Solar Fotovoltaica

Energía Solar Fotovoltaica

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Lorenzo Ortega Lisón

Imprime:

El depositario, con autorización expresa de SEAS, S.A.

ISBN:

978-84-936248-1-1

Depósito Legal:

Z-1103-2011

ÍNDICE ASIGNATURA

UNIDAD 1. ENERGÍA SOLAR 1.1. Fundamentos básicos 1.1.1. Concepto de energía energía 1.1.2. Trabajo y calor 1.1.3. El Sol como origen origen 1.2. Aspectos energéticos directos 1.2.1. El espectro solar 1.2.2. Intensidad de la radiación radiación solar solar 1.2.3. La constante solar 1.2.4. Energía de radiación radiación 1.2.5. La radiación radiación solar atraviesa atraviesa la atmósfera atmósfera 1.2.6. La radiación radiación sobre la superficie superficie terrestre 1.2.7. Medida de la radiación solar 1.3. Parámetros de la posición Sol-Tierra 1.3.1. Las estaciones 1.3.2. Declinación Declinación solar 1.3.3. Posicionamiento Posicionamiento solar 1.3.4. Hora solar y hora local 1.4. ¿Cómo aprovechar la energía solar? 1.4.1. Energía solar aprovechable aprovechable 1.4.2. La naturaleza naturaleza en primer primer lugar lugar 1.4.3. Procesos de de aprovechamiento aprovechamiento artificiales artificiales 1.4.4. Conversión a energía térmica 1.4.5. Conversión a energía eléctrica


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UNIDAD 2. CONVERSIÓN ELÉCTRICA DE LA RADIACIÓN SOLAR 2.1. Conceptos básicos de electricidad 2.1.1. Corriente eléctrica 2.1.2. Circuito eléctrico 2.1.3. Magnitudes Magnitudes fundamentales fundamentales del circuito eléctrico eléctrico 2.1.4. Ley de ohm 2.1.5. Caída de tensión 2.1.6. Potencia eléctrica 2.1.7. Energía eléctrica 2.1.8. Efecto Joule 2.1.9. Asociación de elementos elementos 2.1.10. Cálculo de la la sección de los los conductores conductores 2.2. Principio funcionamiento semiconductores 2.3. El efecto fotovoltaico 2.4. Células fotovoltaicas 2.4.1. Estructura de de las células células solares solares 2.4.2. Principio de de funcionamiento funcionamiento célula solar solar 2.4.3. Análisis interno de las corrientes en una célula solar 2.4.4. Pérdidas de las células solares 2.4.5. Tipos de células 2.5. Panel solar 2.5.1. Características Características técnicas de de paneles paneles solares 2.5.2. Asociación de Panel Panel 2.5.3. Mantenimiento Mantenimiento de los módulos solares solares 2.6. Ventajas e inconvenientes de la energía solar fotovoltaica


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UNIDAD 3. CÁLCULO DE LA RADIACIÓN SOLAR 3.1. Radiación solar 3.1.1. Constantes de la raciacion raciacion solar solar 3.1.2. Cálculo teórico de la radiación solar 3.1.3. Obtención de la radiación a partir de tablas tablas 3.1.4. Índice de claridad claridad 3.1.5. Calculo de la radiación difusa a partir de la radiación global 3.1.6. Radiación en superficies superficies inclinadas inclinadas 3.1.7. Estimación de la radiación 3.2. Sombras 3.2.1. Análisis de sombras 3.2.2. Efectos de las sombras 3.2.3. ¿Cómo solucionar los problemas de sombras? 3.3. Cálculo de la radiación sobre superficies inclinadas 3.3.1. Estimación radiaciÓn solar sobre superficies inclinadas 3.3.2. Inclinación óptima de los paneles solares 3.3.3. Verificación de las pérdidas pérdidas por inclinación inclinación 3.3.4. Cálculo de la distancia entre filas de paneles solares 3.4. Seguimiento solar 3.5. Como optimizar el diseño

UNIDAD 4. INSTALACIONES AISLADAS 4.1. Instalación fotovoltaica aislada o autónoma 4.2. Componentes de un sistema aislado 4.2.1. Módulos solares/generadores solares/generadores FV 4.2.2. Regulador de carga 4.2.3. Baterías 4.2.4. Convertidor Convertidor en sistemas sistemas aislados aislados 4.2.5. Otros componentes componentes de la instalación instalación eléctrica eléctrica 4.3. Dimensionado de sistemas autónomos 4.3.1. Datos de la localización localización de de la instalación instalación 4.3.2. Características Características de los elementos elementos del sistema sistema 4.3.3. Método del mes mes peor 4.3.4. Método del balance de energía 4.3.5. Resumen de cálculo cálculo 4.4. Mantenimiento instalaciones aisladas 4.4.1. Mantenimiento Mantenimiento inversor y regulador regulador de carga carga 4.4.2. Mantenimiento Mantenimiento de las baterías baterías 4.5. Viabilidad de una instalación aislada Energía Solar Fotovoltaica

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UNIDAD 5. BOMBEO SOLAR 5.1. Aplicaciones de sistema de bombeo solar 5.2. Cálculos hidráulicos 5.2.1. Cálculos de la demanda 5.2.2. Cálculos de la presión 5.2.3. Cálculos energéticos del sistema 5.3. Descripción del sistema de bombeo fotovoltaico 5.3.1. Subsistema motor-bomba 5.3.2. Subsistema de acondicionamiento de potencia 5.3.3. Subsistema de acumulación 5.4. Configuraciones típicas de un sistema de bombeo fotovoltaico 5.4.1. Bombeo con motores DC 5.4.2. Bombeo con motores AC 5.5. Dimensionado de un sistema de bombeo fotovoltaico 5.5.1. Cálculo de la energía solar disponible 5.5.2. Dimensionado del generador 5.5.3. Cálculo de la potencia del motor 5.5.4. Dimensionado de la bomba

UNIDAD 6. INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED 6.1. Sistemas conectados a red 6.2. Generador fotovoltaico 6.3. Inversor 6.3.1. Tipos de inversores 6.3.2. Seguimiento PMP (Punto máxima potencia) 6.3.3. Separación galvánica 6.3.4. Clasificación del inversor según su diseño 6.3.5. Requisitos técnicos del inversor 6.3.6. Conexión de los módulos al inversor 6.3.7. Ajustes del inversor y generador 6.3.8. Datos de un inversor 6.3.9. Seguridad de un inversor 6.4. Protecciones de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red 6.4.1. Protecciones DC 6.4.2. Protecciones AC 6.5. Caja de conexión del generador (CCG) 6.6. Equipos de medida 6.7. Estructuras instalaciones conectadas a red 6.8. Dimensionado de instalaciones conectadas a red


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Energía solar

Energía Solar

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• Índice OBJETIVOS .......................................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 4 1.1. Fundamentos básicos ................................................................................ 5 1.1.1. Concepto de energía ............................................................................. 5 1.1.2. Trabajo y calor ...................................................................................... 6 1.1.3. El Sol como origen ................................................................................ 8 1.2. Aspectos energéticos directos ................................................................ 11 1.2.1. El espectro solar ................................................................................. 11 1.2.2. Intensidad de la radiación solar .......................................................... 16 1.2.3. La constante solar ............................................................................... 17 1.2.4. Energía de radiación ........................................................................... 20 1.2.4.1. Influencia del ángulo de incidencia ............................................... 20 1.2.5. La radiación solar atraviesa la atmósfera ........................................... 23 1.2.6. La radiación sobre la superficie terrestre ............................................ 27 1.2.7. Medida de la radiación solar ............................................................... 31 1.3. Parámetros de la posición Sol-Tierra ...................................................... 32 1.3.1. Las estaciones .................................................................................... 32 1.3.2. Declinación solar ................................................................................. 35 1.3.3. Posicionamiento solar ......................................................................... 36 1.3.4. Hora solar y hora local ........................................................................ 39 1.4. ¿Cómo aprovechar la energía solar? ...................................................... 43 1.4.1. Energía solar aprovechable ................................................................ 43 1.4.2. La naturaleza en primer lugar ............................................................. 43 1.4.3. Procesos de aprovechamiento artificiales ........................................... 45 1.4.4. Conversión a energía térmica ............................................................. 46 1.4.5. Conversión a energía eléctrica ........................................................... 47 RESUMEN .......................................................................................................... 49

Energía solar

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• Objetivos •

El objetivo principal de este tema es describir los fundamentos de la transformación energética y de la radiación solar. Para ello se desarrollan una serie de objetivos secundarios que se enumeran a continuación.

•

Conocer el concepto de las magnitudes físicas que intervienen (energía, trabajo, calor y potencia), sabiendo en que unidades se expresan y siendo capaces de realizar las conversiones entre unas y otras.

•

Estudiar las características principales del Sol, así como el mecanismo de generación de la radiación solar mediante las reacciones termonucleares de fusión que tienen lugar en él.

•

Entender las características fundamentales de la radiación electromagnética solar y su distribución espectral y energética.

•

Ser capaces de calcular el valor de la constante solar , así como de explicar las causas de la variación de dicha constante a lo largo del año.

•

Diferenciar con claridad la diferencia entre intensidad de radiación y energía de radiación, siendo conocedores de la influencia del ángulo de incidencia.

•

Estudiar las causas del importante debilitamiento que sufre la radiación solar al atravesar la atmósfera: reflexión, refracción, dispersión y absorción.

•

Conocer los conceptos de radiación directa, difusa, hemisférica y global, así como los equipos que se utilizan más habitualmente para su medida.

•

Analizar las causas de las variaciones estacionales de la energía solar disponible, como son el ángulo de incidencia de los rayos solares y la duración del día.

•

Estudiar el movimiento aparente del Sol y los parámetros que lo definen: declinación solar, altura solar y acimut solar.

•

Saber determinar la corrección a aplicar para obtener la hora solar (o tiempo solar verdadero TST) a partir de la hora que marcan nuestros relojes (hora local o tiempo local aparente LAT).

•

Conocer los principales procesos de aprovechamiento de la energía solar, tanto naturales como artificiales y, de entre estos últimos, los basados en la conversión en energía térmica y en energía eléctrica.

Energía solar

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Formación Abierta

• Introducción Es evidente que la energía solar es la energía emitida por el Sol. Aparecen de esta forma dos conceptos fundamentales que deben ser conocidos con detalle: la energía y el Sol. Por tanto, esta unidad didáctica comienza describiendo la energía, el trabajo, el calor y la potencia; así como las unidades en la que se expresan y sus equivalencias. A continuación, se presentarán las reacciones termo-nucleares de fusión que tienen lugar en el núcleo del Sol, como generadoras de este tipo de energía. Como si se narrara un “viaje” imaginario, se seguirá el recorrido que realiza la radiación electromagnética solar desde su origen hasta la superficie terrestre. Se presentará el espectro característico de esta radiación, recordando que sólo una pequeña parte es luz visible y que la parte no visible contiene una cantidad importante de energía que también debe ser tenida en cuenta. Seguidamente se explicará la diferencia entre intensidad de radiación y energía radiante y se analizará la influencia del ángulo de incidencia. Se obtendrá el valor de la intensidad de radiación extraterrestre, denominado constante solar. A continuación se presentarán las causas del considerable debilitamiento que sufre la energía solar al atravesar la atmósfera. También se expondrán los criterios que permiten distinguen los dos tipos de radiación solar que se consideran en la superficie terrestre: radiación directa y radiación difusa. Es importante también conocer la forma en la que se realiza la medida de la radiación solar, por lo que se enumerarán los equipos que se emplean más habitualmente. Después se profundizará en algunos aspectos de astronomía solar, que permiten explicar, entre otras cosas, la variación del tiempo de luz solar (día) o del ángulo de incidencia de los rayos solares según las estaciones del año. Se describirán y se aprenderá a calcular parámetros que intervienen en el posicionamiento solar, tales como la declinación solar, la altura solar, o el acimut solar (A).

•

También se expondrá la forma de realizar la corrección para obtener la hora solar (o tiempo solar verdadero TST) a partir de la hora que marcan nuestros relojes (hora local o tiempo local aparente LAT).

Para finalizar, se introducirán métodos de aprovechamiento natural y artificial de la energía solar disponible en la superficie terrestre. Entre los métodos artificiales se presentarán tanto los procesos directos (tales como la obtención de energía térmica, el efecto fotovoltaico y el efecto fotoeléctrico) como los indirectos.

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Energía solar

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1.1. Fundamentos básicos En este primer punto se explica el concepto de energía, trabajo y calor, además se trata el Sol como su origen.

1.1.1. Concepto de energía La energía es una magnitud física que se manifiesta, sobre todo, en forma de trabajo o de calor. De esta forma, la energía de un cuerpo puede definirse como la capacidad de producir trabajo o de generar calor.

Energía, trabajo y calor son conceptos similares, por lo que utilizan las mismas unidades que, en el Sistema Internacional de Unidades (S.I), reciben el nombre de Julios, en honor del físico inglés James Prescott Joule (1818-1889), que estableció la equivalencia entre energía y calor. Múltiplos de estas unidades son: • Kilojulio (kJ) = 1.000 J. • Megajulio (MJ) = 1.000 kJ = 1.000.000 J.

Todos los cuerpos poseen energía en función del estado en el que se encuentran, de tal forma que podemos diferenciar energía cinética, potencial, nuclear, electromagnética, térmica, etc.

• Los cuerpos en movimiento poseen energía cinética. Ésta es, por ejemplo, la que se obtiene del viento mediante los generadores eólicos y que depende fundamentalmente de su velocidad.

• Los cuerpos que se encuentran en una posición elevada (es decir, a una determinada altura) se dice que contienen energía potencial (gravitatoria) que, por ejemplo, es la que se aprovecha en los saltos de agua de los embalses, recibiendo el nombre de energía hidráulica.

• La energía nuclear es la que se genera mediante reacciones que tienen lugar entre partículas elementales y núcleos atómicos de determinados elementos químicos.

Energía solar

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Formación Abierta

• Energía electromagnética o energía radiante es la asociada a una determinada zona en la que existen un campo eléctrico y un campo magnético combinados. Esta energía se propaga adoptando la forma de ondas electromagnéticas, que se caracterizan por poder desplazarse en el vacío, ya que no necesitan ningún medio material que las soporte. Ésta es la forma en la que la energía solar atraviesa el espacio exterior hasta llegar a la Tierra.

En contraposición con las ondas electromagnéticas, las ondas sonoras (los sonidos) tienen carácter mecánico y se propagan a través de los materiales por medio de la vibración de las partículas que los forman.

• Los cuerpos que se encuentran a una temperatura superior a la de su entorno, o a la de otros cuerpos, contienen energía térmica, que se transfiere en forma de calor y se manifiesta por medio de la temperatura. La energía que poseen los cuerpos (en función de su estado, de su posición, de su velocidad, de su temperatura, etc.) puede que no sea aprovechable directamente y que sea necesario transformarla, por ejemplo en energía eléctrica o térmica. Con ello se está haciendo uso de uno de los principios fundamentales de la termodinámica: La energía no se crea ni se destruye, sólo se transforma.

1.1.2. Trabajo y calor El trabajo es la transferencia de energía de un cuerpo a otro mediante la aplicación de una fuerza que produce un desplazamiento. El trabajo se manifiesta de esta manera por un movimiento.

W=F ⋅ e Donde:

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Energía solar

W

Trabajo (del inglés “Work”), en Julios (J)

F

Fuerza, en Newton (N)

e

Espacio recorrido o desplazamiento, en metros (m)

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Recordemos que el trabajo se puede expresar en las mismas unidades que la energía que, en el Sistema Internacional, es el julio (J). A continuación se presentan las equivalencias con otras unidades: • Vatio-hora (Wh) = 3,60 kJ = 3.600 J • Kilovatio-hora (kW-h) = 3.600 kJ = 3.600.000 J.

La velocidad con la que se transfiere la energía de un cuerpo a otro es la potencia desarrollada o, lo que es lo mismo, es la cantidad de trabajo realizado en la unidad de tiempo.

P=

W t

Donde: P

Potencia, en vatios (W)

W

Trabajo, en julios (J)

t

Tiempo, en segundos (s)

El vatio es la unidad de potencia en el Sistema Internacional de Unidades (S.I.):

1W=

1J 1s

Su nombre proviene del inventor escocés James Watt (1.736-1.819). Múltiplos de esta unidad son: • Kilovatio (kW) = 1.000 W • Megavatio (MW) = 1.000 kW = 1.000.000 W Otras unidades que pueden emplearse son: • Caballo de vapor (CV) = 735 W • Caballo de vapor inglés o “Horse Power” (HP) = 746 W.

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Formación Abierta

Respecto al calor , puede decirse que es una de las formas en las que se manifiesta la energía y está asociado al movimiento de las partículas (átomos, moléculas, iones y electrones) de la materia. Se transfiere entre objetos que están a diferente temperatura mediante diferentes mecanismos: conducción, convección y radiación.

Otras unidades en las que se puede expresar la energía y, en especial el calor, son las calorías (cal), cuya equivalencia con el julio (J) es: 1 cal = 4,18 J Múltiplos de estas unidades son: • Kilocalorías (kcal) = 1.000 cal = 103 cal = 4180 J. • Megacalorías (Mcal) = 1.000 kcal = 1.000.000 cal.

1.1.3. El Sol como origen Como ya se sabe, el Sol es la estrella que forma parte del llamado Sistema Solar, sistema de planetas del que forma parte la Tierra. Está clasificado como una estrella enana amarilla y su esperanza de vida estimada es de 5.000 millones de años. Radio

700.000 kilómetros

Distancia media a la Tierra

150 millones de km

Masa (la Tierra = 1)

332.946

Vida restante estimada

5.000 millones de años

Temperatura de la superficie

5.500 ºC

Temperatura del núcleo

14 millones de ºC

Figura 1.1.

Algunos datos del sol.

El Sol, compuesto principalmente por hidrógeno (81%) y helio (18%), se considera formado por varias capas concéntricas: núcleo, zona radiactiva, zona convectiva, fotosfera, cromosfera y corona. En el núcleo, situado en su centro y con un tamaño equivalente a una quinta parte del total, es donde tiene lugar las reacciones termo-nucleares de fusión que generan la energía solar.

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La fusión nuclear que tiene lugar consiste en la unión de un núcleo de deuterio (isótopo del hidrógeno) y otro de tritio (otro isótopo del hidrógeno), dando lugar a un núcleo de helio y liberando a un neutrón junto con una determinada cantidad de energía. Neutrón Tritio Energía emitida

Deuterio Núcleo de helio

Figura 1.2.

Reacción de fusión nuclear.

Los isótopos de un elemento químico son átomos de ese mismo elemento cuyo núcleo tiene un mayor número de neutrones. Por ejemplo, el núcleo del deuterio tiene 1 protón y un neutrón y el núcleo del tritio consta de 1 protón y 2 neutrones, mientras que el núcleo del hidrógeno está formado únicamente por 1 protón y ningún neutrón.

No confundir la fusión con la reacción nuclear de fisión. Aunque ambas producen la liberación de la llamada energía de enlace (que mantiene unidos a protones y neutrones en el núcleo de los átomos), la fisión se emplea por ejemplo en las centrales nucleares para producir energía eléctrica. En los reactores de las centrales se hace chocar un neutrón contra un núcleo de uranio-235, que se descompone dando lugar a un átomo de kriptón y a otro de bario, liberando dos neutrones y una determinada cantidad de energía. Los neutrones liberados chocan contra otros núcleos de uranio, dando lugar a una reacción en cadena.

Figura 1.3.

Reacción de fisión nuclear.

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Formación Abierta

De esta forma por cada 1.000 kg de hidrógeno que intervienen en la fusión solar se originan 993 kg de helio mientras que los 7 kg restantes se transforman en energía electromagnética de acuerdo con la ecuación, formulada por el físico alemán Albert Einstein en 1907: E = m·c2 Donde: E

Energía, en vatios (W)

m

Masa, en kilogramos (kg)

c

Velocidad de la luz, en metros/segundo c = 300.000.000 m/s

Esta energía es emitida en todas las direcciones del espacio en forma de ondas electromagnéticas asociadas a fotones (o cuantos de energía) que, como se ha dicho anteriormente, son capaces de propagarse en el vacío. Estos fotones se desplazan a la velocidad de la luz (300.000 Km/s), por lo que tardan unos 8 minutos en llegar a la Tierra, que está a 150 millones de kilómetros del Sol.

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1.2. Aspectos energéticos directos En este apartado nos centraremos en los aspectos energéticos directos como el espectro solar, la intensidad de la radiación solar, la constante solar, la energía de radiación, la posibilidad de la radiación solar de atravesar la atmósfera, la radiación sobre la superficie terrestre y la mediación de la radiación solar.

1.2.1. El espectro solar Se ha visto anteriormente que la energía solar es emitida y se propaga, atravesando el espacio vacío que separa el Sol y la Tierra, como un frente de ondas electromagnéticas asociadas a unas partículas denominadas fotones. Este frente de energía está compuesto por diferentes tipos de ondas, que conforman lo que se denomina espectro. La diferencia entre cada uno de estos tipos de ondas es su frecuencia (y, por tanto, también su longitud de onda). Aunque no coincide exactamente con el fenómeno real, y con el objeto de comprender los conceptos de “frecuencia” y “longitud de onda”, puede imaginarse el movimiento oscilatorio de un fotón desplazándose desde el Sol a la Tierra como el representado en la figura:

Figura 1.4.

Longitud de onda.

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Formación Abierta

La longitud de onda, “λ”, es la distancia entre dos crestas o entre dos valles consecutivos. Se mide en metros (m), usándose a menudo sus múltiplos y submúltiplos, tales como: kilómetros (km), milímetros (mm), micrómetros o micras (μm), etc. 0,001 km = 1 m = 1.000 mm = 106 μm La longitud de onda nos delimita también un ciclo, que es la distancia correspondiente a dos puntos consecutivos en el que el fotón se encuentra en una situación similar. La frecuencia, “v”, es el número de ciclos (u oscilaciones) que se producen en la unidad de tiempo. Su unidad es el hercio (Hz), de forma que: 1 Hz = 1 ciclo / 1 segundo También se usan habitualmente sus múltiplos, tales como Megahercios (MHz) o kilohercios (kHz). La longitud de onda y la frecuencia de una onda electromagnética (fotón) están relacionadas mediante la expresión:

ν=

c λ

Donde: c es la velocidad de la onda, que para la luz y las ondas electromagnéticas en el vacío es aprox. 300.000.000 m/s

Como puede verse en la figura siguiente, a frecuencias bajas corresponden longitudes de onda más largas y viceversa, a frecuencias altas corresponden longitudes de onda más cortas:

Figura 1.5.

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Relación entre frecuencia y longitud de onda.

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De esta forma, las ondas electromagnéticas pueden clasificarse en función de su longitud de onda y de su frecuencia, tal y como puede verse en la tabla siguiente:

Figura 1.6.

Clasificación de las ondas electromagnéticas.

Figura 1.7.

Espectro de la luz visible.

La energía de un fotón E (y en general de cualquier onda electromagnética), depende de su frecuencia y se expresa mediante la siguiente ecuación: E = h·ν

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Donde: E

Energía, en Julios (J)

h

Constante de Plank de valor 6,626 x 10-34 Julios·segundo.

v

Frecuencia del fotón en hercios (Hz)

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Cuanta mayor es la frecuencia de una onda electromagnética, mayor es la energía que contiene. Esta afirmación puede confirmarse observando la figura de clasificación de las ondas electromagnéticas: Puede verse que las ondas de mayor frecuencia son, por ejemplo los rayos gamma y rayos X, cuya elevada energía les permite atravesar materiales tan densos como muros de hormigón y planchas de plomo. Los rayos ultravioleta, la luz visible y los rayos infrarrojos tienen una cantidad de energía intermedia, mientras que las ondas de radio son las que menos energía transmiten.

Es evidente que la radiación del Sol contiene ondas del espectro visible por el hombre, pues proporciona la luz que diferencia al día de la noche; pero también contiene ondas no visibles en una franja cercana a la de la luz. Puede deducirse la distribución espectral de la radiación solar asemejando al Sol con un cuerpo negro cuya temperatura fuese de unos 5.600 ºC (es decir, unos 5.900 K).

Un cuerpo negro es un cuerpo inexistente e ideal que es capaz de absorber toda radiación electromagnética que incida sobre él, junto con la energía que lleve asociada. No obstante, también emite un espectro de ondas electromagnéticas que es característico de la temperatura a la que se encuentra.

Para obtener el equivalente en grados Kelvin (K) de una temperatura indicada en grados centígrados (ºC), basta con saber que: T (K) = T (ºC) + 273 Ejemplo: 10 ºC = 283 K La temperatura denominada Cero Absoluto corresponde a 0 K = -273 ºC. Además recuerde que 1 μm (micrómetro) = 10-6 metros.

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El espectro de radiación solar contiene fotones cuya longitud de onda está comprendida entre 0,3 μm (ultravioleta) y 3 μm (infrarrojo), aunque sólo las que están entre 0,38 y 0,78 μm (luz visible) pueden ser captadas por el ojo humano. El resto de radiación, no es visible, pero contiene una cantidad importante de energía que debe ser tenida en cuenta. La distribución energética que corresponde a este espectro es la reflejada en la tabla siguiente: Zona del espectro

Energía (%)

Longitud de onda menor de 0,38 μm

7%

Longitud de onda entre 0,38 y 0,78 μm

47%

Longitud de onda mayor de 0,78 μm

46 %

Figura 1.8.

Distribución energética en el aspecto solar.

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

0,3-0,38

0,38-0,78

0,78-3,0

Zona del espectro según longitud de onda ( m) Figura 1.9.

Distribución energética del espectro solar.

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1.2.2. Intensidad de la radiación solar Se ha podido determinar que la potencia del Sol es igual a 4x10 23 Kw (o, lo que es lo mismo, 4x10 26 W), ya que genera una energía de 4x10 26 J en un segundo.

La potencia del Sol es cientos de billones de veces mayor que la generada por el funcionamiento simultáneo de todas las plantas industriales del mundo. La energía generada por el Sol en un segundo es mucho mayor que la consumida por la humanidad, desde la creación de la Tierra hasta nuestros días.

Esta energía es emitida en todas las direcciones del espacio por igual.

Figura 1.10. Esfera imaginaria que es atravesada por la energía solar.

Suponiendo que el Sol se sitúa en el centro de una esfera imaginaria de radio “R”, la energía emitida se reparte a lo largo de toda la superficie “S” de dicha esfera, que es: S=4 ⋅ π ⋅ R2

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En este apartado el término a definir se resaltará en negrita. La intensidad de radiación, I, o irradiancia, es la cantidad de energía E que atraviesa una determinada superficie perpendicular a la radiación, por unidad de superficie “S” (es decir 1 m2) y por unidad de tiempo “t” (es decir, 1 segundo):

I=

E S⋅ t

La ecuación anterior puede expresarse en función de la potencia P, recordando que P=E/t, con lo que:

I=

P . S

Es evidente que cuanto mayor es la superficie “S” entre la que se divide la potencia “P”, la intensidad de radiación “I” disminuye: Es por ello por lo que a medida que nos alejamos del Sol su intensidad disminuye, se “debilita”.

1.2.3. La constante solar Siguiendo las indicaciones anteriores, es posible calcular el valor aproximado de la intensidad radiante en la Tierra, justo en el exterior de la atmósfera, tomando los valores siguientes: P

Potencia emitida por el Sol, P = 4 x 1026 W

R

Radio de la esfera imaginaria que pasa por la Tierra y en cuyo centro se sitúa el Sol; por tanto se toma igual a la distancia media de la Tierra al Sol, R = 1,5 x 1011 m

S

Superficie de dicha esfera imaginaria, S = 4 π R2

Por lo que: 4x1026 I= =1,4x103 W/m2 =1,4KW/m2 11 2 4π(1,5x10 )

Para verificar este valor, se han utilizado los satélites artificiales puestos en órbita justo sobre la atmósfera terrestre. Los datos que han recogido son muy similares al indicado.

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No obstante, la Tierra gira alrededor del Sol siguiendo una órbita que no es totalmente circular, sino que es ligeramente elíptica, de forma que en Enero (en el perihelio) se encuentra más cerca del Sol y en Julio (en el afelio) se encuentra más alejada. 1 UA

Diciembre

0.983 UA

1.017 UA

Julio

1 UA

Figura 1.11. Órbita de la Tierra en torno al Sol: la eclíptica.

Dicha órbita recibe el nombre de eclíptica (ya que a ella se deben los eclipses de Sol) y el valor promedio de la distancia Tierra-Sol es de 149.600.000 km (aprox. 1,5 x 1011 metros). Dicho valor se denomina Unidad Astronómica (1 UA). El factor de excentricidad ε de la distancia Tierra-Sol viene dado por:

⎛R ⎞ ε= ⎜ 0 ⎟ ⎝R⎠

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donde: R0 = es el valor medio de la distancia Tierra-Sol (1 UA). R = es la distancia Tierra-Sol en un determinado día del año. De forma simplificada, el valor de ε se puede determinar mediante la siguiente expresión:

ε=1+0,033·cos(2· π·

Nd ) 365

donde Nd es el día del año (para el 1 de enero, Nd=1; para el 31 de diciembre, Nd=365).

Esta variación de la distancia Tierra-Sol es la que hace que la intensidad de radiación, medida sobre una superficie perpendicular, que llega al exterior de la atmósfera terrestre (llamada también intensidad de radiación extraterrestre o irradiancia extraterrestre) varíe en función del mes del año, siendo mayor en Enero y menor en Julio.

18

Energía solar

01


El valor medio de la intensidad de radiación extraterrestre se denomina constante solar, I 0 , y se le ha asignado un valor de 1367 W/m2, de acuerdo con la 8ª sesión de la Comisión de Instrumentos y Métodos de Observación, celebrada en Ciudad de México en 1.981

Figura 1.12. Variación de la intensidad de radiación extraterrestre.

La variación de la constante solar a lo largo del año puede determinarse numéricamente mediante la expresión siguiente:

I=I0 ·ε Donde: I0 = Constante solar, cuyo valor es de 1367 W/m2.

ε = Factor de excentricidad.

Energía solar

19

Formación Abierta

1.2.4. Energía de radiación Si se coloca una determinada superficie S perpendicularmente a los rayos solares de intensidad I, la energía radiante que incide sobre dicha superficie en un tiempo determinado t se denomina irradiación E y se obtiene mediante la expresión siguiente:

E=I·S·t

Donde: E

Energía radiante o irradiación. Se mide en julios (J), aunque suele darse también en calorías (cal) o en cualquier otro tipo de unidades de energía. Para pasar calorías a Julios debe usarse la equivalencia 1 caloría = 4,18 julios

I

Intensidad radiante. Se mide en W/m2 (vatios por metro cuadrado)

S

Superficie. Se mide en metros cuadrados (m2).

t

Tiempo. En la fórmula hay que ponerlo en segundos. Si se da en horas, habrá que pasarlo sabiendo que 1 hora = 3.600 segundos

La expresión anterior se deduce de la que se ha visto anteriormente:

I=

1.2.4.1.

E S⋅t

Influencia del ángulo de incidencia

Hasta el momento se ha supuesto que las ondas electromagnéticas o los rayos solares incidían sobre una superficie situada perpendicularmente a los mismos, pero ¿qué ocurre si dicha superficie no es perpendicular a la radiación solar?

20

Energía solar

01


El ángulo de incidencia, α, es el ángulo formado por los rayos solares y la recta normal (es decir, perpendicular) a la superficie considerada.

Figura 1.13. Concepto de ángulo de incidencia.

De este modo, por ejemplo, si la superficie es perpendicular a los rayos, el ángulo de incidencia es 0º y la energía radiante que incide (la irradiación E) es máxima.

Figura 1.14. Energía incidente sobre superficie perpendicular (a la izquierda) y paralela (a la derecha) a la radiación.

Sin embargo, si la superficie se sitúa paralelamente a los rayos, el ángulo de incidencia es 90º y la energía radiante incidente es nula. Si el ángulo de incidencia α se encuentra entre 90º y 0º, tanto la energía como la intensidad de radiación que recibe la superficie considerada depende del coseno de ese ángulo; pero siempre tendrán valores inferiores al máximo, que hemos dicho que se alcanza cuando α=0º. Iα =I·cosα

Y también: Eα =E·cosα

Energía solar

21

Formación Abierta

Superficie perpendicular a la radiación: α

= 0º ⇒ cos ( 0º ) = 1 ⇒ Iα = I

Superficie paralela a la radiación: α

= 90º ⇒ cos ( 90º ) = 0 ⇒ Iα = 0

Gráficamente puede verse que a medida que la superficie deja de ser perpendicular a los rayos solares, parte de estos rayos dejan de incidir sobre la superficie, lo que supone una “pérdida” de radiación que produce un menor calentamiento de dicha superficie

Figura 1.15. Pérdida de energía incidente según el ángulo de incidencia.

Esta es la razón por la cual los rayos del Sol calientan mucho más en las horas del mediodía que a las primeras de la mañana o últimas horas de la tarde.

Figura 1.16. Variación del ángulo de incidencia a lo largo del día.

22

Energía solar

01


También el ángulo de incidencia de los rayos solares es la causa de que las regiones alejadas del Ecuador reciban menos calor que las que están cercanas al mismo, tal y como muestra la figura.

Figura 1.17. Variación del ángulo de incidencia debido a la curvatura terrestre.

La energía incidente E suele designarse con una H o como EH cuando hablamos de energía solar que incide sobre una superficie horizontal. El valor de H puede leerse en tablas, donde se indica asociado a cada localidad, población o provincia, para cada mes del año.

1.2.5. La radiación solar atraviesa la atmósfera Al igual que cualquier haz luminoso, la radiación solar se propaga en línea recta y se verá afectada, de un modo u otro, por cualquier obstáculo (ya sea sólido, líquido o gaseoso) que se encuentre en su camino. Al chocar con la superficie del obstáculo parte de la radiación “rebota” (es decir, es reflejada), siendo el ángulo de incidencia igual al de reflexión. Si dicha superficie es plana y brillante se comportará como un espejo que refleja las imágenes. En caso contrario el obstáculo “se verá” con el color de la radiación que se ha reflejado. El resto de radiación que no ha sido reflejada penetrará en el interior del obstáculo. Si se trata de un cuerpo opaco, toda la radiación será absorbida y quedará en su interior (normalmente incrementando su temperatura) y se generará una sombra en la parte posterior.

Energía solar

23

Formación Abierta

En el caso de que se trate de un obstáculo translúcido o transparente, sólo una parte de la radiación será absorbida y el resto lo atravesará. En realidad los cuerpos pueden ser opacos a unas determinadas longitudes de onda y transparentes a otras. En cualquier caso, la radiación que penetra en el interior de un cuerpo sufre una desviación de la dirección de propagación, que se denomina refracción, y es debida al cambio de velocidad que experimenta el haz de radiación al cambiar la permisividad del material en el que se propaga. Dicha velocidad depende de la longitud de onda; por lo que, como la radiación solar está compuesta por un conjunto de longitudes de onda, el ángulo de refracción de cada longitud de onda será diferente, formándose un “abanico” de haces de radiación. Este fenómeno se denomina dispersión y puede ser visualizado, como ejemplo, al hacer incidir un haz de luz blanca sobre un prisma de transparente.

Figura 1.18. Dispersión de la luz blanca al incidir sobre un prisma transparente.

Antes de llegar hasta nosotros, al nivel de la superficie terrestre, la radiación solar debe atravesar la atmósfera, que supone un importante obstáculo y que le produce un considerable debilitamiento, reduciendo su intensidad desde el valor de la constante solar (1.367 W/m 2) hasta un valor que será de unos 1.100 W/m 2 en días despejados, pero que rara vez supera los 1.000 W/m2. A este último valor se le considera como referencia y se le denomina “ 1 Sol”.

Repetición de algún concepto La atmósfera terrestre tiene un espesor aproximado de 10 km y está compuesta por una mezcla de gases que se denomina aire (78% de nitrógeno, 21% de oxígeno y 1% de argón), junto con dióxido de carbono, vapor de agua, ozono y otros gases minoritarios.

Este importante debilitamiento que sufre la radiación solar se debe principalmente a tres causas: 

Reflexión.



Dispersión o difusión.



24

Absorción.

Energía solar

01


Figura 1.19. Disminución de la intensidad de la radiación solar al atravesar la atmósfera.

Reflexión Principalmente es producida por las nubes. Las nubes gruesas reflejan un 70-80% de la radiación incidente, mientras que las nubes finas poseen un índice de reflexión del 25-30%. Dispersión o difusión La difusión depende de: 

La longitud de onda de la radiación



El tamaño de las partículas con las que incide dicha radiación



Y es debida a las moléculas de aire, a las partículas de polvo en suspensión y al vapor de agua (H 2O).

Energía solar

25

Formación Abierta

Esta es la razón que explica el cambio del color del cielo a lo largo del día. Debido al reducido tamaño de las moléculas de los gases de la atmósfera, la dispersión de las longitudes de onda más cortas (violeta y azul) es mayor, y son ellas las que dan color al cielo durante las horas centrales del día. A las primeras y últimas horas del día, los rayos solares deben recorrer una mayor distancia en el interior de la atmósfera, por lo que los rayos de luz de color violeta y azul han sufrido una gran dispersión y no llegan hasta una persona situada en la superficie terrestre; pero sí lo hacen los rayos de luz de tonos rojos y anaranjados. Es la llamada dispersión de Rayleigh. Sin embargo, este fenómeno no tiene lugar en la Luna, ya que no tiene atmósfera: los astronautas que pisaron su superficie observaron que su cielo se ve siempre de color negro, ya que la luz del sol que llega hasta ella no sufre dispersión alguna.

Absorción La atmósfera actúa de la siguiente forma: 

El ozono (O3) absorbe la radiación de longitud de onda corta < 0,3 μm (ultravioleta)



Es transparente a la parte visible del espectro solar (0,38 a 0,78 μm), permitiendo que la luz llegue a la superficie terrestre



Las longitudes de onda largas, mayores de 2,5 μm (infrarrojos), son filtradas por el vapor de agua y el dióxido de carbono (CO 2).

Debido a todo ello, el espectro de la radiación solar que llega a la superficie terrestre está comprendida entre 0,3 y 2,5 μm.

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Energía solar

01


Como cualquier cuerpo, la Tierra al calentarse por la radiación solar emite infrarrojos hacia la atmósfera. Esta radiación es también absorbida por el vapor de agua y el CO2 de la atmósfera, calentándose a su vez y devolviendo parte de esta radiación hacia la Tierra. Se trata del efecto invernadero natural. Dicho fenómeno favorece que la temperatura de la Tierra se mantenga y evita que el salto térmico día-noche sea excesivo. No obstante, un exceso de CO2 en la atmósfera produce llegar a producir un recalentamiento excesivo del planeta.

1.2.6. La radiación sobre la superficie terrestre A causa de los fenómenos de reflexión, dispersión y absorción que se han descrito en el apartado anterior, a nivel de la superficie terrestre se distinguen dos tipos de radiación solar: 

Radiación directa.



Radiación difusa.

La radiación directa es la compuesta por aquellos rayos que llegan “directamente” del disco solar, como foco puntual, sin sufrir prácticamente ninguna desviación en su dirección (llegan “en línea recta”).

Figura 1.20. Radiación solar directa.

La radiación difusa incluye la debida a los rayos que han sufrido importantes cambios de dirección debido a la dispersión atmosférica, junto con la radiación solar reflejada por el suelo (albedo). Esta energía difusa también llega a la superficie terrestre, pero lo hace desde toda la bóveda celeste y no únicamente del foco puntual que es el Sol. Esto hace que un cuerpo reciba energía desde todas las direcciones de forma que, aunque esté a la sombra, tiene una iluminación suficiente como para hacerlo visible.

Energía solar

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Formación Abierta

Figura 1.21. La radiación solar difusa es emitida por toda la bóveda celeste.

También las superficies de un cuerpo artificial, como por ejemplo las fachadas de un edificio, produce radiación de albedo. Cuanto más claro sea el color del cuerpo, mayor será el albedo del mismo. También será mayor, cuanto más lisa y brillante sea su superficie. Albedo Nieve reciente

80-90%

Arena

25-35%

Suelo seco

10-20%

Suelo húmedo (barro)

5%

Hierba húmeda

30%

Bosque

5%-15%

Figura 1.22. Radiación reflejada por el suelo (albedo).

Si sumamos los dos tipos de radiación (directa y difusa), se obtiene la denominada radiación hemisférica total, que es la que debe ser considerada.

Radiación hemisférica es la radiación solar que incide sobre una superficie plana desde la semiesfera celeste situada por encima de ella. Dicha superficie plana puede tener cualquier orientación e inclinación. Aunque erróneamente a la radiación hemisférica se le llama también radiación global, debemos saber que el significado correcto de éste último es: radiación solar hemisférica sobre superficie plana colocada horizontalmente.

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Energía solar

01


El porcentaje de radiación difusa sobre la radiación hemisférica total depende de: 

La masa óptica de aire (AM): cuanto mayor es, mayor es también la radiación difusa.



Cantidad de partículas en suspensión (polvo, contaminación, etc): cuanto mayor es, mayor es la radiación difusa.



Nubosidad: cuanto mayor es la presencia de nubes delgadas, mayor es la radiación difusa.



Altitud (altura sobre el nivel del mar): al aumentar, disminuye la radiación difusa, debido a que su recorrido en la atmósfera es menor.



Transparencia atmosférica: la radiación difusa crece cuando aumenta la presencia de gases absorbentes, nubes o niebla.

La masa óptica de aire (AM), o masa atmosférica, es la longitud del recorrido que efectúa la radiación solar desde que penetra en la atmósfera hasta el nivel del mar, con respecto a la longitud del recorrido vertical (es decir, estando situado el Sol en la vertical del lugar) al que se le asigna un valor de AM=1. En general, puede ser calculada mediante la siguiente expresión:

AM=

1 senϕ

Donde:

ϕ es el ángulo que forma la radiación solar directa con la horizontal del lugar

Figura 1.23.

Concepto de masa de aire.

Energía solar

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Formación Abierta

En los días claros la radiación directa es la predominante; no obstante, en los días nublados la única forma de energía es la difusa, ya que la directa es filtrada por la bóveda celeste y la capa de nubes. Esta radiación es aproximadamente una tercera parte de toda la radiación recibida en todo el año, tal y como puede verse en las figuras siguientes, en las que se compara la energía difusa con la directa y con la global mensual durante todo un año en la ciudad de Zaragoza (España).

Figura 1.24. Radiación directa y difusa en Zaragoza (latitud 42 ºN). 1kWh = 3,6 MJ.

Figura 1.25. Radiación global y difusa en Zaragoza (latitud 42 ºN) 1 kWh = 3,6 MJ.

30

Energía solar

01


No debe olvidarse la influencia del componente no visible de la energía solar, que alcanza casi el 40% de la radiación que llega a la tierra. Aunque es invisible, su efecto es considerable en las instalaciones solares.

1.2.7. Medida de la radiación solar La medida de la radiación solar puede efectuarse mediante diversos instrumentos, cuyo nombre genérico es el de radiómetros. Estos equipos se clasifican según el tipo de radiación solar que son capaces de medir, siendo los principales los siguientes: 

Piranometros: miden la radiación solar global, (es decir la radiación hemisférica sobre plano horizontal). Es el tipo de radiómetro más empleado. Han de situarse en una superficie horizontal, perfectamente visible y sin obstáculos que den sombra, para recibir toda la energía solar posible. Colocando una banda de sombreamiento, es posible utilizarlos para medir únicamente la componente difusa.



Pirheliómetros (también llamados actinómetros): únicamente miden la radiación solar directa bajo incidencia perpendicular. Disponen de una abertura de pequeño tamaño que se orienta en todo momento hacia el disco solar, con un ángulo de abertura inferior a 6º.



Heliógrafo: permite determinar el número de horas del día en las que la radiación solar directa alcanza una intensidad suficiente como para producir sombras, siendo el umbral que se toma como referencia igual a 120+24 W/m2.

Estos instrumentos pueden ser conectados a un ordenador, de forma que los datos recibidos durante varios días pueden ser almacenados. De esta forma es posible conocer la energía realmente disponible en una determinada zona, lo cual permite determinar si es viable realizar una instalación solar.

Energía solar

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Formación Abierta

1.3. Parámetros de la posición Sol-Tierra Cualquier persona, en cualquier punto del planeta, puede observar el recorrido del Sol sobre el cielo: al amanecer (Orto) el Sol sale por el Este; a medida que transcurre el día, se eleva más o menos, dependiendo de la estación en la que nos encontremos; y, al finalizar el día, se oculta (Ocaso) por el Oeste.

La observación del Sol no debe realizarse en ningún caso dirigiendo la vista directamente hacia él, ya que su intensidad es tan elevada que en pocos segundos puede producir daños irreparables en el ojo que lleguen a causar la ceguera total o parcial.

Hasta el siglo XV, este movimiento aparente hizo pensar que el Sol giraba alrededor de la Tierra; pero en la actualidad se sabe que en realidad se debe al giro de la Tierra sobre sí misma cada 24 horas. No obstante, para estudiar dicho fenómeno, puede ser más sencillo suponer que el elemento que se mantiene inmóvil es la Tierra, y es el Sol el que gira a su alrededor.

1.3.1. Las estaciones Para comprender el fenómeno que causa las estaciones debemos recordar lo siguiente: 

 

La Tierra se traslada alrededor del Sol siguiendo una órbita en forma de elipse. Dar una vuelta completa le cuesta 365,25 días, desplazándose a una velocidad de unos 100.000 km/h. Dicha órbita se encuentra contenida en un plano imaginario que se denomina Eclíptica. A su vez, la Tierra gira alrededor de su propio eje, invirtiendo 24 horas en realizar una rotación completa. El eje de rotación de la Tierra forma un ángulo de 23,5º con la normal al plano de la Eclíptica.

Figura 1.26. Órbita terrestre en el plano de la Eclíptica y estaciones del año (para el hemisferio norte).

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Energía solar

01


El invierno (del 21 de diciembre al 21 de marzo en el hemisferio norte; y del 21 de junio al 21 se septiembre en el hemisferio sur) se caracteriza por un clima con menores temperaturas, debido al mayor ángulo de incidencia de los rayos solares sobre la superficie terrestre. También se observa que el Sol se eleva menos en el horizonte durante su recorrido diario sobre el cielo. Mientras que durante el verano (del 21 de junio al 21 se septiembre en el hemisferio norte; y del 21 de diciembre al 21 de marzo en el hemisferio sur) las temperaturas son mayores, debido a que los rayos solares tienen un menor ángulo de incidencia.

Figura 1.27. Incidencia de los rayos solares sobre el hemisferio norte y sur en los meses de invierno y verano.

Puede considerarse que los rayos solares son paralelos cuando llegan a la Tierra, debido a la gran distancia que le separa de su origen y al gran tamaño del Sol.

Otra característica que diferencia una estación de otra es la duración del día y la noche. Durante los meses de invierno el tiempo de luz solar es menor que el de oscuridad (noche); mientras que en los meses de verano ocurre lo contrario. Las estaciones quedan delimitadas por los equinoccios y los solsticios. El equinoccio es cuando tenemos igual tiempo de oscuridad que de luz, y suele ser el 21 de marzo y el 23 de septiembre (comienzo de primavera y de otoño). En el solsticio de verano tenemos el día más largo, y es el 21 de junio, mientras que el de menor duración es el 22 de diciembre. La siguiente figura nos muestra la situación de la Tierra en sus puntos extremos (solsticio de invierno y verano). En el hemisferio Norte, tenemos mucho más tiempo de Sol en junio que en diciembre; mientras que en el hemisferio sur, ocurrirá lo contrario.

Energía solar

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Formación Abierta

Figura 1.28. Diferencia de la duración del día en los meses de invierno y verano.

También puede apreciarse en la figura anterior que la duración del día y de la noche depende de la latitud. En invierno, cuanto mayor es la latitud (países más cercanos a los polos) menor es la duración del día y mayor es la de la noche. La zona del ecuador se caracteriza por tener días con la misma duración que la noche (12 horas); mientras que los polos tienen noches de 6 meses de duración.

La latitud es una de las coordenadas terrestres que, junto con la longitud , permiten localizar cualquier lugar sobre un mapa. La latitud de un lugar es el ángulo formado por el plano del Ecuador con la vertical de dicho lugar, es decir, con la línea que une el centro de la Tierra con ese lugar.

Figura 1.29.

Concepto de latitud.

Toma valores comprendidos entre 0º (ecuador) y 90º (polos). Para indicar el hemisferio al que se hace referencia, la latitud se designa acompañada con una N (Norte) o una S (Sur) o se le da signo negativo a los valores del hemisferio Sur. En los mapas, la latitud viene marcada por líneas horizontales, denominadas paralelos.

34

Energía solar

01


1.3.2. Declinación solar La declinación solar es el ángulo que forma el plano del ecuador terrestre con la línea recta que une el centro de la Tierra con el Sol.

Figura 1.30. Concepto de declinación solar. Su valor varía entre +23,45º (22 de junio) y –23,45º (21 de diciembre). Toma valor cero el 22 de marzo y el 21 de septiembre.

Puede determinarse mediante la fórmula de Cooper:

⎡ ⎣

δ=23,45 ⋅ sen ⎢360 ⋅

284+Nd ⎤ 365 ⎥⎦

Donde: Nd es el día del año considerado, siendo N d=1 para el 1 de enero y Nd=365 para el 31 de diciembre.

Debido a que la declinación solar va cambiando a lo largo del año, la trayectoria aparente que sigue el sol en la bóveda celeste no es igual todos los días. Es sencillo observar cómo en verano el Sol ocupa posiciones apreciablemente más elevadas que en invierno, tal y como muestra la siguiente figura.

La citada figura representa un diagrama o mapa de trayectorias solares, en función de la altura solar h y el acimut A, parámetros de posicionamiento solar cuyo significado se explica en el apartado siguiente.

Energía solar

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Formación Abierta

Figura 1.31. Trayectorias aparentes del Sol según el mes (para latitud 42ºN).

1.3.3. Posicionamiento solar Sabemos que existe una estrecha relación entre la posición del sol y la hora. De esta forma, la hora solar puede expresarse mediante el denominado ángulo horario . La Tierra tarda 24 horas en realizar un giro completo (360º) sobre sí misma, por lo que cada hora equivale a 15º de giro (ya que 360º/24h = 15 grados por hora). De esta forma, el ángulo horario solar permite un primer paso en el posicionamiento solar. Toma valor cero a las 12:00 del mediodía; entre las 0:00 de la noche y las 12:00 de la mañana se le asigna valor negativo; y entre las 12:00 de la mañana y las 24:00 de la medianoche toma valor positivo.

La expresión que permite determinar el ángulo horario solar ω(en grados), es: ω =15 ⋅ (Hr -12)

donde: Hr es la hora solar, en horas; por ejemplo, para las nueve de la mañana, Hr =9 horas; para las dos de la tarde, Hr =14 horas; y para las cinco de la tarde, Hr =17 horas.

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Energía solar

01


Para saber con precisión en qué posición está el sol en cada instante con respecto a un observador inmóvil, utilizaremos la altura solar h y el acimut solar A.

Figura 1.32. Posicionamiento solar.

La altura solar (h) es el ángulo que forman los rayos solares con la superficie horizontal. El ángulo cenital o distancia cenital solar (θ), es el que forma el rayo con la vertical, es decir, el ángulo complementario de la altura solar, tal y como muestra la figura anterior. θ=90º-h El acimut solar (A), o azimut, es el ángulo de giro del Sol medido sobre el plano horizontal mediante la proyección del rayo sobre dicho plano y tomando como origen el Sur, en el hemisferio Norte. Evidentemente, en el hemisferio Sur, como origen del acimut se toma el Norte. En la siguiente figura podemos ver gráficamente la altura y el acimut, siendo negativo éste último cuando el Sol está en el Este (por la mañana, antes del mediodía).

Figura 1.33. Esfera celeste (hemisferio Norte).

Energía solar

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Formación Abierta

Para un determinado momento, tanto la altura (h) como el acimut (A) van a ser distintos para dos observadores que se encuentran en distintos lugares de la tierra, por lo que debemos tener en cuenta para qué latitud geográfica los hemos obtenido. Los valores de h y de A pueden obtenerse mediante el uso de tablas, en función de la latitud (L), del mes del año y de la hora solar.

Figura 1.34. Tabla de valores de acimut y alturas solares (para latitud L=42º).

Pero también existen expresiones matemáticas que nos permiten su cálculo numérico.

La altura solar h puede calcularse mediante al siguiente ecuación:

h=arcsen(senL ⋅ senδ+cosL ⋅ cosδ ⋅ cosω) Donde: L, es la latitud geográfica del lugar, en grados (º);

δ, es la declinación solar para el día considerado, en grados (º); ω, es el ángulo horario correspondiente a la hora solar considerada, en grados (º). Mientras que el acimut solar A se obtiene con la expresión siguiente: A=arccos(

senh ⋅ senL-sinδ ) cosh ⋅ cosL

La duración del periodo diurno (el día) es el tiempo que hay entre el amanecer (Orto) y la puesta del sol (Ocaso), es decir, las horas de sol teóricas. Esta duración depende del punto geográfico (es decir, de la latitud) y de la época del año y no debe confundirse con el periodo total de 24 horas necesario para que la Tierra realice un giro completo sobre sí misma.

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01


Figura 1.35. Variación de la duración del día a lo largo del año (para latitud L=42º).

1.3.4. Hora solar y hora local El mediodía solar (las 12:00 horas solares) corresponde al momento del día en la que el Sol se encuentra en el punto más elevado de su trayectoria angular aparente (su altura solar es máxima) y el acimut solar es cero. No obstante, es sencillo observar que la hora que marcan nuestros relojes (la hora local estándar o tiempo local aparente LAT) es diferente de la hora solar (o tiempo solar verdadero TST). Ello es debido a varias razones: 

La hora solar únicamente tiene en cuenta la posición real del Sol en la bóveda celeste.



La tradición en algunos países de cambiar al llamado “horario de verano” durante algunos meses del año, para aprovechar mejor las horas de luz natural, y que suele consistir en adelantar los relojes 1 hora. Los países del hemisferio norte realizan dicho cambio en marzo o abril y los del hemisferio Sur en octubre o noviembre.



El empleo de los husos horarios. Los husos horarios son cada una de las 24 franjas horarias en las que se ha dividido la Tierra. Se les denomina husos debido a que tienen la forma de gajos de naranja. Cada huso tiene una anchura que equivale a 15º de longitud geográfica, situándose sus meridianos centrales o estándar en las longitudes 0º, 15º, 30º, 45º, 60º, 75º, 90º, y así sucesivamente.

Energía solar

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Formación Abierta

A todos los territorios comprendidos en un mismo huso se les asigna la misma hora, con referencia al huso cuyo meridiano central es 0º (también denominado meridiano de Greenwich, por “pasar” por esa ciudad de Inglaterra). Cuando el Sol se sitúa sobre el meridiano de Greenwich, son las 12 del mediodía, hora local, en todos los territorio de dicho huso. Al huso anterior (situado más al Este) le corresponden las 13:00, y al siguiente (situado más al Oeste) las 11:00. De la misma forma se asignan las horas de los restantes husos. Es evidente que dentro un mismo huso, únicamente coincidirá la hora local con la solar en aquellos lugares situados sobre el meridiano estándar y en los restantes habrá que aplicar una corrección debido al desfase ΔL (en grados de arco) entre la longitud geográfica del punto (Lloc) y el meridiano estándar (Lst) del huso en el que se localiza el país para fijar la hora legal. Por ejemplo, España tiene el meridiano 0 (0º 0' 0''). 

Debido a que todos los husos tienen una anchura de 15º de longitud geográfica y a que el Sol recorre esos 15º en 1 hora (es decir, 60 minutos), cada grado de desfase con respecto al meridiano estándar suponen 4 minutos de tiempo. La corrección por longitud geográfica puede calcularse, en minutos, con:

Corrección=4 ⋅ ΔL=4 ⋅ (Lst -Lloc )

Donde:



Lloc

La longitud geográfica considerado, en grados (º)

del

Lst

La longitud geográfica del meridiano estándar del huso horario de la zona, en grados (º)

Si la diferencia de longitud ΔL se expresa en minutos de arco, debe tenerse en cuenta que, como 1º de arco son 60 minutos de arco, los 15º de longitud geográfica del huso suponen 15x60 minutos de arco que el Sol recorre en 60 minutos de tiempo, por lo que cada minuto de arco requiere 60/(15x60) minutos de tiempo, con lo que la corrección, también en minutos, sería: Corrección= ΔL/15=(L st -Lloc )/15

40

lugar

Energía solar

01


Donde: L

La longitud geográfica del lugar considerado, en minutos de arco (´)

Ls

La longitud geográfica del meridiano estándar del huso horario de la zona, en minutos de arco (´)



Si el lugar considerado se sitúa al Este del meridiano estándar, la corrección es positiva; mientras que si se sitúa al Oeste, la corrección es negativa.



No obstante, los horarios definidos por los diferentes husos deben adaptarse a las fronteras de los países, por lo que surge el concepto de zona horaria. Por ejemplo, Italia está fuera del huso del meridiano de Greenwich y sin embargo adopta su mismo horario al igual que gran parte de los países de Europa.



El hecho de que la velocidad con la que se desplaza la Tierra alrededor del Sol y con la que gira en torno a su propio eje no es igual a lo largo de todo el año, por lo que la duración del día no es constante. La corrección puede obtenerse a partir de la llamada “ecuación del tiempo”, Et, que se representa en la figura siguiente:

Figura 1.36. Variación anual de Et.

Energía solar

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Formación Abierta



Como puede verse, la corrección por la ecuación del tiempo toma valor 0 el 16 de abril (N d = 106), el 15 de junio (N d = 166), el 1 de septiembre (N d = 244) y el 26 de diciembre (N d = 360). Y sus valores máximo y mínimo corresponden al 2 de noviembre (N d = 306) y al 11 de febrero (N d = 42), respectivamente.

La corrección por la ecuación del tiempo Et (en minutos) también puede obtenerse mediante la expresión siguiente: ⎡+0,001868 ⋅ cos(Ψ-0,03207) ⋅ sen(Ψ-0,000075)- ⎤ Et = ⎢ ⎥ ×229,18 ⎣-0,014615 ⋅ cos(2 ⋅ Ψ)-0,04089·sen(2 ⋅ Ψ) ⎦

siendo Ψ es el ángulo diario (en radianes) que se obtiene mediante: Ψ=

2· π ⋅ (Nd -1) 365

Donde: Nd es el día del año considerado, siendo N d=1 para el 1 de enero y Nd=365 para el 31 de diciembre. L, es la latitud geográfica del lugar, en grados (º).



De esta forma, para obtener la hora solar (o tiempo solar verdadero TST) a partir de la hora que marcan nuestros relojes (hora local o tiempo local aparente LAT) debemos operar de la siguiente forma: 

TST=LAT±4 ⋅ (L st -Lloc )+Et con Lst y Lloc expresados en grados de arco.



TST=LAT±

(L st -Lloc ) +E t con Lst y Lloc expresados en minutos de arco. 15

De esta forma es posible hallar el momento exacto del mediodía solar, es decir, las doce horas solares. Además, en ese instante las sombras producidas son las más cortas para ese día en concreto y coinciden con la dirección del meridiano. Como veremos más adelante, esto es muy importante para orientar los colectores solares.

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Energía solar

01


1.4. ¿Cómo aprovechar la energía solar? Este apartado trata la energía solar aprovechable, la naturaleza en primer lugar y los procesos de aprovechamiento artificiales.

1.4.1. Energía solar aprovechable La radiación solar es el origen principal de todos los tipos de energías que conoce y utiliza el ser humano, tanto natural como artificial. No obstante, no toda la energía solar que llega desde el Sol hasta nuestro planeta es aprovechable. En primer lugar, recordemos que la energía solar que logra llegar hasta la superficie terrestre (47%) es considerablemente menor que la disponible en el exterior de atmósfera (100%), debido a los efectos de difusión, absorción y reflexión a los que es sometida al atravesar la atmósfera.

Figura 1.37. Distribución energética del espectro solar.

1.4.2. La naturaleza en primer lugar Ese 53% de energía solar que no llega hasta la superficie terrestre se debe a que: 

Un 30% es reflejado de nuevo hacia el espacio exterior: 

El 15% es reflejado por las nubes.



El 7 % es reflejado por el suelo.







El 6% es transformado en radiación difusa que se dirige hacia el espacio exterior. Y el 2% es absorbido por las capas exteriores de la atmósfera.

Un 23% es absorbido por la atmósfera, produciendo su calentamiento.

Energía solar

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Formación Abierta

El 47% de energía restante incide sobre la superficie terrestre, siendo absorbido y produciendo su calentamiento: calentamiento: 

El 23% es el responsable de la evaporación del agua de los océanos, lagos y ríos, así como del resto del ciclo hidrológico. hidrológico. De esta forma f orma se mantiene el nivel de los embalses, en los que la energía potencial del agua almacenada puede ser aprovechada aprovechada mediante las centrales hidroeléctricas.



El 0,2% origina los movimientos atmosféricos (el viento) y las corrientes marinas. La energía cinética del viento es convertida en electricidad en los parques eólicos.



Tan sólo el 0,02% se utiliza en la producción de la materia viva. Se trata del principal proceso natural capaz de aprovechar la energía solar de forma directa, sin ninguna fase previa de conversión. Este proceso se denomina fotosíntesis y es realizado por las plantas. Consiste en la transformación del CO2 (anhídrido carbónico o dióxido de carbono) mediante la intervención de la clorofila y la luz solar, generando hidratos de carbono y oxígeno.



Esta energía, almacenada en las plantas en forma de hidratos de carbono, es aprovechada en 3 formas diferentes: 

Al morir las plantas, ceden esta energía durante el proceso de descomposición.





44

Energía solar

Si esta descomposición no llega a producirse debido a que las plantas quedan enterradas, mediante un lento proceso químico que puede tardar millones de años en producirse y con unas determinadas condiciones de temperatura, humedad y presión, pueden producirse combustibles fósiles, tales como carbón, gas o petróleo. También el hombre y los animales pueden incorporar los hidratos de carbono a su metabolismo al consumir las plantas como alimento.

01


Figura 1.38. Reparto detallado de la energía solar en la Tierra.

La energía solar se almacena en los hidratos de carbono que se han producido, los cuales liberan la energía al romperse cuando la planta se destruye. Por eso hay un equilibrio energético, ya que la planta acaba devolviendo al sistema toda la energía que recoge. Los animales, al alimentarse de las plantas, utilizan la energía que tienen con la ayuda de procesos metabólicos. Dicha energía se emplea en trabajo mecánico producido por los músculos, en la síntesis de proteínas o de los tejidos, y en la producción de calor. La energía que tiene el cuerpo humano tiene también su origen en el Sol.

1.4.3. Procesos de aprovechamiento artificiales Sabemos que la energía solar llega hasta la superficie terrestre en forma de energía electromagnética. Este tipo de energía no puede ser utilizada y debe ser transformada en otro tipo de energía útil que, en la mayoría de los casos es energía eléctrica o térmica. De acuerdo con esto, los procesos artificiales de aprovechamiento de la energía solar pueden clasificarse en dos grandes grupos: 

Procesos directos, directos, en el caso de que mediante la tecnología aplicada se realice un único proceso de transformación de la energía solar para obtener un tipo de energía utilizable. Pueden considerarse procesos directos la obtención de energía térmica, así como el efecto fotovoltaico y fotoeléctrico.

Energía solar

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Formación Abierta



Procesos indirectos, indirectos, cuando la energía solar sea transformada sucesivamente en varios tipos de energía hasta obtenerla en el modo necesario para ser aplicada.

Por lo tanto, la obtención de energía eléctrica mediante generadores eólicos es un proceso indirecto: en primer lugar la energía solar produce las diferencias térmicas en la atmósfera, que originan el viento, cuya energía cinética mueve los generadores, donde la energía mecánica se transforma en eléctrica. También las instalaciones solares termodinámicas se basan en la transformación de la energía solar en térmica, a continuación en cinética y por último en energía eléctrica.

1.4.4. Conversión a energía térmica Cualquier cuerpo (tanto en estado sólido, como líquido o gaseoso) expuesto a la radiación solar sufre un aumento de temperatura debido a la absorción de parte de la energía que recibe y que se convierte en energía térmica. La energía solar que es absorbida, y que se convertirá en calor, depende principalmente principalmente de: 

La capacidad de reflexión de la superficie del cuerpo: cuanto menos reflectante sea dicha superficie (cuerpos mates, no brillantes), mayor será la energía absorbida y mayor será el calentamiento que se producirá. producirá.



La capacidad de absorción, que depende fundamentalmente del color de la superficie: los cuerpos negros absorben toda la radiación visible y por eso se calientan más rápidamente.



La radiación incidente, que puede ser incrementada, por ejemplo, utilizando sistemas de seguimiento solar o mediante reflectores parabólicos.

La tecnología que actualmente se emplea requiere el uso de unos dispositivos artificiales llamados colectores solares. La energía captada por estos, se utiliza para calentar un fluido (gas o líquido) que luego se distribuye por el interior de conductos hasta el lugar donde es aprovechado. Su eficacia se puede mejora con técnicas que se basan en: 1. El denominado efecto invernadero, el cual evita que la energía térmica se “escape” del colector. Los colectores que son empleados más habitualmente están basados en esta tecnología.

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Energía solar

01


2. Técnicas de concentración de los rayos solares sobre el colector, mediante la utilizando de reflectores parabólicos, espejos curvos o lentes. Estos sistemas implican una mayor complejidad tecnológica, estando su uso restringido para aplicaciones especiales. En función de la temperatura que se obtiene en el fluido calentado con energía solar, las instalaciones pueden clasificarse de la siguiente forma: Tipo de instalación solar térmica

Temperatura del fluido

Baja temperatura

Menor de 100 ºC

Media temperatura

Entre 100 ºC y 300 ºC

Alta temperatura

Superior a 300 ºC

Figura 1.39. Clasificación del las instalaciones.

Figura 1.40. Colectores solares instalados sobre el tejado.

1.4.5. Conversión a energía eléctrica Fundamentalmente son dos los procesos tecnológicos que permiten la obtención directa de energía eléctrica a partir de la energía electromagnética de los fotones: 

Efecto fotoeléctrico: fotoeléctrico: consiste en la generación de una corriente eléctrica mediante la liberación de electrones de la superficie de los metales, al chocar contra ella fotones de suficiente energía.



Efecto fotovoltaico: fotovoltaico: se basa en la propiedad de determinados materiales (denominados semiconductores) que, convenientemente preparados, son capaces de generar una pequeña diferencia de potencial (voltaje). Al chocar los fotones, liberan electrones adicionales que producen una corriente eléctrica. Algunos semiconductores son elementos químicos puros, como son el silicio, boro..., y otros son compuestos químicos, como por ejemplo, el arseniuro de galio.

Energía solar

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01


• Resumen •

La energía es una magnitud física que se manifiesta, sobre todo, en forma de trabajo o de calor.

•

La energía solar tiene su origen en las reacciones termo-nucleares de fusión que tienen lugar en el núcleo del Sol, consistentes en la transformación del hidrógeno en helio con la correspondiente generación de energía.

•

Dicha energía solar es emitida, y se propaga hasta la Tierra, como un frente de ondas electromagnéticas asociadas a unas partículas denominadas fotones.

•

Este frente de energía tiene un espectro característico, cuyas longitudes de onda están comprendidas entre 0,3 μm (ultravioleta) y 3 μm (infrarrojo). La luz visible se encuentra entre 0,38 y 0,78 μm, pero el resto de radiación contiene una cantidad importante de energía que también debe ser tenida en cuenta.

•

La intensidad de radiación, I, o irradiancia, es la cantidad de energía E que atraviesa una determinada superficie perpendicular a la radiación, por unidad de superficie “S” (es decir 1 m 2) y por unidad de tiempo “t” (es decir, 1 s):

I=

E S⋅ t

•

El valor medio de la intensidad de radiación extraterrestre se denomina constante solar, I 0, y se le ha asignado un valor de 1.367 W/m 2.

•

El ángulo de incidencia, α, es el ángulo formado por los rayos solares y la recta normal (es decir, perpendicular) a la superficie considerada. Su influencia en la intensidad de radiación viene dada por: Iα =I·cosα

Energía solar

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Formación Abierta

•

•

50

Al atravesar la atmósfera, la radiación solar sufre un considerable debilitamiento hasta un valor que rara vez supera los 1.000 W/m 2 en la superficie terrestre. Se debe principalmente a tres causas: 

Reflexión: principalmente producida por las nubes.



Dispersión o difusión: debida a las moléculas de aire, a las partículas de polvo en suspensión y al vapor de agua (H 2O).



Absorción: a causa del ozono, el vapor de agua y el CO 2.

A nivel de la superficie terrestre se distinguen dos tipos de radiación solar: 

Radiación directa: compuesta por aquellos rayos que llegan “directamente” del disco solar.



Radiación difusa: debida a los rayos que han sufrido importantes cambios de dirección debido a la dispersión atmosférica, junto con la radiación solar reflejada por el suelo (albedo).

•

Si sumamos ambos tipos de radiaciones (directa y difusa), se obtiene la denominada radiación hemisférica total. En los días claros la radiación directa es la predominante; no obstante, en los días nublados la única forma de energía es la difusa.

•

La medida de la radiación solar puede efectuarse mediante radiómetros. Los principales son: 

Piranómetros: miden la radiación solar global.



Pirheliómetros: únicamente miden la radiación solar directa.



Heliógrafo: permite determinar el número de horas del día en las que la radiación solar directa supera un mínimo establecido.

•

La latitud es una de las coordenadas terrestres que, junto con la longitud, permiten localizar cualquier lugar sobre un mapa. La latitud de un lugar es el ángulo formado por el plano del Ecuador con la vertical de dicho lugar, es decir, con la línea que une el centro de la Tierra con ese lugar.

•

La declinación solar es el ángulo que forma el plano del ecuador terrestre con la línea recta que une el centro de la Tierra con el Sol.

•

La altura solar (h) es el ángulo que forman los rayos solares con la superficie horizontal.

Energía solar

01


•

El acimut solar (A), o azimut, es el ángulo de giro del Sol medido sobre el plano horizontal mediante la proyección del rayo sobre dicho plano y tomando como origen el Sur, en el hemisferio Norte. Evidentemente, en el hemisferio Sur, como origen del acimut se toma el Norte. Es negativo éste cuando el Sol está en el Este (por la mañana, antes del mediodía).

•

Para obtener la hora solar (o tiempo solar verdadero TST) a partir de la hora que marcan nuestros relojes (hora local o tiempo local aparente LAT) debemos operar de la siguiente forma: TST=LAT±4 ⋅ (L st -Lloc )+Et

Con Lst y Lloc expresados en grados de arco

•

Únicamente un 47% de la energía solar disponible en el exterior de la atmósfera incide sobre la superficie terrestre. El aprovechamiento artificial de la energía solar puede ser mediante: 

Procesos directos, tales como la obtención de energía térmica, el efecto fotovoltaico y el efecto fotoeléctrico.



Procesos indirectos, como la obtención de energía eléctrica mediante generadores eólicos, o las instalaciones solares termodinámicas.

Energía solar

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02


Conversión eléctrica de la radiación solar


•

Índice OBJETIVOS .......................................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 4 2.1. Conceptos básicos de electricidad ........................................................... 6 2.1.1. Corriente eléctrica ............................. ............................ ........................ 6 2.1.1.1. Corriente continua .......................................................................... 7 2.1.1.2. Corriente alterna .............................. .............................. ................. 7 2.1.1.3. Magnitudes de la corriente alterna ............................................ ..... 9 2.1.2. Circuito eléctrico........................... ............................. .......................... 12 2.1.3. Magnitudes fundamentales fundamentales del circuito eléctrico ................................ .......................... ...... 14 2.1.4. Ley de ohm ......................................................................................... 17 2.1.5. Caída de tensión ........................... ............................. ......................... 18 2.1.6. Potencia eléctrica ......................... ............................. .......................... 18 2.1.7. Energía eléctrica ................................................................................. 19 2.1.8. Efecto Joule ........................................................................................ 20 2.1.9. Asociación de elementos ......................... ............................ ............... 20 2.1.10. Cálculo de la sección de los conductores ......................... .................. 22 2.2. Principio funcionamiento semiconductores .......................................... 24 2.3. El efecto fotovoltaico ................................................................................ 25 2.4. Células fotovoltaicas ................................................................................ 26 2.4.1. Estructura de las células solares .......................................... .............. 27 2.4.2. Principio de funcionamiento célula solar ............................. ................ 28 2.4.3. Análisis interno interno de las corrientes corrientes en una célula célula solar ........................ . 28 28 2.4.4. Pérdidas de las células solares............................ ............................ ... 29 2.4.5. Tipos de células .......................... ............................. ........................... 30 2.5. Panel solar ................................................................................................. 35 2.5.1. Características técnicas de paneles solares ........................... ............ 35 2.5.2. Asociación de Panel........................... ............................. .................... 42 2.5.3. Mantenimiento Mantenimiento de los módulos solares ........................... .................... 46 2.6. Ventajas e inconvenientes de la energía solar fotovoltaica................. 47 RESUMEN .......................................................................................................... 49

Conversión eléctria de la radiación solar

1

02


•

02

Objetivos

•

Conocer los conocimientos básicos de electricidad, y las magnitudes fundamentales de la electricidad con la finalidad de comprender una instalación solar fotovoltaica.

•

Comprender como se transforma la irradiación solar en energía eléctrica. Analizando la radiación solar desde su recepción de los fotones, hasta la transformación de corriente eléctrica. Entender el principio de funcionamiento de las células fotovoltaicas. Profundizando en el funcionamiento de los semiconductores semiconductores que forman las células solares fotovoltaicas.

•

Estudiar las principales tecnologías que existen de en el mercado de paneles solares fotovoltaicos. Diferenciando las características constructivas y principio de funcionamiento de cada una de las tecnologías.

•

Establecer las características técnicas de los paneles solares fotovoltaicos, tanto físicas, mecánicas y eléctricas.


3

Formación Abierta

•

Introducción

A principios de la década de los setenta comienza la denominada denominada “crisis energética”. Desde entonces, ante la preocupación preocupación de los gobiernos de minimizar el consumo de las principales fuentes de energía cuyas reservas conocidas son limitadas, se ha convertido en prioridades de la política energética, sobre todo en lo países que poseen escasos recursos energéticos. En la sociedad actual, existe cierta preocupación por el deterioro del medio ambiente, el cambio climático debido al efecto invernadero, generado sobre todo por las emisiones de CO 2, ha sensibilizado a los gobiernos y se han marcado unos objetivos en el conocido protocolo de Kioto. El Protocolo de Kioto es un acuerdo internacional aceptado en 1997 en el ámbito de Naciones Unidas que intenta frenar el cambio climático. El objetivo del Protocolo de Kioto es reducir las emisiones de gases que provocan el efecto invernadero, tomando como referencia las emisiones generadas en 1990 para el período 20082012., recientemente la ONU lo ha prolongado hasta el 2020. Los gases que deben reducir los pases industrializados industrializados son los siguientes: •

Dióxido de carbono.

•

Metano.

•

Óxido nitroso.

•

Gases industriales fluorados. f luorados.

Figura 2.1. Países ratificantes del del Protocolo de Kyoto.

4



02

El efecto invernadero, es el fenómeno que se produce debido a la acumulación de gases en la atmósfera. La corteza terrestre es calentada por el sol, este calentamiento producido por la radiación solar es retenido por las acumulaciones de gases en la atmósfera, por ello se produce un sobrecalentamiento en la tierra. Los principales gases que provocan este calentamiento son, el dióxido de carbono y el metano. Ante la necesidad de encontrar fuentes energía sustitutiva, y de diversificar las materias primas utilizadas, y evitar emisiones de CO 2 ha llevado acelerar el desarrollo de las energías renovables. Las energías renovables son energías inagotables y no contaminantes. Las podemos definir como las energías producidas por fuentes naturales (aire, sol, agua…) Las energías renovables las podemos clasificar en: •

Energía eólica.

•

Energía hidráulica.

•

Energía mareomotriz.

•

Energía geotérmica.

•

Energía biomasa.

•

Energía solar fotovoltaica

•

Energía solar térmica.


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Formación Abierta

2.1. Conceptos básicos de electricidad La electricidad es una energía sin la que no podemos sobrevivir en la sociedad actual. Casi todos los aparatos funcionan gracias a la energía eléctrica, tanto en forma de corriente continua, (fuentes de alimentación, pilas convencionales o las pilas de hidrogeno en proceso de investigación), como la corriente alterna, que la encontramos en la red eléctrica, es decir en el interior de nuestra viviendas o en las instalaciones industriales. industriales. Por todo esto, tenemos la obligación de generar electricidad, buscando como principales características la seguridad en la forma de conseguirla, la mayor durabilidad posible, así como como la menor contaminación contaminación para obtener la energía, energía, esto lo podemos conseguir mediante las energías renovables, aunque la energía más verde es la que no se consume, A lo largo de la asignatura vamos a ver como con la energía solar fotovoltaica es fotovoltaica es un proceso muy sencillo, de producir electricidad. Hay dos formas de conseguir la conversión de energía solar en eléctrica, según empleamos o no la energía cinética como forma intermedia del proceso de conversión. En el primer grupo englobaremos los sistemas de conversión termodinámica, y en el segundo grupo los sistemas directos que no requieren movilidad de alguno de sus elementos, ya que se basan en las interacciones físicas entre los fotones de la radiación y los electrones de los materiales sobre los que inciden.

Electricidad Es un fenómeno físico cuyo origen son las cargas eléctricas y cuya energía se transforma en fenómenos mecánicos, térmicos, luminosos ó químicos.

2.1.1. Corriente eléctrica La corriente eléctrica es el paso de electrones electrones a través de un material conductor, conductor, la podemos clasificar en; 

Corriente continúa.



Corriente alterna.

A continuación vamos a estudiar ambos ambos tipos de corriente corriente eléctrica. eléctrica.

6



2.1.1.1.

02

Corriente continua

La corriente continua (C.C.), es el flujo continuo de electrones a través de un conductor entre dos puntos de distinto potencial. En la corriente continua las cargas eléctricas funcionan siempre en la misma dirección. La corriente continua la podemos encontrar en la energía suministrada por las baterías, o la electricidad generada por los módulos fotovoltaicos. A continuación podemos ver una representación de la corriente continua.

Figura 2.2. Gráfica de corriente continúa.

2.1.1.2.

Corriente alterna

La corriente alterna (C.A.), es la que no mantiene un único sentido de circulación. En unos instantes va de un polo a otro recorriendo el circuito, y al instante siguiente, lo hace en sentido inverso. El cambio lo hace siempre con la misma frecuencia y en el mismo tiempo.

Es el tipo de corriente que se emplea en la red eléctrica, es decir en los domicilios, oficinas, instalaciones industriales.

Según sus tipos de onda principales, la podemos clasificar en: Corriente Alterna Senoidal Es la corriente que se genera en las centrales eléctricas. La tensión aumenta lentamente hasta alcanzar su valor máximo, en el mismo tiempo desciende hasta llegar a cero, sigue descendiendo en el mismo tiempo hasta llegar a un valor mínimo, negativo y a partir de éste, comienza a aumentar, llega a cero y de nuevo llega al punto máximo, positivo.


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Formación Abierta

Figura 2.3. Gráfica de corriente alterna senoidal.

Corriente alterna cuadrada En la onda cuadrada, el impulso alcanza un valor máximo, se mantiene durante unos instantes y tiende a cero, lo hace en los dos sentidos, es decir, aparece un impulso positivo y a continuación desaparece, iniciándose el negativo. Ambos impulsos con el mismo periodo de tiempo.

Figura 2.4. Gráfica de corriente alterna onda cuadrada.

Corriente de onda senoidal asimétrica o senoidal modificada Se denomina asimétrica, cuando la onda senoidal, no posee el mismo valor en la semionda positiva que en la negativa

Figura 2.5. Gráfica de corriente alterna senoidal modificada.

8



2.1.1.3.

02

Magnitudes de la corriente alterna

Como hemos visto anteriormente la corriente alterna los valores de tensión, no dichas magnitudes, tomaremos como base la corriente alterna senoidal, ya que los valores de tensión no permanecen fijos, los tiempos no tienen porqué se los mismos, etc. Período, (T) Es el tiempo que tarda en crearse una onda completa o ciclo, lógicamente, cada período podremos dividirlo en dos semiperíodos o semiciclos, de forma que mostrarán cada uno el tiempo de permanencia de cada semionda.

Figura 2.6. Período.

Frecuencia (f) Se le denomina a la inversa del período 1/T. Indica el número de veces, que se repite el ciclo durante 1 segundo. La unidad de alterna en Europa es de 50 Hz, estamos indicando que durante 1 segundo, están apareciendo 50 ciclos, cada ciclo se compone de una semionda positiva y otra negativa. Como magnitud que es, tiene sus múltiplos como el Kiloherz, MegaHerz.

Figura 2.7. Representación de la frecuencia.


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Formación Abierta

Longitud de onda (λ) Es la distancia comprendida entre dos crestas o valores máximos consecutivos, bien sean positivos o negativos. Si deseamos saber la longitud de onda de una emisora determinada, aplicaremos la siguiente fórmula;

Figura 2.8. Longitud de onda.

λ=

v f

Donde: λ

Longitud de onda.

v

velocidad de la corriente eléctrica (300.000 m/s)

f

frecuencia (Hz)

Valor instantáneo (v) Es el valor que adquiere la onda en un punto e instante determinado. No son datos significativos para el cálculo. B´ C´ A´ T4 T1

T5 T6

T2 T3 D´ E´

F´

Figura 2.9. Valor instantáneo.

10



02

Valor máximo (Vmax, Imax) Como su nombre indica, son los valores, tanto positivos como negativos, que pueden alcanzar en las puntas de las crestas, tanto en tensiones como en intensidades. B´

T2 270º T190º

E´

Figura 2.10. Valor máximo.

Valor eficaz (V) Es el que corresponde en efectos a los de una corriente continua, matemáticamente está demostrado, que este valor es el 70,7% del valor máximo y que corresponde exactamente al ángulo de 45º. Es el valor medido por el voltímetro. V=

Vmax 2

Valor de pico a pico (Vpp) Se le denomina a la amplitud total entre los picos de la onda positiva y la negativa consecutiva. Es por consiguiente, el doble del valor máximo. VPP

=

2Vmax

Figura 2.11. Valor de pico a pico.


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Formación Abierta

Valor medio Es el valor de la intensidad en corriente alterna que transporta la misma carga y en el mismo tiempo que una corriente continua de igual intensidad, es decir la media aritmética de los valores instantáneos de intensidad en una alternancia. Im=

2 ⋅ Imax π

=0,636 ⋅ Imax

Esta fórmula es igualmente aplicable a la tensión; Vm =

2 ⋅ Vmax π

=0,636 ⋅ Vmax

2.1.2. Circuito eléctrico El circuito eléctrico es el camino recorrido por los electrones en su desplazamiento. Para que se produzca el movimiento de los electrones, es necesario disponer de un elemento que genere fuerza, que sea capaz de ponerlos en movimiento, como puede ser un alternador, pila o batería. Es necesario también un elemento consumidor, que transforme esta energía eléctrica, en otro tipo de energía, como por ejemplo un motor que nos transforma la energía eléctrica en trabajo mecánico, o una resistencia que alimentándola con energía eléctrica obtenemos calor.

Circuito eléctrico El circuito eléctrico es el camino recorrido por los electrones en su deslizamiento.

Figura 2.12. Circuito eléctrico.

12



02

Un circuito eléctrico, es similar a un circuito hidráulico, estudiemos la comparación:

Figura 2.13. Circuito hidráulico.

Al abrir la llave de paso, el agua pasará del depósito superior, cae al depósito inferior, a través de la tubería (conducto de ida), moviendo las paletas de una rueda hidráulica (receptor). Esto producirá porque entre ambos depósitos, existe una diferencia de nivel, de altura. Pero si queremos que la circulación sea continua, que el receptor no se detenga, es necesario pasar el agua al depósito superior, a través de una tubería (conducto de retorno), que cierra el circuito, con una bomba hidráulica, que será el motor, quien mantenga en continuo movimiento el agua. El circuito eléctrico deberá de disponer de un receptor, conductos de ida y regreso, interruptor (no obligatoriamente), y un generador que origine la diferencia de nivel eléctrico, para conseguir el paso continúo de los electrones. HIDRÁULICO

ELÉCTRICO

Bomba hidráulica

Generador

Cañerías

Conductores

Rueda hidráulica

Receptor

Agua

Electrones

Figura 2.14. Diferencias entre un circuito hidráulico y eléctrico.

Los elementos que componen los circuitos son: • Generador: produce el movimiento de los electrones. • Línea: conductores que transportan los electrones. • Receptor: recibe la energía eléctrica y la transforma.


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Formación Abierta

Un circuito eléctrico, puede presentarse en dos situaciones: 



Abierto: no hay paso de electrones por estar interrumpido el circuito a través del interruptor. Cerrado: hay paso de electrones, ya que el circuito queda conectado, cerrado a través del interruptor.

-

-

Figura 2.15. Circuito eléctrico Abierto y Cerrado.

2.1.3. Magnitudes fundamentales del circuito eléctrico Magnitud, es todo aquello que se puede medir, por tanto, en un circuito eléctrico, que hay un paso de electrones, una diferencia de nivel eléctrico, una dificultad al paso de los electrones, podremos medirlo, establecer sus unidades, con sus múltiplos y submúltiplos. Tensión eléctrica Es la diferencia de nivel eléctrico que hay entre dos puntos cualesquiera de un circuito. Se llama también (d.d.p.), diferencia de potencial. Su unidad es el voltio (V) y el equipo, con que se mide el voltímetro, que se conecta en paralelo al circuito. Múltiplos Submúltiplos

Kilovoltio (KV) = a 1.000 V Milivoltio (mV) = a 0,001 V Microvoltio(uV) = a 0,000001 V

Fuerza electromotriz Es la causa que mantiene en continuo movimiento a los electrones. Se produce en el seno del generador. Su unidad también es el voltio (V), por t anto también se mide con el voltímetro. Se representa por f.e.m. Cantidad de electricidad Es la cantidad de electrones que circulan por un conductor. Su unidad es el culombio (Q), por ser muy pequeño el electrón. 1Q = 6,3 x 1018 electrones

14



02

Intensidad de corriente Es la cantidad de electricidad que recorre un circuito eléctrico en la unidad de tiempo. La unidad de tiempo que emplearemos será el segundo. La intensidad de corriente e representa por la letra (l) y su unidad es el amperio (A), el aparato con que se mide es el amperímetro y su conexión en el circuito es en serie. I= Q/t Donde: I

Intensidad (A)

Q

Cantidad de electricidad (Q)

T

Tiempo (s)

Múltiplos Submúltiplos

Kiloamperrio (KA) equivale a 1.000 A Miliamperio (mA) equivale a 0,001 A Microamperio (uA) equivale a 0,000001 A

Densidad de corriente Llamamos densidad de corriente al número de amperios por milímetro cuadrado A/mm2. Se representa por la letra griega delta ( δ). δ = l/ s

Resistencia eléctrica Es la mayor o menor dificultad que ofrece un conductor a ser recorrido por una corriente eléctrica. Su unidad es el ohmio ( Ω). El aparato con que se mide es el óhmetro y se conecta en paralelo con el elemento a medir, pero en ausencia de corriente. Se representa por la letra R. Múltiplos Submúltiplos

Mega-ohmio (MΩ) equivale a 1.000.000 Ω Kilo-ohmio(KΩ) equivale a 1.000 Ω Miliohmio (mΩ) equivale a 0,001 Ω Microvoltio(uΩ) equivale a 0,000001 Ω


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Formación Abierta

Conductancia eléctrica Podemos definir la conductancia eléctrica de la siguiente manera:

Es la mayor o menor facilidad ofrecida por un conductor al paso de la corriente eléctrica. Es una magnitud inversa a la resistencia.

Resistividad eléctrica de un conductor Es la resistencia que opone una materia al paso de la corriente eléctrica, en un metro de longitud y un milímetro cuadrado de sección. Se expresa en Ωmm2/m. Se representa por la letra griega rho ( ρ). Para cada material existe un coeficiente determinado. MATERIAL

RESISTIVIDAD A 20ºC

Aluminio (AL)

0,028 ·Ωmm²/m

Cobre (Cu)

0,017 Ωmm²/m

Figura 2.16. Material y resistividad a 20ºC del aluminio y el cobre.

La resistencia de un conductor es directamente proporcional a la resistividad y a la longitud e inversamente proporcional a la sección. Por lo que, un conductor, ofrecerá más dificultad al paso de la corriente eléctrica, cuanto más largo y menor sección tenga, aunque también influirá el material con que esté fabricado. R= ρ·L/S Donde:

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R

Resistencia

ρ

Resistividad

L

Longitud

S

Sección



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Conductividad eléctrica La conductividad es la inversa de la resistividad, es decir la facilidad con que los conductores dejan pasar la corriente eléctrica. Se representa por la letra ( σ). σ = 1/ρ

Donde: σ

Conductividad

ρ

Resistividad

2.1.4. Ley de ohm La intensidad de corriente que circula por un circuito es directamente proporcional a la d.d.p a que está sometido e inversamente proporcional a la resistencia del mismo. I = V/R Donde: I

Intensidad

V

Tensión

R

Resistencia

Directamente proporcional, quiere decir, que en la misma proporción que aumenta uno, lo hace el otro, o en la misma proporción que una disminuye, lo hace el otro. Inversamente proporcional, indica que en la misma proporción que uno aumenta, el otro disminuye.


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Formación Abierta

2.1.5. Caída de tensión Siempre que un conductor o aparato eléctrico es atravesado por una corriente eléctrica, se produce una caída de tensión, que es igual al producto de la intensidad que lo atraviesa por la resistencia del conductor. Vc = R·I

2.1.6. Potencia eléctrica Es la cantidad de trabajo realizado en la unidad de tiempo, la unidad de potencia eléctrica es el Watio (W), y se calcula según la siguiente expresión matemática: P = V ⋅ I ⋅ cos φ (Monofásico) P = 3 ⋅ V ⋅ I ⋅ cos φ (Trifásico) Donde: P

Potencia

V

Tensión

I

Intensidad

Megavatio (MW) equivale a 1.000.000 W Múltiplos

Kilowatio (KW) equivale a 1.000 W Caballo de vapor (CV) 736 W

Submúltiplos

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Milivoltio (mV) equivale a 0,001 V



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2.1.7. Energía eléctrica Si a un circuito Eléctrico se aplica una potencia durante un tiempo, al cabo del mismo se habrá desarrollado un trabajo o energía eléctrica, igual al producto de la potencia aplicada multiplicada por el tiempo transcurrido: E = P·t

Donde: E

Energía (Wh)

P

Potencia (W)

T

Tiempo (h)

Las unidades de la energía es el julio; ahora bien en las aplicaciones prácticas esta unidad es muy pequeña, y se usa como unidad básica el vatio-hora (Wh). Que se puede definir como la energía consumida o producida por un receptor ó generador durante una hora, si su potencia es un vatio.

En la mayoría de las aplicaciones eléctricas, la potencia viene expresada en kW y, en consecuencia, la unidad más usada para medir energía es el kWh, que es mil veces mayor que el Wh.

Energía eléctrica Es el trabajo realizado sobre un circuito eléctrico en un tiempo determinado, es decir, es la cantidad de electricidad que circula por un circuito. En el que tenemos un diferencial de potencial, en un tiempo determinado.


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Formación Abierta

2.1.8. Efecto Joule Debido a la resistencia al paso de la corriente eléctrica, que ofrecen los conductores, hemos visto, que se produce una caída de tensión (V c) y como consecuencia una pérdida de potencia (P p), que en definitiva es calor. Este es producido por los rozamientos y choque de los electrones con los núcleos, liberándose energía. Según la Ley de Joule “La energía disipada en calor en un receptor, es proporcional a la resistencia de ese receptor, al cuadrado de la corriente que lo atraviesa y al tiempo que está pasando dicha corriente”. Ec = R·I2 ·t

Donde: Ec

Energía disipada (julios)

R

Resistencia del conductor (Ω)

I

Intensidad (A)

t

Tiempo (sg)

La unidad de calor es la caloría (Cal) y es la cantidad de calor necesaria para elevar en un grado centígrado la temperatura de un gramo de agua destilada. 1 Julio = 0,24 cal.

2.1.9. Asociación de elementos Encontramos dos tipos de asociación de elementos: 

En serie.



En paralelo.

Asociación en serie Se dice que dos o más elementos están acoplados en serie, cuando se hallan dispuestas una a continuación de otra de forma que son recorridas por la misma intensidad de corriente.

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02

Figura 2.17. Esquema asociación de elementos en serie.

Asociación de dos módulos solares fotovoltaicos de 12 voltios y 2 amperios. It=I1=I2=I3=……=In Ut=U1+U2+U3+….+Un Si calculamos con el ejemplo anterior, las intensidad es la misma en toda la asociación por ello It=I1=I2=I3=……=In = 2 A, y las tensiones se suman Ut=U1+U2; luego la Ut = 24V.

Asociación en paralelo Dos elementos o más están en paralelo, cuando los extremos de todas ellas se encuentran unidos a dos puntos comunes. Entonces tenemos que la tensión es la misma entre los extremos de cada una de ellas.

Figura 2.18. Esquema asociación de elementos en paralelo.

Ut=U1=U2=U3=…..=Un It= I1+I2+I3+…..+In Si calculamos el ejemplo anterior, las tensiones es la misma en toda la asociación por ello Ut=U1=U2=U3=…..=Un=12 V, y las intensidades se suman, It= I1+I2+I3+…..+In= 4 A


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Formación Abierta

2.1.10. Cálculo de la sección de los conductores Para el cálculo de la sección de un conductor partiremos de los siguientes conceptos: 



Caída de tensión máxima admisible del tramo de circuito que vallamos a calcular. Intensidad máxima admisible según RBT en las tablas específicas para los conductores de aislamiento 1.000 V y para los de 750 V.

Una vez conocidos los datos necesarios, podemos establecer que para calcular la sección de los conductores deberemos observar así mismo si la instalación es monofásica o trifásica.

Cálculo de circuitos monofásicos S=

Cálculo de circuitos trifásicos

2 ⋅L ⋅P K ⋅e⋅V

S=

L ⋅P K ⋅e⋅V

Donde: S

Sección en mm2

L

Longitud del conductor en m

P

Potencia en vatios

K

Constante, para Cu 56 y Al 35

e

Máximo de caída de tensión permitida en voltios

V

Tensión de utilización en voltios

Ejemplo de Caída de Tensión Se quiere cablear el tramo desde un generador fotovoltaico hasta el cuadro de distribución. Sabiendo que el grupo generador tiene una potencia de 20.000 W y que el conductor es de cobre (K 56), y la distancia es de 50 metros de longitud. Calcula la sección del conductor, conociendo que la caída de tensión máxima para este tramo es de 1,5 % y la tensión de trabajo es de 400 V. Calculamos la caída de tensión máxima para estos tramos e= 0,015·400 = 6 V

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02

Aplicaremos la formula que acabamos de estudiar; S=

L ⋅P K ⋅e ⋅U

Sustituyendo estos valores obtenemos; S=

50 ⋅ 20000 =7,44mm2 56 ⋅ 6 ⋅ 400

Evidentemente no es una sección comercial permitida para este tipo de instalaciones. Consultando las secciones comerciales, vemos como debemos utilizar es el cable de 10 mm 2 Posteriormente calcularemos la intensidad, mediante la siguiente expresión. I=

P 3 ⋅ U ⋅ cosφ

Conociendo que el coseno para este tipo de instalaciones es uno. Sustituimos valores: I=

20000 =28,86 A 3 ⋅ 400 ⋅ 1

Posteriormente vamos al RBT a la instrucción correspondiente al tipo de conductor que estamos utilizando y verificamos que el conductor es válido.


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Formación Abierta

2.2. Principio funcionamiento semiconductores Los semiconductores son elementos que se caracterizan por tener cuatro electrones en su última órbita, de manera que su estructura atómica está formada por enlaces covalente (compartidos). Los enlaces covalente mantiene ligados los electrones de manera que tan sólo es posible liberarlos mediante aportación de energía. Los semiconductores son cuerpos sólidos cuyos átomos se encuentran dispuestos en el espacio de forma ordenada y repetitiva. Nos interesa saber que una de las propiedades es que si el cristal es puro, es decir, si está formado por átomos de un solo elemento, cada uno de éstos puede entenderse como constituido por una carga eléctrica negativa asociada a otra positiva, que denominaremos electrón y hueco. Cuando el semiconductor está en reposo, lo que es tanto como decir que se encuentra aislado, en oscuridad y a una temperatura al cero absoluto, todas las cargas eléctricas que constituyen sus átomos están enlazadas entre sí, o lo que es lo mismo cada electrón esta enlazado con su hueco, y ambos están fijos en la posición que ocupa su átomo correspondiente en la red cristalina. En esta situación, no hay cargas eléctricas dentro del cristal, por lo que no hay circulación de electrones, o lo que es lo mismo en este momento el cristal se comporta como aislante perfecto. Un aporte de energía al cristal, puede lograr que se rompa el enlace de algunos átomos, originando la aparición de electrones y huecos que puedan moverse libremente por el mismo, y si conectamos cargas eléctricas (receptores), vamos a provocar que exista una circulación de electrones por el circuito. La energía necesaria para romper un enlace se le conoce con el nombre de energía de enlace o banda prohibida, que se representa por EG. Un semiconductor, es el silicio, que es el elemento más abundante en la tierra después del oxigeno. La energía que necesita el silicio aportar a un átomo de silicio para generar un par electrón-hueco es E G =1,12 eV (electrón-voltio) Una forma de energizar un cristal es iluminarlo. La luz está formada por fotones, que funcionan como paquetes de energía que pueden ser absorbidos por los átomos de cristal. Como hemos visto en el tema anterior la cantidad de energía que tiene un fotón depende de la longitud de onda ( λ), o de la frecuencia, f, de la radiación correspondiente. Debemos decir que no toda la energía generada por los fotones es aprovechada, ya que mucha de la energía generada es absorbida por al generar un par electrónhueco.

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2.3. El efecto fotovoltaico El efecto fotovoltaico consiste en esencia en la transformación de la energía que aportan los fotones de luz incidentes sobre materiales semiconductores (tratados de forma conveniente) en energía eléctrica capaz de impulsar los electrones despedidos a través de un circuito exterior, realizando un trabajo útil.

Figura 2.19. Liberación de electrones.

Aunque el efecto fotovoltaico fue descubierto por Becquerel en 1.839, pero hasta 1.954 fue descubierta la célula solar (es el componente que convierte la energía solar en energía eléctrica), que fue desarrollado por Chapin, Fuller y Pearson.


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Formación Abierta

2.4. Células fotovoltaicas Al exponer las células solares a la luz solar nos encontramos con que los fotones, son capaces de transmitir su energía a los electrones del semiconductor que compone la célula, para romper el enlace que les mantiene unidos a los átomos que forman al semiconductor. Por cada enlace roto, queda un electrón libre, y además hace que se produzcan huecos, desplazándose ambos en el interior del sólido de un átomo a otro. El movimiento de electrones y huecos en direcciones opuesta genera una corriente eléctrica en el semiconductor capaz de circular por el circuito externo, (cuando conectamos las células a cargas o receptores, por ejemplo motores, equipos electrónicos…). En el mercado se dispone actualmente de varios materiales diferentes de células, aunque las más utilizadas en las instalaciones son las células de silicio cristalinas. Las células fotovoltaicas las podemos clasificar según los materiales por las que están fabricadas, con las siguientes: •

Células de silicio monocristalinas.

•

Células de silicio policristalinas.

•

Células de capa fina, que podemos encontrarnos los siguientes materiales: 

Células de silicio amorfas.



Células de CIS.



Células de CdTe.



Células de GaAS.

Como podemos observar el mercado nos ofrece un gran variedad de posibilidades a la hora de generar electricidad con los módulos solares fotovoltaicos, aunque la tecnología más utilizada es la de silicio, ya que si incluidos los tres tipos de esta tecnología entre el 95-98% de las instalaciones se realizan con esta tecnología.

Las células monocristalinas son entre 1,5 y 2 puntos porcentuales más eficientes que las policristalinas, sin embargo las células policristalinas ofrece ventajas de costes de fabricación.

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02

A continuación comparamos las diferentes tecnologías de células según su eficiencia y superficie. Tipo de célula

Eficiencia de módulo

Superficie ocupada para 1 kWp

Monocristalinas

11-16%

7-9 m2

Policristalinas

9-14%

8-11 m2

CIS

6-8%

11-13 m2

CdTe

8-10%

10-12 m2

Silicio amorfo

4-7%

16-20 m2

2.4.1. Estructura de las células solares En las células solares convencionales el campo eléctrico se consigue en la unión de dos regiones de un cristal semiconductor. En el caso de que el semiconductor sea el silicio, la región de tipo n, se dopa con fósforo, que tiene un electrón más que el silicio.

Figura 2.20. Estructura de una célula de silicio convencional.

La otra región llamada de tipo p, se dopada con boro, que tiene un electrón menos que el silicio y por la tanto esta región tiene más huecos que la región de tipo n. Las diferencias generadas de electrones y huecos entre ambas regiones provoca la creación de un campo eléctrico, el sentido de circulación de este campo eléctrico generado es de la región n a la región p, que es la responsable de separar los electrones y huecos extras que se producen cuando la célula está iluminada. En las células de silicio que son las más empleadas en la práctica, la unión se consigue difundiendo una capa de fósforo en una oblea de silicio que originalmente, toda ella se dopa con boro.


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Formación Abierta

En general la cara iluminada se cubre también con una capa de material antirreflectante para aumentar el porcentaje de la energía solar absorbida por la célula.

2.4.2. Principio de funcionamiento célula solar Al iluminar una célula solar que se encuentra conectada a una carga externa, se produce un diferencial de potencial en dicha carga y una circulación de corriente, en dichas condiciones, el comportamiento de la célula solar es como generador. Cuando la célula se comporta como generador tenemos las siguientes acciones en el interior de la misma: 





Los fotones que inciden sobre la célula con energía igual o mayor que el ancho de la banda prohibida se absorben en el volumen del semiconductor, y generan pares electrón-hueco que pueden actuar como portadores de corriente. El campo eléctrico, producido por la unión p-n es la causa de la separación de los portadores antes de que puedan recombinarse de nuevo, y por tanto, la causa de la circulación de la corriente por la diferencia de potencial externa, suministrando así energía a la carga. La presencia del voltaje en los terminales del dispositivo produce, como en cualquier unión p-n, fenómenos de inyección y recombinación de pares electrón-hueco, que en la célula solar actúan como pérdidas de recombinación y que son dependientes del mencionado voltaje.

2.4.3. Análisis interno de las corrientes en una célula solar Analizando el comportamiento de la célula, podemos llegar a la siguiente conclusión, la corriente entregada a una carga por un diodo semiconductor iluminado es el resultado neto de dos componentes internas de corriente que se oponen; 



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La corriente fotogenerada, I L, debida a la generación de portadores que produce la iluminación. La corriente de diodo o corriente de oscuridad, I D, debida a la recombinación de portadores que produce el voltaje externo necesario para poder entregar energía a la carga.



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Por lo tanto la célula responde linealmente a estas excitaciones de iluminación y voltaje, la corriente neta que circula por el exterior vendrá dada por la suma de las componentes de corriente anteriores. Tomando como positivas las corrientes de generación, llegamos a la ecuación fundamental de la célula solar siendo: I(V) = IL − ID (V)

2.4.4. Pérdidas de las células solares El rendimiento de la célula fabricada es la mitad aproximadamente del rendimiento teórico del material que lo forma. Dicha pérdida se debe a; 

Pérdidas por reflexión, que no pueden ser evitadas, aunque muchos fabricantes realizan un tratamiento antirreflectante, para conseguir formar estructuras piramidales miniaturizadas en la superficie que va a recibir la radiación, de tal forma que el rayo reflejado, antes de que se pierda, tenga posibilidades de volver a incidir.

Figura 2.21. Efecto antirreflectante (texturizado). 



La incidencia de los fotones en la rejilla metálica antes nombrada. La pérdida por efecto Joule (al haber corriente tendremos pérdidas en la célula).


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Formación Abierta

2.4.5. Tipos de células Según la tecnología de construcción de la células las podemos clasificar en; Células de silicio monocristalinas El procedimiento de fabricación de las células de silicio monocristalino es el método Czochralski o CZ, en el que se parte de la sílice de silicio excepcionalmente puro, la cual se funde en un crisol con una pequeña proporción de boro, hasta que se funde una temperatura de 1.400 ºC . Cuando toda la mezcla esté en estado líquido, pondremos en su interior una varilla en cuyo extremo hay un cristal germen de silicio, sobre el cual se irán poniendo progresivamente nuevos átomos de material procedentes del líquido, quedando perfectamente ordenados según la estructura del cristal. Así, tendremos un monocristalino cilíndrico de tamaño suficiente que lo cortaremos cuando se enfríe en obleas circulares o cuadradas de 3 décimas de milímetro de grosor, las cuales serán tratadas químicamente en su superficie. Dichas obleas son un producto semielaborado que se suele exportar para completar el proceso de fabricación en otros países. Este proceso se realiza para crear una unión P-N, introduciendo la oblea de silicio dopado con boro en los hornos adecuados para este procedimiento, donde se van a difundir ciertas cantidades de átomos de fósforo, que se depositarán en una cara para alcanzar cierta profundidad tras la cara de la oblea. Con un tratamiento anti reflectante, vamos a terminar este proceso, para conseguir formar estructuras piramidales miniaturizadas en la superficie que va a recibir la radiación, de tal forma que el rayo reflejado, antes de que se pierda, tanga muchas posibilidades de volver a incidir. Una vez realizadas estos pasos, tendremos que aplicar a la célula los contactos adecuados, para que los electrones salgan y entren a la célula de una forma fácil. Para ello, aplicaremos ciertos procesos químicos, electroquímicos, etc., para conseguir insertar una rejilla formada por una aleación conductora de buena calidad y con la geometría necesaria para la recolección de los electrones, tratando de tapar la mínima superficie posible de la célula. La Física Cuántica da como eficiencia máxima teórica a la célula de silicio un valor en torno al 23% (cercano al del laboratorio) aunque, si nos referimos a células comerciales fabricadas mediante procesos industriales, los valores de eficiencia son entre el 13% y el 20%. Aunque en su fabricación consumo más energía y tiempo que las células policristalinas, son el tipo de células con la mayor eficiencia de todos los tipos de células. Las células monocristalinas suelen realizarse de 5” y 6” (una pulgada corresponde a 25,4 mm).

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Figura 2.22. Células monocristalinas.

Células de silicio policristalinas Para la fabricación del silicio policristalino lo más habitual es recurrir al procedimiento de bloque fundido, este procedimiento está basado en calentar intensamente el silicio en bruto y se enfría en molde de forma controlada. Al solidificarse la colada, los cristales se orientan de forma irregular. De ahí que la superficie de una oblea revele la estructura iridiscente de un policristal. Posteriormente estos bloques de silicio solidificados obtenidos son cortados a una sección de 0,3 mm de espesor. El color azul obtenido en las células de silicio policristalinas, es provocado por el baño aplicado de antirreflectante, dependiendo de la capa de antirreflectante que se haya aplicado puede cambiar de color, pero el que mejor absorbe y menos refleja la radiación solar son las células de color azul. Las células de silicio policristalinas pueden ser de 5,6 y 8”, y su eficiencia en la fabricación en serie es de 11-15%.

Figura 2.23. Células policristalina.


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Formación Abierta

Células de silicio amorfo (Thin-Film) Las células de silicio amorfo, es decir, no estructurado, dispuesto de un modo no cristalino. En el proceso de fabricación, se aplica silicio vaporizado sobre un material base, generalmente vidrio, posteriormente es aplicado a tratamientos químicos y por último se le incorporan los contactos para terminar con la fabricación del modulo. En este proceso de fabricación el material semiconductor es de 0,5 y 2 µm, es mucho más fino que las células de silicio monocristalina o policristalinas, por lo que se precisa menos material, por lo que su precio es inferior, aproximadamente un 40% menos que los módulos de sillico monocristalina o no policristalinas. El rendimiento de los módulos de silicio amorfo está entre valores del 6-8% aproximadamente. Su utilización es muy común en calculadoras y relojes, aunque también se realizan instalaciones de conexión a red con este material, por sus bajos precios y su mejor comportamiento ante temperaturas, aunque tiene el inconveniente que ocupa más espacio que los módulos de silicio monocristalinos o policristalinos, aproximadamente el doble.

Su utilización es muy común en calculadoras, relojes y equipos de medición, en instalaciones de gran escala casi no son empleados, por la reducción de los precios en los módulos de silicio.

Figura 2.24. Módulos de Thin-film.

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Células de arseniuro de galio (GaAS) Son células altamente eficientes, que se utilizan principalmente para aplicaciones espaciales como los satélites. Estas células están formadas múltiples capas delgadas, y cada una de ellas está formada por un semiconductor diferente, por ejemplo, podría estar compuesta por ALxGA1-x AS. La finalidad de utilizar varios semiconductores es utilizar un semiconductor por una banda energética, por lo que este material lo hace más sensible a absorber radiación electromagnética de una determina región del espectro. A la hora de seleccionar los semiconductores, se tienen en cuenta que tenga propiedades diferentes, para absorber todo el espectro solar produciendo la máxima electricidad posible. Este tipo de células son las más eficientes del mercado, se ha llegado alcanzar valores aproximados del 30% de eficiencia, pero también tiene el inconveniente que son muy costosas. Células de concentración El sistema de concentración solar son sistemas directos, que recogen la radiación solar recibida sobre una superficie mayor que la superficie que tiene la célula. La finalidad de utilizar esta tecnología es reducir los costes en la producción de la energía solar fotovoltaica, sustituyendo aérea de célula por área de concentrador, los materiales que componente los concentradores suelen ser más económicos que las células. En los sistemas de concentración solar normalmente se utilizan lentes o espejos para enfocar la luz del sol sobre una cantidad pequeña de célula solar. Normalmente se utilizan lentes Fresnel, con la finalidad de enfocar la luz entrante. La relación de concentración en la actualidad es de 200 a 300 veces, dependiendo del material de la célula y la constitución de la célula, aunque se espera alcanzar en el futuro sistemas de concentración solar de hasta 1000 veces. La ventaja de los sistemas de concentración solar es que se obtiene una mayor eficiencia de la célula solar con una menor cantidad de silicio, por ello podemos utilizar células de una mayor calidad y reducir los costes de instalación.

Sin embargo la utilización se las células de concentración tiene inconvenientes; uno de los más singulares problemas es que el sistema debe mantenerse apuntando continuamente al sol, las tolerancias de desviación son directamente proporcionales al tamaño del concentrador. Con el propósito de que el sistema este orientado siempre hacia el sol debemos utilizar sistemas de seguimiento solar, estos elementos son conocidos como seguidores solares, que nos pueden encarecer la instalación y el mantenimiento de la instalación, además no podemos aprovechas la energía solar difusa que es 20% aproximadamente de la radiación global.


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Formación Abierta

Concentraciones altas de temperatura en la célula provocando pérdidas de energía por elevación de temperaturas. .

Figura 2.25. Células de concentración.

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2.5. Panel solar Una célula fotovoltaica tan sólo es capaz de proporcionar medio voltio, si dicha célula es de silicio, y nos va a generar una potencia que oscile entre uno y dos vatios. Por esto si queremos obtener una tensión de 12, 24…48 voltios, tendremos que poner varias células en serie, para, posteriormente, protegerlas de los agentes externos y construir el panel solar o módulo fotovoltaico. Estas conexiones en serie son realizadas por el fabricante del panel automáticamente, soldando el dorso de una célula a la cara frontal de la célula de al lado. De esta forma, si queremos obtener una tensión superior, tendremos que instalar 30 ó 80 células en serie.

Una célula fotovoltaica tan sólo es capaz de proporcionar medio voltio, si dicha célula es de silicio, y nos va a generar una potencia que oscile entre uno y dos vatios.

Watio Pico (Wp), es la máxima potencia que puede generar un panel solar fotovoltaico, bajo condiciones estándar, es decir a una intensidad de radiación de 1.000 W/m2, a una temperatura de 25 ºC.

2.5.1. Características técnicas de paneles solares Con respecto a las características debemos prestar atención a los siguientes puntos: 

Características físicas y mecánicas.



Características eléctricas.



Efectos de la temperatura.



Normas que deben cumplir los paneles solares.


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Formación Abierta

Características físicas y mecánicas Un panel solar tendrá forma cuadrada o rectangular, generalmente con un área aproximada de 1,5 m 2, con un grosor de 3 cm, si incluimos el marco que lo rodea. Además tiene una ligereza especial, ya que un panel grande suele pesar entre 16 y 20 kg., y tienen la capacidad de deformarse para adaptarse a los esfuerzos mecánicos a los que están sometidos. Para su colocación, se emplean soportes (estructura metálica), la cual puede presentar diversas formas para adaptarse al modelo y al lugar de instalación. Algunos paneles solares ya llevan toma de tierra, que será necesaria cuando instalemos varios en serie y consideremos que vayamos a obtener una potencia elevada (Revisar legislación). La vida útil de los paneles solares es muy larga, más de 20 años, y viene determinado por el tipo de encapsulado, que debe ser impermeable al agua y resistir la fatiga térmica y la abrasión. Otras características de interés son la facilidad de instalación y limpieza, la disipación de calor de las células y el bajo coste. Los módulos solares fotovoltaicos carecen de partes móviles y que las células y los contactos van encapsulados en una robusta resina sintética. A continuación podemos ver un esquema de los componentes de un modulo solar fotovoltaico.

Figura 2.26. Corte transversal de un panel solar.

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Un panel consta de: 











Una cubierta de vidrio templado o de materiales orgánicos. Varias capas de silicona que encapsulen el panel para evitar la degradación del mismo, ya que es muy delicado. Las capas de silicona son muy adecuadas para estos elementos, ya que son transparentes, no pierden sus propiedades, repelen el agua y dejan que respire el material, manteniendo un nivel de humedad muy bajo, y además tienen bajo coste. Varias capas de protecciones (generalmente vidrio), siendo mejor las opacas o de color claro ya que reflejan la luz que ha traspasado las células, y vuelve a la parte frontal, para volver a ser reflejada y así ser aprovechada de nuevo. Un marco de acero inoxidable para sujetar el conjunto, con los taladros adecuados, así como todos los tornillos y anclajes que sean necesarios para su perfecto anclaje. Toma de tierra, se necesaria cuando instalemos varios paneles en serie, y tengamos una potencia elevada. Diodos by-pass, nos van a proteger la instalación en caso de sombreado de células individuales, daños o defectos por calentamiento excesivo, y limitar así la consiguiente diferencia de rendimiento de todo el módulo, y de otros módulos en el caso de que estén conectados en serie con él.

Proceso de fabricación de los módulos solares Las principales etapas de fabricación del proceso de fabricación son: 1. Clasificación y verificación de las células solares. La primera etapa en la fabricación del modulo solar es la verificación de control de calidad en cada célula solar suministrada, clasificando cada célula en función de la capacidad de generar electricidad, en dicho proceso tiene dos funciones; 



Detectar las células defectuosas y retirarlas del proceso de fabricación. Clasificación de las células según su capacidad para generar electricidad, esta operación se realiza ya que la potencia máxima de cada serie, está condicionada por la célula más débil de la cadena.

2. Montaje de series. Una vez clasificados las células debemos realizar su conexionado, en serie, con la finalidad de aumentar su diferencial de potencial del modulo. Esto se realiza mediante bandas conductoras metálicas. En dicho proceso casi todos los fabricantes realizan controles de calidad mediante lámparas de infrarrojos con la finalidad de comprobar el correcto estado de las soldaduras.


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Formación Abierta

Una vez comprobado el correcto estado de las soldaduras se cubre las células mediante un panel de vidrio endurecido de alta transparencia cubierto por un film de sellado de Etilén-Vinil-Acetato (EVA). 3. Interconexión y aislamiento. Posteriormente se interconectan las series entre sí, y se realizan las condiciones externas. A continuación, de deposita una capa adicional de película de sellado de EVA y una lámina de Tedlar-Poliéster-EVA (TPE) sobre la matriz con el fin de proteger la unidad de los efectos degradantes de la radiación ultravioleta. 4. Pruebas eléctricas y simulación solar. Una vez terminado el proceso de fabricación, se lleva el panel al control de calidad, realizando los siguientes ensayos: 







Ensayo de temperatura: se someterá el panel a extremos de temperatura 40-90 ºC, procesos de congelación y humedad, repetidamente, con el objeto de ver si rinde y no se estropea. Ensayo mecánico; se someterá a una simulación de vientos fuertes y granizo, con el fin de comprobar que la estructura del panel es resistente. Ensayo eléctrico, le aplicaremos un diferencial de potencial según las características del panel (3.000 voltios), entre las células, el marco y soporte, verificando que la intensidad de corriente que fluye es despreciable. Ensayo de corrosión, se someterá los módulos solares a la acción de una atmósfera salina y así comprobar que los efectos de corrosión son mínimos para ambiente marinos.

Condiciones estándar de medición (STC) Las condiciones estándar para las que está el módulo fotovoltaico, es decir, su característica I-V bajo unas determinadas condiciones de iluminación y temperatura, puede obtenerse a partir de la información característica que, conjuntamente con el módulo, debe suministrar el fabricante. Dicha información está formada por los valores de algunos parámetros medidos en las llamadas condiciones estándar de medida.

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

Los parámetros medidos en condiciones estándar son los siguientes:



Irradiancia G=1000 W/m².



Espectro AM 1,5.



Temperatura de célula =25 ºC.



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Características eléctricas Los parámetros que vamos a nombrar definen la repuesta de un panel solar: 











Corriente de cortocircuito (i sc). Es la máxima intensidad que podemos obtener de un panel solar en condiciones estándar de operación, o la obtenida entre bornes de un panel solar con una resistencia nula, por lo que la diferencia de potencial será nula también. Voltaje a circuito abierto (V oc). Es el voltaje máximo que se puede obtener sin dejar que pase corriente entre bornes de un panel solar (circuito abierto). Corriente (i) a un determinado voltaje (V). La corriente eléctrica producida a un voltaje V a través del circuito externo que une los bornes el panel, y que tiene una resistencia R. Potencia máxima (P M). Trabajará en condiciones de potencia máxima cuando la resistencia del circuito externo sea tal que tengamos i M y V M para que su producto sea máximo. Eficiencia total del panel. Es el cociente entre la potencia eléctrica producida y la potencia de la radiación que incide en el panel. Factor de forma (FF). Concepto teórico que sirve para medir la forma de la curva que define las variables i y V, con la potencia de maxima potencia del panel solar fotovoltaico.

FF =

PM (isc Voc )

=

iM VM i sc Voc

Figura 2.27. Representación de las principales características eléctricas.


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Formación Abierta

Si hacemos variar la resistencia externa entre cero e infinito tendremos todos los valores (I,V), y uniéndolos obtendremos la curva características del panel o curva intensidad-voltaje.

Figura 2.28. Gráfica curva v-i de un panel fotovoltaico.

A, es un punto cualquiera de la gráfica (I,V), en donde se tendrá una potencia IV = área del rectángulo entre el origen y el punto A. Si muevo A hacia la derecha, I disminuye, y, por lo tanto, también lo hace el área antes descrita. Si por el contrario muevo A hacia la izquierda, llegará un momento en que el área también disminuirá, ya que también y disminuye. Al punto B, en donde el área sea máxima, se le llamará el punto de máxima potencia. El factor de forma es el cociente del área del rectángulo formado por origen-B y el exterior a la curva de lados I sc y Voc. Si quiero cargar una batería de 12 V, tendré que poner un módulo que suministre 13 V, siempre algo mayor de lo que voy a alimentar, en donde el tipo de material va a tener un papel primordial.

Figura 2.29. Curva de características de tensión y corriente a distintas temperaturas de la célula, panel solar KYOCERA 210 W.

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Figura 2.30. Efecto de la intensidad radiante de la curva i-v.

Efectos de la temperatura Sorprendentemente (y quizá lo contrario a lo que a priori podemos pensar), lo módulos solares fotovoltaicas disminuyen su rendimiento cuando su temperatura aumenta. La temperatura afecta a los módulos solares de la siguiente forma: 



En los paneles de silicio, el voltaje disminuye a razón de 2,3x10 -3 voltios por célula y por cada 1 ºC que se incremente por encima de los 25 ºC. Sin embargo la intensidad aumenta 1,5x10 -6 A por cada cm 2 de aérea de la célula y por cada 1º C que sobrepase a los 25 ºC. En los paneles de capa delgada tiene una variaciones de -2.8x10 -3 V/célula y 1,3x10-5 A/cm2 por cada 1 ºC que se incrementa la temperatura por encima de los 25 ºC.

Figura 2.31. Variación relativa según la temperatura de la célula de i-v y P.


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Formación Abierta

Si llevamos los datos a la práctica, diremos que la potencia del panel disminuye el 0,5% por cada grado de aumento de la temperatura de la célula por encima de los 25 ºC. No obstante, diremos que la temperatura de la célula no va a ser la temperatura del ambiente en ese instante y en ese lugar, y la relación entre estos términos será: Atº=0,036034·I-4 Así, si estemos en un lugar donde la radiación solar es de 600 W/m 2 y t = 27 ºC, tendremos las células a 43 ºC, y la potencia de panel será el 9% menor a la estándar. Normas que deben cumplir los paneles solares Actualmente, las normas más importantes sobre módulos fotovoltaicos son: 







EN 61215. “Módulos fotovoltaicos terrestres con células de silicio solares; idoneidad y conformidad de modelos”. EN 61646. “Módulos fotovoltaicos de capa fina terrestres; modelos y conformidad de modelos”. EN 61730. “Módulos fotovoltaicos: control de seguridad. Parte 1: Requisitos de la estructura. Parte 2: requisitos de comprobación”. EN 50380. “Datos de la ficha técnica y de la placa de características de los paneles fotovoltaicos”.

La EN 61215 y la EN 61646 consideran todas las magnitudes relevantes responsables de las cargas mecánicas y climáticas, así como del envejecimiento a que están expuestos los módulos fotovoltaicos. En la parte 1 de la EN 61730 se establecen las especificaciones en cuanto a material y diseño para el cumplimiento de las normas de seguridad; en la parte 2 se describen las normas de comprobación para la acreditación de los requisitos de seguridad.

2.5.2. Asociación de Panel Como hemos estudiado a lo largo de la unidad el panel solar fotovoltaico, es un generador de energía eléctrica que nos produce la electricidad en corriente continua, y generalmente nos generan bajas potencia. Los paneles que podemos encontrar en el mercado pueden oscilar entre potencias de 5W a potencias de 220W.

42



02

Con la finalidad de tener un generador de mayor potencia y dependiendo de las necesidades que tengamos de intensidad y tensión vamos a tener que asociar los módulos entre sí, y dependiendo de nuestras necesidades lo haremos en serie, paralelo o circuitos mixtos.

Cuando asociamos módulos solares lo debemos hacer con módulos que tengan la misma curva de características, es decir que la intensidad y tensión de máxima potencia sean semejantes.

Dentro de una instalación con el objetivo de alcanzar la tensión de funcionamiento necesaria conectamos los paneles en serie.

En los circuitos en serie; La tensión: UT

=

La intensidad; IT

U1 + U2 + ... + Un I

I

= 1 = 2 =

... = In

Si lo que se quiere es aumentar la corriente la conexión de los módulos lo realizamos en paralelo.

En los circuitos en paralelo; La tensión ; UT

=

La intensidad; IT

U1 = U2 I

I

=

= 1+ 2 +

... = Un

... + In

Ejemplo de asociación de paneles A continuación partiendo de un panel solar de 18 voltios y 6 A. vamos a realizar primeramente una conexión en serie de dos paneles y posteriormente realizaremos una conexión en paralelo de dos paneles.


43

Formación Abierta

Representación gráfica de dos paneles conectados en serie:

En este caso la intensidad total y la tensión total del circuito es;

IT

UT

44

=

U1 + U2 =18V + 18V = 36 V


I

I

= 1 = 2 =

6A


02

Representación gráfica de dos paneles conectados en paralelo: 16 A

12 A

8 A

4 A

0A 0V

4V I(V1)

8V

12 V

16 V

20 V

V_V1

En este caso la intensidad total y la tensión total del circuito son; IT

I

I

= 1+ 2 =

UT

=

6A + 6A = 12A

U1 = U2 =18V


45

Formación Abierta

2.5.3. Mantenimiento de los módulos solares Como hemos estudiado anteriormente los módulos solares fotovoltaicos, no tienen de partes móviles, con lo que podemos deducir que, fotovoltaicos requieren muy poco mantenimiento, el control de calidad de los fabricantes es general y rara vez presenta problemas. El mantenimiento de los módulos solares fotovoltaicos tiene los siguientes procesos: 





Limpieza periódica del panel: °

La suciedad que pueda acumular el panel es un hecho negativo para él ya que puede reducir su rendimiento, las capas de polvo que reducen la intensidad del sol no son peligrosas y la reducción de potencia no suele ser significativa.

°

El proceso de limpieza depende lógicamente del proceso de ensuciado, en el caso de los depósitos procedentes de las aves conviene evitarlos poniendo pequeñas antenas elásticas que impidan que se posen.

°

Las tareas de limpieza deben realizarse por el propio usuario y consiste únicamente en lavar los paneles con agua y algún detergente no abrasivo.

Inspección visual de posibles degradaciones. Control de las características eléctricas del panel. Aparte de revisar las conexiones de los cuadros eléctricos, y todos los componentes eléctricos de la instalación debemos verificar el estado de los diodos by-pass.

La inspección visual de paneles tiene por objeto detectar posibles fallos, concretamente: la posible rotura de cristal: (acciones externas) y las oxidaciones de los circuitos y soldadura de las células (entrada de humedad). En cada una de las visitas de mantenimiento se pasará a realizar las siguientes operaciones: 



46

Comprobación de estado y adherencia de los cables a los terminales de los paneles. Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminales o del estado de los capuchones de seguridad, según el tipo de panel. En el caso de detectarse fallos de estanqueidad se procederá a la sustitución de las piezas afectadas y a la limpieza de los terminales.



02

2.6. Ventajas e inconvenientes de la energía solar fotovoltaica La energía solar fotovoltaica tiene las siguientes ventajas: •

No contamina.

•

No consume combustibles.

•

No genera residuos.

•

No produce ruidos.

•

Es inagotable.

•

Su instalación es simple y requiere poco mantenimiento.

•

Tienen una larga vida (los paneles duran aproximadamente 30 años).

•

Resiste condiciones climáticas extremas; granizo, viento, temperatura, humedad).

•

No existe una dependencia de los países productores de combustibles.

•

Instalación en zonas rurales.

•

Desarrollo tecnologías propias.

Los principales inconvenientes de la energía solar fotovoltaica son: •

Debe mejorar su desarrollo sobre todo en almacenamiento de la energía, calidad y eficiencia de materiales.

•

Requiere una inversión inicial alta, cada vez menor, que amortizaremos a lo largo de la vida de los equipos.


47


•

02

Resumen

•

Circuito eléctrico es el camino recorrido por los electrones es su desplazamiento.

•

Potencia eléctrica; es la cantidad de trabajo realizado.

•

Energía eléctrica; es la potencia que se aplica agencia durante un tiempo.

•

Las células solares están formadas principalmente por semiconductores, que son los encargados de transformar la radiación solar a energía eléctrica.

•

Los módulos fotovoltaicos producen la energía eléctrica en corriente continua, en muchas aplicaciones no deberemos utilizar, inversores para convertir esta energía a corriente alterna.

•

Las energías renovables son inagotables y no contaminan.

•

Los módulos solares está compuesto por la asociación de varias células en serie, hay que recordar que el diferencial de potencial de las células por si solo es muy bajo.

•

En la actualidad la mayoría de módulos fotovoltaicos utilizados son de silicio, también podemos encontrar módulos solares de Thin-Film (capa delgada), se utilizan otros componentes como por ejemplo, Galio, arsénico, cadmio o Teluro.


49

03


Cálculo de la Radiación solar


03

Índice OBJETIVOS .......................................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 4 3.1. Radiación solar ........................................................................................... 5 3.1.1. Constantes de la radiación solar ........................................................... 6 3.1.2. Obtención de la radiación a partir de tablas .......................................... 7 3.1.3. Cálculo teórico de la radiación solar ................................................. 10 3.1.4. Índice de claridad ................................................................................ 14 3.1.5. Cálculo de la radiación difusa a partir de la radiación global. ............. 14 3.1.6. Radiación en superficies inclinadas .................................................... 16 3.1.7. Estimación de la radiación .................................................................. 20 3.2. Sombras ..................................................................................................... 21 3.2.1. Análisis de sombras ............................................................................ 22 3.2.1.1. Recogida de datos ........................................................................ 22 3.2.1.2. Diagrama de trayectorias solares ................................................. 22 3.2.1.3. Obtención del perfil de los posibles obstáculos ............................ 23 3.2.1.4. Valoración de las pérdidas por sombras ...................................... 24 3.2.2. Efectos de las sombras ....................................................................... 26 3.2.3. ¿Cómo solucionar los problemas de sombras? .................................. 27 3.3. Cálculo de la radiación sobre superficies inclinadas ............................ 28 3.3.1. Estimación radiación solar sobre superficies inclinadas .................... 28 3.3.2. Inclinación óptima de los paneles solares ........................................... 32 3.3.3. Verificación de las pérdidas por inclinación ........................................ 33 3.3.4. Cálculo de la distancia entre filas de paneles solares........................ 34 3.4. Seguimiento solar ..................................................................................... 36 3.5. Como optimizar el diseño ........................................................................ 39 RESUMEN .......................................................................................................... 41

Cálculo de la radiación solar

1


03

Objetivos Saber obtener los valores de radiación solar, mediante las diferentes bases de datos que tenemos para estimar la radiación solar sobre un punto. Aprender a calcular la radiación recibida en los módulos solares inclinados. Conocer los tipos de sombras que nos podemos encontrar en la instalación y estudiar el efecto de las sombras sobre los módulos. Analizar las sombras que afectan a una instalación y conocer como calcular las pérdidas que originan las sombras sobre la instalación. Saber calcular la separación entre las filas de paneles para optimizar pérdidas. Estudiar la inclinación optima de una instalación solar fotovoltaica, conociendo la latitud y el posicionamiento de la instalación. Diferenciar los tipos de instalación solar fotovoltaica según el tipo de estructura que hay en el mercado.


3

Formación Abierta

Introducción En esta unidad vamos a estudiar la radiación que nos va a llegar a nuestro generador fotovoltaico, con la finalidad de conocer potencia del generador, dicho generador va a ser diseñado con el objetivo de satisfacer la demanda de una instalación concreta en el caso de una instalación aislada o determinar la electricidad generada en el caso de una instalación conectada a red. Como hemos mencionado ya en alguna ocasión a lo largo del temario, el sol es la fuente de energía que no contamina y además es inagotable, y tiene un gran potencial, por ejemplo; en una zona media de España tenemos un promedio de 1500 kWh de radiación solar por metro cuadrado y por año, esto que nos puede parecer insignificante, pero si lo comparamos con el petróleo, equivale a 150 litros por metros cuadrado y por año. Otra característica importante de la energía solar es la incertidumbre ya que las predicciones de producción es de un 30% para los valores mensuales o de un 10%, para los valores anuales. A lo largo de esta unidad vamos a estudiar el potencial de energía que nos emite el sol (radiación solar), estudiando las condiciones óptimas de nuestra instalación para aprovechar mejor esta fuente de energía.

4



03

3.1. Radiación solar La radiación que alcanza la superficie externa de la atmósfera de la Tierra se llama radiación extra-atmosférica, y consiste esencialmente en rayos que llegan desde el Sol en línea recta (radiación directa). Cuando la radiación solar se introduce a la atmósfera esta se modifica, produciéndose reflejos de radiación en las nubes, en otras zonas como en el ozono, el oxígeno, el dióxido de carbono y el vapor de agua, absorben radiación en algunas longitudes de ondas específicas, en otras partículas como son las gotas de agua o el polvo en suspensión, dispersan la radiación, el resultado de estos fenómenos es que la radiación solar que incide sobre un receptor se divide en tres componentes; Radiación solar directa: es la radiación que recibe el colector directamente del sol. Radiación difusa: son rayos que se reciben indirectamente, al ser desviados al cruzar la atmósfera. Radiación del albeldó: es la radiación que llega panel después de ser reflejada en el suelo.

Limite de la atmósfera Reflexión Absorción

Radiación reflejada

Difusión

Radiación directa

Radiación difusa

Figura 3.1. Componentes de la radiación solar.


5

Formación Abierta

Radiación global (G) Es la radiación total que incide sobre una superficie o generador y es la suma de todas las radiaciones. (Radiación directa + radiación difusa + radiación albedo).

El término de radiación es muy genérico, con la finalidad de distinguir la potencia y la energía utilizaremos las siguientes definiciones: 



Irradiancia (I); “densidad de potencia que incide sobre una superficie”. (Unidades; W/m2). Irradiación (H); “densidad de energía que incide a lo largo de un tiempo”. (Unidades; Wh/m2).

La inclinación y orientación de la superficie receptora se expresa, en este orden entre paréntesis y en grados, ejemplo, G d,m (30,10). Nos estamos refiriendo al valor medio mensual de la irradiación global diaria incidente sobre una superficie inclinada de 30º y una desviación del sur de 10º sobre el este. Cénit Normal a la superficie

s

30º

Sur (HN) Norte (HS)

Figura 3.2. Representación de la inclinación y orientación de la radiación sobre una superficie.

3.1.1. Constantes de la radiación solar Como estudiemos en la unidad 1, cuando la potencia de la radiación solar que alcanza la parte superior de la atmósfera cuando la distancia Sol-Tierra es de una unidad astronómica, es de 1367 W/m 2, y lo conocemos como constante solar . Constante Solar; β0=1.367 W/m2

6



03

El diámetro del Sol es de 1,39 millones de kilómetros, por lo que nos hace que se vea desde la Tierra con un ángulo de 32º.

2

1367 W/m 1 m 2

Figura 3.3. Representación gráfica de la constante solar.

3.1.2. Obtención de la radiación a partir de tablas Generalmente los datos obtenidos de las tablas son obtenidos por medio de mediaciones realizadas por servicios meteorológicos o instituciones similares, utilizando equipos para realizar medidas directas de radiación directa, por ejemplo (piranometros, pirheliómetros, o fotografías de satélites. Estos valores después de ser tratados son publicados en fuentes como por ejemplo; 





Atlas de radiación solar en España, Ed INM, Ministerio de Transportes, Turismo y comunicaciones, Madrid 1984. Atlas de radiación solar en España. CTE. Tablas de radiación solar aportadas en la UNIDAD 1.

A la hora de escoger la fuente seleccionada debemos comprobar la fiabilidad de la fuente, ya que la incertidumbre, de estas tablas nos va a limitar mucho la precisión de nuestro de diseño de la instalación.


7

Formación Abierta

Si analizamos nuestras tablas de radiación solar podemos comprobar las diferencias existentes, en algún cado pueden a superar un 15% de diferencia. A la hora de analizar los valores medios de radiación solar sería conveniente a parte de tomar el valor medio, el valor de la desviación típica, ya que debemos conocer todos los sistemas que recogen los datos lo hacen de forma aleatoria, por lo que tenemos que realizar algún procedimiento para evitar la incertidumbre, por ello si queremos evitar esta incertidumbre debemos tomar el valor medio y la desviación típica como vamos a ver a continuación. Bilbao Oviedo Santander

La Coruña

Valladolid Zaragoza

Barcelona

Salamanca Madrid

Valencia

Badajoz

Albacete

Palma de Mallorca

Alicante Murcia Sevilla Santa cruz de Tenerife Las Palmas de Gran Canaria

Málaga

3,2

3,4

3,6

3,8

4,0

4,2

4,4

4,6

4,8

5,0

5,2

1170 1240 1310 1390 1460 1530 1610 1680 1750 1830 1900

Figura 3.4.

2

kWh/m dia 2

kWh/m año

Mapa irradiación en España.

Desviación típica Es la medida que nos permite relacionar el desvió que existe entre el máximo o el mínimo de los valores disponibles y su media. Contra más diferencia existe entre los valores máximos o mínimos y la media mayor será su desviación

8



03

A la hora de seleccionar los datos debemos conocer el origen de la medición, la podemos clasificar en dos grupos; 

Medición con imágenes de satélite.



Medición con medidas piranométricas.

La principal ventaja del satélite con respecto a las medidas piranométricas, es que nos permite realizar una medición simultánea de una superficie extensa de territorio, permite ver las diferencias instantáneas entre diferentes puntos de la superficie analizada, mientras que con piranometros deberíamos instalar varias estaciones y comparar los resultados entre sí. Se ha demostrado que los errores de las medidas por satélites, son similares a los errores proporcionados por las estaciones terrestres. Algunos de los problemas que podemos tener con la medición con imágenes de satélites son; Error en la localización de las medidas terrestres.



Los datos del satélite son medidas sobre un pequeño ángulo de visión mientras que las medidas de tierra están integradas en un ángulo sólido diferente.



La imagen del satélite es de un instante, mientras lo que queremos realizar es una mediación de la radiación solar en un periodo horario o diario.



Cuando seleccionamos los datos de una tabla, nos puede limitar que la ubicación no esté en la tabla donde tenemos valores, por ello lo que podemos realizar una interpolación de los datos, como vamos a ver en el siguiente ejemplo. Nivel de Altitud (m)

Factor de corrección

Nivel de Altitud (m)

Factor de corrección

400-600

0,05

1.300-1.400

0,13

600-700

0,06

1.400-1.500

0,14

700-800

0,07

1.500-1.600

0,15

800-900

0,08

1.600-1.700

0,16

900-1000

0,09

1.700-1.800

0,17

1.000-1.100

0,10

1.800-1.900

0,18

1.100-1.200

0,11

1.900-2.000

0,19

1.200-1.300

0,12

2.000-2.500

0,20

Figura 3.5. Factor de corrección utilizado en función de la altitud de la localidad (Atlas de radiación solar en Aragón).


9

Formación Abierta

Ejemplo 1 Dados los datos de radiación solar de Albarracín y Teruel, del mes de diciembre Calcular la radiación solar en diciembre, en la localidad de Cella (950 m Altitud). Localidad

Radiación global horizontal

Altitud

Teruel

2,14 kWh/m²/día

700 (m)

Albarracín

2,03 kWh/m²/día

1.200 (m)

Lo primero es realizar el factor de corrección por altitud, Albarracín corresponde a un factor de corrección de 0,11, y a Teruel le corresponde a un facto de corrección de 0,06. Conocidos los factores de corrección, y los datos de radiación global horizontal, podemos corregir la radiación global horizontal sobre el nivel del mar. Aplicando los factores de corrección tenemos. Teruel

2,14·0,94 = 2,01 kWh/m²/día

Albarracín

2,03·0,89 = 1,80 kWh/m²/día

Una vez obtenidos los valores de radiación global horizontal, sobre el nivel del mar, se procede a obtener el valor de radiación solar para Cella, promedio de los resultados que acabamos de calcular. Cella

1,905 kWh/m²/día

Consultado el valor para una altitud de 950 metros tenemos que el factor de corrección es de 0,09, y una vez obtenido el valor de la radiación global horizontal, sobre el nivel del mar, realizamos la corrección con el factor de corrección, por altitud, obtenemos que el valor de radiación global de 2, 08 k W h /m ²/d ía.

3.1.3. Cálculo teórico de la radiación solar La radiación solar recibida por un colector es muy variable, ya que la radiación directa nos va experimentar variaciones, debidos a los movimientos del sol y la tierra.

Recuerda que el movimiento del Sol-Tierra, define una trayectoria conocida como Eclíptica.

10



03

Sabiendo que el movimiento generado de la Tierra sobre el Sol, es elíptico, por lo tanto que vamos a tener desviaciones, y teniendo en cuenta las condiciones geométricas de posicionamiento, podemos conocer la irradiación solar teórica. Declinación Latitud Angulo horario 28 Cenit solar s Altura solar s Acimut solar

Zenit del observador

Polo Norte 28

Horizonte del observador

s

Sur del observador

Norte del observador

s

Plano del ecuador

Polo Sur

Nadir

Figura 3.6. Representación del movimiento del sol sobre la tierra. Fuente CIEMAT.

Aplicando la siguiente ecuación podemos calcular la irradiación solar directa sobre una superficie horizontal, en un punto concreto.

Donde: β0(0)

Irradiación solar directa sobre una superficie horizontal.

β0

Constante solar 1.367 W/m2.

ε0

Factor de corrección de excentricidad.

cos θzs

Distancia cenital del sol.

También podemos llegar que la irradiación a lo largo de un día es; βd(0)

T ( ) β0 ε 0 π

π 180

ωS sen

senδ

cos

cos δ senω S


11

Formación Abierta

Donde: Irradiación solar directa sobre una superficie horizontal. T

Longitud del día (24 H).

β0

Constante solar 1.367 W/m2.

ε0

Factor de corrección de excentricidad.

ωs

Angulo de salida del sol

Ø

Latitud (positiva en el hemisferio norte, negativa en el hemisferio sur).

δ

Declinación solar

El ángulo de la salida del sol al amanecer, ω s, se puede calcular considerando que

la elevación del sol es nula en ese momento; arccos( tan

s

tanØ)

Donde: ωs

Hora del amanecer.

δ

Declinación.

Ø

Latitud.

Para la mayoría de los cálculos de las instalaciones no es necesario el conocer la radiación solar de cada día y será suficiente con calcular el valor medio global, que lo podemos calcular con la siguiente expresión; β0d,m(0)

dn2

1 dn1 1

dn2 dn1

β0d(0)

Donde: β0d,m(0)

dn1

Primer día del mes.

dn2

Ultimo día del mes.

Bod(0)

De donde,

12

Irradiación media mensual.

Irradiación extra terrestre diaria sobre la horizontal.

dn1 : y dn2 : representan los días del primero y


último del mes.


03

Calculando la irradiación existente en un punto determinado, por cualquiera de los métodos estudiados anteriormente, dependiendo de la precisión que necesitemos en nuestros cálculos, y suponiendo que vamos a calcular en un estado ideal, es decir que los días de cálculos son muy claros, podemos calcular la radiación solar con las siguientes ecuaciones:

G(n)

0,678

0

0

0.7 AM

Donde: G(n)

Radiación global sobre la normal Irradiación solar el plano horizontal

ε0

AM

Factor de excentricidad AM=

1 cosθ zs

zs

Masa de aire

Posteriormente podemos calcular la radiación solar sobre la horizontal. G(0)

G(n) cos θ zs

Donde: G(0)

Radiación global sobre la horizontal. Coseno de la distancia cenital.

El inconveniente de este procedimiento, es que no tenemos en cuenta los días que no son claros, y que tenemos partículas como nubes, ozono ó polvo, como he visto a lo largo de este tema estos agentes atmosféricos nos van a provocar radiación difusa, y la radiación directa va a ser menor. Por ello vamos a tener que aplicar a la hora de diseñar una instalación métodos estadísticos o valores de radiación que han sido recogidos en un período determinado.


13

Formación Abierta

3.1.4. Índice de claridad Índice de claridad Es la relación existente entre la radiación solar global y la que nos llega a un punto determinado de la Tierra, y la radiación directa.

Conociendo la radiación solar global y la irradiación de un punto determinado podemos conocer este índice para cada mes, aplicando la siguiente expresión. k Tm =

G0d,m (0) β0d,m (0)

Donde: kTm

Índice de claridad.

G0d,m(0)

Radiación media mensual.

β0d,m(0)

Irradiación media mensual.

Debemos resaltar que este índice no lo determina solamente el AM, sino que también va influir el contenido de agentes externos en la atmósfera, nubes y polvo.

3.1.5. Cálculo de la radiación difusa a partir de la radiación global. Con el propósito de calcular la radiación difusa a partir de la radiación global, y siguiendo el modelo de Liu y Jordan, vamos a establecer un relación entre la fracción difusa de la radiación horizontal y la radiación horizontal, teniendo como resultado la siguiente relación; FDm =

Dd,m(0) Gd,m(0)

Donde: FDm

14

Fracción difusa de la radiación.

Dd,m(0)

Radiación difusa.

Gd,m(0)

Radiación horizontal global.



03

Evidentemente cuanto más clara es la atmósfera, mayor es la radiación global y menor el contenido de difusa. Las correlaciones concretas se establecen sobre la base de medidas simultáneas de ambos parámetros en varios lugares, llegando a la siguiente ecuación; FDm =1-1,13kTm

Donde: Fracción difusa de la radiación. Índice de claridad.

Ejemplo 2 Determinar las componentes difusa de la radiación solar en un punto sabiendo que la media mensual de radiación global diaria horizontal Gd,m (0) = 2.750 W/m² y conociendo que la irradiación media mensual diaria horizontal B 0d,m (0) = 5.260 W/m². Primero debemos terminar el factor de claridad de la instalación, para lo que aplicaremos la siguiente expresión; W Gd,m (0) 2.750 m2 k Tm = = =0,523 W β0d,m (0) 5.260 2 m

Posteriormente hallaremos la fracción difusa de la radiación, aplicando la siguiente expresión: FDm =1-1,13kTm =1-1,13 0,523=0,409

Sabiendo la relación existente entre la irradiación difusa y la radiación global. FDm =

Dd,m(0) Gd,m(0)

Si despejamos obtenemos la irradiación difusa tenemos; Dd,m =Gd,m(0) FDm =2.750×0,40=1.125,36

W m2


15

Formación Abierta

3.1.6. Radiación en superficies inclinadas Cuando realizamos las medidas con los equipos de medición solar (vistos y analizados en el tema), los valores son sobre superficie horizontales y libres de obstáculos, por lo que lógicamente nos encontramos que todos los datos que tenemos disponible en las bases de datos los tenemos sobre superficies horizontales. Normalmente los generadores solares o paneles solares, se posicionan con inclinaciones dependiendo el tipo de instalación y el tipo de aplicación que deseamos desarrollar. Aunque estos cálculos los podemos desarrollar con diferentes magnitudes, como puede ser la irradiación horaria, nosotros los vamos a realizar sobre la irradiación media mensual de la irradiación diaria. Con la finalidad de calcular la radiación global incidente sobre una superficie inclinada G( , ) debemos analizar los siguientes parámetros; 

Irradiación directa.



Irradiación difusa.



Irradiación albedo.

Una vez conocidas todas sus componentes podemos aplicar la siguiente ecuación. G β,α

B β,α

D β,α

AL β,α

Donde: G(β,α)

Radiación global sobre una superficie inclinada

B(β,α)

Irradiación directa recibida sobre la superficie inclinada.

D(β,α)

Irradiación difusa sobre la superficie inclinada.

AL(β,α)

Irradiación albedo sobre la superficie inclinada.

Irradiación directa Con el propósito de calcular la radiación directa de un punto concreto podemos calcular de la siguiente forma; β β,α

16


G0 cos θs cos θzs


03

Donde: β β,α

Irradiación recibida en una superficie inclinada.

Gh(0)

Irradiación recibida sobre una superficie horizontal

θs

Ángulo de incidencia del sol sobre la superficie inclinada.

θzs

Distancia cenital

cosθs

senδ sen(

β) cos δ cos(

β) cos ω

Donde: Coseno del ángulo incidencia sobre superficie inclinada. Declinación. Latitud. Angulo de inclinación de la superficie inclinada. Angulo horario.

cosθzs

senδ sen

cosδ cos

cosω

Irradiación difusa Con la finalidad de calcular la irradiación difusa, vamos a seguir el modelo de Pérez. Este autor para calcular la irradiación difusa considera tres zonas del cielo como fuentes diferentes de radiación difusa; una región circunsolar con una cierta extensión angular ξ1, una banda horizontal con otra extensión angular ξ2 y el resto del hemisferio celeste, como podemos ver en la siguiente figura. En este modelo la irradiación es constante e igual a K 3L,k4L y L, respectivamente. La radiación emitida por esta región circunsolar es diferente de aquella que está incluida en los registros de la radiación directa.


17

Formación Abierta

1

k3L zs 2

k4L

Figura 3.7. Zonas el cielo consideradas como fuentes diferentes de radiación difusa en el modelo de Pérez.

Los factores de modulación que determinan las propiedades anisotrópicas del cielo en el modelo son, en principio dependientes del tipo de clima y del lugar, y se obtienen empíricamente a partir de valores de irradiancia medidos sobre algunas superficies inclinadas. Una versión simplificada de este modelo consiste en asumir que toda la radiación emitida por la región circunsolar procede de un único punto central ( ξ1=0) y que toda la emitida por la banda horizontal procede de la línea del horizonte ( ξ2=0), llegando a la siguiente ecuación.

Dβ,α

(1 cos β) (1 k 3 )

D0

2

k3

cosθ s

cos θzs

k 4 sin β

Donde: D(β,α)

Irradiación difusa sobre un plano inclinado.

D(0)

Irradiación difusa sobre una superficie horizontal.

De donde; cos ZS y cos S vienen dadas, y k 3 y k 4 son parámetros adimensionales que definen la contribución relativa de la región circunsolar y de la banda del horizonte al total de la radiación difusa. Con la finalidad de facilitar la implantación práctica del modelo, su autor propuso establecer una relación funcional entre k 3 y y

AM 0

expresiones.

18


ZS

k4

y los parámetros

D(0) B D(0)

, entonces resultan de aplicación las siguientes


Donde

ZS

k 3 =k31(ε)+k32 (ε)Δ+k33 (t)θZS

π 180

k 4 =k41(ε)+k42 (ε)Δ+k43 (t)θZS

π 180

se expresa en grados.

Intervalo de ε

k 31

k 32

k 33

k 41

k 42

k 43

1.000-1.056

-0,042

0,550

-0,044

-0,120

0,138

-0,034

1.056-1.253

0,261

0,559

-0,243

-0,019

0,083

0,081

1.253-1.586

0,481

0,460

-0,354

0,077

-0,006

-0,116

1.586-2.134

0,825

0,187

-0,532

0,172

-0,050

-0,151

2.134-3.230

1.102

-0,299

-0,586

0,350

-0,398

-0,171

3.230-5.980

1.226

-0,451

-0,617

0,444

-0,949

-0,073

5.980-10,08

1.367

-0,838

-0,655

0,431

-1,750

0,094

0,978

-0,812

-0,393

0,335

-2,160

-0,186

10.080 -

03

Figura 3.8. Tabla de coeficientes para la implantación del modelo de Pérez.

También podemos calcular de una forma más sencilla la irradiación difusa, suponiendo que la irradiación es isotrópica, lo que es lo mismo que decir que cada punto del cielo emite la misma intensidad, entonces llegamos a la siguiente expresión; D β,α =D 0

1+cosβ 2

Irradiación albedo En la mayoría de los terrenos la reflectividad de la mayoría de los suelos es muy baja, menos cuando tenemos un terreno con nieve, que es en esta situación cuando más irradiación de albedo tenemos sobre los paneles solares. Por tanto teniendo en cuenta que no es un dato que nos va influir en exceso, a los resultados del rendimiento de la instalación, vamos a realizar la hipótesis más sencilla, suponiendo que el suelo es horizontal, infinito e isotrópico. Teniendo en cuenta estos factores tenemos que la irradiación de albedo, sobre una superficie inclinada, podemos calcular con la siguiente ecuación,


19

Formación Abierta

AL β,α =

ρ G 0

1-cosβ

2

Donde: AL(β,α)

Irradiación recibida en una superficie inclinada.

ρ

Es la reflectividad del suelo, cuando no se conoce su valor lo normal es suponer el valor de 0,2.

β

Ángulo de inclinación de los módulos.

3.1.7. Estimación de la radiación En el diseño de una instalación es fundamental conocer la radiación que incide sobre el generador. Los factores que debemos tener en cuenta son: 





Radiación global incidente en una superficie horizontal. Se suele conocer mediante Atlas, o se puede realizar mediciones en el cado de realizar una aplicación con precisión. Cálculo de las componentes directa y difusa de la radiación global incidente en una superficie horizontal. Cálculo de las componentes de la radiación incidente sobre una superficie inclinada, a partir de las componentes de la radiación sobre superficie horizontal.

Los cálculos y valores a tener en cuenta, dependiendo del tipo de aplicación son: 



20

Aplicaciones de cálculo de instalaciones fotovoltaicas para viviendas: es suficiente realizar el cálculo de la instalación con los valores medios mensuales de la irradiación diaria sobre la superficie. Para otras aplicaciones como concentradores, centrales etc. Es necesario obtener valores individuales de la irradiación horaria, este valor se estiman a partir de la radiación diaria, mediante correlaciones.



03

3.2. Sombras En una instalación solar bien sea una instalación aislada o una instalación conectada a red, las sombras pueden salir demasiadas caras. Las sombras las podemos clasificar en dos tipos. Temporales Son provocados con fenómenos naturales; por ejemplo nieve u hojas de árboles caídas, o excrementos de pájaros etc., estas sombras son evitadas con la limpieza de los módulos, por ello la importancia de tener los módulos limpios.

Las impurezas pueden ser auto limpiadas por el agua de lluvia, para que este fenómeno se genere debemos inclinar los paneles al menos 15º.

Permanentes Son las provocadas por agentes externos a la instalación, estos agentes pueden ser; chimeneas del mismo edificio, edificios cercanos más altos, árboles, apoyos de la línea de distribución de electricidad. Estas sombras solo las podemos evitar con una reubicación de los paneles. En el caso de tener una instalación con sombras permanentes inevitables, debemos proteger adecuadamente nuestra instalación. Las sombras nos pueden provocar puntos calientes.

“En un generador solar orientado al Sur, n o debería darse

ningún momento de sombreado al medio día (10-15 h) en el solsticio de invierno, (21 de diciembre, día de menor elevación del sol.

Figura 3.9. Módulo expuesto a sombras.


21

Formación Abierta

El ángulo de elevación del Sol, en el solsticio de invierno es de 15 º, a partir del cual debemos calcular las distancias necesarias. Si a lo largo del diseño de una instalación prevemos alguna sombra aunque se ocasional, debemos tener en cuenta a la hora de calcular la producción del generador y de diseñar la instalación protegiéndola de las sombras como veremos más adelante.

3.2.1. Análisis de sombras Dada la importancia que tiene el efecto de una sombra sobre un módulo fotovoltaico, no solamente en cuanto al rendimiento sino también por posibles daños irreversibles sobre las células fotovoltaicas, es muy importante hacer un estudio previo del entorno de la ubicación para ver en que medida se pueden ver afectados.

3.2.1.1.

Recogida de datos

Mediante un indicador de proyección o un teodolito podemos examinar el perfil y el paisaje de la instalación, recogiendo todos los agentes externos que nos pueden generar sombras.

Teodolito, es un instrumento de mediación mecánicoóptico utilizado en topografía que, mediante dos limbos o discos graduados en grados, facilita la determinación de ángulo tanto verticales como horizontales.

Posteriormente introduciendo esos datos sobre un diagrama de elevación del Sol, podremos estimar la pérdida de rendimiento, nos podemos ayudar si disponemos de un programa de simulación.

3.2.1.2.

Diagrama de trayectorias solares

Los diagramas de trayectorias solares representan la trayectoria aparente del Sol en la bóveda celeste en unas fechas determinadas y para una latitud dada, en función de la altura solar, y el acimut del Sol. El diagrama solar correspondiente a un punto o a una determina latitud, se pude obtener representando las trayectorias solares en función de sus coordenadas, que estas pueden ser calculadas o consultadas en tablas.

22



03

En la figura siguiente representamos un diagrama solar. Elevación ( º ) 80

0h

-1h

1h

D1 -2h

60

-3h 40

-5h 20

-7h D13 0

-120

B7

C9

-6h D11

C2

B1

B2

A1

A2

B3 B5

C7

D9

C1

C3 C5

D7

-4h

A5

A3

-60

B6 A6

D8 C8

B8 A8

4h

D10 C10

-30

0 Acimut ( º )

30

60

5h

D12 6h

B10

C12 A10 B12

C11 A9 B11 -90

C6

B4 A4

3h

D6

C4

A7

B9

2h

D4

D3

D5

D2

90

D14 7h 120

Figura 3.10. Diagrama de trayectorias solares, para península Ibérica.

En este diagrama, y para todos los diagramas solares del hemisferio Norte, la curva más elevada corresponderá al solsticio de verano y la más abajo al solsticio de invierno. En el caso del hemisferio Sur, ocurrirá lo contrario. Observando el diagrama de trayectoria solar comprobamos que cada una de las bandas definidas por las diferentes trayectorias se encuentran divida en posiciones, correspondientes a las horas solares, negativas antes del mediodía solar. El mediodía solar estaría situado hacia el sur, y el amanecer está situado en la parte negativa del diagrama de trayectoria solar.

Si analizamos el diagrama de la figura anterior, podemos deducir que no debe de existir ningún obstáculo frente los paneles, entre -30º y + 30º de acimut, con una altura angular superior a 20º producirá alguna que pueda afectar a la instalación.

3.2.1.3.

Obtención del perfil de los posibles obstáculos

En primer paso para obtener el perfil de los posibles obstáculos en situarse en el lugar donde se va a montar la instalación y realizar una observación visual del horizonte en la dirección donde se sitúe la trayectoria solar, o lo que es lo mismo, hacia el Sur en el hemisferio Norte, ya hacia el Norte en el hemisferio Sur.


23

Formación Abierta

Si se detectan objetos en la trayectoria del sol, que puedan provocar sombras sobre nuestra instalación deberemos de realizar el perfil de los obstáculos sobre el diagrama de trayectoria solar. Con el objetivo de obtener dicho perfil debemos utilizar un indicador de proyección o un teodolito como hemos visto en el apartado anterior. Estas medias no se realizan mediante la medición de distancias, hallando la separación y elevación, sino que deberemos realizar mediciones angulares del objeto y los paneles de la instalación que podrían ser afectados. Posteriormente, debemos proyectar nuestro obstáculo sobre el diagrama de trayectorias solares correspondiente a nuestra latitud. Si la proyección del posible obstáculo se corta o se superpone, en la trayectoria solar de nuestro diagrama, esto va a significar que el objeto va a proyectar sombras sobre nuestra instalación. Elevación ( º ) 80

0h

-1h -2h

60

-3h 40

0

D9

B1

C5

-90

B3

B5 B7

C9 -6h D11 B9 A7 -7h D13 C11 A9 B11 -120

C1

C3

C7

-60

1h

D2

2h

D4

D3

D5

D7

-4h -5h

20

D1

A5

A3

-30

A1

C2 B2 A2

D6

C4 C6

B4

B6

A4

A6

0 30 A cim ut ( º )

3h D8

4h

C8

D10 5h C10 D12 6h A8 B10 C12 D14 7h A10 B12 B8

60

90

120

Figura 3.11. Perfil de obstáculos sobre el diagrama de trayectorias solares.

3.2.1.4.

Valoración de las pérdidas por sombras

Con el fin de valorar la pérdida de irradiación solar global anual que supone un obstáculo, debe seguirse el siguiente procedimiento; 





Identificar cada una de las porciones del diagrama de trayectorias solares que quedan total o parcialmente cubiertas por el obstáculo. Definir a cada porción, el factor de llenado, es decir, definir la superficie oculta con respecto a la total de cada porción elegido como el más próximo a los valores 0,25, 0,50, 0,75 ó 1. Cada diagrama de trayectorias solares tendrá asociadas una serie de tablas de referencia para diferentes valores de inclinación (β) y acimut (α) de los

captadores: Localizar y aplicar la tabla cuyos valores de α y β más parecidos a los de

los captadores de la instalación en estudio.

24


03


Cada tabla tiene varias columnas, identificadas por una letra (A, B, C y D), y varias filas identificadas por un número (entre el 1 y el 14). De acuerdo con el código de identificación de cada porción (formado por una letra y un número), en la siguiente tabla se puede consultar el porcentaje de irradiación solar global anual asignado a cada uno de las porciones afectadas. Β=35ºC

α=0ºC

Β=0ºC

α=0ºC

Β=90ºC

α=0ºC

Β=35ºC

α=30ºC

A

B

C

D

A

B

C

D

A

B

C

D

A

B

C

D

13

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,18

0,00

0,00

0,00

0,15

0,00

0,00

0,00

0,10

11

0,00

0,01

0,12

0,44

0,00

0,01

0,18

0,05

0,00

0,01

0,02

0,15

0,00

0,00

0,03

0,06

9

0,13

0,41

0,62

1,49

0,05

0,32

0,70

2,23

0,23

0,50

0,37

0,10

0,02

0,10

0,19

0,56

7

1,00

0,95

1,27

2,76

0,52

0,77

1,32

3,56

1,66

1,06

0,93

0,78

0,54

0,55

0,78

1,80

5

1,84

1,50

1,83

3,87

1,11

1,26

1,85

4,66

2,76

1,62

1,43

1,68

1,32

1,12

1,40

3,06

3

2,70

1,88

2,21

4,67

1,75

1,60

2,20

5,44

3,83

2,00

1,77

2,36

2,24

1,60

1,92

4,14

1

3,17

2,12

2,43

5,04

2,10

1,81

2,40

5,78

4,36

2,23

1,98

2,69

2,89

1,98

2,31

4,87

2

3,17

2,12

2,33

4,99

2,11

1,80

2,30

5,73

4,40

2,23

1,91

2,66

3,16

2,15

2,40

5,20

4

2,70

1,89

2,01

4,46

1,75

1,61

2,00

5,19

3,82

2,01

1,62

2,26

2,93

2,08

2,23

5,02

6

1,79

1,51

1,65

3,63

1,09

1,26

1,65

4,37

2,68

1,62

1,30

1,58

2,14

1,82

2,00

4,46

8

0,98

0,99

1,08

2,55

0,51

0,82

1,11

3,28

1,62

1,09

0,79

0,74

1,33

1,36

1,48

3,54

10

0,11

0,42

0,52

1,33

0,05

0,33

0,57

1,98

0,19

0,49

0,32

0,10

0,18

0,71

0,88

2,26

12

0,00

0,02

0,10

0,40

0,00

0,02

0,15

0,96

0,00

0,02

0,02

0,13

0,00

0,06

0,32

1,17

14

0,00

0,00

0,00

0,02

0,00

0,00

0,00

0,17

0,00

0,00

0,00

0,13

0,00

0,00

0,00

0,22

Figura 3.12. Tabla de referencia para un diagrama de trayectorias solares.

Obtener el porcentaje de pérdida de irradiación solar global anual que supone el obstáculo detectado sumando los productos del factor de llenado por la pérdida asignada a cada porción. Comparar el valor obtenido con el límite permitido por la reglamentación aplicable en la zona donde debe realizarse la instalación.


25

Formación Abierta

3.2.2. Efectos de las sombras En el momento que una célula tiene una sombra sobre su superficie, la célula deja de producir corriente, en ese instante la célula se comporta como un diodo en estado de bloqueo. Si dicha célula está conectada a varias células en serie, en ese momento tenemos que la tensión de la célula es la suma de las restantes células conectadas en serie, que es mayor que la tensión de ruptura del diodo, por lo tanto la corriente en ese momento circula a mayor tensión y se produce un sobrecalentamiento de la célula, a este comportamiento de la instalación lo conocemos como punto caliente. Si este estado “Punto Caliente”, se da de forma permanente, en un instalación

podemos dañar la zona de la instalación donde se produce este efecto, además este fenómeno nos va a influir en el rendimiento ya que las células están conectadas entre sí, dentro de la formación de un panel, (como hemos visto a lo largo del tema 2), y los paneles solares son conectados en serie entre sí dentro de una serie o string, que provoca que la célula solar que recibe menos irradiación es la que determina la intensidad de toda serie, por lo que nos va influir en la potencia generada en ese instante.

/ / C1

C2

+ /

C18

/ C19

+

/

C35

C36

-

R

Figura 3.13. Funcionamiento de diodos by-pass.

En la figura está representado un panel con 36 células en el que tenemos dos diodos de by-pass, cada diodo by-pass, tiene una rama de 18 células y por lo tanto se subdivide el panel en dos ramas, por lo que en el caso de tener sombreada únicamente una célula solo afecta a un 50% del módulo.

26



03

3.2.3. ¿Cómo solucionar los problemas de sombras? Eliminación de las sombras Siempre que podamos debemos eliminar las sombras, para ello podemos intentar las siguientes acciones; podado de los árboles, desplazamiento de antenas o equipos de satélites, mantener los paneles solares limpios. Empleo de módulos con diodos by-pass En las instalaciones solares, con las células solares cristalina hasta el más insignificante y pequeño objeto que nos aparezca sobre los paneles solares, nos producen sombras y disminuyes el rendimiento de nuestro generador. Con el propósito de evitar el efecto de las sombras sobre las células solares al descubierto y los daños a las células solares bajo sombra, se conecta a cada cadena de células un diodo by-pass en paralelo. En caso de sombreado, dicho diodo by-pass soslaya la célula afectada. En paneles de producción industrial un diodo by-pass protege un máximo de 24 células. Generalmente los diodos se alojan en la caja de conexión de los módulos. Para proteger cadenas completas es frecuente que los correspondientes diodos de cadena se alojen también en la caja de conexión del generador. Óptima diseño de la instalación Cuando las sombras no pueden evitare, se puede reducir el efecto de las sombras con una adecuada disposición de los módulos solares y una ajustada elección del tipo de circuito de los módulos.


27

Formación Abierta

3.3. Cálculo de la radiación superficies inclinadas

sobre

En este apartado vamos calcular la radiación que nos llega sobre las superficies inclinadas, que es como nos vamos a encontrar los paneles solares normalmente en las instalaciones solares fotovoltaicas. Ya que modificando la inclinación de los paneles sobre la horizontal y en función de la aplicación, vamos a tener mejores rendimientos de la instalación.

3.3.1. Estimación radiación solar sobre inclinadas

superficies

En la actualidad la instalación de paneles solares fotovoltaicos en los tejados de edificios y naves industriales, es muy frecuente. Aunque en la mayoría de estos proyectos la estructura se complica tanto por la inclinación como por la orientación, sin embargo cabe resaltar que no es necesario afinar tanto. En una primera aproximación y de forma teórica que la perdida por desviación por cada grado de inclinación es de un 0,02% y de 0,08% por cada grado de desviación por orientación. En las instalaciones autónomas o instalaciones aisladas que vamos a estudiar con más profundidad a lo largo de la próxima unidad, veremos que si el consumo es contante a lo largo de todo el año, lo más frecuente es diseñar la instalación, con el mes peor de radiación, es decir durante el periodo de invierno. En este período la inclinación óptima es entre 15º-20º más que la latitud, y los módulos orientados al sur. Ejemplo 3 Analiza la radiación solar que incide sobre una instalación de paneles solares en el mes de menor radiación solar en Zaragoza (en el días 347), conociendo que la latitud es de 41,7º, y su radiación global horizontal es de G d,m(0) = 1.600 Wh/m2. Vamos a estudiar la radiación para diferentes ángulos de inclinación de los paneles solares, partiendo desde el ángulo de 20º y terminando en 60º, y variando la inclinación de 10º en 10º. Lo primero que vamos a realizar es calcular la declinación solar para el día 347, mediante la siguiente expresión; 23.45 sen 360

28

284 Nd 365


(284 347) 23,45·sen 360· 365

23,24


03

Posteriormente vamos a calcular el ángulo de salida del sol mediante la siguiente ecuación; s

arccos( tan

23.45 sen 360

tanØ)

284 Nd 365

ar cos( tan( 23,24) tan(41,7)

67,53

(284 347) 23,45·sen 360· 365

23,24

Siendo, s

: Ángulo de salida del sol al amanecer.

: Declinación solar. Ø: Latitud del lugar. Una vez que hemos calculado el ángulo de salida del sol al amanecer, vamos a calcular el ángulo de salida del sol al amanecer sobre un plano inclinado, con la siguiente función; ss max ω s1-arccos(-tanδ tan(Ø-β) =max -67,53-arccos(-tan(-23,24) tan(41,7-20) =-67,53

Donde: ωSS

Ángulo de salida del sol al amanecer sobre una superficie inclinada.

max

Función del máximo valor.

ωS

Ángulo de salida del sol al amanecer Declinación solar.

Ø

Latitud del lugar.

β

Inclinación del panel solar, tomando como primer hipótesis 20º de inclinación.

También vamos a necesitar el factor de excentricidad que como hemos visto a lo largo del temario, lo podemos calcular con la siguiente ecuación; N 347 1 0,033·cos(2· · d ) 1 0,033·cos(2·3,14· ) 365 365

1,03


29

Formación Abierta

Una vez obtenidas los ángulos de salida del sol al amanecer, vamos a calcular la irradiación sobre el plano horizontal, aplicando la siguiente ecuación; 0

(0)

3,14 180

T 0

0

67,53 sen 41,7 sen

senØ sen

s

180

23,24

cosØ cos

sen

s

cos 41,7 cos( 23,34) sen( 67,53)

3504,20Wh / m2

Después, vamos a calcular el índice de claridad, mediante la siguiente expresión; Gd,m (0) 1600 3504,20 0d,m (0)

k Tm

0,456

Posteriormente tenemos que conocer, la fracción difusa de la radiación difusa horizontal, lo podemos calcular con la siguiente expresión; FDm

1 1,13 k Tm

1 1,13 0,456

0,484

A continuación vamos a calcular la radiación difusa sobre un plano horizontal, aplicando la siguiente ecuación; Dd,m

Gd,m(0) FDm

1600 0,484

774,47

Aplicando que la radiación total es la suma de sus componentes, calculamos la irradiación que llega sobre el plano inclinado; Gd,m(0)

Si despejamos tenemos; Bd,m(0 )

B d,m(0 )

Gd,m(0)

D d,m(0)

D d,m(0 )

1600 774,47

825,25

Por último antes de calcular la radiación solar en las diferentes componentes sobre el plano inclinado vamos a calcular el factor de corrección por situación conociendo la latitud, y por inclinación, y lo calcularemos aplicando la siguiente ecuación;

K

ss

(

3,14 )(sin sin( ) cos cos( 180 3,14 ) sen sen ) (cos cos s ( 180

) sen( sen

s

ss

))

)

Sustituyendo valores, para la latitud, 41,7º e inclinación 20º, tenemos un factor de inclinación de 1,900. Ahora ya podemos calcular la radiación sobre el panel solar inclinado, recordando que; G ,

30


B ,

D ,

AL ,


03

Empezamos, calculando la irradiación recibida en el panel solar suponiendo que tenemos una inclinación de 20º, para ello aplicaremos el factor de corrección por inclinación ante la irradiación sobre el plano horizontal, por lo tanto, podemos decir que; B ,

Bd,m(0) K

825,52 1,9

1568,70

Posteriormente calcularemos la radiación difusa sobre el plano inclinado, aplicando la siguiente ecuación; D( , )

D(0)

1 cos 2

774,47

1 cos20 2

751,12

Y por ultimo calculamos la radiación del albedo, aplicando la expresión; G 0

AL

,

1 cos 2

0,2 1600 (1 cos20) 2

9,64

Aplicando la ecuación anterior; G ,

B ,

D ,

AL ,

1568,70 751,12 9,64

2329,47

Repitiendo los cálculos para los ángulos desde 30º a 70º, con un intervalo de 10º, obtenemos la radiación global para cada inclinación, que la podemos ver los resultados en la siguiente tabla; β

20º

30º

40º

50º

60º

70º

80º

k

1,900

2,270

2,571

2,794

2,932

2,981

2,939

B ,

1.568,70

1874,16

2.122,67

2.306,69

2.420,62

2.461

2.426

D ,

751,12

722,59

683,88

636,15

580,85

519,68

454,48

AL ,

9,64

21,43

37,43

57,15

80

105,27

132,21

G ,

2.329,47

2.618,19

2.843,98

2.999,99

3.081,48

3.085,96

3.013

Si analizamos el resultado de la tabla podemos decir que el ángulo más optimo es 20º, más la latitud o superior, aunque tal vez los ángulos de 70 y 80º grados se tenga excesiva dependencia de la radiación albedo.


31

Formación Abierta

Aunque el ángulo de inclinación óptimo teniendo en cuenta el mes peor, debemos decir que se recomienda, colocar los paneles solares a una inclinación de 20º más la latitud, esto es debido a que la diferencia de radiación global entre el ángulo propuesto y el óptimo es mínimo, sin embrago contra más inclinado están los módulos mayor es su superficie que el panel se enfrenta al panel, por lo tanto mayor esfuerzos debe de soportar la estructura soporte y la cimentación, por ello se recomienda 10º más la latitud.

3.3.2. Inclinación óptima de los paneles solares El azimut óptimo de los paneles solares es 0º, es decir, orientados al sur, en el hemisferio norte, y en el caso del hemisferio sur la orientación óptima es hacia el norte.

Si no orientamos los módulos solares fotovoltaicos al Sur vamos a perder un 0,08% de radiación, por cada grado de desviación.

En cuanto a la inclinación óptima tenemos dos casos: 



Instalaciones fotovoltaicas aisladas: en este tipo de instalaciones el consumo suele ser constante durante todo el año, o en el caso donde el consumo es mayor en los meses de menor radiación, en estos dos hipotéticos casos el valor óptimo de la inclinación, está en torno a 15-20º más que la latitud. Instalaciones fotovoltaicas conectadas a red eléctrica: en este tipo de instalación interesa optimizar el valor óptimo de la inclinación, está en torno a 5-10º menos que la latitud.

Figura 3.14. Perfil de módulo.

32



03

3.3.3. Verificación de las pérdidas por inclinación Partiendo de la latitud de la instalación Φ, la inclinación de los módulos β y el

ángulo acimut del generador aplicando las siguientes expresiones conoceremos las perdidas por la inclinación de la instalación. Pérdidas (%) = 100·[1,2·10- 4·( β-Φ+10)2+3,5·10-5 α2] Para 15º<β<90º

Pérdidas (%) = 100·[1,2·10- 4·( β-Φ+10)2] para β≤15º Para la verificación de las pérdidas por inclinación debemos tener en cuenta los siguientes conceptos: 





Las pérdidas máximas admisibles para una instalación solar es de 10%, excepto en las instalaciones de integración arquitectónica que las pérdidas máximas son de 40%. Las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie por las sombras se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre una superficie, en el caso de no tener ninguna sombra. Para calcular las perdidas por sombra comparamos el perfil de los obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del sol. N

E

O

S

Figura 3.15. Diagrama de trayectorias del sol.


33

Formación Abierta

Insolación anual en % +160º

N

-160º

+140º

30 40

-140º

50 60 +120º

-120º

70 80

+100º

90

-100º

W +80º

95

O

10º 20º 30º40º 50º60º 70º80º90º

100

-80º

Angulo de inclinación +60º

-60º

+40º

-40º +20º

Ejemplo

S

-20º

Ejemplo: 30º / 45º suroeste / 95%

10º 20º

60º

30º

70º

40º

80º

50º

90º

Figura 3.16. Diagrama del rendimiento de los paneles dependiendo de la inclinación y orientación de los paneles.

3.3.4. Cálculo de la distancia solares

entre filas de paneles

La distancia, medida sobre la horizontal, entre filas de módulos obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol entorno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia será superior a la obtenida en la siguiente expresión .

D = h / tg (61º-Φ) Donde:

34

D

Distancia medida sobre la horizontal

h

Altura

tg

Tangente

Φ

Latitud



03

La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión anterior aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente.

d

h d

h

Figura 3.17. Esquema del cálculo de la distancia entre filas de módulos.


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Formación Abierta

3.4. Seguimiento solar El uso del seguidor solar ha sido muy frecuente en España, sobre todo durante los años 2004-2008, donde se daban dos parámetros importantes que lo hacían muy rentable, que son: Una prima por kWh generado alta, durante la vigencia de los RD 436/2004 y el RD 661/2007, la tarifa por generar electricidad mediante energía solar fotovoltaica era muy alta se paga el kWh a 0,45 €/kWh aproximadamente. Un alto precio de los paneles solares. Estos aspectos económicos hacían rentabilidad la instalación de seguidores solares, que tenía como ventaja que se aumentaba la energía generada entre 2040%, dependiendo de la tecnología empleada. Y los inconvenientes que presenta el seguidor solar es que aumentaba el coste de instalación y los costes de mantenimiento. Los seguidores solares los podemos clasificar según sus características de seguimiento en: Seguidor acimutal o de un eje; este tipo de seguidor gira en torno a un eje vertical, de tal manera que el azimut siempre coincide con la del sol, sin embargo la inclinación tendrá un desfase respecto al sol. Este tipo de seguidor permite tener un aumento de la producción entre 20-30% de la energía producida dependiendo del fabricante.

Figura 3.18. Seguidor solar mono-poste de un eje.

Seguidores de dos eje; la principal características de este tipo de seguidor es que mantiene a los paneles solares siempre perpendiculares al sol, por la tanto las pérdidas por inclinación y orientación son nulas. El aumento de producción de este tipo de seguidor es aproximadamente de un 40% o superior dependiendo del fabricante. El principal inconveniente de este seguidor es que tienen un elevado coste producido por su complejidad mecánica.

36



03

Tiene la ventaja sobre el seguidor solar de dos ejes que es más sencillo mecánicamente, por lo que es más económico, sin embargo, hay que tener cuidado con el aire, ya que no consigue tener un efecto bandera tan optimo como el seguidor de dos ejes.

Figura 3.19. Seguidor de dos ejes ADES.

Si clasificamos los seguidores solares según su tecnología de seguimiento, nos encontramos con las siguientes tecnologías: Seguimiento solar por punto caliente; este proceso de realizar el seguimiento solar consiste en poner dos células que captan los valores de radiación solar y la comparan con dichos valores con un módulo lógico, que nos permite seguir la trayectoria del sol durante el día. Con la finalidad de que él seguidor vuelva su posición inicial se incorpora un tercer sensor, que tiene la función que la estructura vuelva a su punto inicial por las mañanas. Este sistema incorpora un controlador electrónico que permite reconocer varios niveles de intensidad, con la finalidad de adaptarse a la intensidad de la radiación dependiendo si recibimos radiación difusa o radiación directa. La ventaja de realizar el seguimiento por este proceso es que aumenta la producción cuando tenemos una disminución de la radiación continua, es decir en los días con radiación difusa, además de su sencillez.


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Formación Abierta

Figura 3.20. Control para seguimiento solar. Fuente DEGER.

El principal inconveniente de este sistema es que en días con nubes discontinuas se puede desorientar el seguidor. Seguimiento solar por posicionamiento solar; en este tipo de tecnología lo que hace es programar al autómata con las expresiones logarítmicas solares de esta forma siempre tenemos la estructura perpendicular al sol. La ventaja del sistema es que podemos controlar todos los seguidores con un autómata maestro, por lo que la desviación entre los seguidores es nula. Además la red de comunicación creada para el control del seguimiento se puede aprovechar para realizar la monitorización del seguidor, lo que nos permite tener un control remoto sobre el posicionamiento del seguidor. El inconveniente principal del sistema es que encarece la parte eléctrica del seguimiento.

38



03

3.5. Como optimizar el diseño A la hora de realizar una instalación fotovoltaica y analizar el posicionamiento de los paneles merece la pena tener en cuenta los siguientes aspectos; En regiones de intensas nevadas, la arista inferior del panel debe montarse a suficiente distancia del tejado, a fin de que la nieve pueda resbalar y no se acumule por montones delante del panel provocando sobre éste. Es necesario instalar los paneles lo suficientemente altos o en su defecto deberemos recortar la posible vegetación que haya sobre la superficie, que hayamos instalado los paneles, con el propósito de evitar las sombras sobre estos. Debemos tener en cuenta el área de salpicadura; con la lluvia y el tiempo húmedo, la suciedad puede salpicar sobre la zona inferior del módulo y causar sombreado. Debemos guardar las distancias mínimas entre las filas sucesivas de los paneles para minimizar así el sombreado entre ellos. Como hemos visto en el apartado anterior.

Si se dispone de poco espacio, merece la pena dimensionar la instalación algo menor de lo módulos. Los módulos extra que de este modo pueden montarse sobre unas superficies limitada y la ganancia de rendimiento aparejada justifican la ligera pérdida de rendimiento a causa de la baja inclinación de los módulos.

Cuanto menor es la inclinación del tejado, tanto menor efecto tiene la desviación hacia el sur. Siempre que sea posible debemos evitar la conexión de series paneles, con paneles en diferentes orientación. La desviación respecto ESTE o al OESTE no en general gran diferencia, sin embargo dependiendo de la localización de nuestra instalación podemos encontrar alguna ventaja, por ejemplo cuando tenemos una sombra sobre la instalación.


39


03

Resumen La radiación solar después de pasar por atmósferas, nos llega en radiación directa, radiación difusa y radiación albedo. La radiación global que incide sobre una superficie, la podemos conocer mediante atlas o con la ayuda de los piranometros, o en su defecto la podemos calcular teóricamente, conociendo la posición de la instalación. La inclinación óptima para las instalaciones aisladas donde los consumos son constantes el ángulo de inclinación óptimo es 15-20º más la latitud de la ubicación de la instalación. La inclinación óptima para las instalaciones conectadas a red es 5-10º menos de la latitud de la ubicación de la instalación. Las sombras dentro de una instalación nos pueden generar muchas pérdidas, e incluso nos pueden generar puntos calientes en la instalación acortando la vida de los paneles. El seguidor solar es una estructura móvil que nos permite seguir con la trayectoria solar, manteniendo la estructura siempre perpendicular al sol.


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04


Instalaciones Aisladas


Índice OBJETIVOS .......................................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 4 4.1. Instalación fotovoltaica aislada o autónoma ............................................ 5 4.2. Componentes de un sistema aislado ........................................................ 6 4.2.1. Módulos solares/generadores FV .................................. ....................... 7 4.2.2. Regulador de carga............................................................................... 8 4.2.2.1. Tipos de reguladores de carga ....................................................... 9 4.2.3. Baterías ............................................................................................... 13 4.2.4. Convertidor en sistemas aislados .................................. ..................... 23 4.2.5. Otros componentes de la instalación eléctrica .................................... 25 4.3. Dimensionado de sistemas autónomos ................................................. 27 4.3.1. Datos de la localización de la instalación ............................................ 28 4.3.2. Características de los elementos del sistema ..................................... 28 4.3.3. Método del mes peor .......................................................................... 29 4.3.4. Método del balance de energía ........................................................... 38 4.3.5. Resumen de cálculo ............................................................................ 38 4.4. Mantenimiento instalaciones aisladas .................................................... 40 4.4.1. Mantenimiento inversor y regulador de carga ..................................... 40 4.4.2. Mantenimiento de las baterías ............................................................ 40 4.5. Viabilidad de una instalación aislada ...................................................... 42 RESUMEN .......................................................................................................... 43

1

04


04

Objetivos Analizar el funcionamiento de una instalación aislada con la finalidad de conocer cada una de las aplicaciones de las instalaciones solares fotovoltaicas aisladas. Conocer las características principales y entender el principio de funcionamiento de los equipos de una instalación solar fotovoltaica aislada. Aprender a dimensionar los elementos de una instalación solar fotovoltaica. Optimizando cada uno de los equipos, con la finalidad de que la instalación funcione correctamente y sin derrochar recursos. Estudiar la viabilidad de la instalación aislada. Analizar el mantenimiento preventivo y correctivo de las instalaciones aisladas.

Instalaciones aisladas

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Formación Abierta

Introducción La finalidad de las instalaciones aisladas es generar electricidad mediante paneles solares para cubrir unas necesidades de suministro eléctrico. Posteriormente esta energía eléctrica producida es almacenada en los acumuladores o baterías para que la energía esté disponible para cuando el usuario demande la energía, ya que uno de los principales inconvenientes de la energía solar es que no podemos generar energía durante todo el día. Este tipo de instalaciones se realizan con el objeto de generar electricidad y consumirla en las misma ubicación en lugares donde no hay línea de distribución o el acceso a la línea es muy caro, o en instalaciones donde el consumo es muy pequeño, como por ejemplo en la electrificación de viviendas de fin de semana. En este tema vamos estudiar y dimensionar los componentes necesarios, para realizar una instalación solar fotovoltaica aisladas.

4



04

4.1. Instalación fotovoltaica aislada o autónoma En este punto vamos a hablar del sistema fotovoltaico aislado, sus características, y algunas de sus aplicaciones reales.

Un sistema o instalación fotovoltaica aislada Es el sistema diseñado para satisfacer la demanda del propio edificio o instalación, generando la electricidad mediante módulos solares fotovoltaicos

En un sistema aislado, el balance energético debe ser siempre equilibrado o positivo para un determinado periodo de funcionamiento. Por lo que podemos deducir que la energía producida por nuestro sistema de generación debe ser igual o superior a la demanda. En la actualidad las instalaciones aisladas son fiables técnicamente, y en muchos casos resultan más rentables que otras fuentes de generación eléctrica. Aunque ya hace muchos años que podemos encontrar a las instalaciones solares fotovoltaicas en diversas aplicaciones. Estas instalaciones solares pueden ser: 

Navegación y estaciones espaciales.



Navegación y señalización marítima.



Señalización de carretera.



Pequeños aparatos electrónicos (calculadoras, relojes).



Torres meteorológicas.



Teléfonos de emergencia



Aplicaciones agrícolas y ganaderas.


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Formación Abierta

4.2. Componentes de un sistema aislado En este apartado de componentes de un sistema aislado vamos a desarrollar los siguientes puntos: Módulos solares/generadores FV. Regulador de carga. Baterías. Inversor en sistemas aislados. Componentes de la instalación eléctrica. En una instalación fotovoltaica solar encontramos los siguientes componentes: 4

2 220 AC

1

3

Figura 4.1.

Representación gráfica de una instalación aislada solar.

Siendo: Generador solar fotovoltaico (1). Regulador de carga (2). Acumulador o batería (3). Convertidor para consumos en C.A. (4). Además en una instalación aislada nos encontraremos con los siguientes elementos: Fusibles y protecciones eléctricas. Consumos de C.C. Consumos de C.A.

6



04

4.2.1. Módulos solares/generadores FV Las principales características y principios de funcionamiento de los paneles solares fotovoltaicas las hemos visto en la Unidad 2. Un sistema aislado está compuesto por los módulos o paneles fotovoltaicos, estos mismos están formados por la asociación de las células solares y su principal característica es que convierten la radiación solar en energía eléctrica.

Figura 4.2.

Representación de módulos en una instalación aislada.

PMP, punto máximo de potencia, punto de la curva de características de módulos solar dependiente de la insolación y la temperatura en el que el generador solar entrega la máxima potencia.

Icc máx

Wp I

Punto de máxima potencia

Tensión de circuito abierto V V máx

Figura 4.3.

Gráfica de representación del punto de máxima potencia.


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Formación Abierta

Es muy importante destacar que la tensión de trabajo del generador FV debe ser suficiente alta como para permitir la carga de las baterías. La tensión de carga de una batería de 12 voltios es de 14,4 V.

Los módulos deben poder proporcionar a la batería al menos la tensión de carga, incluso en caso de una temperatura muy alta de la célula (en la práctica hasta los 70 ºC), y teniendo en cuenta las pérdidas en el trayecto hacia la batería, que recordamos que nos vamos a encontrar las perdidas por conducción, regulador de carga).

Las tensiones más habituales en los sistemas aislados son 12, 24 ó 48 voltios, dependiendo de la carga.

A continuación podemos ver una tabla de referencia para poder elegir la tensión de trabajo de las instalaciones aisladas: VOLTAJE DE LA INSTALACIÓN Potencia de demanda del consumo (W)

Tensión de c.c. de trabajo del sistema (V)

< 500

12

500-2.500

24

2.500-5.000

48

Figura 4.4.

Tabla de voltaje recomendado en función de la potencia de la instalación.

4.2.2. Regulador de carga La principal función del regulador de carga es controlar la carga y descarga de la batería, de esta forma evitar su destrucción y aumentar su vida útil, así como, estabilizar la tensión que generan los paneles solares fotovoltaicos.

El regulador de carga debe de optimizar la energía eléctrica para la carga de la batería, tanto la tensión como la intensidad de carga, proporcionada por el generador.

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4.2.2.1.

04

Tipos de reguladores de carga

Los reguladores de carga los podemos clasificar dependiendo de su tipo de conexión en; Regulador paralelo (shunt) Este regulador está basado en la disipación por calor de la energía sobrante, es decir una vez que la batería está cargada y si el panel sigue aportando energía al sistema, este regulador hace que la energía que no admite la batería, la disipa el propio regulador de carga, mediante el sistema de control del equipo. Los reguladores Shunt, está compuesto por un diodo Zener y un disipador de calor, principalmente, aunque también llevan incorporados un diodo de bloqueo, con la finalidad de proteger a la instalación de corrientes inversas, es decir, cuando el panel no genera electricidad (por ejemplo por la noche o los días muy nublados) pero la batería está cargada, el regulador nos está evitando que la batería se descargue, cediendo energía sobre el panel. Diodo de bloqueo

Circuito de control

Carga

Disparador térmico

Diodo Zener

Batería

Modúlo fotovoltaico

Figura 4.5.

Esquema descriptivo del regulador SHUNT.

Estos reguladores, presenta los siguientes inconvenientes; 

Cuando la instalación es grande, se requiere disipadores de grandes proporciones, por lo que nos eleva el precio del regulador en exceso.



Ofrecen poco fiabilidad.



Tienen muchas pérdidas de energía.


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Formación Abierta

Figura 4.6.

Ejemplo de reguladores.

Regulador serie Los reguladores serie, lo que realizan es desconectar los paneles solares, cuando el regulador detecta que la batería está cargada. Este tipo de reguladores, podemos compararlo con un interruptor automático, que cuando se está cargando la batería ofrece muy poquita resistencia, y cuando está cargada la batería lo que sucede que se abre el circuito. Los reguladores serie están compuestos por un relé mecánico, circuito de detección y diodo varistor que tiene la función de proteger al regulador. Circuito protector del contacto +

Carga

Circuito de control

Batería Modúlo fotovoltaico

Figura 4.7.

Esquema descriptivo del regulador serie.

Este tipo de reguladores al no disipar energía solamente consumo la energía de sus componentes de mando y control. Estos reguladores pueden trabajar con diferentes (12,24, 48 V).

10



04

Reguladores de doble circuito Son reguladores de carga que tienen la capacidad de desviar la energía eléctrica a otros circuitos auxiliares. De esta forma no perdemos energía. Reguladores de dos niveles de carga Tienen por objeto proporcionar cargas profundas con tensiones diferentes estableciendo niveles de carga del 100%, aparte también mantienen la batería ene estado de flotación. Este tipo de reguladores incorporan en su diseño microprocesadores que gestionan las cargas y descargas de la batería de una manera inteligente. Nos permiten incorporar otras funciones, como contadores de amperios hora, alarmas, etc. Reguladores multietapa Se utilizan en grandes instalaciones y son los encargados de cargar baterías por etapas de módulos, en este caso los acumuladores se conectan en paralelo a la tensión de carga del regulador. Normalmente este sistema está compuesto por 6 ó 8 bloques de módulos que por medio de este regulador de carga las baterías que suelen tener una gran capacidad. Reguladores de estado sólido (MOSFET) Están basados en la tecnología del semiconductor de potencia llamado (MOSFET, transistor de efecto de campo). Este relé de estado sólido soporta potencias considerables y quita problemas de la chispa de ruptura, que era el principal problema en los reguladores serie.

4.1.1.1. CÁLCULO DEL REGULADOR El cálculo del regulador de carga de un sistema solar fotovoltaico va a depender del sistema de generación (agrupación de paneles solares) y del sistema de acumulación (baterías o acumuladores). El regulador de carga debe de soportar la intensidad de generación y disipar la potencia de los paneles; Ir

Npp Imax p

Donde: Ir

Intensidad regulador

NPP

Ramas en paralelo

Imaxp

Corriente máxima del panel


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Formación Abierta

Según las recomendaciones del pliego de condiciones del IDAE, el regulador debe soportar un 25% de intensidad más que la de generación. Cuando conectamos un regulador de carga debemos tener cuidado, ya que es un equipo electrónico es aconsejable seguir, con la siguiente secuencia: 

Conectar los cables de todas las salidas, señalizando los equipos y polaridad.



Conectar los cables sobre los equipos de consumo.



Conectar los cables de las baterías.



Conectar los cables de paneles.

Panel

Regulador

Batería -

+

+ -

+ -

- + - +

Batería CC/CA

Regulador

Panel

+

+

+ -

-

Figura 4.8.

-

-

+

Esquemas conexiones regulador de carga.

4.1.1.2. FUNCIONES DEL REGULADOR DE CARGA Los reguladores solares de carga tienen ante todo las siguientes misiones: 

Protección de la batería contra descarga profunda.



Estabilizar la tensión procedente del panel solar fotovoltaico



Limitación de la tensión de fin de carga (protección contra descarga).



Prevención de una descarga nocturna de las baterías a través de la resistencia interna del generador solar.

Asimismo, pueden cumplir también las siguientes funciones: 

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Ajuste del procedimiento de carga según el tipo de batería.



Protección contra la polaridad inversa.



Protección sobrecarga.











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Protección contra cortocircuito. Control de la temperatura externa, por la tanto ajuste de la tensión de fin de carga a la temperatura de la batería. Indicación de la función de carga en cada momento, así como indicación de la intensidad y de la tensión. Regulación automática de carga de igualación, de este modo con una determinada frecuencia el regulador realiza una carga de igualación. Si no se hace esto, a lo largo de una batería se produce forzosamente una estratificación indeseada del electrolito, por lo que la batería queda deteriorado.

4.2.3. Baterías Uno de los principales problemas de las instalaciones solares fotovoltaicas es que la radiación solar no es constante, y no está disponible las 24 horas del día, todos conocemos los ciclos formados por la (noche-día), ciclos formados por las estaciones (verano-invierno), por ello como hemos comentado anteriormente la finalidad del generador solar fotovoltaico es aprovechar, la radiación solar para transformar en energía eléctrica.

Batería eléctrica La misión de la batería eléctrica es almacenar la energía eléctrica generada, con el objetivo de ser utilizar cuando la demanda enérgica surja.

Si dimensionar bien el generador eléctrico es importante, más lo es dimensionar el acumulador, ya que nos va a dar seguridad en el suministro, también la vida útil de la instalación nos va a depender de la batería. Las baterías para aplicaciones solares fotovoltaicas, deben de resistir bien los ciclos, es decir aguantar correctamente la carga y descarga de las baterías, pero también debe de tener una eficiencia de carga buena, incluso con pequeñas intensidades de captación, y una baja autodescarga.

Todas las baterías constan de electrodos (placas) positivas y negativas que se mantienen aparte los unos de los otros mediante separadores en un recipiente celular y sumergidos en un electrolito (en las baterías de plomo, una disolución de ácido sulfúrico).


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Formación Abierta

Las baterías están formadas por varias celdas de batería con una tensión nominal de 2 voltios cada una. Éstas pueden estar diseñadas, bien para alojarse en una carcasa común (baterías monoblock), o bien como celdas individuales (elementos). En el mercado podemos encontrar baterías de 12, 24 ó 48 voltios, dependiendo del número de celdas 6, 12 ó 24. Para las instalaciones solares las baterías más utilizadas son las baterías de placas de tubo, o también conocidas baterías OPz. Las baterías de gel, también pueden ser utilizadas para las instalaciones solares fotovoltaicas, aunque este tipo de batería no se aconseja en instalaciones donde el clima sea muy cálido, ya que este tipo de batería las pérdidas aumentan considerablemente con la variación de la temperatura. En instalaciones muy pequeñas, en lámparas solares pueden emplearse por baterías de níquel-cadmio. Las baterías de arranque (baterías de coche), son baterías que están preparadas para entregar grandes cantidades de corriente en periodos muy cortos, sin embargo en instalaciones solares no son aptas, su rendimiento no es óptimo, al ser su funcionamiento opuesto, consumos bajos en tiempos largos generalmente y al no estar diseñadas para instalaciones estacionarias Carga de una batería El diferencial de potencial de batería, es decir, la tensión existente entre los electrodos varía según el estado de funcionamiento. Una batería sin cargas es decir libres de cargas y alimentación nos puede dar una tensión entre 2,12 voltios y 1,96 voltios, dependiendo de su estado de carga. Estando la batería cargada con 2,12 voltios y teniendo la batería descargada con 1,96 voltios. Para comprobar el estado de la batería lo podemos hacer midiendo directamente con un voltímetro la tensión de la batería en reposo. Conforme la demanda eléctrica se va realizando en un circuito, la batería la va entregando al mismo, en el caso de no carguemos la batería la batería puede llegar a la descarga profunda es decir, a la tensión fin de descarga. En el caso de tener una batería que ha llegado al fondo de su descarga, debemos recargarla inmediatamente ya que si no provocamos una sulfatación de los elementos, lo que puede provocar la pérdida de su capacidad permanente. Como hemos mencionado en apartados anteriores la carga de la batería se realiza generando una tensión mayor que la tensión nominal. Por lo que podemos deducir que la tensión de la batería aumenta en relación a lo cargada que esta la batería.

14



04

Si la tensión aumenta considerablemente (2,4 voltios, dependiendo del tipo de batería), se forman burbujas de hidrogeno y oxigeno en los electrodos, el incremento de este efecto provoca un exceso de formación de gas (gasificación), que ocasiona una pérdida de agua en el electrolito, por tanto un pérdida en la batería. Autodescarga Consiste en la pérdida de capacidad de una batería causada por fenómenos electroquímicos internos que tienen lugar en condiciones de circuito abierto, es decir cuando no hay carga alguna conectada al circuito de la batería. Esta circunstancia se da mínimamente en aplicaciones fotovoltaicas con regulador, ya que este tiene un consumo, aunque sea mínimo. La autodescarga hay que considerarla como un consumo adicional, que demanda un cierto porcentaje de energía almacenada. Su valor es aproximadamente de un 0,5 a un 1 % diario. 100% Autodescarga 80%

Capacidad disponoble

20% Capacidad no utilizable 0%

Figura 4.9.

Esquemas conexiones regulador de carga.


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Formación Abierta

¿Cómo medir una batería mediante la densidad del ácido? En las baterías se da el fenómeno que en la reacción de descarga el ácido de descompone y se libera agua, a medida que aumenta la descarga desciende la densidad del ácido en la celda, es decir, el estado de carga y la concentración del ácido dentro de una batería de electrolito están en una relación fija; cuanto más completa sea la concentración del acido mayor será la carga. La concentración del ácido la podemos hallar indirectamente con la ayuda de un densímetro. Por lo tanto extrayendo un poquito de agua y comparando la densidad del acido de la batería con la escala de dicho equipo, obtenemos la medición de carga. Conociendo que para una batería de plomo la densidad a plana carga son de 1,28 g/cm3, para una carga media es de 1,18 g/cm 3, y para una batería totalmente descarga 1,10 g/cm3, podemos conocer el estado de una batería. Capacidad de una batería La capacidad de una batería, es la cantidad de carga eléctrica que puede almacenar (se suele medir en amperios-hora). Cuando un fabricante nos facilita los amperios-hora, nos indica las horas que podemos extraer cierta intensidad de corriente, de una batería previamente cargada. Comportamiento de una batería con la temperatura Una batería va a perder capacidad cuanto más baja sea su temperatura. Como valor aproximado, puede tomarse que vamos a perder un 1% de la capacidad por grado de disminución. Si el fabricante no indica lo contrario nos va a dar su características a 20 ºC., en el caso de tener que instalar una batería en una aplicación donde la temperatura de la batería va ser de 0 ºC, debemos tener en cuenta que la capacidad de la batería será un 80% de la capacidad por el fabricante. También debemos saber que las altas temperaturas también dañan la vida de las baterías ya que por cada 10 ºC de aumento de temperatura, duplicamos la descomposición química. Por lo que una batería que trabaja a 30 ºC, tenemos que solo puede funcionar la mitad de su vida útil. Intensidad de descarga La capacidad de nominal de una batería debe indicarse con relación al tiempo de descarga de la batería. El tiempo de descarga se indica como subíndice junto a los símbolos (valor I xxx para la intensidad de descarga, valores C xxx para la indicación de capacidad).

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Los valores estándar que suelen utilizarse en aplicaciones solares fotovoltaico, son de C100= 155 Ah. La cifra del subíndice indica la duración de descarga en horas sobre la que se basa la indicación de capacidad. Por lo tanto en este caso la batería posee una capacidad de 155 Ah, siempre y cuando el suministro no se realice en un tiempo menor de 100 horas, o la corriente demandada no supere 1 A. 3

Densidad del electrolito (gr/cm )

1.240 1.220 1.200 1.180 1.160 1.140 1.120 1.100 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Horas Descarga en 10h=C10

Descarga en 20h=C20

Descarga en 50h=C50

Descarga en 100h=C100

Figura 4.10.

Evolución de la densidad del electrolito en función del régimen de descarga.

Mientras que en el caso de las baterías de arranque se suelen indicar C 10, por lo que nos va a dar los 100 Ah hora en 10 horas, en el caso que no superemos los 10A de consumo. Ciclos de carga-descarga El acumulador estacionario en una instalación fotovoltaica está sometido a una serie de ciclos de trabajo; cada ciclo comprende la descarga del acumulador, bajo un determinado régimen, seguido de la subsiguiente recarga. El acumulador estacionario debe estar diseñado para soportar el máximo número posible de ciclos de carga-descarga. Durante el día los paneles generan energía que se emplea en satisfacer los consumos; la energía sobrante será absorbida por la batería (proceso de carga). Durante la noche, cuando el consumo es precisamente más elevado, la energía se extrae exclusivamente de la batería (proceso de descarga).


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Formación Abierta

Tensión final por elemento 2,00

1,90

1,80

1,70

1,60 0

10

20

30

40 50

60 70

80

90 100

Horas

Figura 4.11.

Representación de la tensión final de descarga en función del régimen de la misma.

Se completa así un ciclo diario de carga-descarga, que se irá repitiendo si las condiciones de captación son favorables. Sin embargo, si se produce un período de tiempo nublado, casi todo el consumo se hace a expensas de la energía acumulada en la batería, sin que ésta pueda regenerarse. Al pasar el período desfavorable, los paneles irán recargando la batería, pero hasta llegar a capacidad plena tardarán varios días, ya que al existir consumo, sólo una parte de la energía que producen será almacenada. De esta forma se completa un ciclo autónomo de la batería (la demanda energética se satisface únicamente con la capacidad útil de la batería). Profundidad de descarga Debemos tener en cuenta que los procesos químicos de una batería no son completamente reversibles. Después de una descarga hay pequeñas cantidades de sulfato de plomo que no se vuelven a disolver, entonces hablamos de sulfatación. Cuanto más descarguemos una batería sobrepasando los límites de la profundidad de descarga mayor es el efecto de sulfatación. Por lo que debemos evitar las descargas demasiados profundos desconectando los consumos. Esta protección contra descarga profunda está muy frecuentemente integrada en el regulador de carga y en otras ocasiones la tenemos en el inversor de carga.

18



04

Tensión por elemento en circuito abierto a las 12 horas de reposo

2,18

Batería cargada

2,08 75% 2,04 50% 2,00

Batería descargada

1,06 1.100

1.120

1.140

25%

1.160

1.180

1.200

1.220

1.240

1.250

3

Densidad del electrolito (gr/cm a 20ºC)

Figura 4.12. Representación de la tensión y densidad del electrolito en circuito abierto, para diferentes estados de carga.

Generalmente una batería en una instalación fotovoltaica descarga cada día entre un 10 y un 30% de la energía almacenada. La profundidad máxima de descarga admisible no debe ser superior a un 80% de la capacidad de la batería. Otra diferencia fundamental con los acumuladores empleados en otras aplicaciones es que estos no trabajan en baja carga; sin embargo, el acumulador estacionario de uso solar puede soportar un régimen de trabajo de tres meses sucesivos con el 30% de su capacidad, y luego recuperarse totalmente una vez cargado. Estado de carga. Voltaje La tensión nominal de cada elemento de un acumulador solar es de 2 V; sin embargo la tensión real depende del estado de carga en que se encuentre. El voltaje disminuye a medida que la batería se descarga, y aumenta cuando se está cargando, hasta llegar a un máximo. Se considera que el acumulador está totalmente cargado cuando la tensión en vacío en bornes por elemento es de 2,05 a 2,15 V.


19

Formación Abierta

Tensión por elemento a plena carga 3,00 2,90 2,80 2,70 2,60 2,50 2,40 2,30 2,20 -20

-10

0 10 Temperatura (ºC)

Régimen lento Régimen alto

20

30

40

Régimen medio

Figura 4.13. Representación gráfica del valor estabilizado de tensión, según el régimen de carga, en función de la temperatura de electrolito.

La medida de voltaje en bornes de la batería indica su estado de carga; pero como dicha medida, en la práctica, es difícil de obtener, se reúne a medir la densidad relativa del electrolito. El valor de ésta es de 1,250 gr/cm 3 en el caso de que la batería esté plenamente cargada, de 1,05 gr/cm 3 si está totalmente descargada (en condiciones de temperatura de 20 ºC), con otras temperaturas hay que consultar la tabla de corrección por temperatura. Antes de llegar a carga cero, se alcanza un voltaje crítico inferior, por debajo del cual la batería sufre daños irreversibles si se continúa la descarga. Estructura de los acumuladores El acumulador estacionario de Plomo-ácido se compone de una serie de elementos o vasos iguales, conectados en serie. Cada uno de estos elementos dispone de los electrodos: uno positivo y otro negativo. La cantidad de corriente que puede transmitir depende del área de la superficie de sus electrodos. Para que los electrodos de un vaso de Plomo-ácido tengan un área efectiva amplia, de forma que pueda producir grandes corriente, cada elemento del electrodo se compone de una serie de placas. Como los materiales de los electrodos están hechos de plomo, son demasiado suaves para mantenerse rígidos.

20



04

En consecuencia, las placas llevan unas rejillas con orificios, los cuales sirven para sostener la materia activa de los electrodos. Borne positovo

Borne negativo

Tapas de salida Disolucion electrica (ácido sulfúrico diluido)

Conector de la células Electrodo positivo (dióxido de plomo)

Revestimiento protector

Electrodo negativo (plomo)

Separador de las células

Figura 4.14. 

Componentes de la batería.

Placas positivas. El electrodo positivo de cada vaso está compuesto por varias placas tubulares rellenas de peróxido de plomo, en las que el material activo está rodeado por tubos adyacentes de textil resistentes al ácido y de gran rigidez mecánica. De esta forma se consigue que la materia activa no pueda perderse.



Placas negativas. El material activo de los electrodos negativos es plomo esponjoso, de color gris pizarra (donde penetra libremente el electrolito), y está encajado en una rejilla de plomo endurecido. Además, las placas del electrodo negativo y positivo están entrelazadas, de manera que están lo suficientemente próximas para que la batería funcione con eficiencia.



Separador microporoso. Para evitar que entren en contacto las placas negativas y positivas, se intercala entre ambas un separador, fabricado en caucho microporoso, de alta resistencia eléctrica y baja resistencia mecánica.


21

Formación Abierta



Poste conectador . El grupo de placas para cada electrodo está conectado por medio de un puente de plomo, unido a un poste conectador (uno por cada electrodo). Este poste es de plomo y de elevada sección, lo que hace que presente una resistencia despreciable (que evita caídas de tensión aun a elevadas intensidades).



Electrolito. Es el líquido contenido en el vaso y que baña las placas que contienen la materia activa. Está constituido por una solución de ácido sulfúrico de gran pureza, en agua destilada. Su densidad correcta, con el acumulador totalmente cargado, debe ser; 1,24 ± 0,01 a 20 ºC.



Recipiente plástico. Los grupos de placas entrelazadas están situadas dentro de un recipiente moldeado o vaso, fabricado en propileno; transparente, que permite una fácil verificación del estado del acumulador. Posee gran robustez, excelente aislamiento y es resistente al ácido sulfúrico. En la parte inferior lleva unos apoyos para las placas, que forman un depósito para la materia activa que se desprende de las placas.



Tapa. Cada vaso se cierra con una tapa, a la que va unido mediante una masilla de cierre. Para asegurar la estanqueidad del conjunto, a la salida del poste conector se colocan unos casquillos de caucho especial, que poseen además la elasticidad suficiente para permitir posibles dilataciones.



Tapones intercambiadores de gases. La mayoría de los acumuladores dispone de un tapón de cierre con catalizador que recombina el hidrógeno y el oxígeno (gas explosivo) a agua. Estos gases son el resultado de la electrolisis del agua durante la carga de la batería, a partir de un voltaje del elemento de aproximadamente 2,4 V. El volumen resultante del gas es proporcional a la corriente de carga. El agua obtenida de la reacción química retorna a los elementos de la batería, con lo cual hay una compensación por la pérdida de agua. En acumuladores sometidos a un régimen cíclico normal, es decir, para una carga y descarga brusca una vez al día, el sistema de tapones recombinados tiene una eficiencia del 85 al 90%. Esto prolonga los intervalos de mantenimiento de 5 a 10 veces. Cuando la batería se mantiene en estado de carga en flotación, la eficiencia puede llegar hasta el 96 %, dependiendo de la intensidad de corriente de gaseado.

22



04

¿Cómo seleccionar una batería? La tecnología actual nos ofrece una gran gama de producto adaptándose a su aplicación, por lo que a la hora de realizar un diseño de una instalación debemos escoger adecuadamente nuestros equipos, por ello a continuación detallamos algunas características que debemos tener en cuenta a la hora de realizar la selección: 

Relación precio-prestación.



Capacidad.



Números de ciclos y vida útil.



Temperatura de trabajo.



Necesidad de mantenimiento y coste de mantenimiento.



Tamaño y demanda de espacio.



Eficiencia.



Autodescarga.

4.2.4. Convertidor en sistemas aislados Los módulos solares fotovoltaicos y las baterías proporcionan la tensión continua, por lo que muchos de los equipos eléctricos no pueden funcionar. Con el objetivo de poder utilizar los equipos eléctricos necesitamos transformar la electricidad de CC a CA, y transformar la corriente de origen de 12, 24 o 48 voltios a la tensión de utilización 240 ó 400 voltios, para ello utilizaremos el inversor u ondulador.

El inversor CC/CA Transforma la tensión continua en tensión alterna, es decir, la tensión de generación a la tensión de consumo.

En los sistemas fotovoltaicos aislados el inversor debe reunir, sobre todo, los siguientes requisitos: 

Presentar una corriente alterna lo más senoidal posible.



Estabilizar la frecuencia.





Tolerancia con respecto a las oscilaciones de tensión del acumulador de la batería. Protección de las baterías contra los daños de una descarga profunda.


23

Formación Abierta



Tensión de salida de 240 voltios y frecuencia 50 Hz estables.



Bajo contenido armónico.



Baja vulnerabilidad electromagnética.









Suministro seguro de la carga de consumo en régimen de carga permanente. Breve admisión de la carga para los picos de carga y arranque de motores. Alta eficiencia de conversión en régimen de carga total y parcial (la eficiencia de conversión es la relación entre la potencia de salida y la de la entrada). Pequeño consumo en espera (stand-by).

Los inversores los podemos clasificar en función del tipo de onda producida: 

Onda cuadrada.



Onda modificada senoidal.



Onda senoidal.

El inversor de onda senoidal, tiene la onda como la corriente alterna, es el más perfecto de los tres, pero es el más caro, por lo que dependiendo de su aplicación instalaremos utilizaremos un equipo u otro.

Figura 4.15.

Inversor instalación aislada.

En algunas instalaciones para muchas aplicaciones en energía solar es suficiente utilizar inversores de onda cuadrada, en el caso que las cargas no sean muy precisas, como por ejemplo iluminación, pequeños motores, etc.), estos inversores presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que al eliminar la etapa de filtrado, se reducen las perdidas. Una de las características importantes del inversor es el rendimiento que nos ofrecen estos sobre la instalación ya que en caso de potencias elevadas el cambio de potencias puedes ser elevado.

24



04

Con la finalidad de calcular el rendimiento podemos aplicar la siguiente expresión; Psalida P enrada

Ejemplo Tenemos a nuestra disponibilidad un inversor de 3300 W, y un rendimiento del 95%. ¿Qué potencia vamos a absorber de las baterías? Psalida P enrada Pentrada

Pentrada

Psalida

3300W 0,95

3473W

4.2.5. Otros componentes de la instalación eléctrica Ahora vamos a ver los componentes de una instalación eléctrica. Cables Los cables de corriente continua para las aplicaciones fotovoltaicas deben reunir los siguientes requisitos: 



Contar con la protección de cortocircuito. Ser resistentes a los rayos UV y a la intemperie con un rango de temperatura (aproximadamente entre -40 ºC y 120 ºC).



Rango de tensión 1Kv.



De fácil manipulación, simple y buen tendido.



No inflamables, con baja toxicidad en caso de incendio y sin halógenos.



Escasa pérdida por conducción.

La conexión en serie de los módulos fotovoltaicos en una cadena se realiza por lo general mediante el cable con conector que se encuentra en el módulo. Para la conexión correspondiente a la conducción entre los extremos de la cadena del generador solar y el distribuidor de módulos se requiere de cables unipolares de las características descritas anteriormente. Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión y los calentamientos.


25

Formación Abierta

Concretamente para cualquier condición de trabajo, los conductores deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior, incluyendo cualquier terminal intermedio, al 1,5 % a la tensión nominal continua del sistema, tal y como marca el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red, del IDAE del febrero del 2.009. Además de las caídas de tensión marcadas en el Pliego de Condiciones indicados, debemos considerar también la normativa del RBT. Caja de conexión del generador solar En la caja de conexión del generador, denominada también distribuidor de módulos, se reúnen las respectivas conducciones de las cadenas del generador solar. Las conexiones se suelen realizar con conexiones de seguridad separables, lo que permite aislar las respectivas cadenas con fines de reparación y comprobación. Suelen llevar incorporados fusibles que limitan las posibles corrientes de retorno de las respectivas cadenas si la insolación es irregular y los reguladores solares de carga realizan un reajuste a la baja. También nos podemos encontrar en la caja de conexión, las protecciones de sobretensión, estos equipos tienen la finalidad de descomponer y derivar a tierra los breves picos de tensión en las conducciones de los módulos por descarga eléctrica, por ejemplo caída de rayo en las proximidades.

26



04

4.3. Dimensionado de sistemas autónomos A la hora de realizar un dimensionado sobre una instalación solar fotovoltaica aislada, debemos tener en cuenta los factores que indicamos a continuación: Condiciones generales Ubicación de la estructura de los paneles solares. Debemos analizar en el caso de ubicar la estructura sobre una cubierta o un tejado a existente, la pendiente y el sistema de sujeción de los módulos. Para la ubicación óptima de los equipos electrónicos, es importante colocar en el sitio adecuado los equipos y buscar un lugar apropiado para las baterías, nos permitirá optimizar el diseño de nuestra instalación, además de reducir las pérdidas y facilitar el mantenimiento de la instalación. Características técnicas de la instalación Tensión de trabajo. Corriente continúa o alterna. Necesidades de otra fuente de suministro dependiendo de la disponibilidad de nuestro recurso en nuestra instalación. Estas fuentes pueden ser conectar a la red de distribución, instalar un grupo electrógeno Días de autonomía necesarios. Elección de los componentes de la instalación y configuración de los mismos. Características externos que influyen en el diseño de instalaciones Cálculo de la radiación posible. Normas de seguridad. Estudio de los parámetros económicos. Un adecuado dimensionamiento de las instalaciones supone asegurar la fiabilidad y durabilidad de la instalación. Con la finalidad de dimensionar los equipos eléctricos, existen varios métodos, con los que vamos a poder calcular las instalaciones, vamos a estudiar los siguientes. Método del mes peor. Método del Balance de Energía.


27

Formación Abierta

4.3.1. Datos de la localización de la instalación Antes de analizar nuestra instalación debemos conocer los siguientes datos de nuestra ubicación para la correcta colocación. 

Inclinación optima de los paneles.



Datos de radiación solar.



Sombras sobre la instalación.

4.3.2. Características de los elementos del sistema Antes de comenzar a calcular un sistema aislado debemos definir los siguientes puntos: 

Los días de autonomía que se desea que la instalación pueda funcionar autónomamente sin necesidad de que exista irradiación solar. Este número de días depende de la localización geográfica de la instalación. Podemos tomar los valores de las siguiente tabla: Zona

Inst. Doméstica

Inst. Crítica

Muy nuboso

6

10

Variable

5

8

Soleado

4

6

Figura 4.16. 







28

Tipo de instalación

Días de autonomía recomendados.

Las tensiones de trabajo nominales en CC. y CA. Los módulos fotovoltaicos, la potencia máxima y la intensidad del punto de máxima potencia del tipo de panel a instalar (P max, Ipmax). Baterías, la tensión nominal, la profundidad de descarga máxima permisible y la eficiencia para el modelo de batería seleccionado. Inversor: eficiencia del tipo de inversor seleccionado, tensión de CA.



04

4.3.3. Método del mes peor El método de dimensionado en el mes peor, está basado en conseguir que la instalación suministre la energía suficiente a las cargas durante el mes en el que la irradiación solar en los paneles presente un menor valor (en España ese mes es diciembre). Los pasos a seguir en este método son los siguientes: 

Estimación del consumo en alterna.



Estimación del consumo en continua.

Estimación del consumo en alterna y en continua Para la potencia en continua es preciso utilizar el valor nominal indicado en cada equipo. En alterna es preciso considerar las pérdidas del inversor. El número de horas diarias de funcionamiento de cada una de las cargas, multiplicadas por la potencia, nos dará la energía consumida por cada uno de ellos en un día (Wh). A continuación adjuntamos una tabla donde podemos ver como referencia la potencia de algunos aparatos de corriente continua. Lavadora

400 W

Plancha

300 W

Frigorífico

175 W

Secador de pelo

100 W

Extractor de humos

50 W

Ventilador

50 W

Batidora

75 W

Lámpara de baja consumo

7-18 W

Figura 4.17.

Ejemplo potencias de aparatos eléctricos.

Estimación del consumo total diario (Edía) para cada uno de los meses Si el consumo es constante durante todo el año, entonces todos los meses poseerán el mismo valor de consumo diario. Para su cálculo se tienen en cuenta los siguientes factores: CON ALTERNA=(100+Mseg)·CONCARGAS_DC/ EINV Siendo: Mseg; margen de seguridad, así se tienen en cuenta las pérdidas por cableado, conexiones, variaciones no provistas de consumo, etc. (normalmente se puede considerar que se le asigna un valor del 15 %).


29

Formación Abierta

El consumo total de energía teórico (E t) se calcula sumando los consumos totales de continua y el consumo total en alterna. Et = CONCONTINA + CON ALTERNA Cálculo del rendimiento de la instalación Ahora vamos a calcular el rendimiento de la instalación: R

1

(1 kb

kc

kv ) ka

N Pd

kb

kc

kv

Siendo: 



Kb; coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador . Representa la porción de energía que no devuelve con respecto a la absorbida. Suele ser 0,05 si no se precisan descargas intensas, y 0,1 para casos más desfavorables. Ka; coeficiente de descarga. Es la fracción de energía que se pierde al día por autodescarga, ya falta de información o si el fabricante no la da, suele tener un valor de 0,005 (0,5% diario). También lo podemos obtener en un gráfico, de tal forma que si la capacidad de una batería es el 75 % de la inicial tendremos: (100-75)/100= 0,25 (en 6 meses), luego tendremos que hacer: Ka=0,25/180 días=1,39x10 -3 día-1. Otra opción que tenemos es cuando sólo conocemos el tipo de batería a utilizar: Coef. Autodescarga (K a)

Tipo de batería

Modelo batería

-3

Baja autodescarga

Ni Cd ó Pb-Ca

5x10-3 día -1

Estacionarias

Pb

12x10-3 día -1

Alta autodescarga

Ni

2x10 día

-1

Si queremos calcular el coeficiente de autodescarga según las especificaciones del fabricante, para una temperatura de 20 ó 25 ºC, estimaremos la autodescarga K´ a, para otras temperaturas en el intervalo -5 a 45 ºC con la siguiente expresión: K´a=(0,0014tº2+0,0021tº+0,4)Ka Importante realizar este cálculo para cuando trabajemos en temperaturas extremas es decir por debajo de 15 ºC y superiores a 25 ºC. 

30

Kc; coeficiente de pérdidas en el inversor. Si existe y afecta a toda la red de consumo. Si sólo se utiliza en algunos aparatos, la consideramos 0, incluyendo en este cao las pérdidas del inverso en el cálculo previo del consumo de los aparatos que afecte.



04

Este dato lo da el fabricante y está entre el 75 y 95%. En el caso de que no conozcamos las perdidas del inversor, tomaremos un valor de 0,2 para inversores senoidales, y 0,1 para los inversores de onda cuadrada. El consumo de los circuitos del convertidor está presente en este apartado, aunque con grandes potencias desglosemos el consumo del propio inversor y las pérdidas que origina. 

Kv, coeficiente de otras pérdidas (rendimiento global de los consumos, pérdidas por efecto Joule). Este valor suele ser 0,15, aunque puede reducirse a 0,05 si ya tenemos los rendimientos de los aparatos de consumo.

Cálculo de la energía Una vez calculado el rendimiento de la instalación donde hemos tenido en cuenta lo días de autonomía, el tipo de batería y la profundidad de descarga de la batería, vamos a calcular la energía real (E). Esta energía va a provenir de los paneles y será almacenada en los acumuladores elegidos. La energía E será, por lo tanto, la energía necesaria diariamente teniendo en cuenta las diferentes pérdidas que existen: E = Et / R Cálculo del acumulador Para el cálculo de un acumulador, tendremos que haber decidido el número de días de autonomía, según la tabla 1, (número de días de autonomía). Este valor lo representamos con la letra (N). Con esto trataremos de preveer las baterías a instalar para cubrir largos períodos de tiempo durante los cuales los paneles no recogen prácticamente energía y todo el consumo se hace a expensas de la reserva de estas. Conociendo el rendimiento de la instalación R y la energía real demandada E, podremos hallar la capacidad útil C u de la batería, que será: Cu = E·N


31

Formación Abierta

Las unidades se deben corresponder en todo momento, es decir, si E la medimos en Julios, Cu también.

Normalmente para el cálculo de acumuladores se suelen expresar en Ah, por lo que nos va ser más cómodo trabajar en Wh, ya que si trabajamos en Wh, simplemente dividiéndolo por la tensión del acumulador obtendremos los Ah. Una vez obtenido la capacidad útil de los acumuladores debemos obtener la capacidad nominal máxima asignada por el fabricante, siendo igual a C u dividido por la profundidad máxima de descarga admisible P d estas capacidades serán asignadas para unas temperaturas oscilantes entre 20 y 25ºC. C=Cu/Pd Donde: C

Capacidad nominal a una temperatura 20 ó 25 ºC.

Cu

Capacidad útil

Pd

Profundidad de descarga

En cado de condiciones extremas de temperatura debemos calcular la capacidad real C´ a un temperatura t (ºC), en función de la capacidad nominal de 20 ó 25 ºC, como ya sabemos si la temperatura es muy baja la capacidad se reduce. El cálculo de la capacidad real C´, lo calculamos según la siguiente expresión: C´= Kt ·C Donde: C´

Capacidad real según su temperatura

Kt

Coeficiente de corrección aplicable cuando la temperatura media que debe soportar la batería es menor a 20º y se calcula

Kt=1- Δtº/160 Donde: C

32


Capacidad nominal a una temperatura 20 ó 25 ºC


04

Cálculo de la potencia de paneles Para la obtención de la radiación media diaria, lo realizaremos según lo aprendido en las unidades anteriores o consultando los datos de una fuente oficial. Posteriormente calcularemos el número de “horas pico de sol” (HSP). Una hora pico

de sol es una hora durante la que la irradiación solar es igual a 1 Kw/m 2. Si en un determinado lugar, unos paneles fotovoltaicos reciben H (β,0) kWh/m2·día, entonces podemos establecer la siente relación: H (β,0) kWh/m2·día = HPS (h)·1(kW/m2) Teniendo en cuenta que entre las características de los paneles solares se da la potencia máxima para condiciones normales (irradiancia de 1 kW/m 2, temperatura de la célula 25ºC), podemos calcular la potencia pico que necesitamos para nuestra instalación de la siguiente forma: Pp= Edía/(HSP) Donde: Pp

potencia pico (W)

Edía

Energía demandada (Wh)

HSP

horas de sol pico (h)

La potencia pico necesaria en el mes peor será el valor máximo de Pp. A partir de este valor obtendremos el número de paneles necesarios, conociendo la potencia máxima del panel P max de los módulos solar que utilizaremos, por lo tanto podemos calcular el número de paneles total a instalar. Np ≥ Pp/Pmax

Donde: Pp Pmax NP

potencia pico de la instalación potencia máxima del panel Número de paneles

Una vez determinado el número de módulos totales debemos determinar: 

Número de módulos en serie.



Número de módulos en paralelo.


33

Formación Abierta

Dichos valores van a depender del módulo fotovoltaico a utilizar y de la tensión máxima que pueda soportar el regulador de carga. El número de paneles en serie de una rama debe ser tal que la suma de todas las tensiones en el punto de máxima potencia de los paneles, este dentro de los limites de tensión del regulador de carga, y que puede designar como V MAX,DC, por lo tanto podemos determinar: Nº de módulos en serie = V MAX,DC/ VMAX Una vez se obtenido el número de módulos en serie de una rama se deberán añadir tantas ramas en paralelo como sean necesarias hasta completar, aproximadamente, la potencia del campo generador que se desea instalar. Nº módulos en paralelo = nº módulos totales /nº módulos en serie Ejemplo de cálculo Una familia que habita en una casa de campo en la provincia de Toledo tiene las siguientes necesidades de electricidad: 



1 televisor de 60 W que funciona unas 5 horas al día. 6 habitaciones, en las que existen dos puntos de luz de 20 W cada uno, que se supone que normalmente permanecen encendidos (ambos dos) un total de una hora al día.



1 cocina con un punto de luz, encendido durante 6 horas al día.



1 hall con un punto de luz de 20 W, encendido durante 3 horas al día.



Un cuarto de baño con un punto de luz de 20 W, encendido durante ½ hora al día.

Se van a utilizar baterías de Pb-Sb: 

¿Cuántos paneles serán necesarios?



¿Cual debe de ser la capacidad de la batería?

En este caso Todas las cargas son de 12 V de CC. Se tomarán 4 días de autonomía y la profundidad de descarga será del 50%.

34



04

Para la elección de la batería se escogerá: 

1 batería formada por 6 elementos de 2 V conectados en serie de la marca ISOFOTON modelo OPZs serie AT.

A continuación, se indica, la gama de capacidades que presenta el fabricante en este modelo: Modelo

Voltaje

Capacidad en Ah (C100,1.85V)

12 AT75

12

75

12 AT 139

12

139

12 AT 209

12

209

6 AT 279

6

279

6 AT 368

6

368

6 AT 418

6

418

2 AT 295

2

295

2 AT 361

2

361

2 AT 433

2

433

2 AT 519

2

519

2 AT 627

2

627

2 AT 731

2

731

2 AT 900

2

900

2 AT 1200

2

1.200

2 AT 1500

2

1.500

2 AT 1799

2

1.799

2 AT 2300

2

2.300

2 AT 3000

2

3.000

2 AT 3753

2

3.753

2 AT 4505

2

4.505

Figura 4.18.

Capacidad del vaso según el modelo.

Para la elección del número de paneles se escogerá el modelo I-55 de la marca ISOFOTON cuyas características eléctricas son: 

Potencia máxima (P max): 55 W



Corriente de cortocircuito (I sc): 3,38 A



Tensión de circuito abierto (V oc): 21,6 V



Corriente de máxima potencia (I max): 3,16 A



Tensión de máxima potencia (V max): 17,4 V


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Formación Abierta

Condiciones estándares: 1000 W/m 2, espectro AM 1,5, temperatura de la célula de 25 ºC (± 0,5 ºC). Lugar instalación: Toledo. Tipo: casa de campo → Coeficiente limpieza atmosférica = 1,05

Latitud: 39,5 ºC. Inclinación panel: 39,5 ºC + 15 (utilización todo el año) = 54,5 ºC → K = 1,5 (Diciembre) H = 4,6MJ (Diciembre)=1,27 kWh Baterías: Pb-Sb 

Pd = 50%.



Kb = 0,05.



Ka = 0,005 (batería estacionaria).



Kv = 0,15.



N = 4.



Cargas = 12v.



nº paneles solares = ?



nº baterías = ?

Energía consumida: 

Tv → 60 W x 5 h = 300 Wh



6 hab. → 6 x (20 W x 2) x 1 h = 240 Wh



Cocina → 20 W x 6 h = 120 Wh



Hall → 20 W x 3 h = 60 Wh



Baño → 20 W x 0,5 h = 10 Wh



Et = 300+240+120+60+10 = 730Wh E=

Et R

R=1- 1-kb -K c -k v K a

R=1- 1-0,05-0,15 0,005

36


N -k b -K c -k v Pd

4 -0,05-0,15=0,768 0,50


E=

04

730Wh =950,5Wh 0,768

R, es el factor global de la instalacion, los coeficientes se obtienen según los apartados anteriores, posteriormente hallaremos la capadidad util de las baterias, siendo la E, la energía de de la instalcaion que necesitamos y N los día de autonomia. Cu = E·N = 950,5 Wh x 4 d. = 3802 Wh Una vez que hemos calculado la eenrgía que necesitamos acumular debemos calcular la dcapacida de la bateria en amperios que normalmente los fabricantes dan este valor en A, para ellos se divide la energía, en tensión, y obtendremos la capacidad de la bateria en amperios. Cu =

C=

E 3802Wh = =316,83Ah V 12v

Cu

316,83Ah =633,6Ah Pd 0,50 =

Se instalaran seis elementos de tipo 2AT 731, la union de estos elementos se realizara en conexión serie. Posteriormente pasaremos a calcular el número de paneles, para ello calularemos la radiacion sobre el plano inclinado H(β,0)=H(0)·K= 1,27*1,5= 1,91 kWh

Conocida la radiación sobre el plano inclinado, pasado a calcular la potencia pico, de paneles solares fotovoltaicos, para generar la electricidad demandada, mediante la siguiente expresión; PP= Edía/(HSP)= 0,950 kWh/1,91horas de sol equivalente= 0,497 kW = 497 W Si utilizamos los paneles solares I-55 de 55 W, entonces tenemos; NP=497/55= 9,03 paneles. Por lo que para generar la electricidad demanda por la instalación necesitaremos instalar 9 paneles de 55 W I-55.


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Formación Abierta

4.3.4. Método del balance de energía Este método puede aplicarse considerando varias posibilidades, siendo una de ellas el método del mes peor. La diferencia de este método al método del mes peor, sólo difiere a la hora de calcular el número de horas pico sol (HPS), ya que para calcular las horas de sol pico, podemos elegir el valor de la radiación según se adapte a la instalación. Por lo tanto podemos calcular las horas de sol pico según el criterio del instalador, escogiendo el valor medio anual de radiación, el valor de radiación del 2º peor mes, la radiación del 3º peor mes, o escogiendo los meses que más se vayan a utilizar la instalación. Deberemos tener en cuenta que cuanto mayor cojamos la radiación, menor será la potencia de panel a instalar. Por ejemplo, si cogemos la radiación del valor medio, la potencia pico a instalar que obtengamos será tal que en los meses de menor radiación no cubrirán las necesidades diarias y por lo tanto habrá que dimensionar la batería más grande en el caso de coger la radiación en el mes peor. Este modelo nos será útil en aquellas instalaciones donde la instalación solo se utilice en un periodo determinado del año, por ejemplo, en aquellas instalaciones que solo se utilicen en verano, seleccionando el valor de la radiación en uno de los meses que vayamos a utilizar la instalación. El cálculo de la potencia de los paneles será de la misma forma que en el método del mes peor.

4.3.5. Resumen de cálculo Una instalación aislada la vamos a calcular de la siguiente forma; 

Partimos de una estimación de energía



Hallaremos la energía que necesitamos producir.



Escogeremos el método de cálculo.



Elegiremos el número de días de autonomía.



Hallaremos el rendimiento de la instalación. R=1- (1-k b -k c -k v ) k a

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N -k b -k c -k v Pd




04

Hallaremos la energía que necesitamos producir. E = Et / R



Hallaremos la capacidad útil de la batería. Cu = E·N



Hallaremos la capacidad nominal de la batería. C=Cu/Pd





Elegiremos la radiación según el método seleccionado, según lo estudiado anteriormente. Hallaremos las horas de sol pico. H(β,0) kWh/m2·día = HPS (h)·1(kW/m2)



Hallaremos la potencia de panel. Pp= Edía/(HSP)

4.1.1.3. FACTORES DETERMINANTES DE UN INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA Los principales factores que influyen sobre la instalación son los siguientes:

Radiación solar

Rentabilidad análisis económico

Características generales de las instalaciones

Consumos electricos

Instalación solar fotovoltaica

Protecciones de la instalación

Figura 4.19.

Elección y diseño de los componentes

Operaciones de mantenimiento

Principales factores que influyen sobre la instalación.


39

Formación Abierta

4.4. Mantenimiento instalaciones aisladas El mantenimiento de los paneles solares ya lo hemos estudiado en temas anteriores, a continuación vamos a estudiar el mantenimiento de los principales componentes de la instalación aislada.

4.4.1. Mantenimiento inversor y regulador de carga El mantenimiento de estos equipos no difiere de las operaciones normales en equipos electrónicos, las averías son muy escasas y la simpleza de los equipos reduce su mantenimiento a las siguientes operaciones; 











Observación visual general del estado y funcionamiento de los equipos tanto del inversor como del regulador de carga. Comprobación del conexionado y cableado de los componentes. Comprobación de las tensiones establecidas por los fabricantes a la temperatura ambiente. Observación de las medidas instantáneas del voltímetro y amperímetro en las instalaciones que disponen de estos medidores. Observación visual del estado y funcionamiento del regulador. Esta visualización permite detectar posibles os malfuncionamientos de los equipos eléctricos. Comprobación de conexionado y cableado de los equipos de eléctricos, tanto los de control como los de regulación y los componentes auxiliares (por ejemplo protecciones). Se revisará todas las conexiones y juntas de los equipos.

4.4.2. Mantenimiento de las baterías Las baterías o acumuladores, son el elemento más sensible de las instalaciones aisladas, por ello es aconsejable realizar las siguientes acciones por lo menos dos veces al año; 





40

Comprobación del apriete de los bornes de los elementos. Verificar el nivel de electrolito líquido de las baterías y en caso de estar por debajo de las indicaciones del fabricante, rellenar solamente con agua destilada, hasta el nivel indicado por el fabricante. Medir la tensión de los elementos de la batería en reposo, cuando este cargada.









04

Verificar la densidad del ácido en las baterías de electrolito, esta verificación la realizaremos midiendo la densidad del líquido con la ayuda de un densímetro. Limpiar los elementos de las baterías, eliminando el polvo, la suciedad y la humedad. En caso de tener bornes que empiecen a sulfatarse, es aconsejable, revisar la conexión de dichos bornes, y aplicar sobre la superficie de dichos elementos vaselina.

Para garantizar la durabilidad de las baterías e incluso alargar la vida de las baterías es aconsejable realizar un carga completa de igualación. Este tipo de cargas realizan una mejor mezcla del ácido, y los gases que producen es esta operación proporciona una limpieza de las placas de rejilla de plomo con residuos adheridos.


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4.5. Viabilidad de una instalación aislada Una instalación solar fotovoltaica será viable cuando se den alguna de las siguientes condiciones individual o simultáneamente; El coste de la instalación sea menor que el de la acometida de la compañía eléctrica. El rendimiento económico de la instalación, es decir, la relación coste, energía generada este por debajo del coste de la compra de electricidad a nuestro distribuidor. No exista otra posibilidad de electrificar la instalación en la red de distribución, por ejemplo, un albergue de alta montaña. El coste de nuestra instalación se amortice en la vida útil de nuestra instalación, teniendo en cuenta que si realizamos una instalación de este tipo ya no tendremos que comprar electricidad para cubrir nuestra demanda. En el coste de nuestra instalación es importante optimizar el coste de los equipos instalados, para reducir el precio final de instalación y así poder amortizar antes la instalación.

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04

Resumen Los principales componentes de las instalaciones aisladas con los módulos solares, inversores, regulador de carga y batería. Los módulos solares son los encargados de transformar la energía del sol en energía eléctrica. Los inversores nos convierte la corriente continua en corriente alterna, además nos transforma la tensión de las baterías (12, 24, 48 voltios generalmente), a la tensión de trabajo de los equipos eléctricos (240 voltios, en la mayoría de los casos). El regulador de carga es el encargado de proteger a la batería cuando está cargada. La batería son los componentes encargados de acumular la energía eléctrica producida por los módulos solares. Los principales pasos para dimensionar una instalación aislada son: 

Estimación de la energía consumida por los receptores.



Cálculo de la energía que se necesita producir.



Cálculo de las H.S.P., que disponemos en el emplazamiento.



Cálculo del rendimiento de la instalación.



Cálculo de la batería.



Cálculo de los módulos necesarios. Cálculo del regulador de carga.


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Índice OBJETIVOS .......................................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 4 5.1. Aplicaciones de sistema de bombeo solar ............................................... 5 5.2. Cálculos hidráulicos ................................................................................... 6 5.2.1. Cálculos de la demanda........................................................................ 6 5.2.2. Cálculos de la presión ........................................................................... 8 5.2.3. Cálculos energéticos del sistema........................................................ 10 5.3. Descripción del sistema de bombeo fotovoltaico ................................. 11 5.3.1. Subsistema motor-bomba ................................................................... 11 5.3.1.1. Motores......................................................................................... 11 5.3.1.2. Bombas ........................................................................................ 13 5.3.2. Subsistema de acondicionamiento de potencia .................................. 15 5.3.3. Subsistema de acumulación ........................................... .................... 19 5.4. Configuraciones típicas de un sistema de bombeo fotovoltaico ......... 20 5.4.1. Bombeo con motores CC .................................................................... 20 5.4.2. Bombeo con motores CA .................................................................... 21 5.5. Dimensionado de un sistema de bombeo fotovoltaico ......................... 22 5.5.1. Cálculo de la energía solar disponible ................................................ 22 5.5.2. Dimensionado del generador .............................................................. 23 5.5.3. Cálculo de la potencia del motor ......................................................... 25 5.5.4. Dimensionado de la bomba ........................... ..................................... 26 RESUMEN .......................................................................................................... 27

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Objetivos Estudiar los equipos que componen una instalación de bombeo solar sistema fotovoltaico, conocer su funcionamiento y características principales. Conocer el método de cálculos de una instalación de bombeo fotovoltaico.los recursos disponibles, y los equipos instalados. Diferenciar las configuraciones de las instalaciones de bombeo solar fotovoltaico, y las principales aplicaciones.

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Introducción Una de las principales aplicaciones de la energía solar fotovoltaica es el bombeo de agua, siendo muy interesantes en explotaciones agrarias y ganaderas aisladas de red convencional. También resultan muy eficaces en las poblaciones donde el suministro eléctrico tenga dificultades y los consumos de agua no sean elevados, viéndose mejoradas sus expectativas de desarrollo, ya que es un sistema que garantiza eficacia y eficiencia para la extracción de agua de los pozos manantiales. El sistema de bombeo solar, transforma la energía eléctrica que producen los módulos fotovoltaicos para transformarla en energía mecánica mediante las bombas de agua que nos permiten una elevación de agua, bien para la extracción del agua de los pozos manantiales, o para desplazar el agua de balsas a lugares con mayor altitud.

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5.1. Aplicaciones de sistema de bombeo solar Las aplicaciones principales de los sistemas de bombeo alimentados mediante energía solar fotovoltaica son: Riego. Alimentación de granjas ganaderas. Abastecimiento de agua en poblaciones rurales. Las necesidades de agua para el riego se caracterizan por una gran variación estacional pues dependen del tipo de cultivo que se pretenda regar. La demanda de agua en los meses secos suele ser mucho mayor que en los meses de invierno en los que suele llover con mayor frecuencia. Por otra parte, el abastecimiento de agua en zonas rurales tiene una demanda casi constante a lo largo del año.

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5.2. Cálculos hidráulicos En este apartado vamos a desarrollar los siguientes puntos: Cálculos de la demanda. Cálculos de la presión. Cálculos energéticos del sistema.

5.2.1. Cálculos de la demanda El cálculo de la demanda hidráulica se debe de realizar mediante un estudio de los consumos que se prevén cubrir con instalación. Este estudio debe de realizar una estimación del agua para las diferentes estaciones anuales, así como realizar una previsión para posibles ampliaciones en el futuro. El estudio de la demanda del agua debe tener en cuenta los siguientes consumos: 

Consumo de agua doméstico.



Consumo de agua para ganado.



Consumo de agua para usos agrícolas.



Consumo de agua para usos sociales.

Determinación de la demanda doméstica Generalmente se acepta que el consumo medio diario por persona es de 40 l/persona/día aunque en general estas necesidades dependen del modo de vida de la población en la que se implanta el sistema (en grandes ciudades puede llegar a los 100 l/persona/día). La previsión de la demanda a futuro la podemos calcular estimando una tasa de crecimiento anual de la población 3-6%, dependiendo de la localidad a estudiar. Determinación de agua para la ganadería En el cálculo de la demanda del agua para el ganado, debemos tener en cuenta que las necesidades van a cambiar según las razas y las épocas entre otras variables.

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05

El consumo lo podemos calcular a partir del número de animales y la demanda del agua de los animales:

Figura 5.1.

Animales

litros / día / animal

Caballo

40

Buey

20

Ganado vacuno

50

Vaca lechera

140

Cerdo

20

Oveja

5

Cabra

5

Aves de corral

0,1

Consumos previstos según el tipo de animal.

Determinación del agua para uso agrícola La demanda del agua para el uso agrícola es la cantidad que debe aportarse a un cultivo. Tendremos que tener en cuenta: 

La frecuencia con la que debemos aportar el riego.



Las condiciones meteorológicas.



Las cantidades de agua que debemos suministrar.

A continuación detallamos los consumos de agua orientativos según el tipo de cultivo:

Figura 5.2.

Cultivo

m3 /hectárea /día

Arroz

100

Frutales

55

Algodón

55

Hortalizas

50

Cereales

45

Patatas

45

Maíz

40

Tomate

40

Cítricos

35

Olivo

15

Consumos previstos según el tipo de cultivo.

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Demanda de agua para uso sociales Las necesidades sociales comprende el suministro de agua para los servicios comunes de una población, a continuación se indican algunos valores de usos sociales más comunes:

Figura 5.3.

Consumidor

litros/persona/día

Guarderías infantiles

100

Escuelas

85

Hospitales

400

Albergues con baños colectivo

150

Hoteles

190

Oficina

35

Cafeterías (cliente)

20

Restaurantes (cliente)

50

Consumos previstos según el tipo de servicios.

5.2.2. Cálculos de la presión La presión total de bombeo debe de tener los siguientes aspectos: 







Nivel estático del manto freático: es la distancia desde el suelo hasta el nivel de agua en el pozo cuando la bomba no está trabajando. Esta distancia se debe medir cuando el nivel esté más bajo, es decir, en estaciones de mayor sequia dentro del año. Descenso del nivel del agua: es la distancia entre el nivel estático y el nivel del agua cuando la bomba está trabajando. Este nivel varía con la capacidad de la bomba. Altura del agua en el tanque de almacenamiento: es la distancia de la entrada del agua en el depósito de almacenamiento del agua desde el suelo. Pérdidas hidráulicas en las tuberías: corresponden a la carga que soporta la bomba provocadas por el rozamiento del agua y las tuberías.

La presión facilitada por la bomba debe ser mayor a la suma de la altura estática (Hg) y la dinámica (H d). La altura estática o geométrica, H g, es la distancia desde el nivel del agua en el pozo hasta el punto más elevado por donde ésta sale. Hay que tener en cuenta que el nivel del agua va a descender al producir el bombeo, hasta la profundidad en la que la salida del caudal de agua se iguala con la entrada de caudal en el pozo.

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Nivel estático

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Cuando la bomba no trabaja

Descenso de nivel

Cuando la bomba trabaja

Figura 5.4.

Cálculos de la presión.

La altura dinámica, H d, es el resultado de la caída de presión debida a cuando un líquido circula por el interior de una tubería. Estas pérdidas de carga dependen de la longitud de la tubería, de su diámetro y del coeficiente de fricción , el cual depende a su vez de la rugosidad de la superficie interior del tubo y de las características de la corriente. Podemos calcular la altura dinámica con la siguiente expresión: Hd= ·L·v2/ (2·d·g) Donde: Hd Altura dinámica Coeficiente de fricción de la tubería L

Longitud de la tubería (m)

v

Velocidad media del fluido (m/s)

d

Diámetro hidráulico de la tubería (m)

g

Aceleración de la gravedad 9,81 m/s2

En el caso de que el sistema tenga otro tipo de accesorio; por ejemplo, válvulas, codos, reducciones, etc., podemos calcular la pérdida de carga en cada elemento adicional como: Hd=(∑k·v2)/(2·g) Siendo: Hd= (∑k·v2)/(2·g)

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Siendo: Hd Altura dinámica ∑k

Sumatorio de los coeficientes de resistencia de cada accesorio.

L

Longitud de la tubería (m)

v

Velocidad media del fluido (m/s)

d

Diámetro hidráulico de la tubería (m)

g

Aceleración de la gravedad 9,81 m/s2

5.2.3. Cálculos energéticos del sistema Para el bombeo de agua, la demanda energética va a estar asociada a dos variables: 



La demanda de la presión del sistema. Esta variable está formada por la presión necesaria para superar determinada altura, más la compresión de las pérdidas de depresión ocasionadas por la fricción del fluido en las tuberías. La demanda en caudal de la propia instalación.

La potencia de la bomba que debe de cubrir nuestras necesidades la vamos a poder calcular con la siguiente expresión: Potencia de la bomba =

agua ·g

·Q·H

Donde:

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agua

Es la densidad del agua

Q

Es el caudal volumétrico

g

Es la aceleración de la gravedad

H

Es la presión indicada en términos de altura.

P

Potencia de la bomba (se obtienen vatios).


05

5.3. Descripción del sistema de bombeo fotovoltaico Los principales factores que determinan cuál será la configuración de un sistema de bombeo fotovoltaico son: Las características hidráulicas, necesidades de agua, así como factores intrínsecos del emplazamiento de la instalación. La energía suministrada por el generador fotovoltaico a lo largo del día que depende de la radiación solar y de las condiciones climatología. En función de estos factores podemos definir varias configuraciones: sumergible, flotante, con bomba centrífuga o de desplazamiento positivo, con motor de corriente continua o de corriente alterna, etc. Los componentes esenciales de una instalación solar fotovoltaica son: Subsistema de generación (grupo de módulos conectados en serie y/o paralelo). Subsistema motor-bomba. Subsistema de acondicionamiento de potencia. Subsistema de acumulación y distribución.

5.3.1. Subsistema motor-bomba En este apartado vamos a analizar las funciones y características de los elementos de un sistema de bombeo. Estos elementos son: 

El motor.



La bomba.

5.3.1.1.

Motores

Un motor es una máquina que transforma de energía eléctrica en energía mecánica. Los motores pequeños de alto rendimiento (< 5 kW) son los utilizados para sistemas de bombeo fotovoltaico.

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Motor Máquina que transforma de energía eléctrica en energía mecánica.

Según el tipo de alimentación eléctrica, los motores se pueden clasificar en: 

Motores de CC. de imán permanente (con o sin escobillas), serie, shunt, etc.



Motores de CA (monofásicos o trifásicos, síncronos o asíncronos).

Las partes fundamentales de un motor de corriente continua son el inductor o estator (parte fija de la máquina); el inducido o rotor (parte giratoria), el colector que está montado sobre el eje del rotor girando simultáneamente con este, y las escobillas que son unos contactos a presión que rozan sobre el colector y cuya misión es la entrada y salida de la corriente del rotor. Los motores de CC Se caracterizan por su voltaje, potencia y velocidad nominales y por el par de arranque. La potencia que puede desarrollar es siempre proporcional al par de arranque y a la velocidad. El par de arranque es proporcional al flujo inductor y a la intensidad de carga, por lo tanto, la velocidad de giro del motor variará al voltaje, con la intensidad de funcionamiento y con el flujo magnético. Entre las principales ventajas de estos motores para sistemas fotovoltaicos se encuentran: 

Altos rendimientos.



No necesitan inversor.



En general se pueden acoplar directamente al generador fotovoltaico.

El principal inconveniente de los motores CC es el desgaste de las escobillas con el funcionamiento, por lo que es necesario sustituirlas cada cierto tiempo. Aumentando el número de escobillas (de dos a cuatro) podemos aumentar considerablemente su tiempo medio de vida y solucionar este problema. Actualmente se están desarrollando motores CC sin escobillas con imanes permanentes en el rotor y que conmutan el estator con la ayuda de un circuito electrónico. La principal ventaja de estos frente a los que tiene escobillas es que pueden operar sumergidos, ya que al no tener que reemplazarlas se reduce su mantenimiento. Por último, los motores que tienes escobillas no se deben de utilizar en bombas sumergibles, ya que requieren un mantenimiento regular y son más caros que los motores CAAC.

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05

Motores CA Los motores de corriente alterna se componen fundamentalmente de dos partes un rotor y un estator y se caracterizan por su voltaje y potencia nominales, por su velocidad de giro (que depende de la frecuencia de la tensión de alimentación) y por el par de arranque. Estos motores tienen un factor de potencia (cos ) que limita el aprovechamiento de la corriente suministrada, lo que da lugar a pérdidas adicionales. Actualmente se dispone de una gran variedad de motores CA debido al gran número de aplicaciones para los que se han estado durante los últimos años. El rendimiento de estos motores depende de la carga que tengan conectada a él, si ésta es diferente de la carga nominal el rendimiento suele disminuir bruscamente. Su utilización en un sistema de energía solar fotovoltaica trae consigo un aumento del coste económico de la instalación, ya que es necesario utilizar un inversor CC/CA, pues el generador produce intensidad en corriente continua. Además, también son necesarios dispositivos electrónicos auxiliares que proporcionen las altas corrientes de arranque necesarias para este tipo de motores. Como ventaja principal de los motores CA frente a los CC es que en general son más eficientes y más económicos. Los dos tipos básicos de motores CA son motores de inducción asíncronos y motores síncronos. Los motores de inducción se caracterizan porque poseen un par de arranque muy bajo siendo para bombas de bajo par de arranque, como las bombas centrífugas.

5.3.1.2.

Bombas

Una bomba es una máquina que transforma la energía mecánica en hidráulica. Las bombas se pueden clasificar en dos tipos básicos: 



Bombas de desplazamiento positivo o volumétrico que tienen un contorno móvil que obliga al fluido a avanzar a través de ellas por cambios de volumen. Se abre una cavidad en la cual penetra el fluido a través de una toma cerrándose posteriormente y expulsando el fluido por la abertura de salida. Bombas dinámicas o de intercambio de cantidad de movimiento que añaden cantidad de movimiento al fluido por medio de paletas o alabes giratorios.

En bombeo fotovoltaico se utilizan dos tipos de bombas: 

De pistón.



Bombas centrífugas.

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Las bombas centrífugas se diseñan para una altura manométrica casi fija y proporcionan en general un caudal mayor que las de desplazamiento positivo. Las bombas de desplazamiento positivo son apropiadas para incrementos de presión altos y caudales bajos. Por el contrario, las centrífugas proporcionan caudales elevados con bajas alturas manométricas no siendo recomendables, pues para profundidades de aspiración mayores de 5 ó 6 metros y pueden tener varios estados según cuál sea la altura de bombeo necesaria.

Figura 5.5.

Comparación entre las curvas características de los dos tipos de bombas.

De la figura se observa que las de desplazamiento positivo proporcionan un caudal aproximadamente constante directamente proporcional a la altura e independiente de la altura, mientras que las centrífugas dan tienen una curva caudal-altura variable. Las curvas características se obtienen con la bomba operando a una velocidad constante, para cualquier otra velocidad se pueden aplicar las leyes de semejanza de Newton Las bombas centrífugas tienen rendimientos elevados, pero éstos decaen rápidamente a medida que disminuye la velocidad de giro. Para alturas relativamente bajas, menores de 25 metros, se alcanzan rendimiento elevados. En caso de que queramos rendimientos altos con alturas altas utilizaremos bombas multiestado formadas por varias cavidades adyacentes que impulsan el agua en serie.

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Las bombas volumétricas (entre las que se incluyen las de desplazamiento positivo) se utilizan para bombear pequeños caudales de pozos muy profundos. Por su característica par-velocidad no son adecuadas para operar directamente conectadas a un generador fotovoltaico, ya que al necesitar un par prácticamente constante, la corriente que se les suministra también debe ser constante. Lo que ocurre con los generadores fotovoltaicos, donde la corriente es variable y depende proporcionalmente de la intensidad radiante, es que la corriente producida por el generador fotovoltaico no será suficiente para mantener la velocidad de bombeo. El motor-bomba disminuirá el caudal bombeado hasta que se requiera menor corriente; la bomba dejará de bombear cuando la corriente generada descienda de un nivel crítico y para evitar que esto suceda la mayor parte del día seleccionaremos una corriente crítica que esté por debajo de la corriente máxima que generan los paneles fotovoltaicos. Es necesario pues, sacrificar parte de la potencia del generador con lo cual obtenemos sistemas con bajos rendimientos. Otro de los problemas de utilizar estas bombas directamente conectadas al generador fotovoltaico es el elevado par de arranque que necesitan para comenzar a bombear. Por el contrario, como principales ventajas, podemos citar sus altos rendimientos para alturas mayores de 20 metros, su insensibilidad a las variaciones de altura y que son auto-aspirantes. Según cuál sea la ubicación de las bombas en la instalación se pueden clasificar como: 





Sumergibles: suelen emplearse en pozos profundos de pequeño diámetro. Flotantes: disponen de un flotador que permite su instalación en ríos, lagos o pozos de gran diámetro flotando en su superficie. Este tipo de bombas proporcionan generalmente mucho caudal, pero a poca altura manométrica. De superficie: son bombas que se instalan, fuera del fluido a manipular, y podemos encontrar dos tipos; en aspiración, si la bomba se sitúa por encima del nivel del líquido a bombear, y en carga, si la bomba se encuentra en el mismo nivel o inferior que el líquido a bombear.

5.3.2. Subsistema de acondicionamiento de potencia Hemos visto en temas anteriores que la característica I-V de un generador fotovoltaico depende de la temperatura y del nivel de intensidad radiante. Para que la energía transferida sea máxima, la característica I-V de la carga debe interceptar a la del generador fotovoltaico lo más cerca posible del punto de máxima potencia. El papel del subsistema de acondicionamiento de la potencia es proporcionar al motor-bomba la combinación más adecuada de voltaje/corriente asegurado, que el generador opera en su punto de máxima potencia.

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Los dispositivos de acondicionamiento de potencia pueden ser: 

Dispositivos de acoplo de impedancia o convertidores CC/CC.



Inversores CC/CA.

La función de los dispositivos de acondicionamiento de potencia es seguir el punto de máxima potencia del generador para transferir la máxima energía posible al motor. Se colocan entre el generador y la motobomba y son imprescindibles en el caso de utilizar bombas accionadas mediante motores CA. El utilizar estos equipos en el sistema trae consigo unas pérdidas de potencia para autoconsumo del 4 % al 7%, un coste adicional de la instalación sólo se justifica en el caso de que el aumento en la energía hidráulica sea considerablemente mayor que en el caso en que no estuvieran. Como ventaja fundamental está el hecho de que aumentan el rendimiento total del sistema.

La función de los dispositivos de acondicionamiento de potencia es seguir el punto de máxima potencia del generador para transferir la máxima energía posible al motor.

Convertidores CC/CC Son seguidores de máxima potencia (MPTT) manteniendo al generador y a la carga en su respectivo punto de trabajo óptimo. Sus cometidos en el sistema son: 



Suministrar las elevadas corrientes de arranque del motor para que éste pueda funcionar a bajos niveles de irradiancia. Maximizar la potencia que entrega el generador fotovoltaico.

Un convertidor CC/CC convierte una potencia de entrada P i = Vi·Ii en una potencia de salida P0 = V0·I0 con el mayor rendimiento posible η= P 0/Pi.

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L1 TP2 R2

1 R

+

IC1 8 7 6 5

DC IS VCC FB

SWC SWE TC GND

1 2 3 4

D1

C2

C3

+

C4

MC34063AP

R3

R4

C1

R5

Figura 5.6.

Diagrama de un convertidor CC/CC.

Estos dispositivos pueden aumentar el voltaje de salida (V 0>Vi), disminuyendo por tanto la corriente (I 0Ii). Inversores CC/CA Su función principal es transformar la corriente continua producida por el generador fotovoltaico en corriente alterna para que puedan utilizarse motores CA.

La función principal de los inversores CC/CA es transformar la corriente continua producida por el generador fotovoltaico en corriente alterna para que puedan utilizarse motores CA.

Los inversores que se utilizan en bombeo fotovoltaico producen una salida monofásica (para motores CA monofásicos) o trifásica (para motores CA trifásicos) con voltaje y frecuencia variables. El variar la frecuencia de salida a los motores permite a éstos operar a velocidades distintas de la nominal correspondiente a la frecuencia de 50 Hz y así, disminuir el umbral de irradiancia solar para el arranque de la bomba. Estos inversores también suelen incorporar un seguidor del punto de máxima potencia. Estas dos características permiten aumentar el rendimiento global del sistema. Acoplo generador-motor-bomba Cuando conectamos el generador al grupo motor-bomba se ha de verificar que la potencia de entrada al motor sea igual a la de salida del generador, al igual que el voltaje y la corriente siendo el punto de conexión del generador y el subsistema motor-bomba el de corte de las curvas características I-V de cada uno de ello.

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El rendimiento diario de un sistema de bombeo depende en gran medida de los cambios de la radiación solar a lo largo del día. Las variaciones de radiación están determinadas por: 

El ciclo diario de puesta y salida del sol.



La climatología.

Para maximizar la transferencia de potencia eléctrica del generador al grupo motorbomba, debemos elegirlos de tal manera que sus curvas características I-V se intercepten lo más cerca posible del punto de máxima potencia del generador. Según el tipo de motor y el tipo de bomba, algunos subsistemas se adaptarán mejor que otros al generador fotovoltaico.

Las bombas centrífugas se aproximan bastante bien al punto de máxima potencia cuando operan en condiciones normales de diseño. En cambio, las de desplazamiento positivo no siguen bien el punto de máxima potencia y el rendimiento del sistema es bajo.

Utilizando dispositivos electrónicos que adapten la impedancia de entrada del motor, permitiendo seguir el punto de máxima potencia del generador aumentamos el rendimiento global de la instalación. El tamaño del generador fotovoltaico necesario para unas determinadas necesidades de energía hidráulica viene determinado por el rendimiento del subsistema motor-bomba. La presencia de nubes ocultando el sol produce variaciones en la intensidad radiante, que se traducen en descensos de la potencia de salida del generador. Los subsistemas motor-bomba necesitan una potencia mínima de arranque para comenzar a funcionar. Las bombas centrífugas pueden girar con niveles de intensidad radiante muy bajos, pero no bombean agua hasta que la potencia sea tal que permita vencer la altura de la instalación, luego hay unos sistemas de irradiancia por debajo de los cuales no se bombea agua y que se encuentran en torno a los 200-400 W/m 2. En días nublados o parcialmente nublados se pueden producir momentos en los que la intensidad descienda por debajo del umbral de funcionamiento de la bomba y por tanto ésta no suministrará agua. En un día completamente despejado, una vez que se alcanza el umbral de irradiancia, por la mañana, se bombea agua hasta que por la tarde se descienda por debajo de este.

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Al disminuir la intensidad radiante, la corriente generada por el generador disminuye en la misma proporción mientras el voltaje permanece aproximadamente constante, pero en el motor-bomba si la corriente disminuye, el voltaje también disminuye. Como consecuencia, si no hay un circuito de acondicionamiento de potencia, cuando disminuya la intensidad radiante, el sistema operará cada vez más lejos del punto de máxima potencia y el rendimiento disminuirá.

5.3.3. Subsistema de acumulación En los sistemas de bombeo fotovoltaico sólo se suministra agua durante las horas de sol en las que se supere la radiación el umbral a no ser que se utilice un sistema de almacenamiento de energía. Mediante el uso de depósitos de almacenamiento de agua se puede proporcionar el déficit de agua en aquellos momentos, en que el caudal bombeado no sea suficiente para el consumo demandado. Además, incluyendo en la instalación un depósito de almacenamiento se puede disminuir la potencia pico del generador. En las aplicaciones de riego agrícola se distinguen dos tipos de almacenamiento de agua: 



Almacenamiento a largo plazo. El agua se almacena de un mes para otro por lo que se necesitan depósitos de gran volumen, no siendo aconsejables a no ser que ya estuvieran disponibles anteriormente. Almacenamiento a corto plazo. Permiten almacenar agua de un día para otro evitando pues la falta de agua en días de baja radiación solar.

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Formación Abierta

5.4. Configuraciones típicas de un sistema de bombeo fotovoltaico Según la tecnología de los productos que tengamos en el mercado y las necesidades y especificaciones concretas para cada aplicación podemos encontrarnos con diferentes configuraciones a la hora de acoplar cada uno de los componentes de un sistema de energía solar fotovoltaica. Las cuatro configuraciones más utilizadas en la actualidad son: Grupo motor-bomba sumergible. El motor puede ser CC o CA y la bomba es centrífuga multiestado, estando el número de estados en función de la altura de bombeo requerida. Grupo motor-bomba sumergible. La bomba es de desplazamiento positivo. Grupo moto-bomba flotante con motor CC y bomba centrífuga. Grupo motor-bomba instalando en la superficie. La bomba podrá ser centrífuga o de desplazamiento positivo. Cuando el bombeo se realice con motores CA se necesitan incluir un inversor. Si utilizamos bombas de desplazamiento positivo con motores CC necesitaremos utilizar un convertidor CC/CC para acoplarlas al generador mientras que con bombas centrífugas no es necesario este componente.

5.4.1. Bombeo con motores CC Los componentes principales del sistema en este caso serán: 

Generador fotovoltaico.



Convertidor CC/CC. Este componente es opcional.



Motor de corriente continúa.



Bomba.



Depósito de almacenamiento. Al igual que el convertidor CC/CC también es opcional.

Actualmente sólo se utilizan motores CC en esta forma se facilita el mantenimiento y las cada 2000-4000 horas de funcionamiento quisiéramos utilizar motores CC en pozos escobillas o aumentar su número.

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Bombeo solar

instalaciones de superficie, ya que de escobillas del motor deben cambiarse debido al desgaste que sufren. Si necesitaríamos emplear motores sin


05

5.4.2. Bombeo con motores CA Los componentes básicos de este sistema son: 

Generador fotovoltaico.



Convertidor CC/CA.



Motor CA.



Bomba.



Deposito de almacenamiento. Este componente es opcional.

El generador proporciona la corriente continua que luego es transformada por el convertidor CC/CA en alterna para poder alimentar el motor. Los motores de corriente alterna pueden ser utilizados sin ningún problema en pozos. Además son más simples, robustos y necesitan menos mantenimiento que los de corriente continua.

Bombeo solar

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5.5. Dimensionado de un sistema de bombeo fotovoltaico Los pasos necesarios para el correcto dimensionado de una instalación de bombeo por energía fotovoltaica son tres: Evaluar cuáles son las necesidades de energía hidráulica. Analizar cuál es la energía solar disponible. Seleccionar el grupo motor-bomba necesario. El método de dimensionado empleado se basa en asegurar la demanda en el “mes peor”, que es aquél en el cual la relación entre la e nergía hidráulica necesaria y la

energía solar disponible es máxima. Si aseguramos que la instalación funciona para este mes lo hará sin problemas el resto del año.

5.5.1. Cálculo de la energía solar disponible Como la potencia que suministra el generador fotovoltaico depende de la intensidad de la radiación, variará para cada lugar y cada día del año, debido a los cambios de estación, las condiciones climáticas y geográficas de cada lugar específico. Necesitaremos datos medios mensuales de radiación solar del lugar donde se vaya a montar la instalación y en caso de no disponer de valores para la población en concreto, tomaremos los de la población más cercana de la que se dispongan datos o interpolaremos los datos de las poblaciones más cercanas como hemos visto en temas anteriores. Partiremos de los datos de radiación media diaria de cada mes expresados en MJ/m2/día sobre la superficie horizontal y a partir de éstos con la ayuda de las tablas podremos calcular la irradiancia incidente sobre la superficie inclinada. Ángulo óptimo de inclinación del generador fotovoltaico La cantidad de energía solar incidente dependerá de la orientación de la superficie relativa al sur y del ángulo que forme los rayos del sol con esta. Será necesario por lo tanto determinar cuál será la orientación y el ángulo de inclinación que optimicen la relación entre la energía incidente y la energía hidráulica demandada.

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Bombeo solar


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La orientación del colector será hacia el sur geográfico y en cuanto al ángulo de inclinación éste dependerá de cuál sea el perfil de la demanda del siguiente modo, en el caso de las instalaciones solares fotovoltaicas de bombeo: 





Si el perfil es prácticamente constante a lo largo del año, como por ejemplo el suministro de agua para consumo doméstico, el ángulo de inclinación será latitud + 20º. Si la demanda es prácticamente constante a lo largo del año, pero es un poco mayor en los meses estivales, el ángulo de inclinación será latitud + 10º. Si la demanda de agua se concentra en los meses de verano, como es el caso de las aplicaciones de riego, el ángulo de inclinación se tomará como la latitud - 20º.

Cálculo del mes de dimensionado El mes de dimensionado será aquél en el cual el cociente entre la energía hidráulica necesaria y la energía solar disponible sea máximo, por lo tanto, será el mes más deficitario energéticamente para satisfacer la demanda de agua. Para obtener este mes, se calcularán los cocientes entre las energías hidráulicas y las radiaciones de cada mes y se cogerá el valor máximo. Los datos energéticos de este mes se utilizarán para dimensionar los componentes de la instalación.

5.5.2. Dimensionado del generador Consiste en determinar la potencia pico del campo en paneles necesaria para satisfacer la demanda de agua a los largo de todo el año. A la hora de calcular esto supondremos que los módulos operan en sus condiciones estándar (25 ºC y 1.000 W/m2) y que están suministrando su potencia máxima durante todo el día. En la realidad la potencia de salida de los módulos será inferior a la pico debido a factores tales como que la irradiancia a lo largo del día toma valores inferiores a 1.000 W/m2, a la influencia de la temperatura de operación de los módulos, a las pérdidas por conexionado de éstos, etc. (Visto en temas anteriores). Para calcular la potencia pico del generador se procederá siguiendo los pasos detallados a continuación. En primer lugar se calculará la energía eléctrica diaria, E e, expresada en kWh como: Ee= Eh/ηmb

Bombeo solar

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Formación Abierta

Donde: ηmb es el rendimiento medio diario mensual del subsistema motor-bomba y cuyo valor se estima en: 





0,3 para unidades de succión superficial o unidades flotantes de succión sumergida, que utilizan motores de imán permanente CC con o sin escobillas y bombas centrífugas. 0,4 para unidades flotantes de CC en bomba sumergida o unidades de bomba sumergida con motor en la superficie o con motor de CC con o sin escobillas y bomba centrífuga multiestado. 0,42 para bombas centrífugas multiestado sumergibles de CC o CA y bombas de desplazamiento positivo sumergidas en motor de CC en la superficie.

Una vez obtenida E e se calculará el área de generador necesaria para suministrar dicha energía: A= Ee/ηfv·Gdm

Siendo: 







A: aérea del generador. Ee: energía eléctrica. Gdm = es la energía media diaria mensual sobre el generador fotovoltaico para el “mes peor” expresada en kWh/m2/día y que se calculará a partir del dato que tenemos en las tablas de la energía media diaria mensual incidente sobre la superficie horizontal (habrá que pasar los MJ a kWh), y aplicando el factor de corrección por inclinación de paneles. ηfv = es el rendimiento medio diario mensual del generador, y que se calcula

mediante la siguiente expresión:

ηfv=Fm·Ft·ηg

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Bombeo solar


05

Siendo: 





Fm = es el factor de acoplo medio y que se define como el cociente entre la energía eléctrica que se genera en condiciones reales de operación y la que se generaría si el generador trabajase en el punto de máxima potencia. Tiene pues en cuenta el hecho de que el generador no trabaja siempre en condiciones estándar. Si no conocemos su valor tomaremos 0,95 si se dispone de un sistema de seguimiento del punto de máxima potencia, 0,9 para bombas centrífugas y 0,8 para las de desplazamiento positivo. Ft = es un término que tiene en cuenta el efecto de la temperatura sobre los módulos fotovoltaicos y que se estima 0,8 para climas cálidos y 0,9 para climas fríos. La potencia eléctrica de salida de un generador fotovoltaico a 25 ºC y 1000 W/m2 es: Pp= ηg·A·1000

Sustituyendo ηg y A por sus valores tendremos: Pp= Eh·1000/ ηmb·Fm·Ft·Gdm

5.5.3. Cálculo de la potencia del motor La potencia eléctrica de entrada del motor será como mínimo igual al del generador fotovoltaico calculada anteriormente. Si la potencia demandada por el motor fuera inferior a la potencia pico del generador fotovoltaico se producirían menores pérdidas por desacoplo, pero el motor soportaría sobretensiones de operación con lo que podríamos llegar a disminuir su tiempo de vida. Para calcular la configuración del generador fotovoltaico aplicaremos las siguientes ecuaciones: NS= Vnm/VnFv Donde: NS

Número de módulos en serie

Vnm

Voltaje nominal del motor

VnFv

Voltaje nominal de un módulo.

NP= NT/NS

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Donde: NP

Número de módulos en paralelo

NT

Número de módulos totales

NS

Número de módulos en serie

5.5.4. Dimensionado de la bomba El caudal que debe suministrar la bomba se calculará a partir de la potencia pico del generador y del rendimiento pico del subsistema motor-bomba. En fluidos la ecuación que relaciona la potencia hidráulica que se necesita para elevar un caudal Q hasta una altura h viene dada por la ecuación: P = g·Q·h Donde: P

Potencia hidráulica expresada en vatios

Q

Caudal expresado en l/s.

g

Aceleración de la gravedad en m/s2.

h

Altura.

El caudal pico suministrado por la bomba se calculará con la fórmula: Qp= Pp·ηp/g·h

Donde:

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P

Potencia hidráulica expresada en vatios

ηp

es el rendimiento pico del sistema y se estima en un 60%.

Qp

Caudal pico suministrado por la bomba

g

Aceleración de la gravedad en m/s2.

h

Altura.


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Resumen Las principales aplicaciones del bombeo abastecimiento abastecimiento de agua en zonas rurales.

solar son los riegos y el

Los principales componentes de la instalación de bombeo solar son: 



Generador fotovoltaico. Adaptadores de de energía (convertidores, (convertidores, variadores variadores de frecuencia). frecuencia).



Motor de CC o CA.



Bomba.

La potencia de la bomba se va determinar por dos variables: 



El caudal demandado. La presión que requiere el sistema para superar la altura y la fricción de de las tuberías. Las fases para dimensionar una instalación de bombeo solar son:



Evaluar las necesidades de energía hidráulica.



Evaluar las horas de sol disponibles. Elegir el grupo motor-bomba necesario, según nuestras necesidades.

Bombeo solar

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Instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red


Índice OBJETIVOS .......................................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 4 6.1. Sistemas conectados a red ........................................................................ 5 6.2. Generador fotovoltaico .............................................................. ............................. .................................................. ................. 8 6.3. Inversor ...................................................................................................... 10 6.3.1. Tipos de inversores ............................. ................................. ............... 10 6.3.2. Seguimiento Seguimiento PMP (Punto máxima potencia)........................ ............... 13 6.3.3. Separación galvánica ................................ ................................ .......... 15 6.3.4. Clasificación Clasificación del inversor según su diseño .......................... ............... 15 6.3.5. Requisitos técnicos del inversor................................ .......................... 18 6.3.6. Conexión de los módulos al inversor ............................................. ..... 19 6.3.7. Ajustes del inversor inversor y generador generador............................... .......................... 22 6.3.8. Datos de un inversor ................................. ................................ .......... 23 6.3.9. Seguridad de un inversor ............................... ................................. .... 24 6.4. Protecciones de las instalaciones i nstalaciones fotovoltaicas conectadas a red ..... 25 6.4.1. Protecciones CC ................................................................................. 25 6.4.1.1. Diodos de bloqueo .............................. ................................. ......... 25 6.4.1.2. Diodos de paso (Bypass).............................................................. 25 6.4.1.3. Fusibles ........................................................................................ 25 6.4.1.4. Descargador Descargador de sobretensión CC ................................ ................ 26 6.4.1.5. Pararrayos ................................ ................................ .................... 26 6.4.1.6. Interruptor-Seccionador Interruptor-Seccionador CC ................................ .......................... 28 6.4.2. Protecciones CA ................................................................................. 28 6.4.2.1. Interruptor magnetotérmico (CA) .............................. .................... 28 6.4.2.2. Interruptor diferencial ............................... ................................. .... 29 6.4.2.3. Descargador Descargador de sobretensión sobretensión CA................................ ................ 29 29 6.4.2.4. Fusibles de la CGP............................. ................................. ......... 30 6.4.2.5. Interruptor de bloqueo con llave de compañía ............................. 30 6.4.2.6. Puesta a tierra de la instalación.......................................... .......... 30 6.5. Caja de conexión del generador (CCG) .................................................. 31 6.6. Equipos de medida ................................................................................... 32 6.7. Estructuras instalaciones conectadas a red .......................................... 33 6.8. Dimensionado de instalaciones conectadas a red ................................ 34 RESUMEN .......................................................................................................... 41

Instalaciones Instalaciones solares fotovoltaicas conectadas conectadas a red

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Objetivos Conocer el funcionamiento de una instalación solar fotovoltaica conectada a red. Identificar los elementos de una instalación solar fotovoltaica conectada a red. Estudiar las características de los elementos de más importantes de una instalación solar fotovoltaica conectada a red.aislada. Aprender a dimensionar los elementos de una instalación solar fotovoltaica conectada a red.


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Introducción Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica han sido objeto de un interés creciente durante los últimos años dado su elevado potencial de utilización en zonas urbanizadas próxima a la red eléctrica convirtiéndose de esta forma la energía solar fotovoltaica como un potencial tecnología capaz de expandir el mercado a núcleos electrificados, sacando de esta forma al sector de su típico encasillamiento de tecnología válida exclusivamente para instalaciones autónomas. La diferencia fundamental entre una instalación solar fotovoltaica conectada a red y una instalación aislada, es el sistema de acumulación y el regulador de carga. Además, la tensión generada en el inversor en los sistemas conectados a red, deberá de estar en la tensión y frecuencia de la red que nos vayamos a conectar. Un sistema fotovoltaico de conexión a red es un tipo de instalación en la que intervienen los siguientes elementos: Paneles solares fotovoltaicos (generador). Inversor. Protecciones eléctricas. Contador. Línea eléctrica. El generador fotovoltaico se encuentra conectado a la red eléctrica convencional a través del inversor inyectando la energía producida en ésta. Su instalación está motivada por la inyección de energía eléctrica a la red para vender la producción eléctrica de nuestro sistema fotovoltaico.

4



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6.1. Sistemas conectados a red Los sistemas conectados a red son sistemas de generación de electricidad, mediante la conexión de módulos solares fotovoltaicos. Las células fotovoltaicas cuando les incide irradiación solar, producen corriente eléctrica, o mejor dicho, producen una tensión o voltaje de corriente continua. Al aplicar una carga, en ese momento se crea un flujo de corriente continua, que se dirige al inversor, siempre y cuando el circuito esté cerrado.

Redde dedistribución distribución Red Módulosfotovoltaicos fotovoltaicos Módulos

Invertidor Invertidor

Usuario Usuario

Figura 6.1. Esquema de una instalación conectada a red.

El inversor transforma la corriente continua en alterna con las características o estándares marcados por la compañía de distribución, esta energía pasa por un contador para posteriormente facturar a la compañía y se suministra íntegramente a la red eléctrica. Esta energía es inyectada a la línea de distribución, llegando a los usuarios. Una planta fotovoltaica de conexión a red la podemos dividir en subsistemas perfectamente diferenciados;

diversos

Generador fotovoltaico: el generador fotovoltaico está formado por la interconexión en serie y paralelo de un determinado número de módulos fotovoltaicos. Este número estará en función de la potencia de la instalación y de las características de sus elementos. Inversor (sistema de acondicionamiento de potencia): con la finalidad de transforma y adecuarla la energía generada al sistema de red de distribución debemos instalar un inversor de conexión a red que cumpla la normativa vigente y las condiciones de conexión marcadas por la compañía de distribución.


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Interfaz de conexión a red: para conectar la instalación fotovoltaica a la red de distribución debemos instalar un sistema de protecciones y contadores para facturar a la compañía de distribución la energía generada. Evacuación de la energía generada a la red: Para inyectar a la red de distribución la energía generada se realizan las infraestructuras necesarias, en función de las condiciones impuestas por la compañía distribuidora con parámetros de baja , media o alta tensión. 1 2

-

Er +

Erv A

Er

4

5

kWh

kWh

3

-

Figura 6.2. Esquema de una instalación conectada a red.

1. Generador fotovoltaico. 2. Inversor 3. Red eléctrica. 4. Contador de medición de energía suministrada a la red. 5. Contador de medición de energía suministrada por la red. En las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red, podemos encontrarnos con los siguientes tipos de instalaciones conectadas a red: Instalaciones que están ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas, dedicadas a usos residencial de servicios, comercial o industrial. También dentro de estas instalaciones puedan estar ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tengan uso de cubierta de aparcamiento. Instalaciones que están ubicadas en terrenos no urbanísticos. Son centrales solares fotovoltaicas, también conocidos como huertas solares, y consiste en la agrupación de varios generadores, con el propósito de generara electricidad podemos llegar hasta potencias de 20 MW.

Planta fotovoltaica conectada a la red Es la unidad funcional de todos los componentes, tales como generador, inversor, protecciones y contador conectada a red, inyectando energía sobre ella.

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Figura 6.3. Ejemplo instalación solar fotovoltaica sobre una cubierta.

Huertas solares o centrales solares fotovoltaicas Es la asociación de varias plantas fotovoltaicas conectadas a la red, este tipo de instalaciones se realiza en terrenos no urbanizables.

Figura 6.4. Ejemplo de huerto solar.


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6.2. Generador fotovoltaico Si descomponemos básicamente los componentes del generador fotovoltaico de una instalación fotovoltaica, nos encontramos con los siguientes componentes; Células solares. Son los elementos que generan electricidad, esta energía es producida a un diferencial de potencial de 0,6 voltios. Panel Solar. El panel es una asociación de células conectada en serie. El número de células conectadas en serie viene limitado por el voltaje del módulo y por las características mecánicas de los módulos, como son las dimensiones exteriores y el peso de la placa.

Figura 6.5. Paneles solares.

Generador solar. El generador solar es la asociación de varios paneles solares, asociados entre sí, dependiendo de las características de la instalación nos podemos encontrar que los paneles están asociados en serie o paralelo.

Cadena o string Es la asociación en serie de varios módulos fotovoltaicos. El número de módulos asociados va a depender de las características de los módulos, y del inversor.

Dentro de un sistema debemos diferenciar entre: La eficiencia de la célula. Del módulo. Del sistema.

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Actualmente, en la producción comercial en serie se alcanza una eficiencia de célula hasta el 20 %. La eficiencia de módulo se refiere a toda la superficie del módulo, por lo que es siempre algo inferior a la eficiencia de la célula. Esto depende de los espacios desaprovechados de las células solares dispuestas una junto a otra en el módulo y a la misma distancia al borde del módulo. La eficiencia del sistema se refiere a la planta de energía solar en su globalidad. Aquí se registra de nuevo otra disminución, que suele ser provocado por las siguientes pérdidas: Desajuste en el generador. Sombreado del generador. Pérdidas de conducción en cables e inversor. Resistencias de paso en clavijas, interruptores y fusibles. Pérdidas de conversión en el inversor.


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6.3. Inversor El inversor es el equipo encargado de adaptar la tensión generada por los módulos solares fotovoltaicos a la red eléctrica. Es decir el inversor toma la tensión de la parte de continua y la convierte en una señal alterna, adecuando la tensión y la frecuencia según la instalación de conexión a red. El inversor debe ser capaz de realizar la transformación de la energía producida por el generador, adaptando a las condiciones de la red en el punto de interconexión sin causar perturbaciones ni cambios en las especificaciones de suministro a los demás usuarios.

6.3.1. Tipos de inversores Los inversores conectados a red para instalaciones fotovoltaicas, al igual que la mayoría de las tecnologías de convertidores CC/CA están basadas en el circuito de potencia tipo puente, aunque existen diferentes configuraciones en función del tipo de interruptores electrónicos, esquema de control, método de síntesis de la señal, frecuencia de conmutación de los interruptores de potencia, número de fases, entre otros parámetros que vamos a estudiar a continuación. Clasificación de los inversores según el método de conmutación Este criterio de clasificación es uno de los más relevantes a la hora de realizar la clasificación ya que según como realicemos el método de conmutación, va a depender directamente o indirectamente algunas de las características más importantes como la calidad de las señales de salida, el rango de potencia factible, la frecuencia de conmutación, la configuración del inversor y el esquema de control. Cuando hablamos de conmutación estamos hablando de la transición de los interruptores de potencia del estado de encendido al apagado. Con el fin de sintetizar la señal senoidal (voltaje o corriente), tenemos que disponer de control de los interruptores. Existen dos tipos de interruptores que pueden ser usados en circuitos inversores; los tiristores y los interruptores totalmente controlados (MOSFET….).

En el caso de utilizar tiristores, el momento de conmutación (apagado) no es directamente controlable. Para lograr la conmutación se debe llevar la corriente del tiristor a cero. Sin embargo, los inversores que utilizan interruptores totalmente controlables permiten que la conmutación sea ordenada por su circuito de control en cualquier instante.

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En resumen, llegamos a la conclusión que siguiendo las características de conmutación podemos encontrarnos con dos tipos de inversores que son; 



Inversores controlados por la red o conmutados por línea, que usan la tecnología de tiristores, este tipo de inversores son utilizados para pequeñas y grandes potencias superiores a 50 kW Su uso es más frecuente ya que su costo es sensiblemente menor. Inversores autocomutados, se usan para pequeñas y medianas potencias hasta 500 kW

Clasificación de acuerdo al parámetro modulado Según esta clasificación podemos encontrar dos posibilidades de: 

Inversores de control de voltaje



Inversores de control de corriente.

La selección de uno u otro tipo depende del propósito del sistema de generador. Los generadores FV se comportan como fuentes de corriente en un amplio intervalo de voltaje dentro de su curva de características V-I. Sin embargo, dado que el punto de máxima potencia se encuentra ligeramente fuera de los límites de esta región, el generador opera normalmente como una fuente de voltaje de entrada para el inversor, excepto en el caso de inversores conmutados por línea en los que se agrega una inductancia grande en un salida para convertirlo en una fuente de corriente también en el punto de máxima potencia. Clasificación de acuerdo a la frecuencia de conmutación Siguiendo este criterio nos podemos encontrar con los siguientes tipos de inversores: 



Inversores de baja frecuencia. Son utilizados para instalaciones de alta potencia (> 50 kW), en este rango en el que los interruptores electrónicos disponibles comercialmente tienen un ancho de banda de frecuencia limitado. Una característica fundamental de los inversores de baja frecuencia es que la síntesis de la señal de salida no es muy buena y por tanto requieren de filtros costosos. Su eficiencia típica a plena carga es mayor al 95%. Inversores de media frecuencia. Son utilizados para potencias medianas (10-50 kW), ofrecen la mejora opción técnico-económica en este rango de potencia. La síntesis de la señal de salida es lo suficiente buena para evitar filtros costosos. Tienen el inconveniente que dependiendo del rango de frecuencia que se situé, existe ruido audible, por lo tanto no es aconsejable instalar estos equipos en interiores de edificios comerciales o residenciales, además los transformadores de aislamiento son voluminosos.


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Inversores de alta frecuencia. Son inversores monofásicos y se usan para pequeñas potencia (< 10 kW). Este tipo de inversores presenta la ventaja de tener bajo contenido armónico en su salida, por lo que no requieren filtros extremos. Pueden utilizar transformadores de aislamiento de alta frecuencia, cuyas ventajas sobre los de baja frecuencia son mayor eficiencia, bajo costo, pequeño volumen y poco peso. Sus eficiencias son superiores a 90%. La desventaja de este tipo, es el uso de transformadores de alta frecuencia son que el convertidor requiere de más de una etapa de potencia, lo que disminuye su eficiencia.



Clasificación de acuerdo a la configuración del circuito de potencia Nos podemos encontrar con dos tipos de instalaciones; configuración tipo puente monofásico y configuración puente trifásico. Monofásico:

T1

T3 Lfc

+

TX

L1

Cfi

Vpv

N

RED

-

T4

Cargas locales

T2

Trifásico:

Lri T2

T6

T4 Tx

Vpv

L1

Cfi

L2

RED

L3 T1

T5

T3 Cargas locales

Figura 6.6. Esquema inversor monofásico y trifásico.

En la figura anterior se muestra un puente monofásico del tipo autoconmutado y un puente trifásico del tipo conmutado por línea. Los inversores trifásicos autoconmutados son comunes; los conmutados por línea también puede ser monofásicos, sin embargo su uso es poco común.

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Los filtros de entrada y salida pueden ser parte integral del inversor o ser externos. Normalmente en inversores de gran capacidad son externos, en algunas aplicaciones los filtros de salida son colocados en el lado de alta tensión al igual que los condensadores para compensación del factor de potencia. En inversores de pequeña potencia normalmente son parte integral de éste. El transformador que eleva el voltaje de salida del inversor al nivel de voltaje de la red, también proporciona aislamiento eléctrico entre el generador y la red, evitando la posibilidad de inyección de CC en ella. Su uso no es estrictamente necesario si el voltaje de salida es compatible con el de la red y se proveen otros medios para garantizar la no inyección de CC en está. Al igual que los filtros, en pequeñas potencias normalmente forma parte integral del inversor y en potencias grandes es una parte independiente. Podemos también construir un inversor trifásico mediante la interconexión de tres inversores monofásicos, normalmente conectados en estrella o de múltiples puentes trifásicos. Este sistema de conexión es muy utilizado en inversores conmutados por línea que generalmente son trifásicos, ya que so permite sintetizar la señal de corriente con menor contenido armónico y aumentar el rango de potencia.

6.3.2. Seguimiento PMP (Punto máxima potencia) Un generador fotovoltaico presenta una curva de tensión-corriente, como la mostrada en la figura de abajo, para una determinada radiación y temperatura. En esta curva, solo existe un único punto, llamado punto de máxima potencia (PMP), para dicho punto el generador entrega la máxima potencia. 100 90 80 70 ) 60 % ( a 50 i c n e i c i f 40 E

30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Potencia de salida (%)

Figura 6.7. Ejemplo eficiencia de inversor.


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El punto de máxima potencia es variable a lo largo del tiempo, ya que la curva de Tensión-Corriente y por lo tanto el PMP, cambia con la radiación y con la temperatura, esto se refleja en la siguiente gráfica. PG IG

SI SI

I I

P P

SI SI

I I

P P

Pmax Imax Ipmp Punto de trabajo de máxima potencia UPMP

Umax

UG

Figura 6.8. Gráfica punto de trabajo de máxima potencia.

El dispositivo encargado de mantener el generador trabajando en el punto de máxima potencia (PMP) es el seguidor del punto de máxima potencia. Este dispositivo se sitúa como un bloque electrónico a la entrada del inversor y está formado por un convertidor CC/CC y un circuito de control. El sistema de control del PMP se encarga de supervisar algunos parámetros, por ejemplo de tensión y corriente del generador, y de dar las consignas adecuadas al sistema CC/CC. Estos sistemas de control pueden ser analógicos o digitales y pueden monitorizar una o dos variables del generador para el proceso de búsqueda del PMP. Los algoritmos de control se pueden clasificar en métodos directos y métodos indirectos. Los métodos indirectos se fundamentan en la utilización de una base de datos que incluye diferentes parámetros o bien a partir de funciones matemáticas obtenidas a partir de datos empíricos que permiten estimar el PMP. En los métodos directos se incluyen aquellos algoritmos que emplean medidas de tensión y corriente de entrada y/o salida, a partir de las cuales, se determina el PMP. Estos métodos tienen la ventaja de ser independientes, de las características del generador. A este grupo de métodos pertenecen; la diferenciación, el de Perturbación y Observación, el de Conductancia Incremental, el de Oscilación Forzada y los de Lógica difusa. De todos los sistemas propuestos, el denominado de “perturbación y observación”

es el más usado en la práctica. Es un, método interactivo de aproximación al PMP que perturba el punto de funcionamiento de generador FV para encontrar la dirección de cambio. El control se alcanza forzando a que la derivada de la potencia del generador sea igual a cero. Para ello, se alterna periódicamente el voltaje a la salida del generador (perturbación) y se compara la potencia obtenida en el ciclo anterior actuando en consecuencia.

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Este método presenta como ventajas que no requiere un conocimiento previo del sistema y que es relativamente simple de implementar. Pero es un método poco apropiado para sistemas sometidos a variaciones rápidas de las condiciones ambientales.

6.3.3. Separación galvánica La separación galvánica consiste en la separación física entre las dos partes de la instalación (red y generación), esto hace que no fluya la corriente de forma directa a través de nuestro circuito eléctrico, desde la parte de generación, a la parte de corriente alterna. Para el paso de corriente se utilizaran transformadores separados provocando una corriente variable en uno de estos la correspondiente inducción en el otro, y así se evita que en caso de mal funcionamiento, o avería del inversor, pueda darse lugar este tipo de circulación de electricidad. La separación galvánica se puede realizar con otros elementos como por ejemplo; medios electromagnéticos de las ondas, ópticos, o mecánicos.

6.3.4. Clasificación del inversor según su diseño Los inversores los podemos clasificar según su diseño en: Inversor central Todos los módulos se conectan a un solo inversor. Si bien es frecuente que el generador solar conste de varias cadenas, teniendo cada una de las cuales tantos módulos conectados en serie como son posibles, entre el generador solar y el inversor las cadenas se reúnen, no obstante, en una caja de conexión del generador. Las ventajas de instalar este tipo de inversor son las siguientes: 

Pueden obtenerse potencias de elevadas (MW).



Estructura robusta.



Fácil alojamiento de las derivaciones de protecciones de sobretensión en la caja de conexión del generador (CCG).

Las principales características de las instalaciones con los inversores centrales son: 





Instalación centralizada. Circuito combinado en serie y paralelo, con predominio de la conexión en serie. Se requieren iguales condiciones de insolación para todo el generador solar.


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Figura 6.9. Ejemplo de inversor centralizado.

Se aconseja instalar módulos con bajas tolerancias de potencia. El motivo es porque si se interconectan a la CCG (caja general de conexión), cadenas de diferentes potencias, como consecuencia de las corrientes sumadas y del máximo voltaje de una cadena, aparece para el inversor un único generador con una intensidad y un voltaje. Entonces el PMP buscado por el inversor central no puede tener en cuenta las particularidades de las respectivas cadenas, es decir, las curvas características de cada cadena, pues éstas desaparecen a causa de la interconexión en la CCG y no pueden medirlas. Como consecuencia, su eficiencia y, por lo tanto, el rendimiento de la instalación, queda claramente por debajo del de un modelo de sistema con varios inversores de cadena.

Inversor de cadena Los módulos se reparten en varios inversores. Las ventajas de este tipo de instalación son: 





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Mayor rendimiento de la instalación respecto a las instalaciones con inversores centrales gracias a un PMP individual por cadena, por lo tanto, optimización del PMP. Esta solución se suele aplicar en el caso de que tengamos varias orientaciones, inclinaciones o sombreados parciales, o tengamos seguidores solares. Reducción de las secciones de corriente continúa.





06

Instalación sencilla y descentralizada del inversor, podemos poner el inversor cerca del modulo y además, podemos evitar la instalación de la caja de conexión del generador.

Figura 6.10. Ejemplo de inversores conectados en cadena.

Las características de las instalaciones con inversores de cadena son las siguientes: 





Cada inversor extrae el máximo de los módulos conectados. Pueden admitirse diferentes condiciones de insolación, orientación, inclinación o sombreado, por superación. Las cadenas sólo se acoplan y conectan a la red por el lado de corriente alterna, por lo que cada una forma una unidad propia y completa de alimentación a la red.



Dentro de una cadena deben regir iguales condiciones.



El modelo se aplica igualmente a grandes instalaciones.

Los inversores de cadena tienden a convertirse en una solución integral, pues cubren un gran rango de potencia. Aplicaciones, y funcionamiento de forma más eficiente que los inversores centrales. Al fabricarse en grandes series de unidades, se reducen los costes, por lo que el precio es menor de acuerdo a la solución de la instalación con inversores centrales.

Los inversores tienen como mínimo las siguientes funciones: 

La optimización del rendimiento de la planta según el estado de insolación mediante la búsqueda de aquel punto de la curva de características del generador con la máxima potencia para la instalación. Este punto se le conoce como PMP.


17

Formación Abierta







La transformación de la corriente continua producida por el generador fotovoltaico en corriente alterna conforme con la red, y la transformación del voltaje a nivel de alimentación a la red de suministro local. Los dispositivos de supervisión y protección para el cumplimiento de las directivas aplicables. Según el diseño de la conexión, los equipos empleados con y sin transformador, y en diferentes rangos de potencia. Hay inversores guiados y son conocidos en la tecnología de accionamientos por su robustez y fiabilidad y, con el uso de componentes estándar, son equipos económicos. Los inversores autoconmutados generan por sí mismos la frecuencia de red y deben ajustarse a la misma (sincronización).

6.3.5. Requisitos técnicos del inversor Los inversores de conexión de red, tienen que cumplir las siguientes características técnicas: 











18

Producción de una onda eléctrica sinusoidal síncrona con la red. Rápida y exacta detección y seguimiento del punto de operación (regulación PMP) con la máxima producción de potencia. Alta eficiencia en funcionamiento, incluso en régimen de carga parcial. Funcionamiento completamente automático, sencillo control operativo e indicación de fallos. Fiable funcionamiento, incluso con altas temperaturas ambiente, así como resistencia a la intemperie y a la temperatura. Opción de visualización de datos, pantalla para mostrar rendimientos y mensaje de fallos.



06

6.3.6. Conexión de los módulos al inversor En principio, los módulos solares en una instalación pueden conectarse en paralelo, en serie o combinando ambos tipos de circuito. El tipo de circuito condiciona el voltaje y la intensidad de corriente de la instalación e influye en la elección del inversor apropiado.

En la conexión en paralelo las intensidades de los respectivos módulos se suman, mientras que el voltaje permanece igual. En la conexión en serie los voltajes se suman, mientras que la intensidad de corriente a través de los módulos permanece constante.

Se aconseja en las instalaciones sin sombra, conectar en serie los módulos fotovoltaicos, presentando las siguientes ventajas: 







Los módulos se montan fácil y rápidamente. Los voltajes altos permiten menores secciones de cable. Esto es especialmente conveniente en el caso de largas líneas de conducción CC. Debemos tener en cuenta que a mayores voltajes del sistema, menores intensidades de corriente. Lo que provoca menores pérdidas por conducción, dado que las pérdidas crecen con el cuadrado de la intensidad de corriente, haciendo así necesarias mayores secciones de cable y un cableado más costoso. A la hora de dimensionar las ramas en serie debemos sumar las tensiones producidas por los módulos, y debemos comprobar que la tensión no supere el rango proporcionado por el inversor a emplear ni tampoco supere la tensión máxima de los módulos empleados.

Los módulos los conectaremos en paralelo cuando: 



Partes de la instalación queden bajo sombras. Se monten módulos con grandes tolerancias de potencia para evitar pérdidas por desajuste.

Para el cálculo del número de paneles del generador fotovoltaico, no se pueden limitar a considerar sólo las condiciones estándar de funcionamiento, sino que se deben incluir las condiciones funcionamiento más desfavorable que pueden darse en la vida útil del inversor.


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Formación Abierta

La instalación se diseñara para un dimensionamiento óptimo, con lo que se consigue maximizar el rendimiento energético y minimizar el tiempo de amortización de la instalación. Con el fin de garantizar un rendimiento máximo, se debe alcanzar un ratio de potencia pico/ recomendado por el fabricante del inversor entre el 5 % y el 15 % aproximadamente de la potencia del inversor. El valor podrá oscilar según la irradiación de la zona y sombras que inciden en la instalación. Cuando se dimensiona la instalación se debe tener en cuenta que las condiciones de funcionamiento y ambientales del generador fotovoltaico y del inversor, divergen de las condiciones estándar preestablecidas por el fabricante. La potencia (número total de módulos), y la tensión (cantidad de módulos por String) del generador fotovoltaico tienen que ser compatibles con el rango de tensión de entrada del inversor. Y el generador fotovoltaico debe trabajar, siempre que sea posible, en punto de funcionamiento de máximo rendimiento (MPP). Se tendrá en cuenta para el dimensionamiento las siguientes indicaciones: 

La tensión mínima en el generador fotovoltaico (V F,Vmin), en las condiciones de 1000 W/m2 y una temperatura de la célula de 70 ºC debe ser superior a la tensión de entrada mínima del inversor (VINV.min). VF,Vmin>VINV.min



La tensión máxima en vacío del generador fotovoltaico (V F,Vmax), en las condiciones de 1000 W/m 2 y una temperatura mínima de la célula de -10 ºC, debe ser inferior a la tensión de entrada máxima del inversor (V INV,Vmax.). Una sobretensión aplicada al inversor, puede dañar sus componentes y causar averías irreparables. VF,Vmax
Como resumen podemos decir que, la ventana de tensión de funcionamiento de generador fotovoltaico, debe estar dentro de la ventana de tensión de funcionamiento del inversor. Inversor Generador foto voltaico

VINV.min

VINV.max

Figura 6.11. Ventana de tensión del generador F.V. e inversor.

20



06

100 98 ) % ( o t n e i m i d n e R

96 94 92

UDC =325 V UDC =580 V UDC =720 V

90 88

EURO (325

VDC) =97.0 %

EURO (580

VDC) =97.5 %

EURO (720

VDC) =97.5 %

86 84 82 80

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Potencia de salida P AC, nom (%)

Figura 6.12. Gráfica de trabajo del inversor según las tensiones.

Ejemplo Calcular el número de módulos de tal modo que los dos valores extremos del voltaje PMP se ajusten al rango de tensión PMP del inversor. Conociendo las siguientes características. Características técnicas panel: 

Umpp (25 ºC) = 35,5 V.



IMPP (25 ºC) = 4,67 A.



Uoc (25 ºC) = 43,24 V.



Isc (25 ºC) = 5,10 A.



Coeficiente de tensión; α (Uoc) = -168,636 mV/ºK.



Coeficiente de intensidad; β(Isc) = 2,0 mA/ºK.



Coeficiente de potencia: γ(Pnom) = -0,420% /ºK.



Características del inversor.



Rango de entrada de tensiones 125 V-750 V.



Tensión máxima del inversor 750 V.

Lo primero que hacemos es calcular la tensión más desfavorable según la temperatura a la que está el panel, aplicando los coeficientes que nos indica el fabricante. 

Uoc(-10 ºC)=43,24 V+(-35ºK) · (-168.636 mV/K)=49,14 V



UMPP (-10 ºC) = 35,35 V+(-35ºK)(-168,636mV/K) = 41,25 V



UMPP (70 ºC) = 35,35 V+(45ºK)(168,636 mV/K) = 27,76 V



La tensión máxima se da con Uoc (a -10 ºC), y la tensión mínima se nos da UMPP (70 ºC), por lo tanto el rango de tensión es de 27,76 V y 41,25 V.


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Formación Abierta

Normalmente, los módulos solares se conectan en serie a una entrada de inversor. El rango de tensión de entrada del inversor determina, por tanto, el número de módulos solares en serie lo calculamos de la siguiente forma: 

N(módulos max) = U INV superior/UMPP (-10 ºC) = 750 V/41,24 V = 18,2



N(módulos min) = U INV inferior/UMPP (+70 ºC) = 125 V/27,76 V = 4,5

Para respetar el rango de tensión PMP del inversor deben de conectarse al menos 5 módulos solares, pudiendo conectarse un máximo de 18 módulos solares en serie al inversor. La máxima tensión de entrada del inversor se alcanza a -10 ºC, en régimen de vacío. El número de los módulos solares en serie debe no supere en ningún caso el rango de tensión de circuito abierto de los módulos solares no supere en ningún caso el rango de tensión de entrada del inversor, pues de lo contrario el aparato colapsarse. 

N= Uccmax/UOC(-10 ºC) = 750 V/49,14 V= 15,3

Para que no se supere la tensión máxima de entrada del inversor el número máximo calculado inicialmente de 18 módulos en serie se reduce a 15 módulos

6.3.7. Ajustes del inversor y generador 





22

La relación de potencia del inversor con respecto al generador solar debe estar entre el 0,9 y 1; es decir, la potencia nominal del generador solar debe estar hasta un 10% por encima de la potencia nominal del inversor. Esta potencia nominal de más se instala con el fin de recuperar las pérdidas que vamos a tener en la instalación. Se aconseja instalar 11 kWp., para un inversor con una potencia nominal de 10 kW. El rango de tensión debe ajustarse a todos los voltajes posibles del generador durante su funcionamiento. La tensión máxima del generador no debe alcanzar nunca el voltaje máximo admisible a la entrada del inversor, de lo contrario, este último podría colapsarse por sobretensión.



06

Nunca debemos sobrepasar los valores máximos de voltaje e intensidad. Recordad que los equipos que trabajan sobrecargados envejecen más rápido por lo que estamos reduciendo su vida útil. Además, un inversor sobrecargado no puede asumir toda la potencia de la planta cuando los generadores generen su máxima potencia pico, provocando ello un sobrecalentamiento del equipo, por lo tanto, el inversor se protege mediante un reajuste a la disminución del rendimiento de la planta. Los inversores deben estar colocados en un lugar donde su refrigeración sea posible, ya que si instalamos el inversor en lugares cálidos perjudicaremos el rendimiento de la instalación.

6.3.8. Datos de un inversor Para poder definir un inversor dentro de un proyecto vamos a necesitar los siguientes datos técnicos: CC 

Máxima potencia de entrada CC.



Intensidad nominal de entrada CC.



Intensidad máxima de entrada CC.



Tensión nominal de entrada CC.



Máxima tensión de entrada CC.



Rango de funcionamiento PMP del funcionamiento del inversor.



Potencia de encendido y de apagado.



Potencia nominal de salida CA.



Intensidad nominal de salida CA.



Tensión de salida CA.



Frecuencia de salida Hz.



Sistema del inversor, monofásico o trifásico.



Eficiencia del inversor.

CA


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Formación Abierta

6.3.9. Seguridad de un inversor En el caso de los inversores sean sin transformador, no hay separación galvánica de la tensión alterna de la red, la protección personal debe asegurarse mediante un interruptor diferencial contra fugas, sensible a todo tipo de corrientes. De acuerdo con la norma vigente, todas las nuevas instalaciones de planta con inversores sin transformador deben estar equipadas con un interruptor de este tipo. Si bien no es prescribe el re-equipamiento de las instalaciones ya existentes, no obstante es recomendable hacerlo, a más tardar, al cambiar el inversor.

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06

6.4. Protecciones de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red Las protecciones son una parte muy importante de las instalaciones conectadas a red, estos elementos no solamente protegen los elementos del sistema, módulos fotovoltaicos, inversor…sino que además permiten garantizar la seguridad de los

usuarios u operarios de mantenimiento, evitando en la instalación la existencia de sobretensiones, contactos directos o indirectos, protegiendo la instalación frente a cortocircuitos

6.4.1. Protecciones CC Son las protecciones que debemos instalar antes de la conversión por parte del inversor a corriente alterna.

6.4.1.1.

Diodos de bloqueo

La función de los diodos de bloqueo es proteger a los módulos FV contra corrientes en sentido inverso en caso de fallas a tierra en el generador, así como proteger el cableado de CC contra sobre corrientes. Su uso es indispensable en todo tipo de generadores fotovoltaicos sin importar la capacidad o si el sistema está o no conectado a la red.

6.4.1.2.

Diodos de paso (Bypass)

Son necesarios en todo tipo de generadores fotovoltaicos. Se usan uno o dos por cada módulo dependiendo de su capacidad, están incluidos dentro del encapsulado. Su función es proteger a los módulos fotovoltaicos de posibles “puntos calientes” debido al “sombreado”. Para evitar al máximo las pérdidas por sombreado sería necesario instalar un diodo de paso por cada celda, pero ello elevaría demasiado el precio de los módulos. Los diodos de paso reducen las pérdidas y evitan la destrucción del módulo, aunque estas no pueden ser eliminadas por completo.

6.4.1.3.

Fusibles

Cada una de las líneas de strings, estarán protegidas contra los efectos de las sobre intensidades que puedan presentarse en las mismas mediante fusible, para lo cual la interrupción se realizará en un tiempo conveniente y estarán dimensionados para las sobre intensidades previsibles. ITC-BT-22.


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Formación Abierta

Con la finalidad de calcular la elección del fusible se debe cumplir; 1. La corriente que soporta el fusible debe ser mayor que la del circuito y menor que la máxima admisible por el cable Ib≤In≤IZ 2. La corriente que soporta el fusible más un 90%, debe ser inferior al 145% de la corriente máxima del cableado If ≤1,45 IZ Donde:

6.4.1.4.

Ib

Corriente de diseño del circuito.

Iz

Corriente admisible del cable.

In

Corriente asignada del dispositivo de protección.

If

Corriente asegura el funcionamiento en tiempo largo(If=1,90·In).

Descargador de sobretensión CC

Siguiendo las recomendaciones de la ITC-BT-23, se dispondrán descargadores de sobretensión para proteger a la instalación de sobretensiones, que se originan fundamentalmente, como consecuencia de las descargas atmosféricas, conmutaciones de redes y defectos en las mismas. La protección interna de una instalación fotovoltaica contra sobretensiones transitorias se suelen realizar colocando descargadores de sobretensiones entre los elementos de la instalación susceptibles de estar expuestos a la sobretensión, y un punto de evacuación, que será la puesta a tierra de la instalación, los descargadores de tensión también son conocidos con el nombre de varistores.

6.4.1.5.

Pararrayos

Las plantas fotovoltaicas están expuestas al riesgo de caídas de rayos, tanto directas como próximas. Los voltajes e intensidades provocadas generan campos eléctricos y magnéticos que puedan dañar o destruir estas instalaciones. En principio, cabe decir que cuanto más cara resulta una instalación, tanto más merece la pena invertir en un para rayos para el edificio y la propia instalación. No obstante ni el mejor pararrayos puede sustituir a un seguro.

26



06

Los efectos que pueden los rayos sobre las instalaciones son los siguientes: 







Las caídas lejanas (>1000 m), producen normalmente sólo efectos capacitivos, por lo que son muy graves. Las caídas cercanas (<500 m); aquí los grandes campos magnéticos inducen sobretensiones potencialmente dañinas en los circuitos eléctricos de la planta. Caídas indirectas; las corrientes del rayo, que puede ocasionar grandes daños, fluyen a través de las instalaciones eléctricas o cables de suministro. Caídas directas; la corriente del rayo fluye, si no se dispone de un sistema de pararrayos, por las instalaciones de la propia casa, que, por lo general, quedan destruidas. No pueden descartarse tampoco daños mecánicos e incendios.

Las instalaciones las podemos proteger mediante un pararrayos exterior o interior, la misión del pararrayos exterior es la de interceptar la caída directa del rayo y reconducir la corriente del mismo a través de derivaciones y de la instalación de puesta a tierra hacia el suelo. Con el pararrayos interior se reduce el riesgo para el edificio derivado de las sobretensiones. El pararrayos exterior para capturar el rayo La misión del pararrayo exterior es interceptar el rayo en puntos de caída preestablecidos y conducir la corriente del mismo mediante (por lo general varias) derivaciones hacia el suelo, evitando así el inmueble que ha de protegerse. Como dispositivos de captura se usan largas barras conductoras que sobresalen del inmueble a proteger. El pararrayos interior para la protección contra daños por sobretensión El pararrayos interior comprende la totalidad de las medidas adoptadas contras los efectos de la corriente de rayos y de sus campos eléctricos y magnéticos sobre instalaciones y equipos eléctricos en el ámbito del un sistema constructivo o de un volumen necesitado de protección. El núcleo central del pararrayos interior es su conexión equipotencial, que, en caso de caída de rayo, previene las chispas incontroladas en la instalación del edificio. Protección de plantas FV no expuestas a las caídas directa de rayos Poner a tierra el bastidor del módulo con un conductor de cobre de 16 mm 2, exterior a la casa y tendido hasta la varilla de puesta a tierra. Esta medida es más segura que la manera equipotencial, de forma que se evita la descarga sobre la instalación.


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Formación Abierta

Incorporar el bastidor al módulo a la conexión equipotencial. Para ello ha de llevarse una línea de conexión equipotencial junto con la línea principal hasta el generador. Para proteger los aparatos domésticos deben instalarse en la alimentación de red derivadores de corriente de rayo para todas las fases. Conecte el conductor de puesta a tierra (PE) y, si procede, el neutro (N) directamente a baja impedancia a la barra equipotencial.

6.4.1.6.

Interruptor-Seccionador CC

La labor del interruptor seccionador es más un elemento de control, que de protección de la instalación, este elemento facilita el mantenimiento, ya que podemos abrir los circuitos para cambiar un módulo sin tener que desconectar completamente el generador fotovoltaico. Y también permite seccionar las líneas de entrada al inversor, a la hora de las posibles reparaciones del mismo.

6.4.2. Protecciones CA Una vez convertida la corriente continúa generado por los módulos solares en corriente alterna, las protecciones que debe tener una instalación conectada a red son las siguientes.

6.4.2.1.

Interruptor magnetotérmico (CA)

En aplicación de la ITC-BT-22, la línea trifásica de salida del inversor estará protegida con protección magnetotérmico Todo circuito estará protegido contra los efectos de las sobretensiones que puedan presentarse en el misma, para lo cual la interrupción se realizará en tiempo conveniente o estará dimensionado para las sobre intensidades previsibles. Las sobre intensidades pueden estar motivadas por sobrecargas; El límite de intensidad de corriente admisible en un conductor ha de quedar en todo caso garantiza por el dispositivo de protección utilizado. El dispositivo de protección podrá estar constituido por un interruptor automático de corte unipolar con curva térmica de corte o por cortacircuitos fusibles calibrados de características de funcionamiento adecuadas. La protección se realizará mediante interruptor automático, y el cálculo de la elección de calibre se debe cumplir: 

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La corriente que soporta el fusible debe ser mayor que la del circuito y menor que la máxima admisible por el cable.



06

Ib ≤In ≤Iz La corriente que soporta el fusible más un 90%, debe ser inferior al 145% de la corriente máxima del cableado



I2 ≤ 1,45 Iz Donde:

6.4.2.2.

Ib

Corriente de diseño del circuito.

Iz

Corriente admisible del cable.

In

Corriente asignada del dispositivo de protección.

I2

1,90•In, para interruptores según UNE EN 60898 o UNE EN 61009.

Interruptor diferencial

En virtud de la ITC-BT-24, protección contra los contactos indirectos; “el corte automático de la alimentación después de la aparición de un fallo estará destinado a impedir que una tensión de contacto de valor suficiente se mantenga durante un tiempo tal que pueda dar como resultado un riesgo. El corte automático de la alimentación está prescrito cuando puede producirse un efecto peligroso en las personas o animales domésticos en caso de defecto, debido al valor y duración de la tensión de contacto. Se utilizará como referencia lo indicado en la norma UNE 20.572-1.

6.4.2.3.

Descargador de sobretensión CA

En recomendación de la ITC-BT-23, se dispondrán descargadores de sobretensión para proteger a la instalación de sobretensiones transitorias, que se originan fundamentalmente, como consecuencia de las descargas atmosféricas, conmutaciones de redes y defectos en las mismas. La protección interna de una instalación fotovoltaica contra sobretensiones transitorias se suele realizar colocando descargadores de sobretensiones entre los elementos de la instalación susceptibles de estar expuestos a la sobretensión, y un punto de evacuación, que será la puesta a tierra de la instalación. Se protegerá la salida del inversor, colocando un descargador de sobretensión en caja de conexiones de CA.


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Formación Abierta

6.4.2.4.

Fusibles de la CGP

Los fusibles de C.G.P, llevará dos juegos de seccionadores porta-fusibles, un juego para la línea de entrada de la caja y otra para la línea salida (acometida). El calibre de los fusibles será el mismo para los dos juegos.

6.4.2.5.

Interruptor de bloqueo con llave de compañía

La función del interruptor de bloqueo con llave para la compañía distribuidora, es un elemento de control que facilita la desconexión general de la planta por parte de la compañía distribuidora. Se ubicará dentro de la C.P.M. y sólo será necesario si el interruptor general magneto térmico no está accesible a la compañía distribuidora.

6.4.2.6.

Puesta a tierra de la instalación

A instalación cumplirá con lo dispuesto en la legislación vigente, sobre las condiciones de puesta a tierra en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red de baja tensión. Todas las masas metálicas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectadas a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el RBT.

En virtud de la ITC-BT-18, Apartado 8, nos indica en los conductores de equipotencialidad, la unión de equipotencialidad suplementaria puede estar asegurada, bien por elementos conductores no desmontables, tales como estructuras metálicas no desmontables, bien por conductores suplementarios o por combinación de los dos. Por lo que, la estructura soporte de los módulos forma una red equipotencial uniendo todas las masas entre sí y todas las filas, estarán unidas por sus extremos a una línea recogida de la red equipotencial de tierras mediante perrillos de cobre. También, la bandeja de distribución metálica irá puesta a tierra. Todas las masas de los dispositivos de protección y las envolventes metálicas de la instalación que están dentro de la nave, se unirán a la red equipotencial de la instalación fotovoltaica. La red equipotencial de tierra se conectará a tierra, a través de las picas de cobre correspondientes para garantizar la resistencia a tierra exigida por el reglamento eléctrico de baja tensión.

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6.5. Caja de conexión del generador (CCG) Si un inversor está formado por varias cadenas unidas de forma paralela antes del alimentador de red, se requerirá un CCG. Es necesaria una CCG para cada inversor. Una CCG cumple las siguientes funciones: Conexión en paralelo de varias cadenas. Comprobación de las cadenas. Protección contra sobretensión de módulos, sobre todo, del inversor postconectado. Fusible de cadena para proteger los módulos solares y los cables de cadena contra sobrecarga. Protección contra cortocircuito y línea de puesta a tierra. El positivo y el negativo deben estar clara y espacialmente separados. Modelo con al menos el grado de protección IP 54 en caso de ubicarse a la intemperie. En la práctica, las CCG contienen el interruptor principal de corriente continua para el control de la tensión del inversor. Por lo que se aconseja instalar la CCG, en un lugar de fácil acceso para poder maniobrar con ella. En algunas instalaciones pequeñas, con la finalidad de minimizar costes no se instalan las CCG, entonces lo que se realiza interconectar entre si los strings por medio de conectores Cuando se opta por este tipo de instalación debemos tener en cuenta los siguientes aspectos: Montaje de fusibles por cadena, con el objeto de proteger la cadena. Montaje adicional de derivadores de sobretensión.


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Formación Abierta

6.6. Equipos de medida Las plantas fotovoltaicas a red precisan siempre de un contador de alimentación. Se suele emplear contadores calibrados bidireccionales, en el caso de no instalar un contador bidireccional instalaremos dos contadores conectados en serie con bloqueo antiretorno y sentidos contrarios de medición.

Figura 6.13. Imagen del cuadro de medición.

El contador de alimentación suele colocarlo el propietario de la instalación. Por lo general al operador le sale más barato comprar un contador calibrado que alquilarlo.

Cuidado posteriormente con el cambio de tarifas y cambio de programación de los contadores.

Actualmente es obligatorio instalar un contador o en su defecto un módulo GSM que permita una lectura remota de la producción generara por la instalación.

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6.7. Estructuras instalaciones conectadas a red Las estructuras soporte tiene su finalidad es servir de soporte y fijación segura de los módulos fotovoltaicos, además, estas estructuras deberán de proporcionar una inclinación y orientación adecuada, con el objetivo de aprovechar lo máximo posible la energía que nos llega del sol. Como hemos visto en apartada anteriores las estructuras pueden ser fijas o móviles (seguidores solares), pero ambas tienen las siguientes características: Material; Acero galvanizado o similar. Fijación de los elementos estructura; Fijación directamente al terreno. Inclinación adecuada de la instalación según los cálculos obtenidos. Las estructuras metálicas van situadas sobre el suelo, y la calcularemos considerando unas cargas de nieve mínima de 20 Kg/m 2, y una carga de viento mínima de 50 Kg/m2 (deberemos de seguir las indicaciones del CTE). Las estructuras poseen una larga vida útil y su mantenimiento, en el caso de las estructuras fijas es prácticamente nulo, siendo más costosas y laboriosas el de estructuras móviles (seguidores). Con la finalidad de realizar un diseño e instalación óptima debemos tener en cuenta los siguientes aspectos: Las dilataciones térmicas, por lo que deberemos dejar distancia entre los módulos. Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán los necesarios siguiendo las indicaciones del fabricante con la finalidad en que el panel solar no se produzcan flexiones. Debemos procurar que los topes de sujeción y la estructura no deben realizar sombras sobre el módulo. La estructura tendrá un tratamiento adecuado, por lo que la estructura deberá ser de aluminio o acero galvanizado. La tornillería empleada para sujetar los paneles deberán ser de acero galvanizado y deberemos apretar con el par nominal correspondiente. Se conectara la estructura a tierra, con la finalidad de evitar la acumulación de cargas estáticas o tensiones generadas por fenómenos meteorológicos.


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Formación Abierta

6.8. Dimensionado de instalaciones conectadas a red Con la finalidad de dimensionar las instalaciones conectadas a red, deberemos tener en cuenta los siguientes elementos: Procedimiento de proyecto de la instalación A la hora de realizar una instalación solar fotovoltaica debemos tener en cuenta los siguientes pasos: Determinación aproximada del tamaño de la planta a partir del presupuesto disponible y la superficie de tejado. Selección de los módulos solares y del adecuado inversor. Composición de la configuración de la instalación y de una lista de piezas. Estimación de rendimiento sobre la base de una simulación de la instalación proyectada con los datos meteorológicos específicos del emplazamiento. Estudio de la rentabilidad de la instalación. Ampliación con otros componentes de la instalación necesarios. Cálculo de la energía de una instalación Los datos de partida que deberá aportar el instalador son los siguientes: Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en kWh/ (m²día), obtenido a partir de alguna de las siguientes fuentes: 

Instituto Nacional de Meteorología.



Organismo autonómico oficial.

Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en kWh/ (m² día), obtenido a partir del anterior, y en el que se hayan descontado las pérdidas por sombreado. Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta:

34



Dependencia de la eficiencia con la temperatura.



Eficiencia del cableado.



Pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad.



Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia.



Eficiencia energética del inversor.



06

La estimación de la energía inyectada se realizará de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde: Epx

Energía producida en el mes del calculo

Hα,β

Radicación solar con una inclinación α y

Pp

Potencia pico de la instalación

PR

Rendimiento de la instalación

ndías

Número de días del mes que estamos calculando.

azimut β

Dimensionado de una instalación Para el dimensionado de un sistema fotovoltaico conectado a red seguimos los siguientes pasos: Dimensionado del generador fotovoltaico: depende de la energía que podemos evacuar y del presupuesto inicial de la instalación. Dimensionamiento del inversor: el inversor debe estar dimensionado por la tensión entrada de, debemos verificar que la tensión de la asociación de los módulos es compatible con la tensión de CC de entrada nominal (máxima) que debe admitir el inversor. Una vez se ha determinado la potencia del inversor y elegido este entre los disponibles del mercado que se ajuste a dicha potencia ya estamos en condiciones de determinar el conexionado de los módulos. Rentabilidad de una instalación Una instalación solar fotovoltaica conectada a red, que se ha acogido al régimen especial de productores de energía renovables, por la compañía distribuidora tiene la obligación de comprar la energía generada durante 25 años y además al precio que estipula la legislación vigente. Desde el punto de vista fiscal y administrativo es importante destacar que, ante todo el titular deberá darse de alta en el Impuesto de Actividades Económicas (IAE) y deberá realizar las declaraciones trimestrales del IVA (modelos 300 y 390), derivadas de la actividad de venta de energía eléctrica; además, deberá hacer las liquidaciones en concepto IRPF.


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Formación Abierta

En el caso de que el titular se acoja al modo de facturación que tiene en cuenta el precio final medio del mercado de producción de la energía eléctrica, se aplicará el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica y sus disposiciones de desarrollo. A lo hora de hacer el balance anual de la explotación de la instalación tenemos que tener en cuenta los gastos de la instalación que serán los derivados del coste total de la construcción de la instalación y los gastos de funcionamiento de la instalación. Normalmente los gastos de construcción se amortizan, es decir se prorrateados teniendo en cuenta los años de explotación, Los gastos de operación debemos considerar los siguientes gastos; Mantenimiento de instalación. Alquiler de los equipos de medida. Gastos administrativos. Impuestos anteriormente descritos. Seguridad (vigilancia del recinto) y seguro de la instalación. Costes de financiación, interés del crédito en el caso de existir. Frente a estos gastos tenemos los ingresos, que en este tipo de instalación es el abono de la venta de electricidad más el IVA. Una inversión en energía solar fotovoltaica resulta, pues rentable cuando los importes por la remuneración a la producción energética durante el intervalo considerado (por lo general 20 años), resultan mayores que los costes de construcción, financiación y funcionamiento. A continuación se muestra un ejemplo de la rentabilidad de una instalación:

36

DATOS TÉCNICOS Número paneles

DATOS ECONÓMICOS 600

paneles

Potencia panel

167

Wp

Precio kWh año 1

0,44 €

Potencia pico

100200

Wp

Incremento energía

1,0%

Potencia final

90180

W

Perdidas (sombras, cableado, placas)

0,1

Horas equivalentes

1872,5216

Horas

Energía media prevista

168864

kWh/año

PRESUPUESTOS Precio/kW

7

€/Wp

Equipamiento

701400

€

Gastos mantenimiento

2%

Fondo indisponible

1700

€

Gastos generales

1%

Inversión total

703100

€

Primas seguros

2%


GASTOS Año 1 de la facturación de la facturación de la facturación


FINANCIACIÓN % recursos propios

0,1

% subvención

0,2

Recursos propios

70310

€

Subvención

140620

€

Financiación externa

492170

€

RESULTADOS Potencia instalada =

100,20

kWp

Inversión total =

703.100

€

Recursos propios =

70.310

€

Producción media prevista =

168.864

kWh/año

Gastos de mantenimiento =

1.486

€/año

Gastos generales =

743

€/año

Primas seguros =

1.486

€/año

Facturación bruta prevista =

74.300

€/año

06

Ejemplos de una instalación Tenemos una instalación solar fotovoltaica situada en Murcia, la potencia de la instalación es de 120 kWp. 1. Calcula producción esperada, si hemos instalado un inversor con un rendimiento del 95%, la instalación se ha realizado con seguidores solares, con una ganancia del 35%, las pérdidas esperadas por los cables es del 2%, por temperatura del 5%, y por sombras del 2%. 2. Si la tarifa regulada a la que vendemos la electricidad generada es de 0,28 €/Wp. ¿Qué ingresos obtendremos en un año? Para calcular la producción total se calcula mes a mes, para ello consultamos la tabla de radiación tabla 5 del anexo 2. La radiación de Murcia es la siguiente: Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

.Dic

2,81

4,11

4,61

5,67

6,72

7,11

7,69

6,53

5,17

3,86

2,72

2,25

Posteriormente calcularemos la radiación con la ganancia que nos indica el fabricante del seguidor, es decir multiplicaremos la radiación por 1,35, obteniendo los siguientes resultados: Ene

Feb

Mar

. Abr

Mayo

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

3,79

5,55

6,23

7,65

9,08

9,60

10,3

8,81

6,98

5,21

3,68

3,04

Posteriormente aplicamos la siguiente expresión


37

Formación Abierta

EP= H

Pmp PR (1000w/m2 )

kw h/día

Donde: Ep

Energía producida

Pmp

Potencia pico de la instalación

PR

Pérdidas de la instalación 0,8691, sumando todas las pérdidas que nos indica el enunciado.

H

Radiación

ndías

Número de días del mes de cálculo

Por lo tanto obtenemos la siguiente producción:

38

Mes

Energía producida

Enero

12.231,58 kWh

Febrero

16.158,99 kWh

Marzo

20.066,75 kWh

Abril

23.884,64 kWh

Mayo

29.251,31 kWh

Junio

29.950,58 kWh

Julio

33.473,60 kWh

Agosto

28.424,27 kWh

Septiembre

21.778,41 kWh

Octubre

16.802,09 kWh

Noviembre

11.457,89 kWh

Diciembre

9.793,97 kWh

TOTAL

253.274,06 kWh



06

Los ingresos de la instalación si la tarifa es de 0,28 €/ kWh: Mes

Ingresos

Enero

3.424,84 €

Febrero

4.524,52 €

Marzo

5.618,69 €

Abril

6.687,70 €

Mayo

8.190,37 €

Junio

8.386,16 €

Julio

9.372,61 €

Agosto

7.958,79 €

Septiembre

6.097,95 €

Octubre

4.704,59 €

Noviembre

3.208,21 €

Diciembre

2.742,31 €

TOTAL

70.916,74 €

Certificación instalación

Solicitud punto de conexión Contrato promotor-empresa distribuidora Aceptación condiciones técnicas Negociación de las condiciones de interconexión

Verificación de las condiciones técnicas Verificación de la protecciones Primera lectura de contador, puesta a cero

Tramitación

Solicitud aprobación de proyecto y autorización administrativa de instalación. (deberemos de realizas el proyecto de la instalación según la normativa de legislación ( ANEXO LEGISLACION ) Comunidad autónoma departamento de industria

Ayuntamiento localidad instalación Solicitud de licencia de obras

Solicitud de inscripción en el registro de productores de energías renovables, para ello tenemos que tener: ·Punto de conexión ·Autorización administrativa ·Licencia de obras Ministerio de industria, departamento de energía


39

Formación Abierta

Realización boletín BT y dirección de obra de la instalación Solicitud de acta puesta en marcha Verificación de la instalación departamento de industria, u organismo competente Emisión acta puesta en marcha Comunidad autónoma departamento de industria

40

Ministerio de industria departamento de energía Una vez emitida la puesta en marcha, podemos solicitar la inscripción definitiva en el registro de productores en régimen especial


Contrato compañía distribuidora Representación de agente de mercado Facturación de la energía producida

OMEL.

Solar Fotovoltaica

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