente mismo rendimiento de colores que las lámparas incandescentes. Ideal para alumbrados del hogar y ciertos lugares de reposo, etc. 4200 K 96 Impresión agradable y perfecta respecto a los colores. Ideal para alumbrado de almacenes, clínicas, hospitales, museos, industrias de artes gráficas, etc. 5000 K 98 Elevado rendimiento de color. Aplicable a la industria gráfica para revisión y discriminación de colores con niveles de más de 2000 lux. Su distribución espectral, temperatura de color y coordenadas del punto de color son las exigidas por las normas internacionales C.I.E.D. 5000. 7400 K 92 Lámparas concebidas para la comparación y selección de colores bajo altos niveles de iluminación.
270
Tabla de pérdidas de carga en tuberías (Aplicable en los cálculos de la potencia necesaria para el bombeo de agua)
Litros hora 500
En diámetros interiores de tuberías de: 14 19 25 m/m 32 m/m 38 m/m 50 m/m 63 75 89 m/m m/m m/m m/m Metros manométricos por cada 100 m de recorrido horizontal recio 8 2.3
800
18
5,1
1.80
0,30
1 000
30
9.3
2.30
0,45
1 500
—
27.2
5.25
1,35
0.85
2 000
—
44.8
2,85
1,10
2 500
—
—
13,20
3.20
1,30
0.50
3 000
—
19.80
5.
2.—
1.—
0,35
3.500
--
7,—
3.10
1.25
0,50
9.10
4.—
1.65
0,75 0,28
4.80
.2. —
0.85
0,32
4 000
— —
4.500
10.60
26.20
—
32.50
—
—
11.60
—
—
12.90
5.20
2.30
0.95
0.34
16.10
6.50_
_2.65
1.05
0,37
18.50
8.60
3.10
1.15
0,40
100 m/m m/m
125 m/m
150 m/m
5 000
—
5 500
—
6 000
—
6500
—
21.90
9.65
3,65
1.25
0,45
7 000
—
—
25 70
10,90
4. -
1,35
0.50
8000
—
—
33.20
15,—
5.
1.80 0,60
9 000
—
_
—
18,90
6.10
2 25_________ 0.80
10000
—
25.—
8,50
2.80
1.15 0.50
12000
_
—
—
—
30,90
10.90
3,80
1.50
0.60
0,45
—
_
—
47-—
16.20
6.—
2,35
0.75
0,65
22,60
8.30
3.—
_
28.80
10.—
1.40
0.95
0.30
_
41.50
14.10 6.10
1.80
1,40
0.45
20.60 8,35
2.40
2.10
0.62
0.30
—
—
—
27.85
11.40 3.20
0.95
0.40
15000 18000
—
20 000
—
25 000
—
—
—
—
30 000 _
0.25 0.30
4.--
0.40 0.25
1,— 0,85
0.25
35 000
—
_
40 000
—
_
—
_
—
36.90
14,50 4,20
3.60
1.15
0.45
45 000
-
_
—
-
-
40,60
18,30 5,60
4,50
1,45
0.55
1.85.
0.80
2.55
1.05
3.25
1.40
50 000
21.90 6.90 _
—
_
70 000
—
-
—
—
80 000
—
_
90 000
—
_
100000
—
125000
—
—
150000
—
_
175 000
—
_
—
_
_
60 000
200 000 250 000 300 000
—
—
—
— _
_
_
_
_
—
_
_
—
_
-
-
—
12.10 9,80
--
12,40
4.
1.80
20.—
16.20
5.45
220
6,65
2.70
9.10
3.75
13.65
5.65
19,90 _
_
_
_
_
_
_
—
—
_
_
_
—
-
_ -
271
7.60
16.30
—
_
5.40
30,50 9.60
—
2.90
8,10 9.95
_ -
-
-
—— 18.20
