proyecto de instalación solar fotovoltaica en el departamento de ingeniería eléctrica de la...
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UNIVERSIDAD DE SANTIAGO DE CHILE
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PROYECTO DE INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA EN EL
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA
UNIVERSIDAD DE SANTIAGO DE CHILE
ROBERTO ANDRÉS VELÁSQUEZ CÉSPEDES
Profesor Guía: Ing. Osvaldo Ojeda Reyes.
Trabajo de Titulación presentado en
conformidad a los requisitos para
obtener el título de Ingeniero Civil en
Electricidad
Santiago - Chile
2012
ii
© Roberto Andrés Velásquez Céspedes.
Se autoriza la reproducción parcial o total de esta obra, con fines académicos,
por cualquier forma, medio o procedimiento, siempre y cuando se incluya la cita
bibliográfica del documento.
iii
A la mujer que hace 10 años me ilustró con principios e ideas.
A la madre que es y será…
Soledad Riquelme Torres.
iv
Aunque se hunda la tierra…
La lucha debe continuar.
v
CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. ............................................................................................... 1
CAPÍTULO 2. SISTEMAS GENERADORES FOTOVOLTAICOS. .............................................. 7
2.1 Componentes de una Instalación Fotovoltaica. ................................................ 7
2.1.1 Células y Paneles Fotovoltaicos. ................................................................... 8
2.1.1.1 Funcionamiento de un Panel Solar. ....................................................... 11
2.1.1.2 Características eléctricas y mecánicas de un panel fotovoltaico. ........... 16
2.1.2 Regulador de Carga. .................................................................................... 20
2.1.2.1 Funcionamiento del Regulador de Carga. ............................................. 20
2.1.2.2 Características Eléctricas del Regulador de Carga ................................ 22
2.1.3 Baterías para aplicaciones fotovoltaicas. ..................................................... 23
2.1.3.1 Funcionamiento de las baterías. ............................................................ 24
2.1.3.2 Características Eléctricas de las Baterías .............................................. 27
2.1.4 Inversor. ....................................................................................................... 30
2.1.4.1 Funcionamiento del Inversor. ................................................................ 30
2.1.4.2 Características Eléctricas del Inversor ................................................... 33
2.2 Instalaciones fotovoltaicas. ............................................................................ 37
2.2.1 Bloques funcionales de la instalación........................................................... 37
2.2.2 Bloque de generación. ................................................................................. 37
2.2.3 Bloque de acumulación o almacenamiento. ................................................. 38
2.2.4 Bloque de Cableado. ................................................................................... 38
2.2.5 Bloque de conversión. ................................................................................. 39
2.2.6 Bloque de control. ........................................................................................ 39
vi
2.2.7 Bloque de carga. .......................................................................................... 39
2.2.8 Bloque de sistemas auxiliares. ..................................................................... 39
2.2.9 Tipos de instalaciones fotovoltaicas. ............................................................ 40
2.2.10 Instalaciones aisladas de la red. ................................................................ 41
2.2.11 Instalaciones para bombeo. ....................................................................... 41
2.2.12 Instalaciones conectadas a la red eléctrica. ............................................... 42
2.2.13 Instalaciones con sistemas híbridos. .......................................................... 43
2.3 Clasificación de los parámetros ambientales. ................................................ 43
2.3.1 Masa de Aire. ............................................................................................... 44
2.3.2 Variación del Espectro Luminoso. ................................................................ 46
2.3.3 Radiación. .................................................................................................... 46
2.3.3.1 Irradiancia. ............................................................................................ 46
2.3.3.2 Irradiación. ............................................................................................ 47
2.3.4 Día Solar Promedio. ..................................................................................... 48
2.3.5 Declinación del Sol ...................................................................................... 49
2.3.6 Cálculo de Horas Peak y Parámetros según la localidad ............................. 51
2.3.6.1 Horas Peak en plano horizontal (H.P.h)................................................. 51
2.3.6.2 Horas Peak en Plano Inclinado (H.P.i) .................................................. 52
2.4 Grado de Disponibilidad de un Sistema Fotovoltaico. .................................... 54
CAPÍTULO 3. NORMATIVA NACIONAL PARA INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS. ................................................................................................................. 56
3.1 Marco regulatorio nacional. ............................................................................ 56
3.1.1 Ley Nº 19.940 (Ley Corta I).......................................................................... 57
vii
3.1.2 Ley Nº 20.018 (Ley Corta II)......................................................................... 58
3.1.3 Ley 20.571 Regulación de pago a la generación residencial. ....................... 59
3.2 Normativa técnica nacional relacionada a energía fotovoltaica. ..................... 60
3.2.1 Normas Fotovoltaicas .................................................................................. 60
3.2.2 Normativa eléctrica en Chile. ....................................................................... 61
3.2.3 Normativa de diseño estructural. .................................................................. 63
3.3 Documentación necesaria para solicitar aprobación de proyectos en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. ................................................... 63
CAPITULO 4. INGENIERIA CONCEPTUAL DEL PROYECTO FOTOVOLTAICO. ................... 65
4.1 Descripción general de la instalación. ............................................................ 65
4.1.1 Consumo energético. ................................................................................... 66
4.2 Evaluación de las características climatológicas del DIE-USACH. ................. 69
4.2.1 Ubicación y mapa topográfico del terreno. ................................................... 70
4.2.2 Características climatológicas del DIE-USACH. ........................................... 72
4.2.3 Radiación Global Horizontal del sitio. ........................................................... 74
4.2.4 Ciclo Anual de GHI. ..................................................................................... 77
4.2.5 Ciclo Anual de GHI, año 2009 y 2010. ......................................................... 78
4.2.6 Promedio mensual de la radiación diaria. .................................................... 79
4.2.7 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria. ............................................. 80
4.2.8 Nubosidad.................................................................................................... 81
4.2.8.1 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad. ........................ 82
4.3 Identificación de lugares de instalación. ......................................................... 83
4.4 Modelo general de la instalación. ................................................................... 89
viii
CAPITULO 5. INGENIERIA DE DETALLE PARA EL DISEÑO DE LA INSTALACION. ............. 91
5.1 Módulos fotovoltaicos. ........................................................................................ 91
5.1.1 Características eléctricas del módulo fotovoltaico. ....................................... 93
5.1.2 Eficiencia del módulo fotovoltaico. ............................................................... 95
5.1.3 Características mecánicas del módulo fotovoltaico. ..................................... 97
5.2 Estructura soporta módulos. ............................................................................. 100
5.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento, basado en normas nacionales. ............................................................................................. 102
5.2.1.1 Sistema principal resistente a las fuerzas del viento (SPRFV). ............ 102
5.2.1.2 Elementos secundarios y de revestimiento. ......................................... 105
5.2.2 Normas estructurales internacionales. ....................................................... 107
5.2.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento ...................... 107
5.2.2.2 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por una sobrecarga de nieve. .............................................................................................................. 110
5.3 Dimensionado del inversor. .............................................................................. 112
5.4 Dimensionado y cálculos eléctricos de equipos fotovoltaicos. .......................... 114
5.4.1 Número máximo de módulos por rama, conexión serie.............................. 114
5.4.2 Número mínimo de módulos por rama. ................................................. 116
5.4.3 Número de ramales en paralelo ............................................................ 117
5.4.4 Potencia de la instalación. .................................................................... 118
5.5 Dimensionado y cálculos de la instalación eléctrica. .................................... 119
5.5.1 Cableado. ............................................................................................. 119
5.5.1.2 Selección de los conductores en Zona DC. ......................................... 120
ix
5.5.1.2.1 Conductor para conexión modulo a caja de conexionado. ............ 120
5.5.1.2.2 Caída de tensión entre conexión modulo a caja de conexionado. . 121
5.5.1.2.3 Conductor alimentador para conexión caja de conexionado a inversor. ....................................................................................................... 122
5.5.1.2.4 Caída de tensión en alimentador para conexión caja de conexionado a inversor. .................................................................................................... 122
5.5.1.3 Selección del conductor en Zona AC. .................................................. 123
5.5.1.3.1 Conductor alimentador para conexión inversor a la red. ............... 123
5.5.1.3.2 Caída de tensión en alimentador para conexión inversor a la red. 125
5.6 Protecciones. ................................................................................................... 126
5.6.1 Selección de protecciones en Zona DC. .................................................... 126
5.6.1.1 Fusible de protección modulo a tablero de conexionado. .................... 126
5.6.1.2 Disyuntor general DC conexión en caja de conexionado a inversor y en tablero del inversor. ......................................................................................... 126
5.6.2 Selección de protecciones en Zona AC. ............................................... 126
5.6.2.1 Disyuntor y protector diferencial en conexión del inversor a la red. ..... 126
5.6.2.2 Operación en ISLA. ............................................................................. 127
5.7 Sistema de puesta a tierra. ............................................................................... 127
5.7.1 Sistema de puesta a tierra en BT.......................................................... 128
5.7.2 Sistema de puesta a tierra en AT.......................................................... 129
5.7.3 Aislación Galvánica. ............................................................................. 131
5.8 Dispositivos de monitoreo. ........................................................................... 132
5.8.1 Monitoreo eléctrico. .............................................................................. 132
5.8.2 Monitoreo solar. .................................................................................... 133
x
CAPÍTULO 6. ESTIMACIONES DE GENERACIÓN Y EVALUACIÓN ECONÓMICA. ............. 134
6.1 Estimación de comportamiento del sistema para condiciones iniciales, inclinación . ................................................................................................ 134
6.1.1 Radiación global. ....................................................................................... 135
6.1.2 Energía generada antes y después del inversor. ....................................... 137
6.1.3 Pérdidas del sistema. ................................................................................. 138
6.1.4 Eficiencia del bloque generador y del sistema. .......................................... 141
6.1.5 Rendimiento del sistema. ........................................................................... 142
6.2 Estimación de operación del sistema para distintos ángulos de inclinación. 143
6.2.1 Radiación global. ....................................................................................... 144
6.2.2 Energía generada antes y después del inversor. ....................................... 146
6.2.3 Pérdidas del sistema. ................................................................................. 149
6.2.4 Eficiencia del sistema. ............................................................................... 152
6.2.5 Rendimiento teórico del sistema. ............................................................... 153
6.3 Evaluación económica del proyecto. ............................................................ 155
6.3.1 Proyecciones económicas ......................................................................... 155
6.3.2 Impacto en los actuales requerimientos de energía. .................................. 156
6.3.3 Flujo de efectivo ......................................................................................... 156
6.3.3.1 Proyecciones de ahorro por concepto de energía. .............................. 157
6.3.3.2 Inversión del Proyecto ......................................................................... 157
6.3.3.3 Flujo de caja del proyecto para los casos A y B.¡Error! Marcador no definido.
6.3.4 Análisis de los Indicadores económicos del proyecto. ................................ 161
xi
6.3.4.1 Análisis Período de Recuperación de la Inversión ............................... 161
6.3.4.2 Análisis Valor Actual Neto. .................................................................. 162
6.3.4.3 Análisis Tasa Interna de Retorno......................................................... 162
CAPÍTULO 7 RECOMENDACIONES DE PUESTA EN MARCHA Y MANTENIMIENTO. ....... 163
7.1 Puesta en marcha........................................................................................ 163
7.1.1 Consideraciones generales. ....................................................................... 163
7.1.2 Normas de seguridad. ................................................................................ 165
7.1.3 Puesta en marcha de la instalación. .......................................................... 166
7.2 Plan de mantenimiento anual....................................................................... 167
7.2.1 Mantenimiento de los módulos fotovoltaicos. ............................................. 169
7.2.1.1 Operación de mantenimiento GT1. ...................................................... 169
7.2.1.2 Operación de mantenimiento GT2. ...................................................... 170
7.2.1.3 Operación de mantenimiento GT3 ....................................................... 172
7.2.1.4 Operación de mantenimiento GT4 ....................................................... 172
7.2.1.5 Operación de mantenimiento GT5 ....................................................... 174
7.2.2 Mantenimiento de otros equipos de la instalación. ..................................... 174
7.2.2.1 Operación de mantenimiento ET1. ...................................................... 175
7.2.2.2 Operación de mantenimiento ET2 ....................................................... 176
7.2.2.3 Operación de mantenimiento ET3 ....................................................... 176
7.2.3 Mantenimiento del cableado. ..................................................................... 177
7.2.3.1 Operación de mantenimiento CT1 ....................................................... 177
7.2.3.2 Operación de mantenimiento CT2 ....................................................... 177
xii
7.2.4 Mantenimiento de la puesta a tierra. .......................................................... 178
7.2.4.1 Operación de mantenimiento TT1 ....................................................... 179
CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES. .......................................................................................... 180
9 Referencias. .................................................................................................................. 185
10 ANEXOS ................................................................................................................... 189
xiii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla. 2.1 Datos de Ubicación e Irradiación para Santiago. 51
Tabla 2.2 Horas Peak o de Sol plano horizontal para Santiago. 52
Tabla 2.3 Horas Peak o de Sol plano inclinado para Santiago. 54
Tabla 3.1 Normas fotovoltaicas nacionales e internacionales. 60
Tabla 3.2. Normas Eléctricas Nacionales. 62
Tabla 3.3. Normas para diseño estructural. 63
Tabla 4.1 Datos generales del suministro eléctrico. 66
Tabla 4.2 Ubicación geográfica del DIE-USACH. 70
Tabla 4.3 Detalle de áreas disponibles para la construcción de una instalación fotovoltaica
en el DIE-USACH. 84
Tabla 5.1 Especificaciones técnicas de los módulos fotovoltaicos considerados en el
proyecto. 91
Tabla 5.2 Especificaciones mecánicas de los módulos fotovoltaicos. 97
Tabla 5.3 Dimensión de perfiles para el diseño de la estructura fotovoltaica. 101
Tabla 5.4 Resultados para la edificación en el SPRFV. 104
Tabla 5.5 Resultados para la edificación en elementos secundarios y revestimientos
107
Tabla 5.6 Presión dinámica del viento. 108
Tabla 5.7 Especificaciones técnicas del inversor considerado en el proyecto. 112
Tabla 5.8 Características de la malla de B.T. existente. 128
Tabla 5.9 Características de la Subestación propiedad del DIE-USACH. 130
Tabla 5.10 Características de la malla de A.T. existente 130
Tabla 6.1 Detalle de inversión del proyecto. 159
Tabla 6.2 Flujo de caja proyectado. 160
Tabla 6.3 VAN obtenido para los casos A y B. 162
Tabla 6.4 TIR obtenido para los casos A y B. 162
Tabla B.1. Energía solar diaria sobre el DIE-USACH. 191
Tabla B.2. Radiación solar diaria para cada mes, durante los años 2009 y 2010. 192
Tabla B.3. Radiación solar horizontal diaria para cada mes en cielo despejado, durante los
años 2009 y 2010. 193
Tabla C.1 Factor de ajuste por altura y exposición para construcciones 194
Tabla C.2 Velocidad básica de viento para distintas zonas del país. 194
Tabla C.3 Factor de importancia para las distintas construcciones según categoría de
xiv
ocupación de edificios y otras estructuras establecida en NCh3171. 194
Tabla C.4 Presiones de viento en el SPRFV para el método simplificado en 195
Tabla C.5 Presiones de viento en elementos secundarios para el método simplificado 196
Tabla D.1 Bases de datos utilizados por el software PVsyst. 198
Tabla E.1 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales. 200
Tabla E.2 Simulación PVsyst, Pérdidas. 201
Tabla E.3 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento normalizados. 202
Tabla E.4 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales. 203
Tabla E.5 Simulación PVsyst, Pérdidas. 204
Tabla E.6 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento normalizados. 205
Tabla E.7 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales. 206
Tabla E.8 Simulación PVsyst, Pérdidas. 207
Tabla E.9 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento normalizados. 208
Tabla E.10 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales. 209
Tabla E.11 Simulación PVsyst, Pérdidas. 210
Tabla E.12 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento normalizados. 211
Tabla E.13 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales 212
Tabla E.14 Simulación PVsyst, Pérdidas. 213
Tabla E.15 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento normalizados. 214
Tabla F Listado de los planos 215
Tabla G.1 Códigos de referencia según cotización a proveedores nacionales de equipos
y materiales eléctricos. 216
xv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1-1 Evolución del costo en módulos fotovoltaico. 2
Figura 1-2 Evolución del costo en inversores utilizados en aplicaciones fotovoltaicas. 3
Figura 2-1 Esquema de un Sistema FV. 8
Figura 2-2 Funcionamiento de una célula fotovoltaica. 9
Figura 2-3 Construcción de un panel fotovoltaico. 10
Figura 2-4 Curva característica de un panel FV. 13
Figura 2-5 Influencia de la temperatura en la curva característica I-V celda FV. 13
Figura 2-6 Influencia de la irradiación solar en la curva característica I-V celda FV. 14
Figura 2-7 Influencia de la temperatura en la curva característica P-V módulo FV. 15
Figura 2-8 Influencia de la irradiancia en la curva característica P-V módulo FV. 16
Figura 2-9 El regulador de carga. 21
Figura 2-10 Baterías de uso fotovoltaico. 26
Figura 2-11 La figura muestra tres formas de onda en la salida de un inversor CC-CA. 31
Figura 2-12 Inversor CC-CA. 32
Figura 2-13 Diagrama de conexión general para equipos fotovoltaicos . 36
Figura 2-14 Tipos de instalaciones fotovoltaicas. 40
Figura 2-15 Esquema general de instalaciones conectadas a la red. 42
Figura 2-16 Composición del espectro luminoso y las respectivas longitudes de onda. 44
Figura 2-17 Masa de Aire. 45
Figura 2-18 Declinación Solar . 49
Figura 2-19 Ángulo de Inclinación “β” de un Panel Fotovoltaico. 52
Figura 4-1 Fotografía aérea de la ubicación referencial del DIE-USACH 65
Figura 4-2 Consumo anual de energía, DIE- USACH, 2011. 67
Figura 4-3 Costo anual de energía, DIE- USACH, 2011. 68
Figura 4-4 Ubicación geográfica y entorno topográfico del DIE-USACH. 71
Figura 4-5 Ciclo estacional de viento en el DIE-USACH. 72
Figura 4-6 Ciclo estacional de temperatura en el DIE-USACH. 73
Figura 4-7 Ciclo estacional del Albedo en el DIE-USACH. 73
Figura 4-8 Comparativa del promedio anual de radiación captada en Santiago,
Andalucía y Los Ángeles. 75
Figura 4-9 Comparativa de radiación mensual recibida en el DIE-USACH, Andalucía
y Los Ángeles, 2010. 76
xvi
Figura 4-10 Comparativa de radiación mensual recibida en el DIE-USACH, Andalucía
y Los Ángeles, 2010. 77
Figura 4-11 Ciclo anual de la radiación diaria promedio sobre el DIE-USACH,
año 2009 y 2010. 78
Figura 4-12 Promedio mensual de la radiación diaria sobre el DIE-USACH. 79
Figura 4-13 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria promedio sobre
DIE-USACH, en (W/m2). 80
Figura 4-14 Ciclo anual de la frecuencia de nubosidad diurna sobre DIE-USACH. 81
Figura 4-15 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad sobre DIE-USACH. 82
Figura 4-16. Esquema general de áreas disponibles para la construcción de una
instalación fotovoltaica. 83
Figura 4-17. Fotografía superficie de techumbre Block A del DIE-USACH. 84
Figura 4-18 Superficie de techumbre Block C del DIE-USACH. 85
Figura 4-19 Superficie de techo Block C del DIE-USACH. 86
Figura 4-20 Superficie de techo Block C del DIE-USACH. 87
Figura 4-21 Superficie de techo Block C del DIE-USACH. 88
Figura 4-22 Instalación fotovoltaica conectada a la red y sus principales bloques. 89
Figura 5-1 Módulo fotovoltaico, marca:Jinko Solar, modelo:JKM 250M . 92
Figura 5-2 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de temperatura del módulo
fotovoltaico. 93
Figura 5-3 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de irradiación sobre el módulo
fotovoltaico. 94
Figura 5-4 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de temperatura del módulo
fotovoltaico. 94
Figura 5-5 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de irradiación sobre el módulo
fotovoltaico. 95
Figura 5-6 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, marca:Jinko Solar,
modelo:JKM 250M. 96
Figura 5-7 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, marca:Jinko Solar,
modelo:JKM 250M. 96
Figura 5-8 Dimensiones, detalles frontal, lateral y anterior del módulo fotovoltaico 98
Figura 5-9 Esquema general de conexión de los 12 paneles FV en la instalación. 99
Figura 5-10 Tipo de perfil Metalcon a utilizar en la estructura soporta módulos. 100
Figura 5-11 Estructura soporta módulos FV, posición y dimensiones. 101
xvii
Figura 5-12 Zonas de aplicación de las presiones de viento en el SPRFV para
el método simplificado. 103
Figura 5-13 Zonas de aplicación de las presiones de viento en elementos
secundarios y de revestimiento 106
Figura 5-14 Distribución de fuerzas sobre la estructura soporta módulos. 109
Figura 5-15 Inversor de corriente continua a corriente alterna de potencia
nominal 3500 (W). 114
Figura 5-16 Malla de puesta a tierra existente de BT. 129
Figura 5-17 Malla de puesta a tierra existente de AT. 131
Figura 6-1 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico del sistema,
al utilizar el software PVsyst. 135
Figura 6-2 Radiación global incidente captada por los módulos 46fotovoltaicos
a una inclinación de 40°. 136
Figura 6-3 Energía total generada mensualmente, en los módulos y β= 40°. 137
Figura 6-4 Clasificación y comportamiento anual de las pérdidas, inclinación β= 40°. 139
Figura 6-5 Influencia porcentual de los factores de pérdidas en una instalación
fotovoltaica. 140
Figura 6-6 Eficiencia del bloque generador y general de la instalación a una
inclinación de 40°. 141
Figura 6-7 Comportamiento del factor de rendimiento de una instalación
fotovoltaica durante un año. 143
Figura 6-8 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico con diferentes
ángulos de inclinación, 144
Figura 6-9 Radiación global incidente anual, para distintos ángulos de inclinación. 145
Figura 6-10 Generación total anual en bornes del arreglo fotovoltaico, para
distintos ángulos de inclinación. 147
Figura 6-11 Generación total anual de energía inyectada a la red, para
distintos ángulos de inclinación. 147
Figura 6-12 Generación total anual de energía en bornes del arreglo fotovoltaico y
en bornes del inversor, para distintos ángulos de inclinación. 148
Figura 6-13 Pérdidas anuales del sistema, detalladas según el tipo, para distintos
ángulos de inclinación. 149
Figura 6-14 Pérdidas anuales del sistema generadas para distintos ángulos de
inclinación. 151
xviii
Figura 6-15 Eficiencia global del sistema durante un año, para distintos ángulos de
Inclinación. 152
Figura 6-16 Factor de rendimiento mensual del sistema, para distintos ángulos de
inclinación. 153
Figura 6-17 Rendimiento total anual del sistema, para distintos ángulos de
inclinación. 154
Figura 6-18 Energía mensual suministrada por la compañía eléctrica antes y después del
proyecto. 156
Figura 6-19 Gráfico de flujos netos acumulados de efectivo del proyecto,
para los casos A y B. 161
Figura 7-1 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos. 168
Figura 7-2 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos. 172
Figura A-1 Gráfica de declinación solar para los hemisferios Norte y Sur. 190
Figura D-1 Ventana Informativa del software PVsyst. 197
Figura H-1 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página1 de 2. 217
Figura H-2 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página 2 de 2. 218
xix
TÍTULO: Proyecto de instalación solar fotovoltaica en el Departamento de
Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile.
CLASIFICACIÓN TEMÁTICA: Células fotovoltaicas; Energía solar; Recursos
energéticos renovables; Universidad de Santiago de Chile.
AUTOR: Velásquez Céspedes, Roberto Andrés
CARRERA: Ingeniería Civil en Electricidad
PROFESOR GUÍA: Ojeda Reyes, Osvaldo
AÑO: 2012
CÓDIGO UBICACIÓN BIBLIOTECA: 2012/P/046
RESUMEN
El objetivo de este trabajo es desarrollar el proyecto de ingeniería de una
instalación solar fotovoltaica con miras a suministrar parte de los
requerimientos de energía eléctrica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de
la Universidad de Santiago de Chile. Contempla el estudio de los conceptos
básicos de generación de electricidad a partir de instalaciones fotovoltaicas, la
normativa vigente relacionada, estimaciones futuras de generación, rendimiento
y pérdidas del sistema. Así como también incluye la ingeniería de detalle, la
evaluación económica, recomendaciones para la puesta en marcha y de
mantenimiento del proyecto.
El desarrollo de este trabajo de titulación ha permitido elaborar la ingeniería,
conocer el comportamiento estimado y la dependencia de la inversión inicial en
la evaluación económica de una instalación fotovoltaica conectada a la red.
1
CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN.
Resulta interesante considerar, qué sucedería si prescindiéramos de la energía
eléctrica. Sencillamente este hecho en la actualidad resulta impensable y por
ello realizar una vida normal con un correcto y sustentable abastecimiento
energético es cada vez más necesario.
Suministrar la alta demanda energética constituye uno de los principales
problemas que enfrentan los países de todo el mundo. El incremento en cuanto
al uso de energías no renovables es constante, ya que la mayoría de las
economías se sustenta en modelos de desarrollo donde éstas se utilizan en
grandes cantidades. No obstante, se han requerido cambios legislativos que
inciden directamente en el mercado energético. Estos hechos han afectado
positivamente al reducir las emisiones y los costos asociados además de
diversificar la matriz energética.
Un número no menor de países en Norte América, Europa y Asia han invertido
en alternativas para generar electricidad, desarrollando nuevas tecnologías para
utilizar las energías renovables. Esto principalmente por la necesidad de reducir
las emisiones de efecto invernadero según el Protocolo de Kyoto1. Es en este
contexto donde las energías renovables no convencionales o ERNC
especialmente en Chile, se hacen cada vez más importantes2.
A diferencia de los países que se hace mención, Chile se encuentra ubicado en
el hemisferio sur y a pesar de que la generación de electricidad en base a
celdas fotovoltaicas, se relaciona directamente con el lugar en donde se
implementan, Chile ostenta altos niveles de radiación solar, y así lo hace
1 Kyoto Protocol Reference Manual, noviembre 2008.
Fuente: http://unfccc.int/resource/docs/publications/08_unfccc_kp_ref_manual.pdf 2 Durante el 2008 entró en vigencia la Ley 20.257. INTRODUCE MODIFICACIONES A LA LEY GENERAL
DE SERVICIOS ELÉCTRICOS RESPECTO DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FUENTES DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES.
2
evidente la Comisión Nacional de Energía en la Estrategia Nacional de Energía
2012-2030.3
Una de las más renombradas es la energía solar fotovoltaica. En primer lugar,
el mercado ofrece precios cada vez más competitivos y entre los equipos que
utiliza esta tecnología, los que poseen el mayor costo en la inversión son los
módulos fotovoltaicos y el inversor.
Figura 1-1 Evolución del costo en módulos fotovoltaicos.4
La evolución de los costos para los equipos fotovoltaicos, presenta una
disminución evidente en las figuras 1-1 y 1-2. Además en términos medio
ambientales estos equipos poseen una vida útil de 15 a 20 años, durante los
cuales disminuirán la generación de gases de efecto invernadero y por otro
parte requieren operaciones mínimas de mantención.
3 Fuente: http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=270212&buscar=20257
4 Fuente: Solener Chile-Perú.
$ 0,00
$ 2,00
$ 4,00
$ 6,00
$ 8,00
Evolución del costo en módulos fotovoltaicos (USD/kWp).
Evolución del costo en módulo fotovoltaico (USD/kWp).
3
Figura 1-2 Evolución del costo en inversores utilizados en aplicaciones
fotovoltaicas.5
En este contexto surge la idea de establecer en nuestro país la energía solar
como una de las nuevas alternativas energéticas a implementar. Precisamente
este Trabajo de Titulación conduce a proyectar una instalación solar fotovoltaica
en las dependencias del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad
de Santiago de Chile (DIE-USACH).
La crisis energética es un problema que a todos afecta, un ejemplo de esto es
el aumento de los costos de la energía eléctrica. Es por esto, que desde un
tiempo a esta parte ha surgido un gran interés por buscar alternativas que
permitan reducir estos costos, y para ello hoy es posible utilizar algún tipo de
energía alternativa disponible de forma natural (solar, eólica, mareomotriz,
geotérmica, etc.) y que pueda ser aprovechada para convertirla en energía
eléctrica.
5 Fuente: Solener Chile-Perú.
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2009 2010
2011 2012
Evolución del costo en inversores (USD/kWp).
Evolución del costo en inversores (USD/kWp).
4
La conversión directa de la luz solar en energía eléctrica mediante celdas
fotovoltaicas se ha transformado, durante los últimos años, en una nueva
alternativa para el suministro eléctrico. Su utilidad se está demostrando en
varios campos de aplicación y conforme los costos de esta tecnología
disminuyen, se abren nuevas alternativas de implementación. Una de ellas
consiste en instalar sistemas fotovoltaicos en las azoteas o tejados de edificios
públicos, comerciales y habitacionales, con el propósito de generar parte de la
energía que consumen.
En la región Metropolitana existen muy pocas instalaciones fotovoltaicas, es
más, se hace necesaria la medición constante de las variables solares de cada
comuna, para ofrecer la información empírica que permita facilitar la realización
de futuras instalaciones o proyectos de estas características.
Este trabajo de titulación busca servir de solución a la problemática energética y
desarrollar el proyecto de ingeniería de una instalación solar fotovoltaica en las
dependencias del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de
Santiago de Chile. Entre los objetivos planteados, es posible mencionar los que
se detallan a continuación:
Objetivo general.
Desarrollar el proyecto de una instalación solar fotovoltaica con miras a
suministrar parte de los requerimientos de energía eléctrica en el
Departamento de la Universidad de Santiago de Chile.
Objetivos específicos.
Elaborar el proyecto de ingeniería para la instalación de paneles solares
fotovoltaicos en el DIE-USACH.
5
Desarrollar el análisis de los requerimientos actuales de energía eléctrica
en el DIE-USACH y el impacto generado en base a la energía a ser
suministrada a partir de la generación fotovoltaica.
Desarrollar estimaciones de generación, pérdidas, rendimiento y
eficiencia del sistema fotovoltaico, en base a la situación geográfica y
características técnicas de la instalación.
Desarrollo y alcances.
El desarrollo de este trabajo de titulación se enfocará específicamente en el
desarrollo de la ingeniería para un proyecto solar fotovoltaico, que permita
suministrar parte de las necesidades de energía eléctrica del establecimiento.
La Universidad de Santiago de Chile se encuentra ubicada en Avenida
Libertador Bernardo O'Higgins Nº 3363. El Departamento de Ingeniería Eléctrica
se encuentra ubicado en Avda. Ecuador N° 3519, ambos en la comuna de
Estación Central. Santiago. Chile. La posición geográfica específica es Latitud:
33.45° Sur y Longitud:70.68° Oeste.
Para elaborar el proyecto de ingeniería de la instalación fotovoltaica, se
considerarán variados aspectos, entre ellos:
Manejo de los conceptos fundamentales de la generación fotovoltaica.
Dimensionado de paneles, equipos de almacenamiento de energía,
reguladores de carga e inversores.
Diseño de estructuras soporta módulos.
Dependencias, selección y ubicación de los dispositivos mencionados.
Consideraciones eléctricas y de diseño constructivo para la instalación,
basadas en la normativa nacional vigente.
6
Los aportes de este Trabajo de Titulación, pueden resumirse en:
Para el DIE-USACH, desarrollar el proyecto de una instalación solar
fotovoltaica en las dependencias de éste.
Para el DIE-USACH, la posibilidad de utilizar la energía eléctrica
generada a partir de la instalación solar fotovoltaica, para suplir parte de
la actual demanda energética.
Para el DIE-USACH, la posibilidad de disponer de estimaciones de
generación, pérdidas, rendimiento y eficiencia de una instalación
fotovoltaica, ubicada en sus dependencias,
Para el DIE-USACH, disponer de recomendaciones para la puesta en
marcha y el mantenimiento de una instalación fotovoltaica.
7
CAPÍTULO 2. SISTEMAS GENERADORES FOTOVOLTAICOS.
2.1 Componentes de una Instalación Fotovoltaica.
Una instalación fotovoltaica (FV) está compuesta esencialmente por los
siguientes elementos: paneles solares, reguladores de carga, baterías,
inversores, protecciones, consumos, elementos de conexión y elementos de
montaje. Cada uno de estos permite al sistema satisfacer la demanda de
energía eléctrica impuesta por el tipo de carga.
El tipo de componente que será necesario utilizar lo determina la carga
eléctrica. Esta posee tres características importantes: el tipo, la cantidad de
energía y el régimen de uso.
Existen dos tipos de cargas: las que funcionan con corriente continua
(CC) y las que funcionan con corriente alterna (CA).
La cantidad de energía representa el total de energía que consumirá la
carga en un período determinado, y la unidad de medida es Watt-
hora/día (Wh/día).
El régimen de uso se caracteriza por el horario o momento durante el día
en el que se utiliza la energía generada y la rapidez a la cual se
consume. Dependiendo de cuándo se usa la energía, se tendrá un
régimen diurno, nocturno o mixto. La rapidez del consumo (energía por
unidad de tiempo) determina el valor de potencia máxima requerida por
la carga.
El análisis minucioso de la carga es una de las etapas clave en el diseño de un
sistema FV, ya que se deben conocer los detalles que afectan el valor y el
régimen de uso de la energía. Cuando estos valores son precisos, el resultado
será un sistema de menor costo, mayor eficiencia y mejor funcionamiento.
8
Descripción.
1 Panel fotovoltaico.
2 Regulador de carga.
3 Batería.
4 Protección DC.
5 Inversor DC/AC.
6 Protección AC.
7 Carga o consumo.
Figura 2-1 Esquema de un Sistema FV.
2.1.1 Células y Paneles Fotovoltaicos.
Una célula fotovoltaica es un dispositivo capaz de convertir la luz en
electricidad, para ello ésta se basa en el fenómeno físico llamado efecto
fotovoltaico que consiste en generar una fuerza electromotriz cuando la
superficie de esta célula es expuesta a la luz. La tensión generada puede variar
entre 0,3 V y 0,7 V dependiendo del material utilizado y a su disposición así
como la temperatura de la célula y del envejecimiento natural de ésta.
Normalmente se utilizan las formadas por una unión p-n, construidas a base de
silicio mono cristalino. Una célula FV se fabrica a partir de dos capas de Silicio,
una con dopado P (dopada en el boro) y la otra con dopado N (dopada al
fósforo) creándose así una unión PN. Cuando los fotones son absorbidos por el
9
semiconductor, transmiten sus energías a los átomos de la unión PN de tal
modo que los electrones de estos átomos son liberados y crean electrones
(cargas N) y hoyos (cargas P). Esto crea entonces una diferencia de potencial
entre ambas capas como en la Figura 2-2.
Figura 2-2 Funcionamiento de una célula fotovoltaica.
Debido a su fragilidad, las células FV son vulnerables a la acción de los
elementos naturales (lluvias, granizo, nieve, vientos, polvo, alta humedad, etc).
Esta característica, sumada a la necesidad de ofrecer un voltaje de salida
práctico (superior a los 0,5 V que cada celda genera), hacen necesario el uso
de una estructura mecánica rígida y hermética que pueda contener un elevado
número de células. El panel fotovoltaico cumple con ambos requisitos,
facilitando además el transporte de las unidades, el conexionado externo, y el
montaje de la unidad a una estructura.
10
El panel pasa a convertirse en el elemento primario de generación eléctrica de
un sistema FV. Ya que los paneles pueden conectarse en serie y en paralelo,
formando un arreglo con el objetivo de aumentar la cantidad de energía
convertida, las conexiones en paralelo aumentan la intensidad de corriente y las
conexiones en serie aumentan la tensión de salida, ver Figura 2-3.
Figura 2-3 Construcción de un panel fotovoltaico.
Es importante considerar siempre que las células y módulos, no son todos
exactamente iguales, a esto se le llama dispersión o mismatch. Lo anterior es
debido a la natural diferencia de parámetros, propia de cualquier proceso de
fabricación y por otro lado, las diferentes condiciones de operación que se
producen dentro del arreglo o conjunto (una zona sombreada por una nube,
mientras que otra está totalmente al sol ó una zona más sucia que otra).
La dispersión tiene dos efectos principales:
11
La potencia máxima que puede entregar el arreglo es inferior a la suma
de las potencias máximas de los módulos que lo constituyen. Para
reducir este efecto es necesario clasificar los módulos, según sus
corrientes en el punto de máxima potencia e ir asociando en serie los
módulos de la misma categoría.
En determinadas circunstancias, algunas células pueden convertirse en
“cargas” y disipar la energía generada, elevando la temperatura. Si esta
sobrepasa los 85 ºC las células se dañan. Este fenómeno recibe el
nombre de punto caliente. Para evitar esto se conectan diodos de paso
en paralelo con grupos de células asociadas en serie, proporcionando un
fácil camino a la corriente sin dañar la célula. Por esta razón los
fabricantes dotan los módulos de tomas intermedias para instalar los
diodos.
2.1.1.1 Funcionamiento de un Panel Solar.
Un panel solar FV al captar los rayos del sol, genera una corriente eléctrica, a
una tensión determinada en sus bornes. Estos parámetros dependen de los
siguientes factores:
La irradiación solar incidente sobre la superficie del panel.
La temperatura del panel.
La irradiación y temperatura son factores que dependen de las
condiciones de instalación como el clima, latitud de la zona de
instalación, características geográficas de la localidad, época del
año y hora del día.
El material y tecnología empleada en la fabricación de las células FV.
La cantidad de células conectadas en serie y paralelo en el panel.
El material y tecnología empleados como la cantidad de células,
son características de la marca y modelo de cada panel.
12
En los paneles solares también existen otros factores que influyen sobre las
características eléctricas, de entre los cuales es importante mencionar los
siguientes:
La corriente generada es proporcional a la irradiación solar.
La tensión generada es inversamente proporcional a la temperatura del
panel.
Todo módulo fotovoltaico tiene una curva típica para la potencia de salida en
función de la corriente de carga. El panel FV no escapa a esta regla. La curva
de un panel FV proporciona la relación mencionada, ya que asocia los valores
de Corriente y Tensión para diferentes cargas. La potencia de salida para una
determinada condición de trabajo está dada por el producto de los valores de
corriente y tensión correspondientes, por lo tanto la potencia será afectada al
variar cualquiera de estas magnitudes.
La Figura 2-4 muestra la curva característica de funcionamiento Corriente v/s
Tensión de un panel FV de 53 Watt (W). Cuando el circuito exterior no está
conectado (corriente nula), la tensión de salida o de circuito abierto ( OCV )
alcanza el valor máximo. Este máximo de tensión corresponde a una corriente
nula. En cambio, cuando el voltaje de salida es nulo (cortocircuito) la corriente
de salida alcanza su valor máximo ( SCI ). Para ambos puntos la potencia de
salida es nula. Consecuentemente, un cortocircuito entre los terminales de
salida del panel no dañará al mismo. Entre estos dos valores, la potencia de
salida alcanza el valor máximo ( MáxP ). Los valores máximos de voltaje ( MáxV ) y
corriente ( MáxI ) son los que generan la máxima potencia ( MáxP ).
13
Figura 2-4 Curva característica de un panel FV.
La curva de potencia se genera multiplicando la corriente y el voltaje en cada
punto de la curva característica. Normalmente los paneles funcionan en puntos
cercanos al de potencia nominal, dependiendo de la tensión de las baterías o
de la carga resistiva conectada a sus terminales. La forma de la curva entre los
puntos anteriores es una característica propia de cada panel, que se define
como factor de forma (F.F).
Figura 2-5 Influencia de la temperatura en la curva característica I-V de una
celda FV.
14
En la Figura 2-5 se muestra que al aumentar la temperatura, disminuye la
tensión y también la potencia entregada por el panel.
Si la tensión disminuye demasiado, esto influye en forma negativa en el proceso
de carga de las baterías de una instalación FV. Esto se debe a que las baterías
se cargan con tensiones iguales o superiores a su valor nominal. Por ejemplo
en el caso de paneles cuya tensión nominal ( NomV ) es 16 (V ) a 25 ºC y se tiene
baterías que se cargan a 15 (V ), no existen problemas, pero si al aumentar la
temperatura y consecuentemente disminuyese la tensión de los paneles, a un
valor menor a 15 (V ), existirán problemas en el proceso de carga debido al
funcionamiento en condiciones anormales.
Figura 2-6 Influencia de la irradiación solar en la curva característica I-V de una
celda FV.
15
En la Figura 2-6 se presenta la influencia de la irradiación incidente sobre el
panel. La corriente generada aumenta proporcionalmente a la irradiación sobre
el panel, en cambio la tensión permanece prácticamente constante. Como la
potencia nominal es el producto de la tensión nominal ( NomV ) por la corriente
nominal ( NomI ), afirma que la potencia generada por el panel aumenta
linealmente con la irradiación solar.
Figura 2-7 Influencia de la temperatura en la curva característica P-V de un
módulo FV.
En la figura 2-7 es posible apreciar la curva Potencia-Voltaje y como ésta se
comporta frente a diversas temperaturas. Con claridad, la potencia generada
por el panel fotovoltaico a 0° C, disminuye aproximadamente 40% a 100°C. Por
otra parte, la figura 2-8 muestra la curva Potencia-Voltaje y como la irradiancia
influye en la generación de potencia, disminuyendo alrededor de 80% desde el
valor máximo al mínimo.
16
Figura 2-8 Influencia de la irradiancia en la curva característica P-V de un
módulo FV.
2.1.1.2 Características eléctricas y mecánicas de un panel fotovoltaico.
Existen dos áreas principales en las cuales es necesario definir las
características de un panel FV, estas son: las características eléctricas y las
características mecánicas. Las características eléctricas son las siguientes:
Corriente de cortocircuito ( SCI ): Es la corriente de salida, expresada en
Amperes (A), de un panel FV en cortocircuito, a una irradiación y temperatura
determinadas.
Tensión de circuito abierto ( CAV ): Es la tensión de salida, expresada en Volts
(V), de un panel FV en circuito abierto (sin carga), a una irradiación y
temperatura determinadas.
17
Relación característica Corriente v/s Tensión [ ( )I f V ]: Es la corriente de
salida del panel FV graficada en función de la tensión de salida, a una
irradiación y temperatura determinadas.
Corriente de carga ( LoadI ): Es la corriente de salida, expresada en Amperes
(A), suministrada por el panel FV a una carga conectada en los terminales, a
una irradiación y temperatura determinadas.
Tensión de carga ( LoadV ): Es la tensión, expresada en Volts (V), en los
terminales de salida, con una carga conectada en los terminales del panel FV, a
una irradiación y temperatura determinadas.
Potencia de carga ( LoadP ): Es la potencia, expresada en Watts, suministrada a
una carga conectada a los terminales de un panel FV, a una irradiación y
temperatura determinadas. La potencia de carga es el producto de la tensión de
carga por la corriente de carga.
Corriente nominal ( NomI ): Es el valor de corriente, expresada en Amperes (A),
de un panel FV a la tensión nominal (VN), en condiciones de irradiación y
temperatura nominales.
Tensión nominal ( NomV ): Es el valor de la tensión, expresada en Volts (V), de
un panel FV, en condiciones de irradiación y temperatura nominales.
18
Potencia nominal ( NomP ): Es la potencia de salida de un panel FV, expresada
en Watt (W), a la tensión nominal, en condiciones de irradiación y temperatura
nominales.
Potencia máxima ( MáxP ): Es la potencia, expresada en Watts (W),
correspondiente al punto de la característica Corriente v/s Tensión, donde el
producto de los valores de la corriente por la tensión es máximo.
Tensión de máxima potencia ( MáxV ): Es la tensión, expresada en Volts (V),
correspondiente al punto de potencia máxima.
Corriente de máxima potencia ( MáxI ): Es la corriente, expresada en Amperes
(A), correspondiente al punto de potencia máxima.
Factor de forma ( FF ): Es el cuociente entre la potencia máxima y el producto
de la tensión de circuito abierto por la corriente de cortocircuito.
Las características físicas y mecánicas de un panel FV son las siguientes:
Tamaño: Son las dimensiones en largo, ancho y alto del módulo o panel FV
expresados en unidades métricas o en pulgadas, con las respectivas
tolerancias para cada una de las medidas.
Peso: Es el peso del módulo o panel FV expresado en kilos o libras, con la
respectiva tolerancia para cada una de las medidas.
Impermeabilización: Es la característica que indica si el módulo o panel FV se
ha construido en forma impermeable a la humedad ambiental o no.
19
Transparencia: Es la medida de la cantidad de radiación solar que pasa a
través de la superficie transparente con que se construye el módulo o panel FV,
con relación a la radiación incidente.
Material: Es el tipo de semiconductor y de cristal de las células FV, este puede
ser monocristalino, policristalino, amorfo u otro tipo de material semiconductor.
Temperatura de operación ( OpT ): Es el rango de temperatura, expresada en
grados Celsius (ºC), entre los cuales el panel FV opera normalmente.
Condiciones de ensayo normalizadas (CEN ): Estas son:
Temperatura de célula: 25 ºC ± 2 ºC
Irradiación: 1000 ± 10 (2/Watt m ) medida con un dispositivo de
referencia y con la distribución espectral de la irradiación solar de referencia.
Sin embargo es posible usar otras entregando la información
correspondiente para extrapolar a los valores de ensayo normalizados.
Temperatura de la superficie del módulo: Es la temperatura media de la
superficie posterior del módulo, expresada en grados Celsius (ºC).
Temperatura de operación nominal de la célula ( OpNomT ): Es la temperatura
media de equilibrio de las células de un módulo en condiciones ambientales de
referencia de 800 (2/Watt m ) de irradiación a 20 ºC de temperatura ambiente a
1 ( / )m seg de velocidad del viento, módulo en circuito abierto con orientación
normal a la radiación incidente al medio día solar y masa de aire de AM 1,5.
Vida útil: Es el lapso de tiempo expresado en años en el cual el panel
suministra una potencia mayor al 90% de la potencia nominal inicial.
20
Regulador de Carga.
El regulador de carga (RDC) es un equipo electrónico cuya función es controlar
el flujo de energía entre los módulos fotovoltaicos, las baterías y los elementos
de consumo. También cumple con la tarea de proteger las baterías de
sobrecargas y descargas profundas. Para preservar la vida de las baterías es
necesario evitar estas situaciones.
El RDC controla constantemente el estado de carga de las baterías y regula la
corriente ó intensidad de carga de las mismas para alargar su vida útil. También
genera alarmas en función del estado de dicha carga. Los reguladores actuales
introducen microcontroladores para la correcta gestión de un sistema
fotovoltaico. Su programación elaborada permite un control capaz de adaptarse
a las distintas situaciones de forma automática, permitiendo la modificación
manual de sus parámetros de funcionamiento para instalaciones especiales.
Incluso los hay que memorizan datos que permiten conocer cuál ha sido la
evolución de la instalación durante un tiempo determinado. Para ello,
consideran los valores de tensión, temperatura, intensidad de carga y descarga,
y capacidad de la batería, ver Figura 2-9.
2.1.1.3 Funcionamiento del Regulador de Carga.
El RDC se basa en dos principios de funcionamiento, estos son:
Sobrecarga: Si las baterías se encuentran totalmente cargadas, el RDC,
interrumpe automáticamente la corriente de carga, de manera que la tensión no
sobrepase el voltaje o tensión máximo de carga definido por el fabricante de las
baterías. Esta condición se puede ver afectada por la temperatura ambiente a la
cual se encuentran las baterías, para evitar esto algunos RDC incorporan un
sistema de compensación de temperatura.
21
Sobredescarga: Con el fin de evitar la descarga excesiva de las baterías, el
RDC interrumpe la corriente de consumo automáticamente cuando alcanza el
límite de descarga permitido por la batería. Tan pronto como la batería vuelva a
recuperar el voltaje mínimo, el RDC, reconectará el sistema.
Figura 2-9 El regulador de carga.
22
2.1.1.4 Características Eléctricas del Regulador de Carga
Las características eléctricas más relevantes de un RDC son:
Control de carga: Es la capacidad de variar la cantidad de potencia fluyendo
entre los paneles FV y las baterías, a través del control de la corriente, en la
medida que estas alcanzan la condición de plena carga.
Protección de corriente inversa: Es la capacidad de desconectar las baterías
o utilizar diodos de bloqueo que impiden el flujo de corriente desde las baterías
hacia los paneles FV en horas de la noche.
Desconexión por baja tensión: Es el sistema que desconecta las baterías del
consumo cuando una tensión menor que la mínima es detectada por los
circuitos electrónicos internos y su acción evita una descarga profunda de
estas.
Protección de sobrecorriente: Son los sistemas internos del controlador de
carga que actúan cuando la corriente que ingresa y que sale del controlador,
sobrepasa los valores nominales máximos de diseño.
Sistema de monitoreo: Son los instrumentos analógicos o digitales que incluye
el RDC para vigilar los niveles de operación. Asimismo puede incluir luces o
elementos de alarma para indicar valores extremos, tensiones de desconexión
para sobrecarga o descarga profunda de las baterías, o valores fuera de los
rangos de operación normal.
Tensión de entrada ( inV ): Es la tensión de entrada, expresada en Volts (V), en
corriente continua (CC) que debe aplicarse en su entrada para que el
23
dispositivo opere correctamente. Generalmente la tensión de entrada es un
rango de valores permitidos comprendidos entre un mínimo y un máximo.
Tensión de entrada nominal ( NomCCV ): Es la tensión de entrada, expresada en
Volts (V), para la cual fue diseñado el RDC.
Tensión de salida ( OutV ): Es la tensión que los RDC entregan en sus
terminales de salida, hacia los consumos y hacia las baterías.
Tensión de salida nominal ( OutNomV ): Es la tensión continua de salida,
expresado en Volts (V), en condiciones normales de operación.
Corriente de entrada ( inI ): Es la corriente que ingresa al RDC, expresada en
Amperes (A), que proviene de los paneles FV.
Corriente de salida ( OutI ): Es la corriente de salida del RDC, expresada en
Amperes (A), a tensión nominal con una carga conectada en sus terminales de
salida.
2.1.2 Baterías para aplicaciones fotovoltaicas.
El sistema de almacenaje y de respaldo de energía es una de las
características más importantes de una instalación FV debido a que es
necesario utilizar la energía generada a cualquier hora del día. Para ello se
utilizan las baterías, construidas a partir de una celda compuesta de placas
llamadas Ánodo-Cátodo y un electrolito capaz de recibir, almacenar y entregar
energía. De éste modo, grupos de celdas conectadas eléctricamente en serie y
paralelo, protegidas del medio ambiente conforman una batería.
24
2.1.2.1 Funcionamiento de las baterías.
El funcionamiento de las baterías se puede describir mediante dos principios: la
capacidad en Amperes-hora (Ah) y la profundidad de descarga.
La capacidad en (Ah) es simplemente el número de Amperes que la batería
puede descargar, multiplicado por el número de horas en que se entrega dicha
corriente. Este parámetro determina cuánto tiempo el sistema puede operar una
carga determinada sin que haya necesidad de recarga. En teoría una batería de
200 (Ah) podría entregar 200 A durante una hora, 100 A durante dos horas, 1 A
durante 200 horas y así sucesivamente. Sin embargo este no es el caso ya que
algunas baterías, como las automotrices, están diseñadas para grandes
descargas en periodos cortos. Si la batería es cargada y descargada a una
razón diferente a la especificada, la capacidad en (Ah) puede variar.
Generalmente, si la batería es descargada a una razón menor, entonces la
capacidad será ligeramente mayor.
Otro factor que influye en la capacidad de la batería es la temperatura. A menor
temperatura aumenta la capacidad, a mayor temperatura disminuye la
capacidad, no obstante, a mayor temperatura se incrementan las pérdidas
evaporativas de la batería reduciéndose así el número de ciclos.
La segunda descripción es la profundidad de descarga. Este parámetro
describe la fracción de la capacidad total de la batería que puede ser usada sin
necesidad de recarga y sin dañar a la batería. Como regla general, mientras
menor sea la cantidad de energía que se extrae de la batería durante cada
ciclo, mayor será la vida útil de la misma. Esta descripción da origen a la
clasificación de las baterías en dos grandes grupos: Ciclo ligero y ciclo
profundo. En el ciclo ligero, como se mencionó anteriormente, las baterías se
25
diseñan para altas descargas iniciales, como puede ser el arranque de un
motor, pero continuamente se están cargando y descargando de manera
alternativa. Estas baterías, también llamadas de arranque se diseñan para
profundidades de descarga no mayores del 20%. De manera opuesta, las
baterías de ciclo profundo se diseñan en función de largos periodos de
utilización sin necesidad de recibir recarga, por lo mismo éstas son más
robustas y generalmente tienen mayor densidad energética, siendo perfectas
para aplicaciones fotovoltaicas. Su profundidad de descarga puede ser hasta
del 80% al 100% aproximadamente.
Las baterías más empleadas en aplicaciones fotovoltaicas y en automóviles son
las de Plomo-ácido, éstas tienen la ventaja de ser más económicas que las
formadas por otros compuestos. Dependiendo del material con que se mezcle
el plomo, resultará la profundidad de descarga de la batería. Así por ejemplo, si
las placas son de una aleación de plomo y antimonio, el antimonio permite que
la batería tenga una mayor profundidad de descarga sin que se dañen las
placas, esto significa una mayor vida para la batería, y por lo tanto las baterías
de Plomo-Antimonio-Ácido son de ciclo profundo. Por otra parte, el calcio
aumenta la rigidez del plomo y reduce la auto descarga, sin embargo la
aleación plomo calcio se ve dañada cuando las profundidades de descarga son
mayores al 25%, en consecuencia las baterías Plomo-Calcio-Ácido son de ciclo
ligero.
Como la diferencia entre el costo de las baterías solares y de automóviles es
notoria, automáticamente nace la idea de optar por ésta última en un sistema
fotovoltaico, ver Figura 2-10. Pero existen diferencias sustanciales, ya que la
batería para automóviles fue diseñada para sostener corrientes elevadas por
breves instantes (segundos) y el resto del tiempo está siendo cargada o
permanece inactiva. En cambio la batería solar ha sido diseñada para entregar
26
corrientes moderadas, durante largos períodos (horas). Además de poseer una
mayor profundidad de descarga.
Figura 2-10 Baterías de uso fotovoltaico.
Otro tipo de batería plomo-ácido es la denominada Gel, en la que el electrolito o
ácido se encuentra en estado gelatinoso. Tienen la ventaja de que son
completamente selladas y pueden operar en cualquier posición sin regar ácido
o gas. Esta hermeticidad unida a una mayor eficiencia a bajas temperaturas
(debido al tipo de electrolito) y la nula necesidad de mantención (agregado de
agua) la convierten en la solución ideal para instalaciones marinas, de
carreteras y de comunicaciones.
La batería de Níquel-Cadmio es otro tipo de batería solar que posee aun
mejores características tales como: soportar cargas y descargas excesivas, así
como una mayor profundidad de descarga cercana al 100%, sin daño. Ostenta
27
una mayor eficiencia a baja temperatura, soportando una alta combinación de
temperatura y humedad ambiente. Aunque el costo de éstas es muy superior al
de las otras baterías (aprox. 6 a 8 veces el de una Plomo-ácido), el costo a
largo plazo es mucho menor que una batería Plomo-ácido debido a su larga
vida útil y baja mantención. Usualmente se forman grupos de baterías
conectadas en serie y paralelo constituyendo bancos de baterías con el objetivo
de aumentar la capacidad de energía. Las conexiones en paralelo aumentan la
intensidad de corriente y las en serie aumentan la tensión de salida.
2.1.3.2 Características Eléctricas de las Baterías
Las características eléctricas más relevantes de las baterías son las siguientes:
Carga: Es el proceso por el cual se convierte la energía eléctrica generada por
una fuente externa en energía química almacenada en la batería.
Descarga: Es la conversión de la energía química de una batería en la energía
eléctrica que se utiliza en un dispositivo de consumo eléctrico.
Ciclo: Cuando se refiere a las baterías, un ciclo es el proceso por el cual a
partir de cierto nivel de energía almacenada la batería se descarga y
posteriormente se carga hasta alcanzar el nivel original de energía.
Ciclos de vida: Es la cantidad de ciclos de carga y descarga, bajo condiciones
determinadas, que una batería puede soportar antes de disminuir a las
condiciones de capacidad que determinan el término de su vida útil.
Densidad de energía: Es la energía disponible de una batería por unidad de
volumen ( /Wh lts ) o por unidad de peso ( /Wh kg ). El fabricante entrega este
valor como característica inicial.
28
Densidad de potencia: Es la potencia disponible de una batería por unidad de
volumen ( /W lts ) o de peso ( /W kg ). El fabricante entrega este valor como
característica inicial.
Régimen de descarga: Valor de corriente que se extrae de la batería.
Normalmente se expresa como una fracción de la capacidad nominal de la
batería o se referencia la cantidad de horas de duración de la descarga.
Días de reserva: Es la cantidad de días que una batería con carga completa
puede satisfacer una determinada demanda de energía, a una cierta tasa de
descarga.
Profundidad de descarga: Son los Amperes-hora ( Ah ) extraídos desde una
batería con carga completa, expresados como el porcentaje de su capacidad
nominal a una tasa de descarga específica.
Descarga profunda: Se habla de descarga profunda cuando la batería entrega
una cantidad de energía de hasta un 80% de su capacidad nominal, es decir
mantiene un 20% de su capacidad.
Descarga superficial: Es cuando la batería entrega una cantidad de energía
hasta un 20% de su capacidad nominal.
Tasa de descarga: Es la intensidad, en Amperes, en que la corriente eléctrica
es entregada por la batería a una resistencia eléctrica conectada en sus bornes
bajo condiciones específicas de operación.
Capacidad de energía: Es la energía, expresada en unidades de Amperes-
hora ( Ah ), que una batería puede entregar a una tasa de descarga
29
especificada a partir de un nivel de carga completa hasta descarga completa.
Es usual expresar esta capacidad en cantidad de Amperes-hora considerando
tensiones nominales en la batería, sea de 6, 12, 24, 48 Volts (V) según
corresponda.
Horas de capacidad: Es el número de horas que una batería puede entregar
una corriente constante antes de alcanzar un nivel de descarga específica
(80%, 60%) partiendo de carga nominal.
Sobrecarga: Es la corriente que se continúa entregando a la batería después
que ésta a alcanzado su plena carga. Esta energía adicional produce daño a las
baterías ya que se producen transformaciones electroquímicas que deterioran
los componentes internos.
Capacidad nominal: Es un dato proporcionado por el fabricante que indica la
cantidad de Amperes-hora que puede ser extraído desde la batería con plena
carga a una tasa de descarga específica y a temperatura de operación nominal
hasta que se alcanza el valor de descarga nominal.
Pérdidas de capacidad: Es el proceso por el cual la capacidad disponible de la
batería disminuye por efectos de las reacciones químicas internas de sus
componentes básicos. Esta pérdida de capacidad puede ser paulatina producto
del envejecimiento de los componentes o de forma imprevista producto de una
operación inapropiada (descarga completa, falla en mantenimiento ó
cortocircuito en sus bornes).
Tensión en circuito abierto: Diferencia de potencial, expresada en Volt, que
aparece en los bornes de una batería cuando se encuentra en circuito abierto,
esta tensión o voltaje depende del nivel de carga de la batería siendo mayor en
la medida que tiene más carga.
30
Tensión nominal: Es la tensión que aparece en los terminales de la batería en
condiciones de plena carga y con intensidad de corriente de descarga.
Tensión de descarga: Es la tensión que aparece en los terminales de la
batería en condiciones de descarga o cuando se alcance un nivel de descarga
determinado. Es recomendable que el fabricante proporcione el valor de la
tensión en los bornes de salida en función del porcentaje de carga de la batería.
Baterías de ciclo profundo: Son aquellas que se fabrican especialmente para
soportar descargas profundas sin sufrir deterioro en su conformación interna.
Baterías selladas: Son aquellas que constan de un sistema de protección que
impide el derramamiento del electrolito.
2.1.3 Inversor.
El inversor es el dispositivo encargado de transformar la energía eléctrica
entregada por los paneles FV en forma de corriente continua (CC) a corriente
alterna (CA). Es decir transformar de 12 ó 24 ( CCV ) al estándar en Chile de 220
( CAV ) y 50 Hertz (Hz). Esto permite utilizar los aparatos eléctricos habituales
diseñados para funcionar en CA.
2.1.3.1 Funcionamiento del Inversor.
La conversión de CC a CA se puede realizar mediante varios métodos, el mejor
es aquel que proporciona la onda más cercana a la sinusoidal típica de la CA.
El inversor de CC-CA, mediante un circuito electrónico con transistores o
tiristores, es capaz de cortar muchas veces cada segundo la corriente continua
que recibe, produciendo una serie de impulsos alternativos de corriente que
simulan las características de la corriente alterna convencional. Existen además
31
inversores de diferentes tipos de onda: onda cuadrada, onda modificada o casi
sinusoidal, pulso modulado, onda sinusoidal y síncronos.
Los primeros inversores proporcionaban un voltaje de salida con forma de onda
cuadrada. Con posterioridad aparecieron en el mercado modelos con una forma
de onda de salida que representa una aproximación de la sinusoidal, la que
recibe el nombre de “casi-sinusoidal” o “modificada”, ver Figura 2.11. Inversores
de este tipo están en uso aún hoy y gozan de una amplia aceptación. Por
razones que veremos de inmediato, los inversores que proporcionan una onda
cuadrada han sido descontinuados y varios fabricantes ofrecen, en la
actualidad, inversores que proporcionan un voltaje cuasi o sinusoidal.
Los aparatos eléctricos estándar de CA trabajan con una forma de onda
sinusoidal de baja frecuencia (50 o 60 Hertz). Cuando la forma de onda de
salida del inversor se aleja de la forma sinusoidal, aumentan las armónicas de
la frecuencia. Esto es muy importante ya que las armónicas tienen frecuencias
altas que producen pérdidas por calor en transformadores y motores eléctricos,
interferencias en aparatos electrónicos (ruidos en equipos de audio, rayas en
monitores y tv).
Figura 2-11 La figura muestra tres formas de onda en la salida de un inversor
CC-CA.
32
Debido al consumo del circuito del inversor, la potencia de entrada es siempre
mayor que la entregada a la carga, demandando un mayor valor para la
corriente de entrada del inversor. Si el estado de carga del banco de baterías es
bajo su voltaje disminuye, forzando corrientes de entrada aún más elevadas.
Por eso es común que los inversores tengan circuitos de protección que,
automáticamente, desconectan la carga cuando el voltaje de batería está por
debajo del mínimo requerido por la unidad. La potencia de trabajo de un
inversor está especificada para un determinado rango de temperatura ambiente,
como se indica en las especificaciones. Esta capacidad disminuye al aumentar
la temperatura ambiente, ya que el equipo no alcanza a transferir al exterior
todo el calor generado internamente.
Figura 2-12 Inversor CC-CA.6
El parámetro eléctrico más importante es la máxima potencia de trabajo que el
inversor puede manejar en forma continua. Este valor depende de la
temperatura ambiente. Al seleccionar una unidad es conveniente incrementar el
valor de la potencia de trabajo dado por el diseño en un 25%, para cubrir
6 Fuente: Solener.
33
transitorios de carga, cargas reactivas y temperaturas ambientes mayores a la
dada por la hoja de especificaciones.
La conversión de CC a CA se lleva a cabo con una eficiencia que oscila entre el
75 y el 91 %. Esto significa que las pérdidas varían entre el 25 y el 9% de la
potencia suministrada a la entrada. Los valores porcentuales más elevados
corresponden a los modelos que manejan un bajo valor de potencia. Esto se
debe a que el consumo del circuito del inversor no crece proporcionalmente con
el aumento de la potencia que éste puede manejar. Porcentualmente, estas
pérdidas representan un menor valor cuando la potencia que maneja el inversor
se eleva. Modelos de 100 a 200 W pierden entre 20 y 25 %. Modelos de más de
400 W pierden entre el 9 y el 15 %. Dentro del rango de trabajo especificado
para la unidad, el porcentaje de pérdida varía con la carga.
En los inversores de baja potencia el consumo del circuito interno no varía aún
cuando permanecen inactivos (stand by, en inglés). Los modelos de alta
potencia tienen circuitos más elaborados, los que reducen el consumo de
reposo a menos del 1,5% de la máxima potencia que pueden manejar. Esto
permite reducir las pérdidas en el sistema sin que el usuario se vea obligado a
desconectar manualmente la entrada del inversor.
2.1.3.2 Características Eléctricas del Inversor
Entre las características eléctricas más relevantes del inversor CC-CA, se
encuentran:
Tensión de entrada ( inV ): Es la tensión de entrada, expresada en Volts en CC,
que debe aplicarse en su entrada para que el dispositivo opere correctamente.
Habitualmente la tensión de entrada es un rango de valores comprendidos entre
un mínimo y un máximo.
34
Tensión de entrada Nominal ( NominCCV ): Es la tensión de entrada nominal,
expresada en Volts en CC, para la cual fue diseñado el inversor.
Tensión de salida ( OutV ): Es la tensión que los inversores entregan en sus
terminales de salida en la forma de una onda periódica en el tiempo o corriente
alterna (CA), caracterizada por un valor efectivo de tensión, expresado en Volts
RMS (VRMS).
Tensión de salida Nominal ( NomCAV ): Es el valor de la tensión efectiva de
salida, expresado en RMSV , en condiciones normales de operación del inversor.
La tensión deberá ser de 220 Volts.
Intensidad de salida ( OutI ): Es la intensidad de salida del inversor, expresada
en Amperes RMS ( ), a tensión nominal con una carga conectada en sus
terminales de salida.
Potencia de salida Nominal ( OutNomP ): Es el valor de la potencia, expresada en
Watt, que el inversor entrega en forma permanente en la salida operando en
condiciones nominales.
Potencia máxima momentánea ( ( )P t ): Es la potencia máxima, expresada en
Watt, que el inversor puede entregar en la salida durante intervalos de tiempo
reducidos, expresados en minutos.
Rendimiento de la conversión de potencia: Es la relación, expresada en
porcentaje (%) entre la potencia de salida y la potencia de entrada del inversor.
35
El rendimiento de los inversores variará en alto grado según el tipo y la
demanda de carga de los artefactos eléctricos.
Forma de onda: Es la forma de onda alterna que genera el inversor en la
salida.
Frecuencia Nominal ( f ): Es la frecuencia de la forma de onda alterna que el
inversor entrega en su salida, operando en condiciones nominales.
Regulación de frecuencia: Es la estabilidad con que la frecuencia en la salida
del inversor se mantiene, se expresa en porcentaje (%) de la frecuencia
nominal.
Regulación de tensión: Es la estabilidad con que la tensión en la salida del
inversor se mantiene, se expresa en porcentaje (%) de la tensión nominal.
A continuación en la Figura 2-13, el diagrama de conexión general de los
componentes de un sistema fotovoltaico.
36
Figura 2-13 Diagrama de conexión general para equipos fotovoltaicos.
Panel
SolarConsumo Baterías
Paneles
SolaresBaterías
Consumo CC/CA.
Regulador de Carga
Conexión
Serie/Paralelo
Voltaje de Operación
12-24-48 Volts
Conexión
Serie/Paralelo
Voltaje de Operación
12-24-48 Volts
DIAGRAMA DE CONEXIÓN
GENERAL DE EQUIPOS PARA
SISTEMAS DE ENERGÍA SOLAR.
Inversor
CC/CA
37
2.2 Instalaciones fotovoltaicas.
2.2.1 Bloques funcionales de la instalación.
De forma muy esquemática, y de cara a poder realizar un estudio y
dimensionado de las instalaciones fotovoltaicas los más riguroso posible, es
pertinente dividir las instalaciones fotovoltaicas en una serie de bloques
funcionales, compuestos por los elementos descritos en la primera parte de
éste capítulo. La incorporación de unos bloques u otros modificará
sustancialmente el comportamiento y diseño de cualquier instalación.
2.2.2 Bloque de generación.
Los paneles fotovoltaicos forman el generador fotovoltaico. Este junto con sus
cajas de conexión y elementos de protección forman el llamado bloque de
generación. El número de paneles fotovoltaicos depende de varios factores,
entre ellos:
La irradiación solar del lugar.
El valor energético de la carga.
La máxima potencia de salida del panel.
El rendimiento del panel.
La orientación de los paneles.
La temperatura ambiente.
El rendimiento del resto de componentes de la instalación.
38
2.2.3 Bloque de acumulación o almacenamiento.
El bloque de acumulación básicamente está compuesto por tres componentes:
El acumulador usa en la mayoría de las instalaciones, casi
exclusivamente, baterías de plomo ácido.
El regulador de carga cumple las funciones de:
Garantizar un régimen de carga adecuado para las baterías.
Evitar la descarga del acumulador a través de los paneles durante la
noche.
Limitar el nivel máximo de descarga de las baterías.
Monitorizar el proceso de carga y descarga.
La caja de conexión con los elementos de protección evita que se produzca en
el acumulador un cortocircuito accidental entre los bornes de salida o de
sobrecargas accidentales.
2.2.4 Bloque de Cableado.
El bloque de cableado está compuesto por todos los conductores eléctricos de
la instalación. Es uno de los bloques básicos del sistema porque su
dimensionamiento correcto puede representar una reducción muy importante de
las pérdidas de energía. Deberá recordarse que en cuanto nace una
oportunidad, para un mismo nivel de consumo, la corriente es mayor si el
sistema es de bajo voltaje. Una corriente mayor significa un incremento de las
pérdidas por disipación y en la caída de voltaje.
Es necesario mencionar que el bloque de cableado está presente en todas las
instalaciones fotovoltaicas, independiente de incorporar o no otros bloques.
39
2.2.5 Bloque de conversión.
Este bloque puede tener dos tipos de conversores los de CC/CC y los CC/CA o
inversores. En las instalaciones fotovoltaicas este bloque es de suma
importancia ya que es el que va a adaptar la corriente eléctrica a las
características de la carga.
2.2.6 Bloque de control.
Este bloque es el encargado de recoger los datos de funcionamiento de la
instalación y dar las órdenes para su correcto funcionamiento. Este bloque ha
tomado cada día más importancia, ya que su aplicación ha permitido mejorar el
funcionamiento de las instalaciones, aumentar su rendimiento, reducir sus
costes y prolongar su vida útil.
El bloque de control, en el caso de no estar incorporado en otros equipos, está
compuesto por un computador dotado de las interfaces necesarias para
comunicarse con los diferentes equipos de la instalación.
2.2.7 Bloque de carga.
Por carga se entiende a todo equipo o sistema que va a utilizar la energía
producida en un sistema. Es decir, el sistema se diseña e instala para
suministrar energía a una carga. Pero también es posible modificar, ajustar y
optimizar la carga, para que la instalación sea más económica, rentable y
eficiente.
2.2.8 Bloque de sistemas auxiliares.
Las instalaciones fotovoltaicas pueden estar funcionando con otros generadores
de energía eléctrica, como pueden ser instalaciones eólicas o hidráulicas. Estos
40
sistemas se denominan sistemas híbridos y los elementos no pertenecientes al
sistema fotovoltaico se agrupan en los denominados sistemas auxiliares.
2.2.9 Tipos de instalaciones fotovoltaicas.
Todas las instalaciones llevan incorporadas los bloques de generación,
cableado y carga, llamados bloques generales, y llevan alguno o todos de los
demás bloques indicados. Algunas de las instalaciones están dotadas de un
generador fotovoltaico con sistemas de seguimiento o de concentración, pero
esto no inválida el actual diseño de bloques, simplemente modifica el
dimensionado de los módulos ya que su rendimiento no es el mismo. A
continuación en la figura 2-14, se muestran los diversos tipos de instalaciones
fotovoltaicas.
Figura 2-14 Tipos de instalaciones fotovoltaicas.
Energía Solar FV.
Instalaciones aisladas de la red.
Electrificación rural.
Aplicaciones agroganaderas.
Bombeo.
Telecomunicaciones.
Alumbrado autónomo, señalización y alarma.
Instalaciones conectadas a la red.
Centrales generadoras.
Integración en edificios.
Instalaciones Híbridas.
41
2.2.10 Instalaciones aisladas de la red.
Las instalaciones aisladas de la red necesitan, además de los bloques
generales, los bloques de acumulación, conversión y control, entre ellas se
encuentran:
Instalaciones de energía solar fotovoltaica para iluminación de
viviendas e instalaciones aisladas.
Instalaciones de energía solar fotovoltaica para aplicaciones
agrarias diversas.
Instalaciones de energía solar fotovoltaica para instalaciones de
comunicaciones, señalización y otros.
Instalaciones de protección catódica.
Instalaciones móviles de todo tipo y los vehículos experimentales.
A veces la configuración general se puede ver modificada y desaparecer
algunos bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes:
- El sistema de control está incluido en otros elementos de la instalación.
- No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC.
- No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.
2.2.11 Instalaciones para bombeo.
Las instalaciones de bombeo necesitan, además de los bloques generales, el
bloque de conversión.
Las características específicas de la instalación dependerán de diversos
factores, pero un aspecto fundamental en el ámbito de los componentes será el
utilizar bombas de CC o de CA.
42
A veces esta configuración se puede ver modificado y desaparecer algunos
bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes:
No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC.
No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.
2.2.12 Instalaciones conectadas a la red eléctrica.
Las siguientes instalaciones conectadas a la red eléctrica necesitan, además de
los bloques generales, los bloques de conversión y control:
Las grandes centrales eléctricas fotovoltaicas.
Instalaciones de energía solar fotovoltaica en edificaciones para
suministro a la red eléctrica.
Instalaciones de energía solar fotovoltaica para refuerzo en finales
de línea.
Figura 2-15 Esquema general de instalaciones conectadas a la red.
43
La estructura y componentes específicos de estas instalaciones, dependen
estrictamente del tamaño definido en el desarrollo de la ingeniería necesaria
para estos proyectos.
2.2.13 Instalaciones con sistemas híbridos.
Son muy parecidas a las instalaciones aisladas de la red eléctrica, pero en ellas
aparece un segundo generador, no fotovoltaico, que constituye un bloque
específico, que puede tener diversas configuraciones.
A veces esta configuración se puede ver modificada y desaparecer algunos
bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes:
El sistema de control está incluido en otros elementos de la
instalación.
No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC.
No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.
2.3 Clasificación de los parámetros ambientales.
La luz, sea ésta de origen solar, o generada por un foco incandescente o
fluorescente, está formada por un conjunto de radiaciones electromagnéticas de
muy alta frecuencia, que están agrupadas dentro de un cierto rango, llamado
espectro luminoso. Las ondas de baja frecuencia del espectro solar (infrarrojo)
proporcionan calor, las de alta frecuencia (ultravioleta) hacen posible el proceso
de fotosíntesis o el bronceado de la piel. Entre esos dos extremos están las
frecuencias que forman la parte visible de la luz solar. La intensidad de la
radiación luminosa varía con la frecuencia. La Figura 2.16 muestra, la
composición del espectro luminoso.
44
Figura 2-16 Composición del espectro luminoso y las respectivas longitudes de
onda.
El “color” de la luz solar depende de la composición del espectro de
frecuencias. Los fabricantes de focos luminosos, consientes de este fenómeno,
tratan de dar a éstos un espectro de radiación luminosa similar al de la luz solar
que llega a la Tierra cuando el sol alcanza la posición del zenit (luz blanca). La
intensidad y frecuencias del espectro luminoso generado por el sol sufren
alteraciones cuando la luz atraviesa la atmósfera. Ello se debe a la absorción,
reflexión y dispersión que toma lugar dentro de ésta. Los gases presentes en la
capa atmosférica actúan como filtros para ciertas frecuencias, las que ven
disminuida su intensidad o son absorbidas totalmente. El proceso fotovoltaico
responde a un limitado rango de frecuencias dentro del espectro visible, de
manera que es importante definir el espectro de radiación de la fuente luminosa
que se utiliza para evaluar la celda fotovoltaica. Esto se hace especificando un
parámetro denominado Masa de Aire.
2.3.1 Masa de Aire.
La posición relativa del sol respecto a la horizontal del lugar determina el valor
de la masa de aire. Cuando los rayos solares caen formando un ángulo de 90°
respecto a la horizontal, se dice que el sol ha alcanzado su zenit. Para esta
45
posición la radiación directa del sol atraviesa una distancia mínima a través de
la atmósfera. Cuando el sol está más cercano al horizonte, esta distancia se
incrementa, es decir, la “masa de aire” es mayor. La Figura 2.17 ilustra esta
situación:
Figura 2-17 Masa de Aire
A la posición del zenit se le asigna una masa de aire igual a 1 (M1). Cualquier
otra distancia tendrá una masa de aire que puede calcularse usando la
expresión:
Masa de Aire 1
( )Cos (2.1)
Donde " " es el ángulo formado entre la posición de zenit y la posición del sol
en ese momento, y "cos( )" es el valor del coseno de ese ángulo, el que varía
entre 1 y 0, cuando éste varía entre 0 y 90°. Para valores de " " mayores que
cero "( 0)" , el valor del "cos( )" es siempre menor que la unidad "cos 1" ,
de manera que el valor de la masa de aire aumenta. Valores para la masa de
aire mayores que la unidad indican que la radiación directa debe atravesar una
46
distancia mayor dentro de la atmósfera. El ángulo de inclinación respecto a la
posición del zenit (vertical) puede ser calculado de la expresión anterior.
2.3.2 Variación del Espectro Luminoso.
Al incrementar la distancia, la absorción, reflexión y dispersión de la luz solar
también aumentan, cambiando el rango de frecuencias que integran el espectro
luminoso, así como la intensidad del mismo. Esto explica las variaciones de
intensidad y color de la luz solar durante la salida y puesta del sol. La fuente
luminosa usada para medir la potencia de salida de un panel FV tiene un
espectro luminoso correspondiente a una masa de 1,5 (M=1,5), el que ha sido
adoptado como estándar. La intensidad es muy cercana a 21( / )kW m .
2.3.3 Radiación.
Existen dos términos que se utilizan habitualmente para referirse a este
concepto, estos son:
2.3.3.1 Irradiancia.
Es la potencia de la radiación solar por unidad de superficie y se expresa en la
unidad correspondiente del Sistema Internacional, el Watt dividido por metro
cuadrado ( ). Será máxima sobre un plano que se encuentre en posición
normal a la dirección de propagación de radiación (es decir que le dé de frente
a la superficie) y será mínima si la superficie o plano es paralelo a la fuente de
propagación (es decir de canto).
47
Es posible clasificar la irradiancia entre los siguientes tipos:
Directa: es la que se recibe directamente desde el sol en línea recta, sin
que se desvíe en su paso por la atmósfera. Es la mayor y las más
importante en las aplicaciones fotovoltaicas.
Difusa: es la que se recibe del sol después de ser desviada por
dispersión atmosférica. Es radiación difusa la que se recibe a través de
las nubes, así como la que proviene del cielo azul. De no haber radiación
difusa, el cielo se vería negro, aún de día, como sucede por ejemplo en
la luna.
Albedo: es la radiación directa y difusa que se recibe por reflexión en el
suelo u otras superficies próximas.
2.3.3.2 Irradiación.
Es la energía que incide por unidad de superficie en un tiempo determinado, y
que se expresa en las unidades correspondientes del Sistema Internacional, es
decir, en Joule dividido por metro cuadrado (J/m2)o sus múltiplos (normalmente,
el Mega Joule (MJ/m2). En este último caso y, por razones prácticas, también se
emplea otra unidad de energía, el kilowatt-hora dividido por metro cuadrado
(kWh/m2). Donde:
(2.2)
Además la relación existente entre Irradiación e Irradiancia es:
(2.3)
Los fabricantes de paneles fotovoltaicos determinan la máxima potencia
eléctrica de salida usando una fuente con una potencia luminosa de
. Este valor, conocido con el nombre de SOL, se ha convertido en un
48
estándar para la industria, facilitando la comparación de paneles de distintos
orígenes. Se sabe qué 2 21( ) 10.000( )m cm , y que 1( ) 1.000( )kW W , por lo tanto:
2 21( ) 1 100
kW mWSOL
m cm
(2.4)
Ambas cantidades son usadas en las especificaciones técnicas de los paneles
solares presentes en el mercado.
2.3.4 Día Solar Promedio.
El valor de la irradiación varía al variar la Masa de aire, esta cambia
constantemente desde el amanecer al anochecer. Para simplificar el cálculo de
la energía eléctrica generada diariamente por un panel FV, se acostumbra a
definir el día solar promedio. Éste valor es el número de horas, del total de
horas entre el amanecer y el anochecer, durante el cual el sol irradia con una
potencia luminosa de 1 SOL. Por ejemplo, si el promedio de irradiación diaria en
una locación es de 10 2( / )kWh m . Y si este valor es dividido por un SOL, se
obtiene el valor (en horas) del día solar promedio para esa locación y esa
inclinación del panel. Para el ejemplo será:
2
2
10 (kWh/m ) Día Solar ( .) = 10 .
1 (kW/m )hrs hrs (2.5)
Al recordar que los paneles son evaluados usando una intensidad luminosa de
1 (2/kW m ), es decir un SOL, la duración del día solar promedio representa la
cantidad de horas, del total de horas de luz diaria, en que el panel es capaz de
generar la potencia máxima de salida especificada por el fabricante.
49
2.3.5 Declinación del Sol
La declinación del sol es el ángulo de variación que tendrá la incidencia de la
luz solar sobre la superficie terrestre, respecto del equinoccio, ver Figura 2-18,
tomando valores positivos y negativos, dependiendo del día del año. Su signo
varía según la época del año, es positivo entre el 22 de marzo y el 22 de
septiembre Para calcular y dimensionar el sistema fotovoltaico se utiliza el día
más desfavorable del año, para el hemisferio sur corresponde al día 172 según
la tabla de datos y declinación solar 7.
Figura 2-18 Declinación Solar.
La declinación solar se anula en los equinoccios de primavera (22 al 23 de
Septiembre) y de otoño (20 al 21 de Marzo). En estos días el Sol se encuentra
en el ecuador, y la duración del día es igual a la de la noche en toda la Tierra,
7Tabla de datos y declinación solar en ANEXO A.
Declinación
Solsticio
de
Invierno
Equinoccio
Solsticio
de
Verano
90º-L
-23,45
23,45
Plano Horizontal
50
además, las posiciones de salida y de puesta del Sol coinciden con el Este y
con el Oeste, respectivamente.
En el solsticio de verano (21 al 22 de Junio) la declinación es de +23.45º y el
Sol se encuentra en el Trópico de Cáncer lo que en el hemisferio Norte se
traduce en el día más largo y la noche más corta. En el solsticio de invierno
(21/22 de Diciembre) la declinación es de -23.45º y el Sol se encuentra en el
trópico de capricornio lo que se traduce en el hemisferio Norte en el día más
corto y la noche más larga del año. En el hemisferio Sur ocurriría lo contrario.
La declinación solar está dada por la expresión:
360
23,45 81365
sen d
(2.6)
Dónde:
d : Es el día del año más desfavorable, enumerando al día 1 el 01 de Enero y el
día 365 el 31 de Diciembre.
La ecuación (2.6) adquiere valores positivos y negativos dependiendo del
período estacional en el cual se ubica el día seleccionado. Es decir, en el
período Otoño-Invierno el valor ( ) será negativo y en el período Primavera-
Verano ( ) será positivo, independiente del hemisferio en el cual se ubique el
lugar seleccionado.
Al desarrollar los cálculos para Santiago que se ubica en el hemisferio sur, con
d = 172 8, Entonces:
8 Día más desfavorable del año para el hemisferio sur, durante el periodo otoño-invierno.
51
36023,45 (172 81)
365
23º ,45
sen
(2.7)
2.3.6 Cálculo de Horas Peak y Parámetros según la localidad
Los datos del lugar presentados a continuación corresponden a la ubicación del
DIE-USACH, estos son los siguientes:
Tabla. 2.1 Datos de Ubicación e Irradiación para Santiago.
Ubicación Santiago, Región Metropolitana.
Latitud 33º45` Sur
Locación Geográfica Sur del Ecuador
Irradiación Invierno: Junio
Irradiación Verano: Enero
2.3.6.1 Horas Peak en plano horizontal (H.P.h)
El concepto de Horas Peak se refiere a la cantidad de irradiación solar que
incide sobre un plano horizontal a una intensidad de 1000 (W/m2). Para obtener
este valor es necesario usar la siguiente expresión:
2
. .860
h
kCal
m díaH P
(2.8)
Por lo tanto utilizando los valores entregados en el ANEXO A, el valor de Horas
Peak en plano horizontal para Santiago en los meses de junio (invierno) y enero
(verano) son:
52
Tabla 2.2 Horas Peak o de Sol plano horizontal para Santiago.
Horas Peak en Plano Horizontal Invierno Verano
Santiago Junio Enero
Irradiación (kCal/m 2 *día) 1140 5530
H.P.h 1,33 6,43
2.3.6.2 Horas Peak en Plano Inclinado (H.P.i)
Este concepto se refiere a la cantidad de horas que incide irradiación solar
sobre una superficie inclinada, cuyo ángulo se denomina “β”, respecto del plano
tierra, en dirección al Ecuador. Este dato es usado para analizar la irradiación
solar que incide sobre los paneles solares, cuando están inclinados y de este
modo aumentan su efectividad. El ángulo de inclinación del panel “β” se
muestra en la figura 2-19.
Figura 2-19 Ángulo de Inclinación “β” de un Panel Fotovoltaico.
53
Al apreciar la figura 2.19, se observa que los rayos solares deben formar un
ángulo de 90º con el panel fotovoltaico, con esto se obtiene la siguiente
expresión:
90º 180º (2.9)
Luego de (Ec.2.10) se obtiene:
90º (2.10)
Dónde:
: Es el ángulo de incidencia de la luz solar al panel solar y al plano tierra, en
grados.
: Es el ángulo óptimo de inclinación del panel fotovoltaico, en grados.
El ángulo de inclinación se relaciona directamente con la Latitud del lugar en
el cual se encuentra el panel fotovoltaico, ya que éste ángulo será de valores
iguales o aproximados a la Latitud del lugar9. Para obtener el valor de en las
diferentes ciudades del país, se cuenta con el Registro Solarimétrico10.
Para el caso de estudio, Santiago se encuentra en Latitud: 33º45` Sur. Por lo
tanto, al considerar el ángulo de inclinación del techo del Block C del DIE-
USACH, el ángulo de inclinación inicial considerado para los módulos,
corresponde a:
(2.11)
(2.12)
(2.13)
Al aplicar la Ec.2.10 el ángulo de incidencia solar en el panel será:
(2.14)
9 Universal Technical Standard for Solar Home Systems, Version 2, 2001.
10 Irradiancia Solar en territorios de la República de Chile, CNE/PNUD/UTFSM, 2008.
54
(2.15)
Con estos valores es posible obtener las Horas Peak en un plano inclinado
(H.P.i), con la ayuda de la siguiente expresión:
( )
. . . .( )
i h
senH P H P
sen
(2.16)
Así, para el caso de estudio y utilizando (2.13) se obtiene:
Tabla 2.3 Horas Peak de Sol plano inclinado, calculadas para Santiago.
Horas Peak en Plano Inclinado Invierno Verano
1140 5530
H.P.i 1,74 8.39
2.4 Grado de Disponibilidad de un Sistema Fotovoltaico.
El mejor diseño para un sistema fotovoltaico es el que incorporando el menor
número de paneles y baterías, satisface las condiciones impuestas por el
consumo, con un determinado grado de disponibilidad para el sistema. Este se
expresa en forma porcentual (%), es la relación entre el tiempo durante el cual
el sistema fotovoltaico puede suplir los requerimientos de la carga y el tiempo
en que ésta debe permanecer activa.
El grado de disponibilidad de un sistema indica el costo de éste, mientras mayor
es el grado mayor es el costo. Para un sistema fotovoltaico éste grado
representa en cada instante, un balance entre el consumo y la capacidad de
satisfacer ese consumo.
Para servicios médicos, sistemas de comunicaciones o redes de distribución
domiciliarias, bien llamados “críticos” el grado de disponibilidad se aproxima al
55
100%. Los servicios no considerados críticos pueden tener una disponibilidad
cercana al 90%.
En un sistema fotovoltaico con régimen de uso continuo (día y noche), los días
sin sol introducen un desbalance en la zona generadora, que debe ser
corregido incrementando la capacidad de reserva de las baterías o
suplementando la generación con la red, creando un sistema híbrido de
generación eléctrica.
Las variaciones en el consumo varían el grado de disponibilidad. Una reducción
temporal del consumo puede ofrecer una solución de costo muy bajo para
restablecer el balance energético del sistema durante cortos períodos de
insolación nula.
Por otra parte, la introducción de cargas no previstas en el diseño original
disminuirá el grado de disponibilidad del sistema, ya que el equilibrio energético
se verá afectado por el aumento del consumo. Es importante recordar que aún
los sistemas convencionales de generación y distribución de electricidad nunca
alcanzan el 100% de disponibilidad debido a las fallas inherentes a todo
sistema.
En el siguiente capítulo se describen las etapas a seguir en el proceso de
dimensionar y diseñar el sistema fotovoltaico correspondiente. El procedimiento
no presenta un esquema rígido y varios de los pasos es posible considerarlos
en forma simultánea o en distinto orden.
56
CAPÍTULO 3. NORMATIVA NACIONAL PARA INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS.
3.1 Marco regulatorio nacional.
En este capítulo se indica el marco regulatorio nacional basado en ERNC y se
realiza un estudio de la normativa técnica vigente, aplicado a la instalación
eléctrica de paneles solares fotovoltaicos.
La favorable ubicación y la particular geografía del territorio chileno ofrecen un
gran potencial para la utilización de ERNC11. Sin embargo, la inversión y
desarrollo no han sido los esperados debido a variados inconvenientes, tales
como: la inexistencia de estímulos a la inversión; la incertidumbre de los
mercados y la inexistencia de un marco regulatorio específico para estas
tecnologías.
Desde el gobierno, han surgido claras señales de estímulo al desarrollo de las
ERNC. En primer lugar, al desarrollar programas tendientes a superar estas
barreras, ya que históricamente ha existido un marco regulatorio neutral
respecto a la diversificación de las tecnologías empleadas para la generación
eléctrica, debiendo competir las nuevas tecnologías, en similares condiciones
que las fuentes convencionales de generación.
Así se está dando un impulso paulatino para que a futuro ingrese un porcentaje
significativo de ERNC en la matriz energética del país. En efecto la CNE12
estima el 5,3% para el año 2015 y un 17,5% para el 2025, de la matriz
energética nacional.
11
ERNC: Energías Renovables No Convencionales. 12
CNE: Comisión Nacional de Energía.
57
Con anterioridad a la introducción de modificaciones legislativas, el desarrollo
de las ERNC estaba sometido a su competitividad tanto en precios como en
calidad y seguridad de suministro, frente a las fuentes convencionales. Sin
embargo existían distorsiones en el mercado, debido a una sensación de riesgo
para el inversionista, asociado a la falta de regulación específica del rubro. En
este sentido el gobierno, a través de la CNE, se ha propuesto identificar y
eliminar las barreras, para fomentar el desarrollo de las ERNC.
En Chile no existen limitaciones reglamentarias a la incorporación de fuentes de
ERNC, sin embargo sólo a partir del 13 de marzo del 2004 tras la publicación de
la Ley Nº 19.940 (Corta I), se indican los primeros incentivos para invertir en
este tipo de fuentes. A continuación el 19 de mayo del 2005 se publica la Ley Nº
20.018 (Corta II). Gracias a estas leyes se dio por primera vez un trato
diferenciado a las fuentes de ERNC, mejorando la viabilidad técnica y
económica de este tipo de proyectos, del siguiente modo:
3.1.1 Ley Nº 19.940 (Ley Corta I).
Se asegura el derecho a la venta de energía en el mercado mayorista a
cualquier generador de electricidad independiente de su tamaño.
Se establecen condiciones no discriminatorias para los pequeños
generadores, menores a 9 MW, mediante la estabilización de los precios.
Se da certeza jurídica de acceso a las redes de distribución para evacuar
la energía producida para generadores menores a 9 MW.
Se libera total o parcialmente el pago de peajes de transmisión troncal de
energía para las fuentes no convencionales:
o Exención total para centrales generadoras menores a 9 MW.
o Exención parcial para centrales generadoras entre 9 y 20 MW.
58
3.1.2 Ley Nº 20.018 (Ley Corta II).
Establece la obligación de parte de las distribuidoras de suministrar hasta el 5%
de la energía, a sus clientes regulados, proveniente de fuentes de ERNC.
A lo anterior, se suman los esfuerzos que realizan la CNE y la Corporación de
Fomento a la Producción (CORFO), para promover el desarrollo de una cartera
de proyectos, a través del programa de “Promoción y atracción de inversiones
para la generación de energías a partir de fuentes renovables”. Así el estado se
comprometió a otorgar subsidios para materializar una cartera de proyectos.
Sólo pueden participar de este beneficio empresas que contemplen iniciativas
de generación inferiores a 20 MW y que presenten costos iguales o superiores
a US $ 400.000, pero inferiores a US $ 2 millones.
El Programa Nacional de Electrificación Rural (PER), creado por la CNE, a fines
del 1994, ha constituido un fuerte estímulo para el desarrollo de las ERNC,
fuera del sistema de distribución. El objetivo principal es mejorar la calidad del
abastecimiento de energía en comunidades aisladas, fomentando el uso de
ERNC.
En el marco del PER, el Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF) ha
financiado el proyecto “Remoción de Barreras para la Electrificación Rural con
Energías Renovables”. Para este programa, en septiembre del 2001, la CNE, el
Ministerio de Relaciones Exteriores y el Programa de las Naciones Unidas para
el Desarrollo (PNUD), firmaron un convenio. Gracias a éste se han desarrollado
un conjunto de normas en nuestro país, relacionadas con ERNC, entre ellas las
normas referidas con energía solar fotovoltaica.
59
3.1.3 Ley 20.571 Regulación de pago a la generación residencial. Establece desde el año 2012, el derecho de los clientes regulados que tengan
medios de generación ERNC o de cogeneración a inyectar los excedentes de
energía a la red de distribución. Este derecho se encuentra establecido para los
clientes regulados que cuenten con medios de generación que no superen los
100kW.
Las inyecciones de energía que realicen estos medios de generación serán
valorizadas al precio que las empresas de distribución traspasan a sus clientes
la energía conforme a los precios regulados fijados por decreto. La
remuneración por las respectivas inyecciones de energía será descontada de la
facturación del mes correspondiente y en caso de existir un remanente, se
trasladará a los meses siguientes, ajustados según el IPC. En caso que no sea
posible descontarlo de futuras facturas, dicho monto deberá ser pagado al
cliente a todo evento.
Un elemento final de la Ley 20.571 dice relación con que los ingresos obtenidos
por los clientes finales no constituyen renta y no estarán afectas a IVA. Por lo
anterior, a este beneficio no se podrán acoger los contribuyentes de Primera
Categoría.
60
3.2 Normativa técnica nacional relacionada a energía fotovoltaica.
3.2.1 Normas Fotovoltaicas
La normativa nacional fotovoltaica es relativamente nueva, esto debido a la
importancia que ha alcanzado en los últimos años el uso y aplicación de este
tipo de ERNC. El objetivo de estas normas es reunir y proporcionar los criterios
necesarios para resguardar a los usuarios, asegurar la calidad del servicio,
permitir una adecuada mantención, preservar el medio ambiente y velar por el
correcto funcionamiento de los equipos y componentes que integran una
instalación. A la fecha se han publicado las normas señaladas a continuación:
Tabla 3.1 Normas fotovoltaicas nacionales e internacionales.13
Normas Descripción
NCh. 2898-IEC 61277 Parámetros característicos
de sistemas fotovoltaicos autónomos.
NCh. 2902-IEC 61836 Sistemas de energía solar
fotovoltaica-Términos y símbolos.
NCh. 2903/1-IEC 60904-1
Dispositivos fotovoltaicos
Parte 1: Medición de las características
corriente-tensión fotovoltaica.
NCh. 2903/2-IEC 60904-2
Dispositivos fotovoltaicos
Parte 2: Requisitos de las celdas solares
de referencia.
NCh. 2903/3-IEC 60904-3
Dispositivos fotovoltaicos
Parte 3: Principios de medición de dispositivos
solares fotovoltaicos terrestres con datos de
Irradiación espectral de referencia.
NCh. 2903/10-IEC 60904-10 Dispositivos fotovoltaicos
Parte 10: Métodos de medición de linealidad.
13
Fuente: Comisión Nacional de Energía.
61
Normas Descripción
NCh. 2896-Thermie B SUP 995-96
Especificaciones generales
para sistemas fotovoltaicos domésticos.
Requisitos.
NCh. 2925-IEC 61701
Ensayo de corrosión en
módulos fotovoltaicos-Método de niebla salina.
NCh. 2940-IEC 61173
Protección contra las
sobretensiones de los sistemas generadores
fotovoltaicos, Guía.
NCh. 2956-IEC 61646
Módulos fotovoltaicos
de lámina delgada para aplicaciones terrestres.
Calificación del diseño y aprobación de tipo.
NCh 2927-IEC 61277
Sistemas generadores
fotovoltaicos terrestres - Generalidades y guía.
NCh 2922-IEC 61721
Sistemas fotovoltaicos.
Susceptibilidad de un módulo fotovoltaico al
daño por impacto accidental.
NCh 2970-IEC 61683
Sistemas fotovoltaicos.
Acondicionadores de potencia –Procedimientos
para la medición de rendimiento.
NCh 2976-IEC 61215
Módulos fotovoltaicos.
de silicio cristalino para aplicaciones terrestres.
Calificación del diseño y aprobación de tipo.
3.2.2 Normativa eléctrica en Chile.
Sin duda el estudio, análisis y elaboración de normas fotovoltaicas colaboran
con reglamentar las instalaciones solares, pero es necesario que estas se
apliquen junto a la normativa eléctrica del país. Debido a que establecen las
disposiciones técnicas específicas para instalaciones eléctricas de alta y baja
tensión. Dichas normas se presentan a continuación:
62
Tabla 3.2. Normas Eléctricas Nacionales.14 Normas Descripción
NCh.Elec. 2/84
Establece disposiciones técnicas que deben cumplirse en
la elaboración y presentación de proyectos relacionados
con instalaciones eléctricas.
NCh.Elec 4/2003
Establece las condiciones mínimas de seguridad que
deben cumplir las instalaciones eléctricas de consumo en
baja tensión.
N.Seg 5.E.N71
Norma de instalaciones eléctricas de corrientes fuertes.
N.Seg 8.75
Norma que estipula los niveles de tensión de los sistemas
e instalaciones eléctricas.
NCh.Elec. 10/84
Indica los procedimientos a seguir para la puesta en
servicio de una instalación interior.
Hoy en Chile, a la hora de desarrollar y llevar a la práctica cualquiera sea el tipo
de proyectos generadores de energía eléctrica, es necesario cumplir con toda la
normativa. Debido a que el objetivo principal de la normativa es asegurar el
correcto funcionamiento de las instalaciones, permitir adecuadas mantenciones,
ampliaciones y proveer de seguridad a las personas.
Las normativas hacen referencia a los requisitos que deben cumplir las
instalaciones y sus componentes, pero, como se ha mencionado con
anterioridad, los equipos deben cumplir con estos requerimientos. La
certificación de estas características para los equipos fotovoltaicos, hoy se
encuentra en manos de organismos extranjeros. En Chile el organismo
certificador, encargado de homologar equipamiento y dispositivos es la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
14
Fuente: Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
63
3.2.3 Normativa de diseño estructural.
En el desarrollo de cualquier proyecto técnico otra de las áreas importantes a
considerar, es la relacionada con las edificaciones y estructuras involucradas.
Normalmente una instalación fotovoltaica está compuesta por las estructuras
que soportan los módulos o paneles. En relación a las normas civiles, en la
tabla 3.3 se listan las relacionadas al asunto de este trabajo.
Tabla 3.3. Normas para diseño estructural.15
Normas Descripción
NCh. 0432-2010.
Diseño estructural-Cargas de viento.
NCh. 1537.Of2009.
Diseño estructural- Cargas permanentes y cargas de uso.
NCh. 3171.Of2010.
Diseño estructural-Disposiciones generales y
combinaciones de carga.
3.3 Documentación necesaria para solicitar aprobación de proyectos en la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
La Superintendencia de Electricidad y Combustibles al igual que para cualquier
proyecto eléctrico, solicita que el instalador encargado de la ejecución de este,
presente información técnica que respalde el correcto funcionamiento de las
instalaciones y defina niveles mínimos de seguridad para las personas, de
acuerdo a la normativa vigente.
15
Fuente: Instituto Nacional de Normalización.
64
En primer lugar, la información técnica solicitada por la SEC es:
1. Formulario TE-116, que incluye:
Destino de la propiedad.
Dirección.
Potencia total declarada.
2. Memoria de Cálculo del proyecto, para instalaciones de 20kW o más.
3. Planos del proyecto, que deben incluir además de los datos técnicos:
Croquis de ubicación.
Diagramas unilineales.
Cuadro de cargas.
Cuadro resumen de láminas.
La presentación de esta información se puede realizar:
Vía presencial en formato impreso: Oficinas SEC, Avda. Libertador
Bernardo O´Higgins 1465, Santiago, Chile.
Vía electrónica en formatos “.doc”, “.jpg”, “.pdf”, “.CAD” según
corresponda, en el portal web de la SEC https://ww6.sec.cl/edeclarador/
Luego de entregar la información, esta será revisada y se informará en un plazo
no mayor a 15 días hábiles, si la instalación posee comentarios que deben ser
corregidos o ha sido aprobada.
16
Declaración de instalaciones eléctricas interior.
65
CAPITULO 4. INGENIERIA CONCEPTUAL DEL PROYECTO FOTOVOLTAICO.
Al considerar la existencia de diversos tipos de instalaciones fotovoltaicas, es
pertinente conocer las condiciones que generan la necesidad de llevar a cabo el
proyecto y los parámetros técnicos, a partir de los cuales se definen los
conceptos generales requeridos para elaborar la ingeniería de detalle.
4.1 Descripción general de la instalación.
El DIE-USACH se encuentra en la avenida Ecuador # 3519, en el campus de la
Universidad de Santiago de Chile situado en la Región Metropolitana, comuna
de Estación Central. En la figura 4-1, se muestra una fotografía aérea de su
ubicación referencial.
Figura 4-1 Fotografía aérea de la ubicación referencial del DIE-USACH.17
17 Fuente: Google Earth.
66
4.1.1 Consumo energético.
El DIE-USACH se compone de 44 oficinas, 14 salas de clases y 26 laboratorios.
Para el correcto funcionamiento de todas estas instalaciones es necesario el
consumo de una gran cantidad de energía eléctrica y consecuentemente una
gran cantidad de recursos. La compañía de distribución de electricidad Chilectra
S.A. perteneciente al grupo Enersis, es la encargada de suministrar la energía
al establecimiento. Los datos generales del suministro de la instalación se
presentan en la Tabla 4.1.
Tabla 4.1 Datos generales del suministro eléctrico.
COMPAÑÍA CHILECTRA S.A.
CLIENTE DIE- USACH.
RUT 60.911.000-7
GIRO FISCAL
DIRECCIÓN ECUADOR # 3519
COMUNA ESTACIÓN
CENTRAL
N° CLIENTE 177963-K
ÁREA 1ª
TARIFA AT3
N° MEDIDOR 18389464/18389464R
Al observar los gráficos en las Figuras 4-2 y 4-3, con facilidad es posible
identificar la conducta de los requerimientos energéticos de la instalación, en
donde el periodo de invierno y verano se encuentran definidos por el mayor y
menor consumo de electricidad.
67
Figura 4-2 Consumo anual de energía, DIE- USACH, 2011.18
Al analizar los costos por energía en la Figura 4-3, es posible notar que los
mayores consumos de energía no están relacionados con los mayores costos.
Por ejemplo, durante el mes de noviembre se registra el mayor gasto en
energía, no siendo el mes con el mayor consumo. Este fenómeno se debe, en
particular, a la conocida variación que presentan los precios de la energía en
Chile. Lo anterior es resultado de la regulación vigente y a la relación que existe
con los precios del petróleo en el mundo. Cualquier análisis energético objetivo
comienza por registrar el constante aumento que registran los precios del
combustible, siendo el petróleo el de mayor importancia en el mundo.
18 Fuente: Elaboración propia.
19.200
8.400
15.000
25.800 24.600
28.800
31.800 30.000
22.800
25.800
30.600
27.000
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
kWh.
Consumo anual de energía . DIE-USACH 2011.
68
Figura 4-3 Costo anual de energía, DIE- USACH, 2011.19
Este periodo de la civilización se caracteriza, en especial por la necesidad
constante de crecer económicamente y aumentar de forma sostenida el
consumo de energía, inclusive este último es un indicador referencial de
crecimiento. La situación ha comenzado a generar escasez de variadas
materias primas y aumento en los costos de la energía. La humanidad se
encuentra ante un panorama crítico, en cuya solución de mediano y largo plazo
juegan un papel importante las nuevas tecnologías involucradas en la
generación de energía eléctrica.
El análisis del comportamiento de consumo entrega información relevante para
tomar medidas al respecto. Una de estas medidas consiste en introducir la
19 Fuente: Elaboración propia.
0 500.000
1.000.000 1.500.000
2.000.000 2.500.000
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEM.
OCTUB…
NOVIEM.
DICIEM.
1.541.807
877.731
1.325.559
1.886.274
1.824.704
2.107.328
2.295.645
2.133.412
1.617.980
1.858.389
2.489.494
1.975.925
$ (Pesos Chilenos).
Costo anual de energía. DIE-USACH 2011.
69
generación de energía fotovoltaica, a modo de reducir el consumo, gastos y
dependencia de la compañía distribuidora, apuntando hacia la introducción de
energías renovables no convencionales.
4.2 Evaluación de las características climatológicas del DIE-USACH.
Es pertinente investigar el comportamiento climatológico y la potencialidad del
recurso solar en la zona donde se encuentra ubicado el DIE-USACH. Por otra
parte estos datos servirán en el capítulo siguiente, para obtener entre otros
parámetros, la generación anual esperada del proyecto.
El Ministerio de Energía, del Gobierno de Chile, a través del Departamento de
Geofísica de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad
de Chile permite examinar a través de un reporte online, las características
solares y climatológicas, mediante la modelación numérica de la transferencia
de radiación solar en la atmósfera y la recopilación de datos satelitales de alta
resolución. Para ello se ha utilizado la información satelital proveniente del
satélite GOES EAST para los años 2009 y 2010.
Esta base de datos fue utilizada para identificar la nubosidad y sus
características radiativas a partir del modelo CLIRAD-SW, algoritmo de
transferencia radiativa que se caracteriza por su eficiencia computacional. El
modelo separa la radiación del sol en 11 bandas espectrales y considera
interacciones de cada banda de manera independiente.
70
4.2.1 Ubicación y mapa topográfico del terreno.
Las características geográficas principales del sitio en cuestión son presentadas a
continuación:
Tabla 4.2 Ubicación geográfica del DIE-USACH.
Coordenadas
Latitud 33.45 ° S
Longitud 70.68 ° O
Elevación 527 metros.
En la Figura 4-4 se muestra el mapa de ubicación del sitio y su entorno geográfico
para relacionar las características climatológicas del sector. La posición en latitud y
longitud correspondientes, se indica por medio de un triángulo de color rojo. La imagen
sombreada del terreno se basa en el modelo de terreno digital SRTM20 de 90 metros
de resolución.
20 Shuttle Radar Topography Mission.
71
Figura 4-4 Ubicación geográfica y entorno topográfico del DIE-USACH21.
21
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
72
4.2.2 Características climatológicas del DIE-USACH.
A continuación es necesario identificar el comportamiento de las variables
climatológicas más relevantes al momento de trabajar en la ingeniería
conceptual de un proyecto fotovoltaico. Las Figuras 4-5,4-6 y 4-7, mostradas a
continuación exponen estos comportamientos en diversos gráficos.
Figura 4-5 Ciclo estacional de viento en el DIE-USACH22.
22 Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
73
Figura 4-6 Ciclo estacional de temperatura en el DIE-USACH23.
Figura 4-7 Ciclo estacional del Albedo en el DIE-USACH24.
23
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
24
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
74
4.2.3 Radiación Global Horizontal del sitio.
La cantidad de radiación recibida en un punto depende del ángulo de incidencia
de los rayos con respecto a la superficie receptora. La irradiancia Global
Horizontal (GHI) es la radiación que se recibe en una superficie perpendicular al
campo de gravedad de la Tierra y por lo tanto va recibiendo con distinto ángulo
la radiación directa del sol a través del día. La GHI es la suma de las
componentes directa y difusa de la radiación.
Como parte de la ingeniería conceptual y para fundamentar la realización de
cualquier proyecto fotovoltaico es relevante indagar en los niveles de radiación
existentes en la zona. A continuación se muestra una serie de gráficos que
muestran las características del terreno en el cual se encuentra ubicado el DIE-
USACH.
En la Figura 4-8 se aprecia un gráfico comparativo de la radiación anual
recibida en el DIE-USACH versus, Andalucía en España y Los Ángeles en
Estados Unidos. Dos de las ciudades que han desarrollado mayor actividad en
estos últimos años, en cuanto a la introducción de proyectos fotovoltaicos se
refiere. Es visible, como el sitio en estudio presenta un promedio anual de
radiación superior que las ciudades analizadas.
75
Figura 4-8 Comparativa del promedio anual de radiación captada en Santiago,
Andalucía y Los Ángeles, 201025.
Por otra parte, al analizar en detalle los niveles de radiación para cada mes
durante un año y comparar estos datos del sitio en estudio con las ciudades
antes mencionadas, resulta evidente como la ubicación del DIE-USACH recibe
niveles de radiación superiores. Lo anterior sucede incluso al contrastar las
distintas estaciones, discordantes naturalmente por estar ubicadas en distintos
hemisferios.
25 Fuente: Elaboración propia a partir de los datos obtenidos de:
http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/RETScreen/
6,34
4,79
5,41
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
Promedio Anual.
kWh
/m2
/día
Comparativa promedio anual de radiación. Santiago-Andalucía-Los Angeles.
DIE-USACH, Santiago, Chile.
Andalucía, España.
Los Angeles, EEUU.
76
Figura 4-9 Comparativa de radiación mensual recibida en el DIE-USACH,
Andalucía y Los Ángeles, 201026.
El valor de radiación presentado en la Figura 4-9, es el valor promediado
durante un año de la radiación sumada sobre todas las horas del día. Este valor
podría ser una sobreestimación en lugares de topografía abrupta que se
encuentren encajonados y donde la duración del día sea menor a la duración
del día en un sitio llano, a la latitud, longitud y elevación correspondientes. Pero
como lo mostraba anteriormente la Figura 4-4 donde las características
topográficas del sitio, son del todo normales y sin cambios abruptos.
26 Fuente: Elaboración propia a partir de los datos obtenidos de:
http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/RETScreen/
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
kWh
/m2
/día
Comparativa de radiación mensual.
Santiago-Andalucía-Los Angeles.
DIE-USACH, Santiago, Chile.
Andalucía, España.
Los Angeles, EEUU.
77
4.2.4 Ciclo Anual de GHI.
En la figura 4-10 se muestra el Ciclo anual de la radiación diaria promedio.
Donde cada punto representa el promedio de 24 horas de la radiación y por lo
tanto incluye el día y la noche.
Figura 4-10 Ciclo anual de la radiación diaria promedio sobre el DIE-USACH27.
27 Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
78
4.2.5 Ciclo Anual de GHI, año 2009 y 2010.
En la figura 4-11 se muestra el ciclo anual de la radiación diaria promedio para
los años 2009 y 2010. Donde cada punto representa el promedio de 24 horas
de la radiación y por lo tanto incluye el día y la noche.
Figura 4-11 Ciclo anual de la radiación diaria promedio sobre el DIE-USACH,
año 2009 y 201028.
28 Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
79
4.2.6 Promedio mensual de la radiación diaria.
La figura 4-12 presenta el ciclo diario de la radiación para cada mes en valores
promedio. Donde el tamaño del intervalo entre un mes y otro representa 24
horas.
Figura 4-12 Promedio mensual de la radiación diaria sobre el DIE-USACH29.
29
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
80
4.2.7 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria.
La Figura 4-13 enseña el ciclo diario estacional de la radiación diaria promedio
en (W/m2). Donde en cada casillero se muestra el valor promedio de la
radiación para una cierta hora del día y un cierto mes.
Figura 4-13 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria promedio sobre DIE-
USACH, en (W/m2)30.
30
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
81
4.2.8 Nubosidad.
En la Figura 4-14 se presenta la frecuencia de la nubosidad estimada a partir de
los datos satelitales. La frecuencia de nubosidad es un número entre 0 y 1, que
indica la fracción de tiempo en que el sitio examinado estuvo cubierto por
nubes, a una determinada hora y/o mes. En seguida, la Figura 4-15 muestra el
ciclo anual de la frecuencia de nubosidad diurna promedio entre las 08:00 y
20:00 horas.
Figura 4-14 Ciclo anual de la frecuencia de nubosidad diurna sobre DIE-
USACH31.
31
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
82
4.2.8.1 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad.
En la Figura 4-15 se expone en valores de porcentaje el ciclo diario y
estacional de la frecuencia de nubosidad del sitio en análisis.
Figura 4-15 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad sobre DIE-
USACH, expresada en porcentaje32.
32
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
83
4.3 Identificación de lugares de instalación.
Una vez identificadas las características de la zona y el tipo de instalación
fotovoltaica a confeccionar, el siguiente paso consiste en realizar un
levantamiento de las características constructivas de la edificación.
En la Figura 4-16 se muestra un esquema general con la identificación de cada
sector del DIE-USACH y su ubicación con respecto al norte geográfico. El DIE-
USACH se encuentra identificado en su construcción interna en tres Blocks A, B
y C respectivamente. Además la figura incluye las dimensiones de cada sector,
las que se detallan en la tabla 4.3.
Figura 4-16 Esquema general de áreas disponibles para la construcción de una
instalación fotovoltaica.
84
Tabla 4.3 Detalle de áreas disponibles para la construcción de una instalación
fotovoltaica en el DIE-USACH.
Block Área disponible
A 123.75
B 226.8
C 212.5
Entre las opciones disponibles para ubicar el bloque generador fotovoltaico, se
encuentra el techo del Block A y C. Pero debido a la ubicación de una gran
cantidad de equipos de aire acondicionado como se muestra en la Figura 4.16.
Se opta por el techo del Block C que a pesar de tener equipos de aire
acondicionado, cuenta con una mayor área disponible, tal y como lo indican las
Figuras 4-17, 4-18, 4-19 y 4-20.
Figura 4-17 Fotografía superficie de techumbre Block A del DIE-USACH.
85
Figura 4-18 Superficie de techumbre Block C del DIE-USACH.
86
Figura 4-19 Superficie de techumbre Block C del DIE-USACH.
87
Figura 4-20 Superficie de techumbre Block C del DIE-USACH.
88
Figura 4-21 Superficie de techo Block C del DIE-USACH.
89
4.4 Modelo general de la instalación.
Entre los distintos tipos de instalaciones fotovoltaicas mencionadas en el
capítulo 2, la principal característica para la selección de un tipo u otro, se basa
en las necesidades del usuario o tipo de carga a la cual el sistema generador
inyectará la energía eléctrica.
La característica energética de un edificio como el DIE-USACH consta de altas
demandas de energía, durante todo el año académico y e incluso parte del
período estival debido a las labores docentes y de investigación.
Figura 4-22 Instalación fotovoltaica conectada a la red y sus principales bloques
constructivos.
Bloque Generador.
Bloque Inversor.
Bloque de protecciónes y cableado.
90
Las instalaciones fotovoltaicas buscan dar solución a diferentes necesidades,
en este caso el principal objetivo del proyecto es incorporar la generación de
energía eléctrica en edificaciones, sin interrumpir su normal funcionamiento,
esto incluye tener una visión sustentable que permita generar la propia energía
requerida y a la vez tener la capacidad de inyectar a la red la energía no
utilizada en la misma instalación.
En este sentido, es razonable en la selección de la configuración fotovoltaica,
inclinar la balanza hacia las del tipo “on-grid” o conectadas a la red. Por otro
lado, desde el punto de vista de la implementación, estas requieren menor
cantidad de equipos, tal y como se detalla en uno de los capítulos anteriores, ya
que no requieren obligatoriamente un bloque de almacenamiento.
91
CAPITULO 5. INGENIERIA DE DETALLE PARA EL DISEÑO DE LA INSTALACION.
5.1 Módulos fotovoltaicos.
Uno de los componentes principales que forma parte de una instalación solar,
corresponde al bloque generador de energía, es decir, los módulos
fotovoltaicos. El proyecto considera equipos de las características que se
presentan a continuación.
Tabla 5.1 Especificaciones técnicas de los módulos fotovoltaicos considerados
en el proyecto.
Módulo Fotovoltaico
Especificaciones Eléctricas
Marca Jinko Solar
Modelo JKM250M
Potencia máxima STC (Pmax) 250Wp
Voltaje peak máximo (Vmp) 49.5V
Corriente peak máxima(Imp) 5.05V
Voltaje circuito abierto (Voc) 59.9V
Corriente de cortocircuito (Isc) 5.61A
Eficiencia del módulo(%) 14.67%
Temperatura de operación (°C) -40/+85°C
Voltaje máximo del sistema 1000V DC
Valor máximo de fusible serie 15A
Tolerancia de potencia 0/+3%
Coeficiente de temperatura de Pmax -0.43%/°C
Coeficiente de temperatura de Voc -0.32%/°C
Coeficiente de temperatura de Isc 0.04%/°C
Temperatura de operación nominal de la célula (NOCT) 45+/-2°C
STC: Irradiancia 1000W/m2
Temperatura del módulo 25°C
Masa de aire (AM) 1.5
Cantidad a utilizar 12
92
En total son 12 módulos fotovoltaicos y cada uno posee un arreglo de 96 celdas
fotovoltaicas, tal y como se muestra en las Figuras 5-1 y 5-8.
Figura 5-1 Módulo fotovoltaico, marca Jinko Solar, modelo JKM 250M.33
33
Fuente:www.jinkosolar.com
93
5.1.1 Características eléctricas del módulo fotovoltaico.
En relación al comportamiento que presentan estos módulos fotovoltaicos y
luego de mencionar en el capítulo 2 las diferentes curvas que los caracterizan,
en las siguientes figuras se presentan las curvas de operación del módulo tipo,
al analizar distintas situaciones a las que eventualmente se enfrentaría.
Figura 5-2 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de temperatura del módulo
fotovoltaico.
94
Figura 5-3 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de irradiación sobre el
módulo fotovoltaico.
Figura 5-4 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de temperatura del módulo
fotovoltaico.
95
Figura 5-5 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de irradiación sobre el
módulo fotovoltaico.
5.1.2 Eficiencia del módulo fotovoltaico.
Entre las características que definen a un módulo fotovoltaico, la eficiencia
resulta ser una de las más relevantes, debido a su incidencia como indicador de
la cantidad de energía que el conjunto es capaz de generar.
Entre los equipos existentes en el mercado, la eficiencia media o estándar
varía entre el 7% y el 15%, en función de la tecnología aplicada por el
fabricante. En las Figuras 5-6 y 5-7 se presentan los distintos niveles de
eficiencia del módulo frente a variaciones de temperatura e irradiación
respectivamente. Particularmente en la Figura 5-6 la máxima eficiencia
alcanzada corresponde al 14,67% y en la Figura 5-7 valores aproximados al
16%, al considerar ambos análisis, se comprueba de manera cuantitativa el
valor de eficiencia del módulo seleccionado. Esta información permitirá, más
adelante, elaborar estimaciones de generación.
96
Figura 5-6 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, para distintas temperaturas
del módulo fotovoltaico, marca:Jinko Solar, modelo:JKM 250M.
Figura 5-7 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, para distintas irradiancias
sobre el módulo fotovoltaico, marca:Jinko Solar, modelo:JKM 250M.
97
5.1.3 Características mecánicas del módulo fotovoltaico.
Las principales características mecánicas del módulo fotovoltaico marca Jinko
Solar, Modelo 250M-96, son las siguientes:
Tabla 5.2 Especificaciones mecánicas de los módulos fotovoltaicos.
Especificaciones Mecánicas
Tipo de celda Mono-Cristalina 125x125 mm (5 pulg.)
Número de celdas 96 (8x12)
Dimensiones 1575x1082x45mm (62.01x42.60x1.77 pulg.)
Peso 20 kg. (44.1 lbs)
Vidrio frontal 3.2 mm, vidrio templado de alta resistencia.
Marco Aleación de aluminio anodizado.
Caja de conexiones IP65
Cables de salida TUV 1x4.0 mm2/UL 12 AWG, L=900mm.
98
99
100
5.2 Estructura soporta módulos.
Los módulos fotovoltaicos se montan comúnmente en lugares aislados, pero en
estos momentos como las actuales tendencias apuntan a la generación de
pequeños propietarios hacia la red, las instalaciones se integran a las
edificaciones en la ciudad. Este es el caso del DIE-USACH, por lo que el diseño
de la estructura soporta módulos, responderá a los detalles y características
mecánicas que se presentan a continuación.
Figura 5-10 Tipo de perfil Metalcon a utilizar en la estructura soporta módulos.
El material seleccionado para diseñar la estructura es el Metalcon, metal
elaborado principalmente de acero liviano galvanizado. Este es un nuevo
sistema constructivo, que permite concretar de manera veloz cualquier
estructura, esto debido a que es unido entre si por tornillos auto perforantes, lo
que facilita la unión de los perfiles con otros elementos aledaños.
101
Tabla 5.3 Dimensión de perfiles para el diseño de la estructura fotovoltaica.
Dimensiones Perfiles de Metalcon.
Tipo A (mm) B (mm) C (mm) e (mm) Peso (kg/m)
C1 40 38 8 0.85 0.83
C2 40 20 8 0.85 0.58
En la Figura 5-11, se presenta una vista lateral de la estructura diseñada para el
soporte de módulos fotovoltaicos. Además es posible identificar la dirección de
posición, dimensiones y el ángulo de inclinación β=β1+βb2. Donde:
= Ángulo de inclinación final de módulos FV (40°).
= Ángulo de inclinación de estructura soporta módulos FV (35°).
= Ángulo de inclinación de techo de la instalación FV (5°).
Figura 5-11 Estructura soporta módulos FV, posición y dimensiones34.
34 Para más detalles de la estructura FV, véase el plano 8 de 8 del ANEXO F.
102
Al considerar las principales características técnicas del material seleccionado
para el diseño, también se hace necesario tomar en cuenta otros factores que
influirán en el correcto funcionamiento de la estructura y que definirán si el
diseño cumple o no con los requerimientos técnicos mínimos. En la siguiente
sección se analizan los requerimientos mínimos que especifican las normativas
nacionales e internacionales que definen el comportamiento civil de estructuras.
5.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento, basado en
normas nacionales.
Debido al tamaño, ubicación y características del material de la estructura
construida para sostener los módulos fotovoltaicos, se aplicará el método
simplificado presentado en el capítulo 6 de la norma NCh 0432-2010. Este
método se basa en determinar las presiones de viento simplificadas que
intervienen en la estructura analizada. Las presiones corresponden a dos áreas
de la edificación:
Sistema principal resistente a las fuerzas del viento.
Los elementos secundarios y de revestimiento.
5.2.1.1 Sistema principal resistente a las fuerzas del viento (SPRFV).
Las presiones de viento simplificadas , para el SPRFV, representan las
presiones netas aplicadas sobre proyecciones verticales y horizontales de las
superficies de la estructura como se muestran en la Figura 5-12.
103
Figura 5-12 Zonas de aplicación de las presiones de viento en el SPRFV para
el método simplificado. 35
La presión simplificada se determina con la expresión:
(5.1)
35
Fuente: Norma NCh0432-2010.
104
Dónde:
Factor de ajuste para altura y exposición de construcciones36.
Factor topográfico evaluado a la altura media del techo, según el capítulo
7.7 de la norma NCh0432-2010. El factor toma valor unitario ( , debido
a la localización de la estructura que no corresponde a una colina, cima o
escarpe
Factor de importancia, según el capítulo 7.5 de la norma NCh0432-2010, el
factor toma el valor 1.15 ( . Este valor corresponde a un recinto
universitario, que pertenece a la categoría III de acuerdo a la categoría de
ocupación de edificios y otras estructuras establecida en la norma NCh3171
Presión simplificada de diseño.37
La carga de viento para este análisis38, no debe ser menor que la carga límite
. Los resultados de acuerdo a la tabla 5.4 indican que el SPRFV cumple.
Tabla 5.4 Resultados para la edificación en el SPRFV.
Presión del viento para SPRFV.
Zona Ɵ(°) λ Kzt I Ps30 (kN/m2)
Ps (kN/m2)
A (m2)39
F (kN) Psneta (N/m2)
Plímite (N/m2)
Cumple
Presión simplificada horizontal
A 5.00 1.00 1.00 1.15 0.47 0.54 373.10 201.66 529.00 480.00 Sí.
B 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.24 -0.28 188.60 -52.05
C 5.00 1.40 1.00 1.15 0.31 0.50 373.10 186.21 483.00 480.00 Sí.
D 5.00 1.60 1.00 1.15 -0.14 -0.26 188.60 -48.58
Presión simplificada
vertical
E 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.56 -0.64
188.60 -
121.46 -1012.00
-90528.00 Sí.
F 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.32 -0.37 188.60 -69.40
G 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.39 -0.45 188.60 -84.59 -736.00 -90528.00 Sí.
H 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.25 -0.29 188.60 -54.22
36
Véase ANEXO C. 37
Véase ANEXO C. 38 39
Véase Capítulo 4, figura 4.15.
105
5.2.1.2 Elementos secundarios y de revestimiento.
La presión neta de diseño para elementos secundarios y de revestimiento de
edificios, representa las presiones netas que se deben aplicar a cada superficie
del edificio como se muestra en la Figura 5-13.
Según la expresión que define a la presión neta de diseño como:
(5.2)
Dónde:
Factor de ajuste para altura y exposición de construcciones40.
Factor topográfico evaluado a la altura media del techo, según el capítulo
7.7 de la norma NCh0432-2010. El factor toma valor unitario ( , debido
a la localización de la estructura que no corresponde a una colina, cima o
escarpe
Factor de importancia, según el capítulo 7.5 de la norma NCh 0432-2010, el
factor toma el valor 1.15 ( . Este valor corresponde a un recinto
universitario, que pertenece a la categoría III de acuerdo a la categoría de
ocupación de edificios y otras estructuras establecida en la norma NCh 3171
Presión simplificada de diseño para los elementos secundarios y de
revestimiento.41
40
Véase ANEXO C. 41
Ídem.
106
Figura 5-13. Zonas de aplicación de las presiones de viento en elementos
secundarios y de revestimiento para el método simplificado. 42
42
Fuente: norma NCh. 0432-2010.
107
La carga de viento positiva para este análisis no debe ser menor que la
carga límite . Los resultados de acuerdo a la tabla 5.5 indican que la
presión para elementos secundarios y de revestimientos, cumple lo estipulado
por la normativa.
Tabla 5.5 Resultados para la edificación en elementos secundarios y de
revestimiento.
Presión elementos secundarios y de revestimiento.
Zona Ɵ(°) λ Kzt I Pnet30
(kN/m2) Pnet30´ (kN/m2)
Pnet (N/m2)
Pnet lím (N/m2)
Cumple
2 5.00 1.00 1.00 1.15 0.21 -0.53 483 480 Sí.
5.2.2 Normas estructurales internacionales.
La estructura soportante de los módulos fotovoltaicos debe resistir las
sobrecargas del viento más extremo y en el caso meteorológico más exagerado
para la zona. Al usar como referencia para este análisis técnico, la norma NBE-
AE-88, a continuación se consideran los casos más desfavorables para la
instalación.
5.2.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento
Para las siguientes expresiones, se considera que todos los módulos
fotovoltaicos están sobre un mismo plano o una estructura compuesta,
formando una superficie rígida, sobre la que actúa la fuerza del viento.
La velocidad del viento puede provocar valores de presión dinámica peligrosos.
La presión dinámica depende de la velocidad del viento, que se relaciona
directamente con la altura de la estructura que sostiene los módulos.
108
La Tabla 5.6 muestra la velocidad del viento y la presión dinámica. Según las
características del proyecto en estudio del DIE-USACH, las condiciones de
ubicación, la inclinación de las aguas del techo y la existencia en la parte
anterior a los paneles, de equipos de aire acondicionado que disminuyen la
acción del viento sobre los puntos de torque críticos, la velocidad del viento es
de 40 (m/s) y la presión dinámica es de 50 (kg/m²).
Tabla 5.6 Presión dinámica del viento.43
Presión dinámica del viento
Altura sobre el terreno
(m)
Velocidad
Viento
Presión
Dinámica (w)
Normal Expuesta (m/s) (kg/m²)
0 a 10 - 28 50
11 a 30 - 34 75
31 a 100 0 a 30 40 100
más de 100 31 a 100 45 125
- más de100 49 150
Luego es necesario definir cómo afecta esta presión a la estructura que soporta
a todos los paneles. La figura 5-14 presenta la distribución de fuerzas sobre la
estructura soportante.
43
Fuente: Tabla 5.1 de norma NBE-AE-88.
109
Figura 5-14 Distribución de fuerzas sobre la estructura soporta módulos.
La fuerza que ejerce el viento en la estructura se obtiene a partir de la siguiente
expresión:
(5.3)
Dónde:
Fuerza del viento a soportar por la estructura (kg).
Presión dinámica del viento (100kg/m²).
: Superficie del conjunto de paneles que forman parte de la estructura
(20.45m²).
: Ángulo de inclinación de los paneles respecto a la horizontal (40°).
Cada módulo posee las características mencionadas en la tabla 5.2 y de
acuerdo a la disposición de estos, se tiene:
1314.5 (kgf).= 12.89 kN (5.4)
110
También es importante conocer, el coeficiente eólico de sobrecarga, que se
obtiene a partir de la tabla 5.2 de la norma NBE-AE/88, en la siguiente
expresión:
(5.5)
Dónde:
Peso de sobre carga (kg/ m²).
Coeficiente eólico de sobrecarga (+0.4).
Presión dinámica del viento (100kg/m²).
40 (kg/m²). (5.6)
Finalmente la presión resultante se obtiene en la siguiente expresión:
(kg/m²). (5.7)
Al realizar la equivalencia correspondiente, el valor es mucho menor a la carga
mínima de diseño44 establecida en el punto 5.2.1.2, por lo que la estructura
cumple con la normativa estructural.
5.2.2.2 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por una sobrecarga de nieve.
En caso de que el clima lo amerite, es necesario considerar la nieve como una
condición extrema de carga sobre la estructura soporta módulos fotovoltaicos.
De acuerdo a la norma NBE-AE-88 el caso más desfavorable es una
sobrecarga de nieve con granizo, con una carga de 400 (kg/m³).
44
111
La estructura metálica soporta 12 módulos a una inclinación de 40° sobre la
horizontal. De acuerdo a la normativa mencionada, para inclinaciones menores
a 60°, se acepta la siguiente expresión:
(5.8)
Dónde:
Peso de sobre carga para condiciones de nieve (kg/ m³).
Peso de sobre carga estandarizado por normativa (kg/ m³).
: Ángulo de inclinación de los paneles respecto a la horizontal (°).
El valor de sobrecarga para nieve es:
(kg/ m³). (5.9)
Al valor obtenido es necesario aplicar la cantidad máxima de nieve que se
podría acumular sobre los módulos y que efectivamente ejercerían la carga.
Esto correspondería a 30 cm. De nieve que es un valor 20% sobre el valor de la
máxima nevada ocurrida en Santiago de Chile. Con esto, se tiene el dato final
de la sobrecarga por nieve, que corresponde a:
(kg/ m³). (5.10)
Al realizar la equivalencia correspondiente, el valor es mucho menor a la carga
mínima de diseño establecida en el punto anterior 5.2.1.2. Por lo que la
estructura cumple con la normativa estructural.
112
5.3 Dimensionado del inversor.
El segundo componente de mayor relevancia en la composición de una
instalación solar, corresponde al bloque conversor de la señal de corriente
continua, entre la zona de generación hacia la zona de distribución de la
energía, donde la señal es alterna, es decir, el inversor. El proyecto considera el
equipo de las características que se presentan a continuación.
Tabla 5.7 Especificaciones técnicas del inversor considerado en el proyecto.
INVERSOR DC/AC
Especificaciones
Marca Powerinverter
Modelo Inversor Grid Tie 3500W
Potencia de salida AC (W) 3500
Rango de voltaje AC de salida 190~250 V
90~130 V
Rango de frecuencia de salida AC 50 Hz for 220V
60 Hz for 110 V
THD <5%
Factor de potencia 0.99
Rango de voltaje DC de entrada
14~28 V
28~52 V
50~100 V
Peso (kg) 11
Dimensiones (mm) 650 * 230 * 160
Eficiencia peak del inversor 85%
Forma de onda de la corriente de salida Sinusoidal pura
Función MPPT Si
Forma de onda de sobrecorriente Si
Protección de sobre temperatura Si
Protección de polaridad inversa Si
Protección de funcionamiento en modo isla Si
Cantidad a utilizar 1
113
De acuerdo a las especificaciones presentadas, el equipo seleccionado cumple
con las normativas mencionadas en el capítulo 3, referidas a:
Disponer de los dispositivos internos necesarios para operar con una
potencia de entrada variable, siendo capaz de extraer en todo momento
la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar
durante el día.
Incluir características básicas como: seguimiento automático del punto
de máxima potencia o MPPT45, autoconmutables, utilizar el principio de
funcionamiento de una fuente de corriente y evitar por cualquier motivo la
operación en isla o modo aislado.
Incorporar protecciones frente a: cortocircuitos en corriente alterna;
tensión y frecuencia fuera del rango nominal; sobretensiones, mediante
varistores o similares; perturbaciones que pudiesen existir en la red como
microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red.
Poseer las señalizaciones necesarias para su correcta operación, junto
con los controles automáticos que aseguren su adecuada supervisión y
manejo.
Poseer al menos los controles manuales encargados de el encendido y
apagado general del inversor, además de la conexión y desconexión del
inversor a la interfaz de corriente alterna.
Garantizar la operación en las siguientes condiciones ambientales: entre
0°C y 40°C de temperatura y entre 0% y 85% de humedad relativa.
45
Maximum power point tracking.
114
Figura 5-15 Inversor de corriente continua a corriente alterna de potencia
nominal 3500 (W).46
5.4 Dimensionado y cálculos eléctricos de equipos fotovoltaicos.
5.4.1 Número máximo de módulos por rama, conexión serie.
En una instalación fotovoltaica que incluya inversor, la tensión de entrada a este
corresponde a la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la
temperatura del módulo es mínima. Es posible definir un valor mínimo de
temperatura ambiente igual a -5 (°C) y respectivamente una irradiancia mínima
igual a 100 (W/m²). La temperatura del módulo en estas condiciones:
(5.11)
Dónde:
46
Fuente: http://www.powerinverter.cl
115
Temperatura del módulo (°C).
Temperatura ambiente (-5 °C).
Temperatura nominal de la célula FV (45 °C)
Irradiancia mínima (100 W/m²).
La característica entregada por el fabricante en el Data Sheet47 corresponde al
coeficiente de variación de voltaje abierto por temperatura (
(5.12)
Entonces:
] (5.13)
(5.14)
(5.15)
Voltaje en circuito abierto a temperatura mínima (V).
Temperatura del módulo (°C).
Voltaje en circuito abierto en condiciones nominales estándar (V).
: Factor de variación de voltaje abierto por temperatura (-0.32).
En un día de invierno con baja temperatura, es posible que el inversor
interrumpa su funcionamiento debido a algún tipo de falla y al volver en
operación, la tensión en circuito abierto sea mayor en el arreglo de módulos
impidiendo la generación de energía a la red. Por este motivo la tensión en
47 Véase ANEXO H Data Sheet JKM250M-96.
116
circuito abierto del arreglo fotovoltaico debe ser menor a la tensión máxima de
entrada del inversor. Esta es la razón que determina el número máximo de
módulos por rama en serie, como:
(5.16)
Dónde:
Voltaje máximo de entrada en el inversor (100 V).
Voltaje en circuito abierto a temperatura mínima (64,33 V).
El valor resultante determina el número 1,66 módulos, por lo que la cantidad a
conectar en serie será 1 módulo fotovoltaico, y de este modo no generar
interrupciones en la generación.
5.4.2 Número mínimo de módulos por rama.
El número mínimo de módulos está definido por la tensión mínima de entrada al
inversor y la tensión en el punto de máxima potencia del módulo a una
temperatura extrema, considerada como aproximada en 70°C.
El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser mayor o igual que
la tensión de potencia mínima del generador fotovoltaico, existente al momento
de máxima temperatura en el módulo.
Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador
fotovoltaico 48, está bajo el nivel de entrada mínima del inversor en
la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia el inversor no
será capaz de seguir el punto de máxima generación y en el peor de los casos,
interrumpir su funcionamiento.
48
Véase ANEXO H Data Sheet JKM250M-96.
117
] (5.17)
] (5.18)
(5.19)
Voltaje de máxima potencia del módulo (V).
Temperatura máxima del módulo (70°C).
Voltaje de máxima potencia en condiciones nominales estándar
(49,5 V).
: Factor de variación de voltaje por temperatura a potencia
máxima (-0,43)
Entonces, el número mínimo de módulos por rama es:
(5.20)
Dónde:
Voltaje mínimo de seguimiento de máxima potencia del inversor (50 V).
El valor resultante, cumple la exigencia inicial:
(5.21)
Con un valor igual a 1,2, que se ajustará a 1 módulo, para trabajar en el rango
indicado de máxima potencia.
5.4.3 Número de ramales en paralelo
El número de ramales en paralelo debe cumplir que la corriente de cortocircuito
máxima de un ramal por el número de ramales conectados sea menor que la
corriente máxima admisible por el inversor en su entrada. Entonces:
118
(5.22)
Número total de ramales a conectar en la instalación.
Corriente máxima de entrada en el inversor (70 A).
Corriente máxima de cortocircuito por ramal (5,61 A).
El valor obtenido es de 12,47 módulos conectados en paralelo, por lo que se
instalarán en total 12 módulos.
5.4.4 Potencia de la instalación.
Para la instalación fotovoltaica, es necesario definir una serie de parámetros. La
definición depende de la configuración propuesta, los equipos involucrados y las
características definidas por los fabricantes.
En condiciones nominales óptimas, sin considerar la eficiencia de los equipos
para trabajar con valores máximos, la potencia de la instalación será:
(5.23)
(5.24)
(5.25)
Potencia total del sistema.
Potencia máxima de los módulos en STC.
119
5.5 Dimensionado y cálculos de la instalación eléctrica.
5.5.1 Cableado.
La instalación eléctrica será dimensionada principalmente para dos zonas, la
zona de corriente continua (en adelante zona DC49) y la zona de corriente
alterna (en adelante zona AC50). El elemento encargado de separar ambas
zonas es el inversor dc/ac.
La zona dc comprende desde los módulos fotovoltaicos hasta la entrada del
inversor. Para realizar los cálculos es necesario tener en cuenta las siguientes
indicaciones:
La intensidad admisible de los conductores debe ser: , de
acuerdo la ITC-BT-40 y norma NCh. Elec..4/2003.
Los conductores serán canalizados de acuerdo a la norma NCh. Elec.4/2003,
capítulo 8.
Los conductores poseerán tensión asignada, no inferior a 0,6-1,0 kV con
recubrimiento que garantice operación a la intemperie.
La temperatura de trabajo del conductor será de 50°C, como referencia a la
norma UNE 20.460-5-523.
La caída de tensión máxima será de 3.0% de acuerdo a la norma NCH
ELEC.4/2003, capítulo 7.
El conductor a utilizar será al menos de características similares a un conductor
del tipo THHN, doble aislación o RVK 51(XLPE).
49
Del inglés direct current. 50
Del inglés alternating current. 51
Cable Polietileno reticulado con poliolefina termoplástica libre de halógenos.
120
Para la intensidad admisible de los conductores o capacidad de transporte de
corriente, se considerará:
Factor corrector debido a la temperatura ambiente del aire a 50°C. Según la
norma UNE 20460-5-523 este factor es de 0,9.
Factor corrector debido a la cantidad de conductores en ducto.
A continuación se describen las expresiones requeridas para calcular la sección
de conductor en cada tramo.
5.5.1.2 Selección de los conductores en Zona DC.
5.5.1.2.1 Conductor para conexión modulo a caja de conexionado.
La corriente de cortocircuito en cada rama, rectificada a 50°C y dimensionada
un 25% extra de su valor original es:
(5.26)
(5.27)
Dónde:
Corriente de cortocircuito del módulo en condiciones STC (5,61
A).
Incremento de temperatura respecto a las condiciones STC (50°-25°).
Coeficiente de variación por temperatura, para de cada módulo
(0,04).
121
5.5.1.2.2 Caída de tensión entre conexión modulo a caja de conexionado.
La caída de tensión para este tramo, se calcula con la siguiente expresión:
(5.28)
(5.29)
Luego será necesario conocer a qué porcentaje corresponde la caída de
tensión, como:
(5.30)
Dónde:
Sección del conductor (4 mm²).
Longitud del conductor (2,0 m).
Corriente de máxima potencia en condiciones STC (5,05 A).
Caída de tensión admisible para el tramo (3 %).
Voltaje del ramal en condiciones STC (49,5 Vdc).
Resistividad del conductor (0,017).
El valor obtenido indica que la sección considerada cumple con la normativa,
siendo:
(5.31)
122
5.5.1.2.3 Conductor alimentador para conexión caja de conexionado a inversor.
La corriente de cortocircuito en cada rama, rectificada a 50°C y dimensionada
un 25% extra de su valor original es:
(5.31)
(5.32)
Dónde:
Corriente de cortocircuito total en condiciones STC (67,32 A).
Incremento de temperatura respecto a las condiciones STC (50°-25°).
Coeficiente de variación por temperatura, para de cada módulo
(0,04).
5.5.1.2.4 Caída de tensión en alimentador para conexión caja de conexionado a inversor.
La caída de tensión para este tramo, se calcula con la siguiente expresión:
(5.33)
(5.34)
Luego será necesario conocer a qué porcentaje corresponde la caída de
tensión, como:
(5.35)
123
Dónde:
Caída de tensión del tramo en estudio.
Sección del alimentador (33,6 mm²).
Longitud del alimentador (24 m).
Corriente de máxima potencia del alimentador en condiciones
STC (60,6 A).
Caída de tensión admisible para el tramo alimentador.
Voltaje a máxima potencia del alimentador en condiciones STC (49,5
Vdc).
Resistividad del conductor (0,017).
El valor obtenido indica que la sección considerada cumple con la normativa,
siendo:
(5.36)
5.5.1.3 Selección del conductor en Zona AC.
En esta zona el tramo del conductor será de una longitud máxima de 2 metros,
esto debido a la proximidad de los tableros mediante los cuales se interconecta
la salida del inversor en AC. Por otra parte, la sección del conductor estará
dada por la potencia entregada hacia la red y la tensión de salida del inversor,
como se determina en el siguiente análisis.
5.5.1.3.1 Conductor alimentador para conexión inversor a la red.
Al considerar condiciones nominales de operación y consecuentemente
generación máxima, las características de esta zona son:
124
(5.37)
(5.38)
(5.39)
(5.40)
Dónde:
Corriente nominal a la salida del inversor.
Potencia total o máxima a generar por el sistema (3000 W).
Voltaje nominal en bornes del inversor (220 V).
Factor de potencia (0,93).
Corriente máxima aceptable de cortocircuito en el lado AC.
En estas condiciones el conductor a utilizar debería ser capaz de transportar a
lo menos, una corriente de 14,6 (A).
Debido a su ubicación en el interior de la edificación, esta sección de cableado
no se encontrará expuesta a variaciones climáticas de temperatura extrema.
Por lo tanto, el análisis de capacidad de transporte por variación de temperatura
ambiente hasta 40°C, se realiza en base a las Tablas N° 8.7 y N° 8.9 de NCh.
Elec 4/2003 y como se detalla a continuación:
(5.41)
(5.42)
(5.43)
Dónde:
Intensidad de corriente admisible para conductores aislados THHN a
temperatura ambiente de 30°C, Sección= 3,31 mm², Grupo A.
Factor de corrección de la capacidad de transporte de corriente por variación
de temperatura ambiente, para secciones métricas (0,87).
125
Capacidad de transporte de corriente corregida por variación de
temperatura.
Finalmente se demuestra que la corriente calculada de cortocircuito es inferior a
la capacidad de transporte de corriente,
(5.44)
Por lo que el conductor satisface las necesidades de transporte en las peores
condiciones, cumpliendo la normativa.
5.5.1.3.2 Caída de tensión en alimentador para conexión inversor a la red.
Además, la caída de tensión para este tramo, se calcula con la siguiente
expresión:
(5.45)
(5.46)
Luego será necesario conocer a qué porcentaje corresponde la caída de
tensión, como:
(5.47)
Dónde:
Caída de tensión del tramo en estudio.
Sección del alimentador (3,31 mm²).
Longitud del alimentador (2 m).
Corriente de máxima potencia del alimentador en condiciones
STC (14,6 A).
Factor de potencia (0,93).
Caída de tensión admisible para el tramo alimentador.
126
Voltaje a máxima potencia del alimentador en condiciones STC (220
Vac).
Resistividad del conductor (0,017
).
El valor obtenido indica que la sección considerada cumple con la normativa,
siendo:
(5.48)
5.6 Protecciones.
5.6.1 Selección de protecciones en Zona DC.
En esta zona, los dispositivos encargados de proteger los módulos y los
conductores serán de características especiales, ya que deben operar en
corriente continua, a continuación los detalles y cálculos involucrados en su
selección.
5.6.1.1 Fusible de protección modulo a tablero de conexionado.
Cada caja o tablero de conexionado incluirá:
1 Fusible 6(A).
5.6.1.2 Disyuntor general DC conexión en caja de conexionado a inversor y en tablero del inversor.
El tablero de conversión DC/AC, que posee al inversor, incluirá:
1 Disyuntor termomagnético DC, 63 (A) 1P o 2P,C.
5.6.2 Selección de protecciones en Zona AC.
5.6.2.1 Disyuntor y protector diferencial en conexión del inversor a la red.
El tablero de conexionado incluirá:
127
1 Disyuntor termomagnético AC, 16(A), 1P o 2P, C, 15kA.
1 Protector diferencial AC 2x25 (A), 30mA.
5.6.2.2 Operación en ISLA.
La instalación debe evitar el funcionamiento no intencionado u operación en isla
con la red, en el caso de desconexión de la red general. La protección anti isla
es entregada por el equipo inversor, encargándose de detectar la desconexión.
5.7 Sistema de puesta a tierra.
En cumplimiento con la normativa eléctrica nacional e internacional, todas las
masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como alterna,
estarán conectadas a una única puesta a tierra. Este sistema de puesta a tierra,
será independiente a la comprendida por el neutro de la empresa distribuidora.
Precisamente, la instalación eléctrica del DIE-USACH posee dos sistemas de
puesta a tierra, estos son los descritos a continuación.
128
5.7.1 Sistema de puesta a tierra en BT52.
Este sistema de puesta a tierra existente, será utilizado para conectar la
instalación fotovoltaica y todas sus masas, para evitar tensiones peligrosas y
proteger a las personas y equipos que puedan estar en riesgo eléctrico.
Las principales características del sistema de puesta a tierra, son las siguientes:
Tabla 5.8 Características de la malla de B.T. existente.53
Especificaciones técnicas sistema de puesta a tierra.
Malla en BT.
Medida de resistividad de terreno
Configuración 2 capas.
Primera capa 42 m
Espesor 1,2 m.
Segunda capa 63 m
Espesor Infinito.
Características de la malla.
Resistencia de la malla 2,00
Tipo de Conductor 53.5 mm2 o 1/0 AWG.
Longitud 149 m.
Tipo de union Cadwell.
Tipo de barra Copperweld 5/8"x 3m.
La malla de puesta a tierra existente de BT se presenta en la Figura 5-16.
52
Baja tensión. 53
Para detalles de ubicación, disposición y medidas ver plano ANEXO F.
129
Figura 5-16 Malla de puesta a tierra existente de BT.
5.7.2 Sistema de puesta a tierra en AT54
Este sistema de puesta a tierra existente, fue diseñado con motivo de la
Subestación propiedad del DIE-USACH, formada por dos (2) transformadores
de las siguientes características:
54
Alta Tensión.
130
Tabla 5.9 Características de la Subestación propiedad del DIE-USACH.
Especificaciones técnicas
Subestación DIE-USACH.
Transformador N°1
Potencia 300 kVA
Tensión 12/0,38 kV
Impedancia Z 4%
Transformador N°2
Potencia 300 kVA
Tensión 12/0,38 kV
Impedancia Z 4%
Las principales características del sistema de puesta a tierra, son las siguientes:
Tabla 5.10 Características de la malla de A.T. existente.55
Especificaciones técnicas sistema de puesta a tierra.
Malla en AT.
Medida de resistividad de terreno
Configuración 2 capas.
Primera capa 42 m
Espesor 1,2 m.
Segunda capa 63 m
Espesor Infinito.
Características de la malla.
Resistencia de la malla 2.05
Tipo de Conductor 21,2 o 4 AWG.
Longitud 168 m.
Tipo de union Cadwell.
55
Para detalles de ubicación, disposición y medidas ver ANEXO F.
131
La malla de puesta a tierra existente de AT se presenta en la Figura 5-17.
Figura 5-17 Malla de puesta a tierra existente de AT.
5.7.3 Aislación Galvánica.
La instalación debe poseer un dispositivo encargado de aislar galvánicamente
la zona AC de la zona DC, es decir separar respectivamente, la instalación de
baja tensión con la instalación generadora fotovoltaica. Esta protección la
entrega el inversor entre sus funciones internas y características constructivas
provee del aislamiento galvánico requerido a la instalación.
132
5.8 Dispositivos de monitoreo.
Se recomienda considerar un sistema de monitorización de variables eléctricas
y solares. A continuación se definen los requerimientos mínimos que deberían
cumplir estos equipos.
5.8.1 Monitoreo eléctrico.
El sistema de monitoreo eléctrico proporcionaría al menos las siguientes
variables:
Voltaje y corriente a la entrada y/o salida del inversor.
Potencia de entrada y/o salida del inversor.
Los requerimientos técnicos mínimos serán:
Clase de precisión B/1 según norma EN 50470-3/EN 61053-21.
Índice de protección: IP 20.
Temperatura de funcionamiento: -10°C a +55°C.
Temperatura de almacenamiento: -20°C a +70°C.
Consumo: <10 VA.
Frecuencia de referencia: 50/60 Hz.
Sistema de comunicación de datos: RS 485/Ethernet.
Disipación térmica: ≤6W.
Potencia mínima: 3000 W.
Tensión de referencia: 220-240 Vac / 12-52 Vdc.
Tensión límite de funcionamiento: 110-254 Vac / 12-52 Vdc.
133
5.8.2 Monitoreo solar.
El sistema de monitoreo solar proporcionaría al menos las siguientes variables:
Radiación solar en el plano de los módulos, medida con un módulo o
célula de tecnología equivalente.
Temperatura ambiente de la zona.
Los requerimientos técnicos mínimos serán:
Tipo: Célula FV de características similares a módulos del proyecto.
Rango de medida: 0-1500 .
Precisión: ± 5% de la media anual.
Calibración: Debe incluir certificado de calibración.
Garantía: 2 años mínimo.
Peso: No mayor a 1 kg.
Conexión: sistema de 2 hilos.
Cableado: Resistente a rayos UV.
Temperatura de operación: -10°C a +60°C.
134
CAPÍTULO 6. ESTIMACIONES DE GENERACIÓN Y EVALUACIÓN ECONÓMICA.
A la hora de definir las características constructivas principales de cualquier
instalación generadora de electricidad, es de suma importancia realizar la
evaluación de la energía estimada a generar, así como los niveles estimados de
pérdida y el comportamiento que presentará el rendimiento y estimaciones de la
eficiencia del sistema en general.
El software PVsyst56 es un software para estudiar sistemas fotovoltaicos,
desarrollado por investigadores de la Universidad de Ginebra en Suiza. Entre
las diversas opciones de estudio que brinda, se encuentra la posibilidad de
realizar estimaciones anuales de sistemas fotovoltaicos de distintas
características, entre ellas analizar instalaciones aisladas y conectadas a la red,
considerando la marca, modelo y especificaciones de los equipos que el
especialista desee utilizar en el proyecto.
A continuación se presentará el análisis anual de las variables más relevantes
involucradas en el proyecto con el objetivo de estimar el comportamiento de la
instalación.
6.1 Estimación de comportamiento del sistema para condiciones iniciales, inclinación .
En las condiciones de diseño iniciales, la estimación generalizada del sistema
contempla las variables más importantes que definen la instalación fotovoltaica,
según la estructura presentada en la Figura 6-1, para luego representar los
resultados entregados por el software, en gráficos que permiten analizar el
56
Para más detalles como versión del software, véase ANEXO D.
135
comportamiento mensual y anual del sistema, visto desde la cantidad de
energía captada, la cantidad de generación y hasta el nivel de eficiencia.
Figura 6-1 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico del sistema, al
utilizar el software PVsyst.
6.1.1 Radiación global.
Una instalación fotovoltaica siempre será dependiente de los niveles de
radiación que esta reciba, según su ubicación, equipos y diseño, para luego
transformar la energía y ser capaz de generar electricidad. La Figura 6-2.
expone los niveles de radiación global incidente 57en los módulos fotovoltaicos,
para cada mes durante el periodo de un año.
57 La radiación global incidente incluye los valores de radiación horizontal, inclinada y de albedo, según los datos meteorológicos de PVsyst.
Estimación anual FV de generación, pérdidas y
rendimiento para 40.
Radiación Global incidente.
Generación de energía.
Energía total antes y después del inversor FV.
Pérdidas del sistema.
Eficiencia y rendimiento del sistema.
Eficiencia general y del bloque generador.
Rendimiento general del sistema.
136
Figura 6-2 Radiación global incidente captada por los módulos fotovoltaicos a
una inclinación 40°.58
El análisis se centra en los puntos extremos que resultan ser los más altos,
donde diciembre y enero aportan con un 17,1% y 16,4% respectivamente. Es
decir, en estos dos meses los módulos captan cerca del 34% de la energía
anual. En cambio el mes de junio, resulta ser uno de los meses de invierno más
desfavorables, captando apenas el 3% del total de energía anual disponible
para esta zona.
58
Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
160,3
111,6
81,3
45 30,8
24 27,3 38,2
54,3
100,1
136
166,9
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180 kW
h/m
² Radiación global incidente mensual.
Radiación incidente mensual Radiación media anual (81,3 kWh/m²)
137
6.1.2 Energía generada antes y después del inversor.
Un aspecto interesante a considerar consiste en la cantidad de energía que
efectivamente se inyecta a la red, con respecto del total generado. El gráfico de
la Figura 6-3 muestra la brecha existente, entre la energía generada en bornes
de los módulos fotovoltaicos y la energía a la salida del inversor o que se
inyecta a la red.
La principal causa de esta diferencia se debe al rendimiento propio del inversor
y en particular al permanente consumo de energía que el equipo requiere para
realizar su labor en el sistema.
Figura 6-3 Energía total generada mensualmente, en los módulos y
considerando pérdidas en el inversor DC/AC a inclinación β= 40°59.
La mayor diferencia se da en los meses donde existe mayor nivel de
generación, en particular los meses de noviembre (17 kWh), diciembre (20
kWh) y enero (19,5 kWh).
59 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
kWh
Energía generada antes y después del inversor fotovoltaico a
inclinación =40°.
Energía en bornes de módulos FV.
Energía inyectada a la red.
138
En términos más amplios, la diferencia total existente antes y después del
inversor consiste en 145 kWh anuales, dato no menor sin mencionar otros
factores que influyen en las pérdidas del sistema y que se revisa en el siguiente
gráfico.
6.1.3 Pérdidas del sistema.
En relación al punto anterior, las pérdidas del sistema son uno de los aspectos
más importantes a la hora de estimar todo tipo de sistema que genere o
consuma energía, independiente del tipo que esta sea. Es por esto, que
conocer los factores que generan pérdidas y cómo se comportan durante un
periodo determinado, se convierte en un elemento muy importante de análisis.
En el gráfico mostrado en la Figura 6-4, es posible identificar que las principales
pérdidas se deben a cuatro factores o áreas. Estas son:
Pérdidas debidas al rendimiento del inversor.
Pérdidas debidas a caídas de tensión por la resistencia natural de los
conductores.
Pérdidas debidas al mismatch60, es decir la dispersión natural existente
en los parámetros de equipos no ideales, que incluye además el
conexionado de estos.
Pérdidas debidas a la calidad de los módulos fotovoltaicos, generadas
por variaciones de temperatura de operación.
60 Mismatch: termino usualmente utilizado en sistemas FV. Tal como se traduce del inglés significa dispersión o desajuste. Se refiere a las pérdidas inherentes de los materiales y equipos por no ser ideales.
139
Figura 6-4 Clasificación y comportamiento anual de las pérdidas más relevantes
de la instalación fotovoltaica, con inclinación β= 40°.61
Los factores que mayor cantidad de pérdidas generan al sistema, son
identificables a primera vista. En términos porcentuales estas son las pérdidas
generadas por el inversor que corresponden al 61 % del total anual, segundo
las pérdidas por mismatch con 22% y en tercera posición se encuentran las
pérdidas debidas a la calidad del módulo fotovoltaico con un 16,5%.
61 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Pérdidas del sistema β=40° (kWh) .
Pérd. inversor.
Pérd. resistivas.
Pérd. mismatch.
Pérd. calidad módulo.
140
Figura 6-5 Influencia porcentual de los factores de pérdidas en una instalación
fotovoltaica62.
El factor de menor influencia viene dado por las pérdidas generadas en las
caídas de tensión que corresponden al 0.5% del total anual de pérdidas.
La información entregada por el gráfico de la Figura 6-5 resulta de gran utilidad,
puesto que permite fijar la atención en los factores y áreas en los cuales es
posible actuar para disminuir o evitar el aumento de las pérdidas por este
concepto. En específico, sólo es posible poner cuidado en las pérdidas
generadas por caídas de tensión en los conductores y por mismatch. Lo anterior
se logra al utilizar los conductores que disminuyan la caída de tensión y que
cumplan con la normativa, además de utilizar equipos certificados y de realizar
las conexiones eléctricas según los métodos comprobados y que se sugieren
en la NCh. Elec 4/2003, asegurando la fijación mecánica de todos los
dispositivos involucrados.
62 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
17%
22%
0%
61%
Influencia porcentual de los factores de pérdidas en el sistema.
Pérd. calidad módulo. Pérd. mismatch. Pérd. resistivas. Pérd. inversor.
141
6.1.4 Eficiencia del bloque generador y del sistema.
El gráfico de la Figura 6-6 expone mes a mes el comportamiento de la eficiencia
del arreglo de módulos fotovoltaicos y del sistema. Esta comparativa tiene un
motivo, el cual explica la importancia que revisten los módulos fotovoltaicos en
una instalación, ya que definen en gran medida la eficiencia general del
sistema. Los otros factores que inciden en la eficiencia global de la instalación
son la eficiencia del inversor (85%), las pérdidas por mismatch, caídas de
tensión, etc.
Figura 6-6 Eficiencia del bloque generador y general de la instalación a
inclinación β=40°. 63
La eficiencia del conjunto de módulos fotovoltaicos presenta una diferencia
importante respecto a la eficiencia de cada módulo según la eficiencia
asegurada por el fabricante en su hoja de datos o data sheet64, -3.38% como
diferencia máxima respecto al valor de cada módulo. En respuesta a estas
63 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst. 64
Véase hoja de datos de módulo JKM 250-M96 en ANEXO H.
11,94 11,83 11,63
11,29
11,76 11,65 11,75 11,76 11,98
12,14 12,15 12,1
11,35 11,21
10,91
10,34 10,57
10,33 10,48
10,69
11,1
11,45 11,53 11,52
9
9,5
10
10,5
11
11,5
12
12,5
(%) Eficiencia del bloque de generación y del sistema .
Eficiencia módulos FV. Eficiencia general del sistema.
Eficiencia media módulos FV (11,83%) Eficiencia media del sistema (10,96%).
142
diferencias, es que nace el término mismatch o dispersión de datos donde no
cabe duda que todos los módulos del mismo modelo y marca no son 100%
iguales. Esta mezcla de diferencias incide en la cantidad de energía que se
generará, disminuyendo la eficiencia global del sistema.
El análisis del gráfico conduce directo a poner atención a los meses de abril
hasta septiembre, puesto que es en estas fechas donde la eficiencia del
sistema disminuye en gran medida. Durante el mes de mayo hasta junio, meses
de invierno, es en donde la eficiencia general del sistema disminuye en más de
un 1,00 % con respecto a la eficiencia de los módulos fotovoltaicos.
La conclusión que corresponde mencionar, relaciona la disminución de niveles
de radiación solar con disminución en la eficiencia general de la instalación, es
decir, durante los meses de invierno se reduce la capacidad de generación del
sistema.
6.1.5 Rendimiento del sistema.
El indicador más importante a la hora de puntualizar la cantidad de energía que
es capaz de entregar una instalación de energía renovable, es el rendimiento
del sistema. En el gráfico de la 6-7 es posible observar el rendimiento estimado
de la instalación fotovoltaica para los distintos meses, con una inclinación de
de los módulos fotovoltaicos.
Analizar el comportamiento del rendimiento a través de los distintos meses del
año consiste en conocer de manera resumida los niveles de generación del
sistema. Luego los mayores niveles de generación ocurrirán durante los meses
de noviembre (78,6%), diciembre (78,5%), octubre (78,1%) y enero (77,4%).
Por otro lado, el menor rendimiento será para los meses de julio (70,4%), abril
(70,5%), julio (71,5%) y mayo (72,1%).
143
Figura 6-7 Comportamiento del factor de rendimiento de la instalación
fotovoltaica durante un año65.
El rendimiento promedio que resulta de la estimación corresponde a 74,7% es
decir, un rendimiento aproximado de 75%. Este es un rendimiento intermedio
para instalaciones como las consideradas en el proyecto, cabe mencionar que 6
y aproximadamente 7 de los 12 meses el rendimiento se ubica en el rango o en
el nivel superior de la media, confiando niveles de generación por sobre el valor
medio durante la mayor parte del año.
6.2 Estimación de operación del sistema para distintos ángulos de inclinación.
El ángulo de inclinación de los módulos fotovoltaicos ofrece la posibilidad de
contar con diferentes valores de generación, es decir esta variable brinda la
65 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
77,40
76,40
74,40
70,50
72,10
70,40
71,50
72,80
75,70
78,10 78,60 78,50
66,00
68,00
70,00
72,00
74,00
76,00
78,00
80,00
(%)
Rendimiento mensual del sistema.
Inclinación 40°
Rendimiento mensual
Rendimiento medio anual (74.7%)
144
posibilidad de ser un elemento sensible del sistema y que permite también
estimar cómo se comportará la instalación para diferentes inclinaciones. El
análisis por áreas, es similar al realizado en el apartado anterior, con la
salvedad de que en esta etapa se incluye y compara en detalle las distintas
pérdidas del sistema.
Figura 6-8 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico del sistema
con diferentes ángulos de inclinación, al utilizar el software PVsyst.
6.2.1 Radiación global.
El gráfico de la Figura 6-9 exhibe la sensibilidad que presenta toda instalación
fotovoltaica ante la variación del ángulo de inclinación (β), en el cuál módulos
Estimación anual FV de generación, pérdidas y
rendimiento, para distintos valores de
40;30;20;10;05.
Radiación Global incidente.
Generación de energía.
Energía total antes y después del inversor FV.
Generación total anual del sistema.
Pérdidas Mismatch, resistivas, módulos e
inversor.
Pérdidas totales del sistema.
Eficiencia y rendimiento del sistema.
Eficiencia general del sistema.
Rendimiento mensual del sistema.
Rendimiento anual.
145
fotovoltaicos captan la radiación solar. Los datos en particular corresponden a la
radiación global incidente mensual66.
Al analizar el comportamiento anual, este no difiere a la curva presentada en el
caso de inclinación inicial, que también se incluirá de aquí en adelante. Lo
anterior queda claro, al observar los meses de verano e invierno que destacan
por ostentar respectivamente, los mayores y menores niveles de radiación.
Figura 6-9 Radiación global incidente anual, para distintos ángulos de
inclinación.67
Una de las variaciones importantes se observa en la disminución cercana al
19% en enero y del 17% en diciembre, entre β=40° y β=05°, siendo estos los
meses de mayor radiación disponible por las condiciones climatológicas de esta
estación del año. En cambio durante los meses de invierno la diferencia entre
los datos se observa en junio con un 19%.
66 La radiación global incidente incluye los valores de radiación horizontal, inclinada y de albedo, según los datos meteorológicos de PVsyst. 67 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
0
50
100
150
200
250
kWh
/m2
Radiación global incidente mensual del sistema.
β= 05°
β= 10°
β= 20°
β= 30°
β= 40°
146
En esta línea de análisis, cabe mencionar que entre la inclinación inicial de
β=40° y la inclinación mínima a la cual los módulos se podrían ajustar β=05°,
existe una variación media entre los indicadores cercana al 18%. Claro está,
que estas diferencias nacen a partir de estimaciones por lo que si bien resultan
una herramienta base para estimar el comportamiento futuro, de todas formas
es imprescindible la comprobación empírica en el lugar de emplazamiento de la
instalación fotovoltaica.
En resumen, la sensibilidad frente al ángulo de inclinación adelanta que la
estimación de parámetros basada en la especificación de los equipos del
software PVsyst, proyectará variaciones similares en los indicadores de energía
generada, pérdidas, factores de eficiencia y rendimiento.
6.2.2 Energía generada antes y después del inversor.
De la misma forma que el caso inicial, es posible realizar el análisis de la
energía generada versus la efectivamente inyectada a la red. En este caso, al
disponer de diversas combinaciones resultantes de los ángulos de inclinación,
investigar el comportamiento para la zona DC y la zona AC es aún en mayor
detalle. Así es posible observar en los gráficos de las Figuras 6-10 y 6-11 la
conducta energética de la instalación, antes y después del inversor.
La energía mensual estimada a generar por los módulos fotovoltaicos es mayor
mientras menor es el ángulo, en este caso al ángulo de inclinación del techo, el
menor disponible de la instalación que corresponde a β=05°.
Otro punto importante, se basa en la diferencia que existe en los meses de
mayor y menor generación. En el mes de diciembre la variación porcentual,
147
entre el ángulo de menor y mayor inclinación, corresponde al 17%. Este valor
corresponde a casi la mitad, de la gran variación existente en el mes de junio,
donde la diferencia alcanza el 38%.
Figura 6-10 Generación total anual de energía en bornes del arreglo
fotovoltaico, para distintos ángulos de inclinación68.
Figura 6-11 Generación total anual de energía inyectada a la red, para distintos
ángulos de inclinación69.
68 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
0
100
200
300
400
500
600
kWh
Energía mensual generada en módulos FV. Antes del inversor.
β= 05°
β= 10°
β= 20°
β= 30°
β= 40°
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
kWh
Energía mensual inyectada a la red. Después del inversor.
β= 05°
β= 10°
β= 20°
β= 30°
β= 40°
148
Para el caso de la estimación de energía inyectada a la red, como se indica en
el gráfico de la Figura 6-11, las cifras siguen el mismo patrón anterior. Esto se
debe a la dependencia del ángulo de inclinación y a la eficiencia del inversor, en
la cantidad de energía que se inyectará a la red.
El análisis para la estimación de energía que se inyectará a la red, se enfoca en
particular a la diferencia que existe con la energía en bornes de los módulos
fotovoltaicos. El gráfico de la Figura 6-12 expone la estimación anual de energía
generada antes y después del inversor.
Figura 6-12 Generación total anual de energía en bornes del arreglo fotovoltaico
y en bornes del inversor, para distintos ángulos de inclinación70.
El ángulo de inclinación β, protagonista del análisis incide de forma similar
antes y después del inversor. Por lo tanto la diferencia generada en los valores
antes y después del inversor corresponde a:
69 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst. 70 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Energía en bornes de módulos FV. Energía inyectada a la red.
3393,5
3214 3290,9
3115,2 3032
2865,5 2713,7
2557,9 2380
2235,4
2962,02
2797,6
kWh Generación anual de energía .
Estimada antes y después del inversor.
β=05°
β=10°
β=20°
β=30°
β=40°
Energía promedio.
149
5.28% para β=05°.
5.33% para β=10°.
5.49% para β=20°.
5.74% para β=30°.
6.07% para β=40°.
Esta variación porcentual resulta natural, al variar el nivel de energía y conocer
el rendimiento nominal que posee el inversor en condiciones estándar.
6.2.3 Pérdidas del sistema.
El impacto de las pérdidas del sistema, en el contexto de la variación del ángulo
de inclinación de los módulos se presenta en el gráfico de la Figura 6-13.
Figura 6-13 Pérdidas anuales del sistema, detalladas según el tipo, para
distintos ángulos de inclinación71.
71 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
56,811 55,11 50,823 45,55 40,022 49,6632
74,53 72,3 66,67 59,757
52,51 65,1534
2,611 2,446 2,061
1,641 1,238
1,9994
181,22 177,52 168,44
157,65
146,59
166,284
0
50
100
150
200
250
300
350
05° 10° 20° 30° 40° Pérd. Promedio.
Pérdidas anuales detalladas del sistema (kWh). Distintos ángulos de inclinación.
Pérd. inversor.
Pérd. resistivas.
Pérd. mismatch.
Pérd. calidad módulo.
150
El comportamiento resulta ser similar al primer análisis de pérdidas, pero la
información contenida en el gráfico permite diferenciar entre ángulo β mayor y
menor, de modo que es posible conocer la variación en cada elemento o factor
generador de las pérdidas. La mayor variación reside entre β=05° y β=40° y
corresponde a:
19,1% del total de pérdidas en el inversor.
52,6% del total de pérdidas resistivas.
29,5% del total de pérdidas debidas a mismatch.
19,1% del total de pérdidas en el inversor.
29,5% del total de pérdidas debidas a la calidad de los módulos FV.
Las pérdidas detalladas por sector, se encuentran graficadas en la Figura 6-14
y muestran los distintos niveles que alcanzan al variar el ángulo β. Es natural
que la sensibilidad ante el ángulo β, se reflejará de manera similar en cada
sector. Pero en las pérdidas resistivas el impacto de β se aproxima al 10% de
variación entre ángulos de inclinación.
151
152
6.2.4 Eficiencia del sistema.
En el gráfico que se indica en la Figura 6-15, se observa el comportamiento de
los distintos niveles de eficiencia en cada mes al variar el ángulo β. Sin duda, la
conducta del sistema se inclina a mostrar mayores niveles de eficiencia durante
los meses de mayor radiación, estos son: noviembre, diciembre, enero y
febrero. En términos generales para distintos β, la eficiencia promedio se
aproxima al 11,5%. Por otro lado, el sistema resulta menos eficiente durante los
meses de menor radiación, siendo estos abril, mayo, junio, julio y agosto, con
valores cercanos a 10,5 %.
Figura 6-15 Eficiencia global del sistema durante un año, para distintos ángulos
de inclinación72.
72 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
9
9,5
10
10,5
11
11,5
12 Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Eficiencia global del sistema (%).
β= 40°
β= 30°
β= 20°
β= 10°
β= 05°
153
6.2.5 Rendimiento teórico del sistema.
El rendimiento es por excelencia el concepto que define la capacidad real de
producción del sistema. Para distintos β el máximo alcanzado, se obtiene en los
menores valores que toma el ángulo. Esto queda demostrado en la figura 6-16,
donde el valor máximo corresponde a 82% para β=05°. El menor nivel de
rendimiento corresponde a un 69% para β=30°.
En general la conducta de las diferentes curvas anuales de rendimiento
estimado, es relativamente similar, a excepción del rendimiento para β=40°, el
que presenta una diferencia marcada entre los meses de marzo y junio.
Figura 6-16 Rendimiento mensual del sistema, para distintos ángulos de
inclinación73.
La causa principal de esta anomalía tiene relación con el rendimiento propio de
cada panel, puesto que al exponer un módulo a mayor inclinación, la radiación
disminuye debido a la reducción en el ángulo de incidencia (α). Entonces, al
agregar el mismatch de los módulos más un comportamiento variable de la
nubosidad durante los meses de marzo, abril y mayo la consecuencia será
variaciones cercanas a 2 puntos porcentuales del total.
73 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.
62,00
64,00
66,00
68,00
70,00
72,00
74,00
76,00
78,00
80,00
82,00 (%)
Rendimiento mensual del sistema.
β= 05°
β= 10°
β= 20°
β= 30°
β= 40°
154
El gráfico de la Figura 6-17 muestra la relación directa que existe entre el
ángulo de inclinación del conjunto de módulos fotovoltaicos, con el rendimiento
general del sistema. Si bien el ángulo β no impacta en gran medida el
rendimiento de una instalación fotovoltaica, la disminución del rendimiento es un
hecho importante a considerar puesto que indicará los límites de generación de
la instalación fotovoltaica.
Figura 6-17 Rendimiento anual del sistema, para distintos ángulos de
inclinación74.
Al resumir los niveles de rendimiento en el sistema a valores anuales, es
posible obtener una visión generalizada para cada ángulo de inclinación, tal y
como se presenta en la Figura 6-17. En este caso, independiente de la
comparativa mensual es posible apreciar que el mayor rendimiento alcanza un
78,7%, para β=05° manteniéndose en un valor cercano al 78% hasta β=20°. La
mayor variación es de 2,3% entre β=05° y β=40° de inclinación.
74
Ídem.
78,70 78,50
78,00
77,20
76,40
77,76
75,00
75,50
76,00
76,50
77,00
77,50
78,00
78,50
79,00
05° 10° 20° 30° 40° Rendimiento promedio
%
Rendimiento anual del sistema, para distintos valores de β.
155
6.3 Evaluación económica del proyecto.
Continuando con el estudio de evaluación económica, para el proyecto de
instalación fotovoltaica, se procederá a presentar el estudio de factibilidad
económica. Este estudio, corresponde al enfoque costo-beneficio para poder
identificar, medir y valorar los beneficios del proyecto, determinando si el valor
de ellos supera al valor de los costos.
6.3.1 Proyecciones económicas
Para realizar las proyecciones económicas, se utilizará la tasa de descuento
social establecida por el Ministerio de Planificación (MIDEPLAN), para el año
2013 en adelante, el cual, estableció una tasa social de descuento (TSD) a
emplear del 6%.75 La tasa social de descuento representa el costo en que
incurre la sociedad cuando el sector público extrae recursos para financiar sus
proyectos. Por ser la Universidad un organismo público, y no existir una tasa de
descuento para el sector de educación superior, la TSD representará su costo
de capital.
Como indicadores económicos del proyecto, se considerara el Valor Actual Neto
(VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Periodo de Recuperación de la
Inversión (PRI o Payback).
Se realizarán las proyecciones sobre los actuales consumos de energía
eléctrica y los respectivos gastos de mantención de la implementación del
proyecto. Puesto que es recurrente evaluar proyectos de inversión a una
duración aproximada de 10 años76, se calculará la viabilidad económica del
proyecto sobre esta base.
75
Ministerio de Planificación. Precios Sociales para la evaluación social de proyectos. http://sni.ministeriodesarrollosocial.gob.cl/postulacion_links/78_precios_sociales_nip_2013.pdf
156
6.3.2 Impacto en los actuales requerimientos de energía.
A partir de las estimaciones antes mencionadas, resulta interesante conocer el
impacto del proyecto en la demanda actual del edificio. Indudablemente al
generar energía a partir de paneles FV, se generará una reducción en el
consumo actual de la energía suministrada por la compañía distribuidora de
electricidad. En ese entendido, la Figura 6-18 expresa el impacto de la
instalación FV en la demanda mensual del DIE-USACH.
Figura 6-18 Energía suministrada por la compañía distribuidora de electricidad,
antes y después del proyecto.
6.3.3 Flujo de efectivo
Para determinar los flujos de efectivo futuros que tendrá el proyecto, se
considerará, además de la inversión inicial, la mantención de los equipos y los
ahorros por concepto de energía eléctrica generada. A continuación, se
presenta la determinación de cada factor.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
kWh
Energía mensual suministrada por la compañía eléctrica,
antes y después del proyecto.
Antes del proyecto.
Después del proyecto
157
6.3.3.1 Proyecciones de ahorro por concepto de energía.
Para determinar el ahorro generado por el proyecto fotovoltaico, se
considerarán las tarifas de suministro eléctrico para clientes sujetos a
regulación de precios, que aplica Chilectra S.A. puesto que la tarifa contratada
es AT-3 (a). A contar del 2013 y de acuerdo a la valorización para la tarifa
mencionada en el cargo por energía, más cargos por demanda máxima se
considerarán un valor sin IVA77 de $107 78. Además se considerará un
aumento en el costo del kWh de un 8% anual79.
6.3.3.2 Inversión del Proyecto
En este punto, se considera el costo de los equipos y la mano de obra para la
instalación. De acuerdo a las cotizaciones realizadas, se considerarán los
equipos que involucren un menor costo, tanto de instalación como de
adquisición, según la tabla 6.1.
Otra consideración relacionada a la inversión inicial, se verá reflejada en el flujo
de caja del proyecto donde se consideran 2 casos, que se definen como:
Caso “A”: Considera en la inversión inicial la compra de los módulos
fotovoltaicos.
Caso “B”: No considera en la inversión inicial la compra de los módulos
fotovoltaicos.
El análisis de ambos casos por separado, se debe a la disponibilidad actual de
los 12 módulos para la realización del proyecto, gracias a una donación, por lo
que la evaluación será aún más certera al considerar la posibilidad efectiva de
77
Impuesto al valor agregado. 78
http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/ngchl/ChilectraCl/Hogar/Cuentaconsu/Todo+Sobre+Tarifas/ 79
http://www.cne.cl/estadisticas/energia/electricidad
158
invertir en los paneles fotovoltaicos, versus el caso de invertir solo en los
equipos restantes.
Para el costeo de la mano de obra, se considerará el sueldo diario estimado de
un funcionario de mantención de planta en la Universidad. Se estima que el
proyecto se instalará durante 5 días. Considerando que el sueldo base de un
funcionario de mantención, más todo los otros egresos que le significan a la
Universidad este personal, bordea los $300.000. Con esta información, se
estima el costo de instalación en $75.00080. En este mismo aspecto será
necesario realizar la mantención de la instalación que se valorará de acuerdo a
su programación trimestral, es decir un total anual de $60.00081, monto que en
el flujo de caja incluye un aumento anual de 3%.82
80
Costo de funcionario de mantención en 5 días de instalación: ($300.000/20días*5días) = $75.000; Total $75.000, es decir $15.000/día- 81
Costo de mantención anual $60.000 (corresponde a 4 mantenciones al año, cada una a un costo de $15.000 pesos). 82
En base a la información entregada por el Servicio de Impuestos Internos SII en su página web: http://www.sii.cl/pagina/valores/utm/utm2012.htm
159
Tabla 6.1 Detalle de inversión del proyecto.
Inversión.
Equipos83
Cant. Costo p.u. Costo total
Tablero intemperie 3 24.845 74.535
Tablero DC/AC 1 74.165 74.165
Conector FV macho y hembra 26 3.000 78.000
Cable (F+N) RVK 80 501 40.046
Cable (F+N) RVK 60 4.160 249.600
Cable Multiflex (T) 35 2.269 79.415
Cable THHN (F+N+T) 12 137 1.648
Borne Tetrapolar 125 A 2 5.610 11.220
Fusible DC 12 1.109 13.308
portafúsible 12 947 11.364
Disyuntor DC 1 69.600 69.600
Surge Arrester (S) 1 55.890 55.890
Disyuntor DC 1 69.600 69.600
Disyuntor AC 1 4.458 4.458
Diferencial AC 1 25.370 25.370
Módulo Fotovoltaico 250Wp 12 190.000 2.280.000
Estructura soporta módulos 1 150.000 150.000
Ferretería 1 20.000 20.000
Inversor DC/AC 1 649.900 649.900
Sensor de radiación Spektron 210 1 245.902 245.902
Central de medida multifunción 1 395.350 395.350
Módulo comunicación 1 72.690 72.690
Montaje e instalación Cant. Costo p.día. Costo total
Mano de obra 5 15.000 75.000
Total 4.747.061
En tabla 6.1, al sumar los costos de estos equipos más la mano de obra se
obtiene un monto total estimado del proyecto de $4.747.061, siendo esta la
inversión inicial para el caso A y $2.467.061 para el caso B.
83
Valor de equipos en base a cotización, proveedores y códigos de referencia según ANEXO H.
160
161
6.3.4 Análisis de los Indicadores económicos del proyecto.
En relación a los cálculos precedentes, a continuación se presentan los
indicadores que determinarán la factibilidad económica del proyecto.
6.3.4.1 Análisis Período de Recuperación de la Inversión
Para determinar la cantidad de períodos que debiera operar el proyecto para
que los flujos cubran la inversión, incluyendo el costo de capital involucrado, se
calculó el Periodo de Recuperación de la Inversión o Payback. Los resultados
obtenidos permiten concluir que la inversión se recupera en siete años
aproximadamente.
Figura 6-19 Gráfico de flujos netos acumulados de efectivo del proyecto, para los casos A y B.
En el gráfico de la Figura 6-19, se establecen los flujos netos acumulados de
efectivo, es decir, el ahorro esperado menos la inversión inicial y los costos de
mantención. Se aprecia claramente que el caso “A” en el año 11 aún no genera
recuperación de la inversión. En cambio, el caso “B” recupera la inversión y
comenzaría a generar utilidades en el año 7, donde la curva que representa los
flujos del proyecto, se intercepta con el eje correspondiente a los años.
-6.000.000
-5.000.000
-4.000.000
-3.000.000
-2.000.000
-1.000.000
-
1.000.000
2.000.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
$CLP
Retorno de inversión del proyecto casos A y B.
A
B
162
6.3.4.2 Análisis Valor Actual Neto.
En el flujo de caja de efectivo expuesto anteriormente, se expresa el valor
monetario de la diferencia entre los flujos de ingresos (perteneciente al ahorro
por consumo de energía eléctrica) restada la inversión inicial, todo descontado
al momento de inicio del proyecto. Como resultado, se obtienen los siguientes
valores para el VAN:
Tabla 6.3 VAN obtenido para los casos A y B.
Caso A B
VAN -1.820.719,77 1.673.859,96
Tal y como se observa en la tabla 6.3 y según este método de evaluación de
proyectos, el caso B presenta un VAN positivo por lo que sería un proyecto que
posee rentabilidad económica y es viable de realizar, no así el caso A.
6.3.4.3 Análisis Tasa Interna de Retorno.
Con el fin de medir la rentabilidad porcentual, se calculó la TIR, correspondiente
a la tasa interna de retorno, o costo de capital, que logra que el VAN del
proyecto sea cero, o que la inversión inicial sea exactamente igual al valor
actual del flujo neto de fondos.
Tabla 6.4 TIR obtenida para los casos A y B.
Caso A B
TIR -2,15% 9,28%
La TIR presentada en la tabla 6.4, muestra que sólo en el caso “B” el valor
obtenido es mayor al 6%, tasa de descuento utilizada para evaluar el proyecto.
Desde este punto de vista, solo el caso “B” posee una rentabilidad aceptable.
163
Todos los antecedentes de este capítulo, permiten establecer que el proyecto
es factible económicamente, sólo en el caso B considerando un plazo de
recuperación de la inversión no menor a los 7 años.
Desde un punto de vista estricto y según los indicadores analizados
anteriormente, ambos proyectos poseen un riesgo de inversión bastante alto,
siempre y cuando se considere desde una visión, en donde la búsqueda es
conseguir puramente ganancias económicas. Pero si se asume el costo de
introducir nuevas tecnologías para realizar investigaciones y docencia
universitaria, que permita generar avances tecnológicos en este tipo de
proyectos, los beneficios serán mayores, por el hecho de que se producirán no
sólo para un proyecto en particular, si no que para todos los que incorporen
dicha tecnología en el futuro.
CAPÍTULO 7 RECOMENDACIONES DE PUESTA EN MARCHA Y MANTENIMIENTO.
7.1 Puesta en marcha.
7.1.1 Consideraciones generales.
Desde un punto de vista práctico es necesario prever la mayor variedad de
condiciones posibles de encontrar a la hora de diseñar y poner en marcha una
instalación solar fotovoltaica. Con este propósito, tanto en la etapa de diseño
como en el proceso de instalación, se hace necesario considerar las
recomendaciones que permitan elegir en todo momento la solución más
sencilla, práctica y económica posible. Las consideraciones son las siguientes:
Hasta el momento de la instalación mantener todo el material en
sus cajas y embalajes originales para evitar deterioros, prestando
especial atención a las indicaciones de fragilidad.
164
Se debe tener cuidado de no exponer a la intemperie aquellos
elementos que no están preparados para ello.
Leer detenidamente la información proporcionada por el fabricante
de cualquiera de los equipos utilizados, antes de instalarlos. El
conocimiento de las limitaciones de un producto o la secuencia a
seguir durante su montaje o conexionado no sólo facilitará su
instalación, también evitará problemas y costes adicionales.
Utilizar el apoyo técnico que brindan los fabricantes o su
representante local para verificar si la decisión técnica tomada es
la más acertada.
Seguir siempre las normas básicas de seguridad.
Diseñar e instalar el sistema pensando que, en algún momento,
deberá ser mantenido, reparado o ampliado. Esto implica que
todos los componentes en la instalación deben tener un acceso
fácil y un diseño modular.
Recordar que la temperatura y humedad ambientes, ya sean muy
elevadas o muy bajas, afectan al funcionamiento y la vida útil de
todos los componentes del sistema, especialmente a las baterías,
reguladores e inversores.
Realizar las operaciones de montaje de forma lógica y ordenada
para evitar, accidentes, daños de materiales o dificultades
adicionales en el montaje de la instalación.
Actuar con sentido común y planteamiento práctico, teniendo en
cuenta que el conocimiento técnico es fundamental y que
preguntar es un signo de inteligencia y no hace daño a nadie.
165
7.1.2 Normas de seguridad.
Es fundamental que las tareas de instalación y mantenimiento se realicen
teniendo en cuenta las normas de seguridad básicas destinadas a proteger a
quien las lleva a cabo. En cualquier caso, se deben instalar las señales
indicativas normalizadas, que avisen de los posibles accidentes o de las
acciones de peligro que se deben evitar, en todos los lugares de la instalación
que sean necesarias.
Además, en las instalaciones fotovoltaicas deben adoptarse las mismas
medidas de seguridad personal que en cualquier otra instalación eléctrica,
establecidas por los organismos competentes. Algunas de las más básicas son:
Tomar las medidas necesarias para evitar las descargas eléctricas
debidas a contactos directos o indirectos accidentales con las
líneas de corriente.
Asegurarse de que todas las cajas de conexiones se encuentran
cerradas y aisladas convenientemente.
No manipular cables o conexiones sin haberse asegurado de las
tensiones de trabajo.
No manipular un conductor activo mientras el otro conductor activo
pueda ser tocado accidentalmente.
Tener mucha precaución al manipular instalaciones eléctricas en
locales con humedad o en presencia de ambientes potencialmente
inflamables.
El montaje de una instalación fotovoltaica implica involucrar al personal técnico
en situaciones laborales de riesgo personal, por lo que deben adoptarse las
medidas de seguridad establecidas por los organismos competentes para
instalaciones a la intemperie. Algunas de las más básicas son:
166
Evitar el trabajo en condiciones de fuerte insolación para
evitar que pudieran producirse accidentes por agotamiento
o pérdida de conciencia.
Utilizar casco, guantes y botas de protección, para evitar
posibles golpes provocados durante la manipulación de
material.
Utilizar gafas de sol adecuadas, para evitar pérdida
momentánea de visión que puedan provocar accidentes.
Utilizar siempre que sea necesario cuerdas, arneses,
cinturones de seguridad redes. No confiarse al realizar
trabajos a cierta altura.
Asegurarse de que las superficies de los tejados son
suficientemente resistentes y están en condiciones
adecuadas para desplazarse por ellas y no hacerlo nunca
sin asegurarse.
Asegurarse de la correcta colocación, equilibrio y fijación de
los andamios y escaleras.
Mover el material con cuidado y utilizando grúas y sistemas
de sujeción que impidan posibles daños al trabajador, por
pérdidas de equilibrio o esfuerzos excesivos, o que puedan
provocar daños por golpes o caídas al material.
7.1.3 Puesta en marcha de la instalación.
La puesta en funcionamiento de una instalación fotovoltaica debe seguir un
protocolo de actuaciones que garantice su correcto funcionamiento inicial. El
protocolo de puesta en marcha de una instalación debe estar diseñado para
cada instalación fotovoltaica específica. En principio y de forma general, una
vez realizada toda instalación se recomienda proceder de la siguiente forma:
167
i. Realizar las mismas operaciones recogidas posteriormente
como acciones de mantenimiento que sean aplicables y
descritas con las siglas AT1, ET1, ET2, CT1 y TT1.
ii. Comenzar a conectar paulatinamente la instalación,
siguiendo la secuencia lógica desde el generador
fotovoltaico hasta la carga.
iii. Realizar las mismas operaciones recogidas posteriormente
como acciones de mantenimiento que sean aplicables y
que se describen como AT2, ET3, ET4 y CT2.
iv. Provocar diversas situaciones extremas en la instalación,
como introducir cargas máximas de consumo, desconectar
la carga, etc.
v. Comprobar que todos los equipos actúan correctamente.
vi. Comprobar que no se producen vibraciones, fallos,
alarmas, calentamientos zumbidos o cualquier otro
fenómeno extraño en la instalación.
Para la puesta en marcha, suelen ser necesarios los siguientes documentos y
materiales:
Esquemas eléctricos de la instalación.
Especificaciones técnicas de la instalación.
Manuales de funcionamiento de los diferentes equipos.
Instrumental indicado en cada operación de mantenimiento.
7.2 Plan de mantenimiento anual.
El hecho de tener una instalación adecuadamente diseñada y realizada con los
materiales adecuados no garantiza su correcto funcionamiento. Es necesario
seguir de forma continua un protocolo de mantenimiento de los diferentes
168
elementos de la instalación para alargar la vida de la instalación y evitar averías
de muy costosa reparación.
Figura 7-1 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos.
Todas las operaciones indicadas pueden ser realizadas por el servicio de
mantenimiento si así se acuerda con el usuario de la instalación, aunque es
recomendable que el usuario también participe en estas tareas, ya que esto
garantiza un mejor seguimiento del funcionamiento de la instalación.
Como norma general, las operaciones de mantenimiento con periodicidad
menor de un año deben ser realizadas por el usuario de la instalación y las
operaciones con periodicidad anual, o mayor, deben ser realizadas por el
servicio técnico de mantenimiento.
El plan de mantenimiento es el listado de protocolos de actuación destinados a
garantizar el correcto funcionamiento de la instalación, en el que se deben
incluir las fechas de aplicación de cada una de las operaciones. El plan de
mantenimiento debe contemplar inspecciones periódicas del sistema, así como
169
el registro e historial de algunas de las mediciones hechas en el mismo. Este
plan debe dar prioridad a los componentes más susceptibles de sufrir deterioro.
La frecuencia de las inspecciones estará dictada por las condiciones de uso, la
edad del sistema, los problemas potenciales que se hayan identificado, o por
situaciones fortuitas (tormentas o períodos de baja insolación).
A continuación se propone un ejemplo de hojas de seguimiento y control de las
operaciones de mantención. Estas operaciones pueden ser ampliadas o
variadas en frecuencia y contenido, según los criterios del diseñador de la
instalación o del estado de esta.
El control del mantenimiento se debe de realizar mediante un cuadernillo de
mantenimiento anual. En el mismo cuadernillo también deben estar indicadas
las operaciones de mantenimiento a realizar y las referencias a los esquemas
eléctricos de la instalación y a las características técnicas a tener en cuenta.
7.2.1 Mantenimiento de los módulos fotovoltaicos.
El correcto funcionamiento de los módulos es un aspecto fundamental del
funcionamiento de la instalación en su conjunto. Para garantizar el correcto
funcionamiento de los módulos, su vida útil y el rendimiento de la instalación es
necesario realizar una serie de operaciones que se mencionan a continuación.
7.2.1.1 Operación de mantenimiento GT1.
- Objetivo: realizar una revisión general de los módulos.
- Operaciones a realizar: se deben realizar todas las operaciones que realiza
habitualmente el propio usuario de la instalación para garantizar que el sistema
está en óptimas condiciones de mantenimiento. Estas operaciones son:
- Comprobar visualmente el correcto funcionamiento de los módulos y de sus
equipos de control.
170
- Comprobar visualmente el estado general de los módulos, su limpieza y las
sombras que hubieran aparecido.
- Elementos a utilizar: agua, trapos, productos de limpieza no abrasivos y
alcohol.
- Periodicidad: anualmente.
- Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
7.2.1.2 Operación de mantenimiento GT2.
-Objetivo: comprobar la tensión e intensidad eléctricas producidas por el
generador fotovoltaico.
- Operaciones a realizar: en el momento de realizarse la comprobación, a partir
de la característica I-V de los módulos, los valores de irradiación solar y la
temperatura ambiente, se deben determinar la tensión teórica en circuito abierto
y la corriente teórica de cortocircuito de las ramas y del conjunto de los
módulos. En la caja principal de conexiones, desconectar los terminales positivo
y negativo principales actuando sobre los interruptores termomagnéticos y
comprobar que la tensión existente entre los terminales positivo y negativo de
los módulos es la calculada para las condiciones ambientales del momento. En
caso de que no se cumpla la condición anterior se debe comprobar el estado de
las protecciones de las diferentes ramas de paneles, fusibles, diodos, varistores
y termomagnéticos. En el caso de que se observen daños en alguno de ellos se
debe proceder a su sustitución. En caso de que a pesar de haber realizado la
operación anterior, el generador fotovoltaico sigue sin suministrar el voltaje
adecuado, se debe proceder a comprobar que la tensión existente entre los
terminales positivo y negativo de cada rama en paralelo de los módulos, es la
calculada para las condiciones ambientales del momento, teniendo en cuenta el
número de módulos de cada rama y los módulos que ya tienen alguna serie de
células dañadas. En caso de que se descubra una rama con un
171
comportamiento incorrecto se procederá a comprobar panel por panel hasta
descubrir el módulo o módulos dañados y se procederá a su reparación,
anulación o sustitución. En el caso de que no se observen problemas en el
voltaje de los módulos en circuito abierto se debe proceder a comprobar el
correcto funcionamiento de los módulos midiendo la corriente de cortocircuito,
conectando los terminales positivo y negativo con un conductor adecuado a la
corriente que debe circular. En caso de que no se cumpla la condición anterior
se debe comprobar que la corriente de cortocircuito de cada rama en paralelo
de los módulos es la calculada para las condiciones ambientales del momento,
teniendo en cuenta el número de módulos de cada rama y los módulos que ya
tienen alguna serie de células dañadas. En caso de que se descubra una rama
con un comportamiento incorrecto frente a la corriente se procederá a
comprobar panel por panel hasta descubrir el módulo o módulos dañados y se
procederá a su reparación, anulación o sustitución.
Elementos a utilizar: plano de conexionado de los módulos.
Manual de características de los módulos utilizados. Multímetro o
pinza amperimétrica, cables para cortocircuitar el generador
fotovoltaico y medidor de resistencia de aislación.
Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de algún
fallo de funcionamiento o de que el generador fotovoltaico ha sido
alcanzado por una tormenta eléctrica.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
172
Figura 7-2 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos.
7.2.1.3 Operación de mantenimiento GT3
- Objetivo: comprobar el aislamiento eléctrico de los módulos fotovoltaicos.
- Operaciones a realizar: comprobar, con un medidor de aislamiento eléctrico, el
aislamiento de los paneles y conductores de los módulos. Los malos
aislamientos pueden originar corrientes de fuga peligrosas y daños a la
instalación. Todas las operaciones se realizarán según las instrucciones
específicas del equipo de medición utilizado.
- Elementos a utilizar: medidores de resistencia de aislación, Normativa de
aislamiento eléctrico para instalaciones situadas en el exterior.
- Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo de
funcionamiento.
- Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
7.2.1.4 Operación de mantenimiento GT4
- Objetivo: comprobar la instalación eléctrica de los módulos.
- Operaciones a realizar: comprobar que los cables de conexión entre módulos
están correctamente conectados, no están tensos debido a movimientos de los
173
módulos y están convenientemente sujetos a las cajas de conexión. En caso
contrario aplicar las medidas correctoras necesarias, incluidas la recolocación
de los módulos o sustitución de los cables. Comprobar en las cajas de
conexiones principales y de los módulos que los pasacables cierran
correctamente y que los cables están correctamente fijados; su longitud en el
interior es la adecuada para que las conexiones no estén sometidos a esfuerzos
innecesarios; están correctamente conectados a los terminales con el apriete
necesario; y que los terminales no presentan indicios de corrosión. En caso
contrario aplicar las acciones correctoras necesarias, incluidas la sustitución de
pasacables, cables o terminales. Siempre que se abran y revisen las cajas, se
deben proteger las conexiones y terminales con elementos específicos contra
la corrosión como grasas adecuadas y asegurarse de que las cajas de conexión
quedan completamente estancas una vez cerradas. Comprobar que no se han
producido nidos de insectos en las cajas de conexiones o en algún rincón de los
paneles. En caso de detectarse alguno de estos hechos deberán eliminarse con
los medios adecuados para ello. Comprobar que no se aprecian daños en los
conductores aéreos de los paneles a suelo por ataques de roedores. En caso
de detectarse alguno de estos hechos se deberán de sustituir los cables y
proceder a protegerlos con algún tipo de blindaje adecuado.
Elementos a utilizar: planos de conexionado de las cajas, juego de
llaves y atornilladores adecuados y grasa de protección de
conexiones.
Elementos selladores como siliconas para intemperie.
Periodicidad: anualmente o cuando informe el usuario de avería.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
174
7.2.1.5 Operación de mantenimiento GT5
- Objetivo: comprobar el estado de la estructura de soporte de los paneles.
- Operaciones a realizar: comprobar que los paneles se encuentran en su
posición correcta y no ha sufrido movimientos por efecto del viento, el peso de
la nieve o el desplazamiento de tierras. Comprobar que los paneles están bien
fijados a sus estructuras de soporte, no se encuentran sueltos por falta de
apriete de los tornillos de sujeción o por tornillos perdidos a causa de la
vibración. Comprobar que la estructura no presenta deformaciones anómalas.
Comprobar que no aparecen puntos de corrosión en la estructura de soporte ni
en los puntos de puesta a tierra. Comprobar que la base de soporte de la
estructura de los paneles no presenta grietas o roturas, que puedan provocar el
desmoronamiento de la estructura de soporte. En caso de detectar algún fallo
en alguno de los puntos indicados anteriormente se han de aplicar las medidas
correctoras adecuadas al fallo detectado, incluidas la obra civil necesaria para
garantizar el correcto funcionamiento de la estructura de soporte.
Elementos a utilizar: especificaciones mecánicas indicando
ajustes y niveles de torque, llaves y destornilladores
dinamométricos y materiales necesarios para reponer la obra civil.
Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de algún
fallo.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
7.2.2 Mantenimiento de otros equipos de la instalación.
El resto de los equipos, aparte de los módulos y del acumulador, tienen una
importancia básica en el funcionamiento del sistema, por lo que para garantizar
el correcto funcionamiento de la instalación es necesario realizar una serie de
operaciones que se mencionan a continuación.
175
7.2.2.1 Operación de mantenimiento ET1.
- Objetivo: Comprobar el estado de las conexiones del inversor y otros aparatos
o accesorios.
- Operaciones a realizar: Comprobar que los cables están correctamente
conectados. Si se observa algún cable suelto o con su sistema de conexión
flojo, se debe volver a conectar el cable o apretar el elemento de conexión.
Comprobar en las cajas de conexiones que los cables están correctamente
fijados; su longitud en el interior es la adecuada para que las conexiones no
estén sometidos a esfuerzos innecesarios; están correctamente conectados a
los terminales con el apriete necesario; y que los terminales no presentan
indicios de corrosión. En caso contrario aplicar las correcciones necesarias,
incluidas la sustitución de pasacables, cables o terminales. Siempre que se
abran y revisen las cajas, se deben proteger las conexiones y terminales con
elementos específicos contra la corrosión como grasas adecuadas y asegurarse
de que las cajas de conexión quedan completamente estancas una vez
cerradas, en el caso de estar a la intemperie. Comprobar que no se han
instalado nidos de insectos en las cajas de conexiones o en algún rincón de los
paneles. En caso de detectarse alguno de estos hechos deberán eliminarse con
los medios adecuados para ello. Comprobar que no se aprecian daños en los
conductores por ataques de roedores. En caso de detectarse se deberán de
sustituir los cables y proceder a protegerlos con algún tipo de blindaje
adecuado.
Elementos a utilizar: planos de conexionado de las cajas, juego de
llaves adecuado y atornilladores.
Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de algún
fallo.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
176
7.2.2.2 Operación de mantenimiento ET2
- Objetivo: comprobar que la superficie de soporte de los equipos no presenta
grietas, desprendimientos o pérdida de elementos de sujeción.
- Operaciones a realizar: en caso de detectar algún fallo realizar las
operaciones necesarias para asegurar la fijación de los equipos.
Elementos a utilizar Los necesarios en función de la obra civil a
realizar.
Periodicidad: anualmente.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
7.2.2.3 Operación de mantenimiento ET3
- Objetivo: comprobar el funcionamiento del inversor y otros aparatos y
accesorios.
- Operaciones a realizar: comprobar que el inversor o el convertidor suministran
a la carga la corriente y el voltaje adecuados, según las condiciones específicas
de la instalación. Comprobar que el regulador suministra al acumulador la
corriente y el voltaje adecuados, según las condiciones específicas de la
instalación. Comprobar el correcto funcionamiento de indicadores, interruptores
y alarmas de todos los equipos. En caso de detectar algún fallo proceder a
reparar o sustituir el equipo averiado.
Elementos a utilizar: especificaciones técnicas de la instalación.
Multímetro y pinza amperimétrica.
Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de algún
fallo.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
177
7.2.3 Mantenimiento del cableado.
El cableado es un elemento que sufre daños con cierta frecuencia debido a sus
propias características, por esta razón es conveniente realizar las siguientes
operaciones de mantenimiento.
7.2.3.1 Operación de mantenimiento CT1
- Objetivo: comprobar el estado del cableado en toda la instalación.
- Operaciones a realizar: realizar una inspección visual para comprobar que el
cableado, de los módulos y los cableados externos e internos se encuentran en
buen estado. Los cableados aéreos deben estar correctamente sujetos y
limpios de elementos, pesos o tensiones que los puedan perjudicar. Los
cableados exteriores no aéreos, sus protecciones y las canalizaciones deben
estar en buen estado sin presentar signos de impacto, movimiento por raíces,
desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de roedores, etc. Los cableados
interiores, sus protecciones y las canalizaciones deben estar en buen estado sin
presentar signos de impacto, desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de
roedores, etc. Se deberán aplicar las medidas correctoras pertinentes y en caso
necesario sustituir los elementos dañados, introducir nuevas protecciones,
sujetar por otros procedimientos los cables o cualquier otra acción necesaria.
Elementos a utilizar: los necesarios en función de la reparación a
realizar.
Periodicidad: anualmente o cuando el usuario detecte daños en el
cableado.
Realiza la operación: el propio usuario de la instalación.
7.2.3.2 Operación de mantenimiento CT2
- Objetivo: comprobar la caída de tensión en los diferentes conductores de la
instalación.
- Operaciones a realizar: comprobar con una pinza amperimétrica que la
corriente que circula por los circuitos del generador-regulador, regulador
178
acumulador, regulador- inversor, regulador-convertidor, inversor conexión a red,
convertidor-carga o inversor-carga, son las previstas según el diseño y
condiciones de funcionamiento de la instalación y se encuentran dentro de los
márgenes fijados por las especificaciones técnicas. Comprobar con un
Multímetro que las diferencias de potencial entre bornes a la entrada y a la
salida de los circuitos generador-regulador, regulador-acumulador, regulador-
inversor, regulador-convertidor, inversor-conexión a red, convertidor-carga o
inversor-carga, son las previstas según el diseño y condiciones de
funcionamiento de la instalación y se encuentran dentro de los márgenes fijados
por las especificaciones técnicas. En caso de detectarse caídas de tensión o
corrientes eléctricas no adecuadas se deberá proceder a medir la resistencia
eléctrica de los cables y comprobar que se encuentra dentro de los márgenes
de diseño. En el caso de detectar conductores con un funcionamiento
incorrecto, se deberá proceder a inspeccionar las conexiones y limpiarlas y
apretarlas.
Inspeccionar los cables y detectar posibles problemas y si es necesario a
sustituirlos.
Elementos a utilizar: especificaciones técnicas de la
instalación.
Esquema eléctrico de la instalación.
Multímetro y pinza amperimétrica, llaves y destornilladores
adecuados.
Periodicidad: anualmente.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
7.2.4 Mantenimiento de la puesta a tierra.
Las puestas a tierra son un elemento básico en la seguridad de cualquier
instalación eléctrica situada a la intemperie. Por tanto, garantizar su correcto
179
funcionamiento es un aspecto fundamental para garantizar la vida de la
instalación.
7.2.4.1 Operación de mantenimiento TT1
- Objetivo: Comprobar el estado de los sistemas de toma a tierra.
- Operaciones a realizar: Comprobar que los registros de las tomas a tierra
tienen el suelo humedecido. Se debe accionar el pulsador de prueba de los
interruptores diferenciales, para comprobar su buen funcionamiento. En caso de
que no respondan adecuadamente se debe poner en conocimiento del servicio
técnico de mantenimiento. Comprobar la resistencia de las tomas de tierra para
verificar que presentan una resistencia adecuada. Comprobar que no aparecen
señales de oxidación en los puntos de conexión ni en los cables de las líneas
de puesta a tierra. Comprobar la resistencia entre las líneas de conducción y la
toma de tierra de los componentes de acoplamiento como los varistores. Esta
operación debe realizarse anualmente pero también se debe realizar en caso
de que el usuario comunique que el módulo fotovoltaico ha sufrido una
descarga eléctrica debida a una tormenta, ya que cada vez que los varistores
deben intervenir se degradan de manera irreparable. Todas las operaciones se
realizarán según las instrucciones específicas del equipo de medición utilizado.
Elementos a utilizar: se deben utilizar medidores de
resistencia a tierra en los electrodos de toma de tierra y
camarillas de inspección definidas.
Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de
algún fallo de funcionamiento.
Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.
180
CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES.
El desarrollo alcanzado por la tecnología de las instalaciones fotovoltaicas ha
llegado a un nivel donde la inversión ya no significa un riesgo directo. Es más,
en Chile, ya es posible realizar cotizaciones con diversos proveedores. Hecho
relevante que permite evaluar a cabalidad un proyecto, es decir sin dejar de
lado aspectos económicos y técnicos.
La importancia de esta nueva realidad en el mercado nacional impacta
especialmente en la oportunidad que existe hoy de llevar a cabo proyectos de
energías renovables no convencionales, que hace cinco o diez años hubiesen
sido descartados al primer momento de definir su tecnología.
En relación a los objetivos planteados al inicio de este trabajo de titulación, es
posible mencionar lo siguiente:
Se puede destacar que al finalizar el desarrollo de la ingeniería, los resultados
aseguran la viabilidad técnica y constructiva del proyecto además de cumplir
con las especificaciones y estándares técnicos exigidos por la normativa
vigente. Por lo tanto, se ha comprobado la factibilidad técnica del proyecto
estudiado.
Luego de realizar la ingeniería conceptual, es posible asegurar que la zona de
ubicación presenta condiciones de topografía, viento y temperatura óptimas
para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos.
El análisis de los requerimientos de energía eléctrica del DIE-USACH, indica
que el comportamiento de consumo está directamente relacionado a las
estaciones del año, donde el mayor y menor nivel se deben al invierno y verano
respectivamente.
181
Es necesario destacar que el consumo durante el año 2011 presenta
diferencias con respecto al gasto por concepto de energía, luego de manera
concluyente se tiene que los mayores consumos de energía no están
relacionados con los mayores costos. La causa observada, resulta ser la
variación de los precios de la energía en el país.
La estimación del comportamiento del proyecto, ha permitido conocer la
conducta que presentaría una instalación fotovoltaica conectada a la red
durante periodos mensuales y anuales. Este hecho ha sido posible, gracias al
tiempo dedicado por el autor en el aprendizaje del software, exclusivo para
aplicaciones fotovoltaicas y de elaboración Suiza, PVsyst.
La utilización del software PVsyst para la estimación de generación del proyecto
cumplió con las expectativas, entre ellas es posible mencionar la potencialidad
de entregar estimaciones referenciales de las pérdidas totales, pérdidas
detalladas, rendimiento de equipos, rendimiento del sistema y porcentajes de
eficiencia del proyecto. Todo lo anterior permitió cumplir con uno de los
objetivos planteados al inicio de este trabajo.
Con respecto al tipo de tecnología, el estudio del proyecto de ingeniería de una
instalación fotovoltaica conectada a la red ha permitido definir las ventajas que
posee sobre las instalaciones aisladas, sobretodo en un sector urbano. En
particular destaca la capacidad de prescindir de sistemas de respaldo de
energía o baterías lo que conlleva a una disminución en la inversión cercana a
un 30%, disminución en el espacio requerido para el almacenamiento y
reducción en el costo por mantención, por ser equipos que involucran riesgos
explosivos.
Por otra parte, el análisis de las pérdidas, eficiencia y rendimiento de un sistema
fotovoltaico es relevante en el desarrollo de la ingeniería sobre todo porque esta
182
tecnología aún se encuentra en desarrollo. En relación al proyecto estudiado es
posible decir lo siguiente:
Las pérdidas de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red se deben a 4
áreas específicas, las que inciden de mayor a menor medida en la instalación,
según se lista a continuación:
El inversor
El mismatch existente en celdas y conexiones
La calidad de los módulos
La resistencia natural de equipos y conductores.
La eficiencia de una instalación fotovoltaica estará definida en gran parte por el
fabricante y la calidad del inversor. Este equipo juega un papel primordial al ser
el encargado de inyectar a la red, con el menor nivel de pérdidas posible
(siendo este el equipo que produce la mayor cantidad de pérdidas) la energía
generada por los paneles.
En el ámbito de la evaluación económica del proyecto y su viabilidad es posible
concluir lo siguiente:
El análisis de los dos casos planteados permitió conocer la factibilidad
económica y su dependencia en el monto de la inversión inicial. Siendo esta
una de las características más importantes que definen el estudio de proyectos
que involucren energías renovables no convencionales.
El primer análisis comparativo desarrollado, fue el tiempo en el cual se recupera
la inversión. De donde, para el periodo estudiado el caso A no recupera la
inversión en el periodo de análisis. No así, el caso B que en el año siete
comienza a generar retornos de inversión
183
En el caso A, la alta inversión inicial, debida a los módulos fotovoltaicos trae
como consecuencia la no factibilidad económica del proyecto.
En el caso B, como la inversión inicial es aproximadamente un 50% menor a la
del caso A, los indicadores económicos entregan un VAN positivo y la TIR un
3,28% por sobre la tasa considerada.
Desde un punto de vista financiero, ambos proyectos poseen un riesgo de
inversión alto, pero el caso B cumple con lo estipulado en los métodos clásicos
resultando un proyecto viable.
Al perseguir fines de investigación o de carácter académico, la búsqueda
basada en conseguir puramente ganancias económicas adquiere otra
connotación. Ya que al asumir el costo de introducir nuevas tecnologías para
realizar investigaciones que permitan generar avances tecnológicos en este
campo, los beneficios serán mayores, por el hecho de que se producirán no
sólo para un proyecto en particular, si no que para todos los que incorporen
dicha tecnología.
Por ejemplo, una de las principales tareas para el país se debería enmarcar en
fomentar, aún más, el uso de estas nuevas formas de generar electricidad. La
construcción de laboratorios experimentales que permitan realizar la medición
constante de las variables solares de cada comuna en Chile, sería el pie inicial
para ofrecer información empírica, que facilitaría los estudios requeridos para la
implementación de futuros proyectos fotovoltaicos.
Como recomendación previa a una futura implementación, se sugiere la
validación de las estimaciones realizadas con el software PVsyst. Lo anterior
con miras a realizar un trabajo de investigación a largo plazo, basado en el
184
comportamiento de las variables solares de la zona y la elaboración de un
registro que facilite la evaluación de estos proyectos.
En base a los futuros trabajos de investigación que se pudiesen realizar, otra
recomendación considerable es la evaluación de implementar una asignatura
dedicada al estudio de las energías renovables no convencionales, que permita
mediante una preparación teórica, realizar experiencias de laboratorio
innovadoras en el sistema educacional universitario.
En la región Metropolitana existen escasas instalaciones fotovoltaicas, una de
ellas está ubicada en las inmediaciones de la Universidad Tecnológica
Metropolitana en la comuna de Macul y posee una potencia instalada de
aproximadamente 4kW. La ingeniería de este proyecto fue elaborado por la
empresa de distribución de energía eléctrica Chilectra S.A. Pero desconocer la
utilidad, junto con el potencial de utilizar la tecnología, permiten más bien
aceptar los paradigmas asociados. Por lo anterior, se hace necesario el
desarrollo de más estudios y evaluaciones que persigan la solución de la
problemática energética actual de Chile.
185
9 Referencias.
1 Título: Política energética.
Nuevos lineamientos. Transformando la crisis energética en una
oportunidad.
Autor: Profesionales de la Comisión Nacional de Energía (CNE), bajo la
coordinación del Jefe de Estudios, Claudio Huepe.
Año : 2008.
2 Título: Las ERNC en el mercado eléctrico chileno.
Autor: Dr. Rodrigo Palma Behnke, Guillermo Jiménez Estévez, Ignacio
Alarcón Arias.
Año : 2009.
3 Título: Impacto de la ley de ERNC en Chile.
Análisis de los proyectos y avances concretos logrados.
Autor: Hugh Rudnick Van De Wyngard, Pablo Bückle, Ignacio Maturana.
Año : 2009
4 Título: Impacto de las Energía Renovables en la operación del sistema.
Autor: VALGESTA ENERGÍA S.A.
Año : 2011.
5 Título: Estudio de la política energética chilena, respecto a la sustentabilidad
del sector eléctrico.
Autor: Luis Rau Andrade
Año : 2008.
Código Bibliotecas USACH: TUS-ADP 2008 A189e.
186
6 Título: Estudio energético mediante el uso de energía solar fotovoltaica en
el DIE-USACH.
Autor: Roberto Velásquez Céspedes.
Año : 2008
Código Bibliotecas USACH: TUS-ELEC; 2008;V434e
7 Título: Normas Energías Renovables. Energía Solar Fotovoltaica.
Autor: Comisión Nacional de Energía. PNUD.
Año : 2008
Código Bibliotecas USACH: 621.31244 E56f
8 Título: Proyecto de Diseño y Normalización de una Instalación Solar.
Autor: Luis Rau Andrade
Año : 2002
Código Bibliotecas USACH: TUS-ELEC 2002R239p.
9 Título: Características de Equipos, Células Fotovoltaicas y Colectores
Solares.
Autor: José Santiago Quiroz Pizarro, Linda Geraldine Silva Fredes.
Año : 2009
Código Bibliotecas USACH: TUS-TIND;2009;Q8c
10 Título: Indicadores de gestión para energías renovables no convencionales
en Chile.
Autor: Rodrigo Herrera Jeno.
Año : 2011
Institución: Universidad de Chile.
187
11 Título: Propuestas para Incentivar el Uso de ERNC en Nuestro País.
Autor: Leonardo Valencia M.
Año : 2011
Institución: Universidad Adolfo Ibáñez.
12 Título: Análisis de un sistema de iluminación, utilizando ampolletas de
bajo consumo y alimentado por paneles fotovoltaicos.
Autor: Danilo Pérez Garrido.
Año : 2009
Institución: Universidad Austral de Chile.
13 Título: Energías Renovables no Convencionales.
Autor: Wilfredo Jara Tirapegui.
Año : 2006
Institución: Empresa Nacional de Electricidad S.A. ENDESA.
14 Título: Energías renovables y generación eléctrica en Chile.
Autor: Ramón Galáz A.
Año : 2007
Institución: Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD)
15 Título: Estudio de contribución de ERNC al SIC al 2025 Informe Final
Autor: Roberto Leiva Illanes, Cynthia Herrera Reyes, Rafael Bolocco.
Año : 2008
Institución: Universidad Técnica Federico Santa María
188
16 Título: Estimación del aporte potencial de las Energías Renovables No
Convencionales y del Uso Eficiente de la Energía Eléctrica al Sistema
Interconectado Central (SIC) en el período 2008-2025
Autor: Programa de Estudios e Investigaciones en Energía del Instituto de
Asuntos Públicos de la Universidad de Chile. Núcleo Milenio de Electrónica
Industrial y Mecatrónica y Centro de innovación en Energía de la
Universidad Técnica Federico Santa María
Año : 2008
Institución: Universidad de Chile.
Universidad Técnica Federico Santa María.
17 Título: “Comportamiento del Consumidor Residencial y su Disposición a
Incorporar Aspectos de Eficiencia Energética en sus Decisiones y Hábitos”
Autor: Yael Baytelman Finkelstein, Raúl Gurovich.
Año : 2005
Institución: Comisión Nacional de Energía.
18 Título: “Comportamiento y validación de software de modelación para
sistemas solares fotovoltaicos”
Autor: César Araya Moreno.
Año : 2011
Institución: Universidad de Santiago de Chile.
189
10 ANEXOS
190
ANEXO A.
A.1 Gráfica de datos sobre declinación Solar para hemisferios Norte y Sur.
Figura A-1 Gráfica de declinación solar para los hemisferios Norte y Sur.
Declinación Solar (
Hemisferios Norte y Sur
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
0
50
10
0
15
0
20
0
25
0
30
0
35
0
Día del Año
De
clin
ac
ión
So
lar
( )
Declinación Norte Declinación (SUR)
191
ANEXO B.
Niveles de radiación solar por día, entregados por el Reporte Solar del
Explorador de Energía Solar, elaborado por el Departamento de Geofísica de la
Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas perteneciente a la Universidad de
Chile.
B.1 Radiación Global Horizontal del sitio.
Tabla B.1. Energía solar diaria sobre el DIE-USACH84.
Año
2009 19,68 5,47
2010 20,52 5,70
Promedio 20,10 5,58
84
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
192
B.2 Radiación Global Horizontal mensual.
El valor de radiación presentado en la tabla B.2 es el valor del promedio
mensual de la radiación sumada sobre todas las horas del día, durante los años
2009 y 2010 sobre DIE-USACH seleccionado.
Tabla B.2. Radiación solar diaria para cada mes, durante los años 2009 y
201085.
2009
2010
Mes
M J/m2 k W h/m2
M J/m2 k W h/m2
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
31,37 8,71
29,21 8,11
24,08 6,69
17,98 4,99
10,76 2,99
8,28 2,30
9,86 2,74
10,38 2,88
15,98 4,44
21,16 5,88
24,53 6,81
32,55 9,04
31,62 8,78
29,30 8,14
23,87 6,63
16,68 4,63
11,50 3,20
8,82 2,45
10,82 3,00
13,02 3,62
17,82 4,95
22,37 6,21
28,88 8,02
31,53 8,76
Promedio 19,68 5,47 20,52 5,70
85
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
193
B.3 Radiación Global Horizontal mensual en cielo despejado.
El valor de radiación presentado en la tabla B.3 es el valor del promedio
mensual de la radiación sumada sobre todas las horas del día para el caso de
cielo despejado, durante los años 2009 y 2010 sobre DIE-USACH seleccionado.
Tabla B.3. Radiación solar horizontal diaria para cada mes en cielo despejado,
durante los años 2009 y 201086.
2009 2010
Mes M J/m2 k W h/m2 M J/m2 k W h/m2
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
32,27 8,96
29,64 8,23
24,70 6,86
18,69 5,19
13,68 3,80
11,22 3,12
12,27 3,41
16,00 4,44
22,10 6,14
27,50 7,64
32,01 8,89
33,55 9,32
32,56 9,04
29,61 8,22
24,54 6,82
18,92 5,26
13,83 3,84
11,58 3,22
12,69 3,52
16,47 4,57
21,68 6,02
27,31 7,58
31,58 8,77
33,11 9,20
Promedio 22,80 6,33 22,82 6,34
86
Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
194
ANEXO C.
C.1 Tablas y datos correspondientes a normativa de construcción y
cálculo de estructuras civiles.87
Tabla C.1 Factor de ajuste por altura y exposición para construcciones .
Tabla C.2 Velocidad básica de viento para distintas zonas del país.
Tabla C.3 Factor de importancia para las distintas construcciones según
categoría de ocupación de edificios y otras estructuras establecida en
NCh3171.
87 Fuente: NCh. 0432-2010.
195
Tabla C.4 Presiones de viento en el SPRFV para el método simplificado en
.
196
Tabla C.5 Presiones de viento en elementos secundarios para el método
simplificado en
197
ANEXO D.
D.1 Acerca del Software PVSYST.
El software PVSYST ha sido creado por los investigadores pertenecientes al
Grupo de Energía del Instituto de Ciencias del Medio Ambiente de la
Universidad de Ginebra, Suiza. Entre ellos es posible mencionar al Dr. André
Mermoud, Físico, diseñador del software. A continuación en la figura 1.8 se
presenta información relativa a la versión del software, dirección, datos de
contacto de sus oficinas y la fecha de copyright.
Figura D-1 Ventana Informativa del software PVsyst.
198
D.2 Base de datos solarimétricos y meteorológicos del software PVSYST.
En la tabla D.1 se presentan las bases de datos utilizadas por el software
PVSYST para realizar las simulaciones. Entre las características de cada base
de datos es posible encontrar, la zona del mundo a la cual pertenece la
información, el formato de entrega de datos, el método de obtención, el periodo
de adquisición, las variables ofrecidas así como la disponibilidad de entrega que
ofrece cada base de datos.
Tabla D.1 Bases de datos utilizados por el software PVsyst.
Database Region Values Source Period Variables Availability PVsyst import
Meteonorm Worldwide Monthly 1700 Terr. Stations
1960-1991
Gh, Ta Wind
Others
Software Direct by file (300
stations in PVsyst
DB)
Interpolations Averages
1995-2005 (V 6.0)
Averages
Meteonorm worldwide Hourly Synthetic idem Gh, Dh, Ta
Software Direct by file
generation WindVel
Satellight Europe Hourly Meteosat 1996-2000
Gh Web free Direct by file
Any pixel of about 5x7 km
2
No Ta
US TMY2 USA Hourly NREL, 239 stations
1960-1990
Gh, Dh, Ta,
Web free Included in database
TMY samples WindVel
ISM-EMPA Switzerland Hourly 22 stations 1981-1990
Gh, Dh, Ta,
Included in PVsyst
Includded in
database
DRY samples WindVel
Helioclim Europe Hourly Meteosat From 02/2004
Gh Web restricted
Direct by copy/paste
(SoDa) Africa No Ta 2005 free
NASA-SSE Worldwide Monthly Satellites 1983-1993
Gh, Ta Web free Direct
1°x1° cells (111x111
km2)
averages
WRDC Worldwide Hourly 1195 stations 1964-1993
Gh Web Direct by copy/paste
Daily/Monthly each No Ta free
199
Database Region Values Source Period Variables Availability PVsyst import
PVGIS-ESRA
Europe Monthly Europe : 566 stations
interp. 1x1 km
2
1981-1990
Gh, Ta Web free Direct by copy/paste
averages Linke turbidity
Africa Africa : Meteosat
1985-2004
(Helioclim-1 database)
Helioclim -1
Europe Monthly Meteosat 1985-2005
Gh Web Direct by copy/paste
(SoDa) Africa 50x50 km2 each
year No Ta Restricted
1985-89 free
RETScreen Worldwide Monthly Compil. 20 sources
1961-1990
Gh, Ta Software, Direct by copy/paste
Incl. WRDC - NASA
averages WindVel free
SolarGIS Europe Hourly Meteosat From 1994
Gh, Dh, Ta
Web, paid access
Direct
Africa, Asia Approx. 4x5 km
2
-1999
Brazil,
West Australia
200
ANEXO E.
E.1 Tablas de datos obtenidas de las simulaciones realizadas en el
software PVsyst.
Simulación PVsyst,
Balances y resultados principales.
Tabla E.1 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales.
GlobHor
T
Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid EffArrR EffSysR
kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh % %
199 20.5 197.9 191.2 485.5 462.3 12 11.42
157 19.6 154 148.5 379.9 361.8 12.06 11.49
134 18.1 129.5 124.1 321.9 305.5 12.16 11.54
92 14.9 87.1 82.5 217.5 205.3 12.21 11.53
58 11.8 54.7 51.6 136.3 127.1 12.19 11.36
40 9.1 37.8 35.6 92.8 85.2 12.01 11.04
47 8.4 44.4 41.8 109.9 101.6 12.11 11.19
70 9.9 66.6 63.1 169.6 158.9 12.44 11.66
80 11.4 77.8 74.3 197.3 185.6 12.4 11.66
142 14.1 139 133.6 353.7 335.8 12.44 11.81
174 16.6 172.3 166.4 431.6 410.8 12.25 11.66
201 18.7 200.5 193.9 497.4 474 12.13 11.56
1394 14.4 1361.7 1306.6 3393.5 3214 12.19 11.54
201
Pérdidas.
Tabla E.2 Simulación PVsyst, Pérdidas.
ModQual MisLoss OhmLoss EArrMPP InvLoss
kWh kWh kWh kWh kWh
Enero 8.111 10.64 0.479 485.6 23.33
Febrero 6.339 8.32 0.331 380 18.23
Marzo 5.381 7.06 0.247 322 16.53
Abril 3.635 4.77 0.119 217.7 12.34
Mayo 2.303 3.02 0.05 136.5 9.4
Junio 1.591 2.09 0.028 92.9 7.66
Julio 1.881 2.47 0.034 110.2 8.62
Agosto 2.846 3.74 0.072 169.7 10.83
Septiembre 3.314 4.35 0.104 197.5 11.92
Octubre 5.907 7.75 0.266 353.8 18.07
Noviembre 7.205 9.45 0.396 431.6 20.73
Diciembre 8.297 10.88 0.486 497.5 23.56
Año 56.811 74.53 2.611 3395.2 181.22
202
Coeficientes de rendimiento normalizados.
Tabla E.3 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento
normalizados.
Yr Lc Ya Ls Yf
kWh/m².día kWh/kWp/día kWh/kWp/día
Enero 6.38 1.162 5.22 0.25 4.97
Febrero 5.5 0.978 4.52 0.215 4.31
Marzo 4.18 0.716 3.46 0.176 3.28
Abril 2.9 0.486 2.42 0.136 2.28
Mayo 1.76 0.299 1.47 0.099 1.37
Junio 1.26 0.228 1.03 0.084 0.95
Julio 1.43 0.25 1.18 0.089 1.09
Agosto 2.15 0.327 1.82 0.115 1.71
Septiembre 2.59 0.402 2.19 0.131 2.06
Octubre 4.49 0.682 3.8 0.193 3.61
Noviembre 5.74 0.949 4.8 0.23 4.56
Diciembre 6.47 1.119 5.35 0.252 5.1
Año 3.73 0.632 3.1 0.164 2.94
203
Simulación PVsyst,
Balances y resultados principales.
Tabla E.4 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales.
GlobHor
T
Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid EffArrR EffSysR
kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh % %
199 20.5 195.6 189 480.6 457.5 12.01 11.44
157 19.6 150.2 144.7 370.4 352.7 12.06 11.48
134 18.1 124.3 118.9 308.3 292.5 12.13 11.51
92 14.9 81.8 77.1 203.1 191.4 12.14 11.45
58 11.8 51.2 48.1 126.5 117.6 12.09 11.24
40 9.1 35.4 33.2 86.1 78.8 11.9 10.88
47 8.4 41.6 39.1 102.3 94.2 12.02 11.06
70 9.9 63 59.5 159.3 149 12.37 11.57
80 11.4 75.3 71.9 190.7 179.2 12.38 11.63
142 14.1 135.4 130 344.2 326.6 12.43 11.8
174 16.6 169.7 163.8 425.4 405 12.26 11.67
201 18.7 198.8 192.4 494 470.8 12.15 11.58
1394 14.4 1322.3 1267.6 3290.9 3115.2 12.17 11.52
204
Pérdidas.
Tabla E.5 Simulación PVsyst, Pérdidas.
ModQual MisLoss OhmLoss EArrMPP InvLoss
kWh kWh kWh kWh kWh
Enero 8.027 10.53 0.461 480.6 23.07
Febrero 6.18 8.11 0.31 370.6 17.87
Marzo 5.153 6.76 0.223 308.5 16.04
Abril 3.394 4.45 0.102 203.2 11.86
Mayo 2.144 2.81 0.042 126.7 9.11
Junio 1.485 1.95 0.023 86.3 7.48
Julio 1.758 2.31 0.029 102.6 8.4
Agosto 2.679 3.52 0.062 159.5 10.52
Septiembre 3.203 4.2 0.095 190.9 11.68
Octubre 5.745 7.54 0.248 344.3 17.7
Noviembre 7.101 9.31 0.379 425.4 20.45
Diciembre 8.239 10.81 0.472 494.1 23.36
Año 55.11 72.3 2.446 3292.7 177.52
205
Coeficientes de rendimiento normalizados.
Tabla E.6 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento
normalizados.
Yr Lc Ya Ls Yf
kWh/m².día
kWh/kWp/día
kWh/kWp/día
Enero 6.31 1.143 5.17 0.248 4.92
Febrero 5.36 0.955 4.41 0.21 4.2
Marzo 4.01 0.693 3.32 0.171 3.14
Abril 2.73 0.469 2.26 0.13 2.13
Mayo 1.65 0.29 1.36 0.096 1.26
Junio 1.18 0.223 0.96 0.081 0.88
Julio 1.34 0.243 1.1 0.087 1.01
Agosto 2.03 0.318 1.71 0.111 1.6
Septiembre 2.51 0.392 2.12 0.128 1.99
Octubre 4.37 0.666 3.7 0.189 3.51
Noviembre 5.66 0.931 4.73 0.227 4.5
Diciembre 6.41 1.103 5.31 0.25 5.06
Año 3.62 0.617 3.01 0.16 2.84
206
Simulación PVsyst,
Balances y resultados principales.
Tabla E.7 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales.
GlobHor
T
Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid EffArrR EffSysR
kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh % %
199 20.5 187.8 181.2 461.8 439.6 12.02 11.44
157 19.6 140.1 134.4 344.8 328 12.03 11.45
134 18.1 112 106.3 275.8 261.1 12.05 11.4
92 14.9 70 65.4 171.3 160.7 11.97 11.23
58 11.8 43.6 40.6 105.6 97.2 11.84 10.9
40 9.1 30.5 28.3 72.2 65.2 11.58 10.47
47 8.4 35.9 33.5 86.4 78.7 11.77 10.73
70 9.9 54.9 51.4 136.8 127.2 12.18 11.33
80 11.4 69.4 65.9 174.6 163.6 12.3 11.53
142 14.1 126 120.5 319.1 302.5 12.39 11.74
174 16.6 161.8 155.9 405.5 385.9 12.26 11.66
201 18.7 192.3 185.8 478.3 455.7 12.16 11.59
1394 14.4 1224.3 1169.3 3032 2865.5 12.11 11.45
207
Pérdidas.
Tabla E.8 Simulación PVsyst, Pérdidas.
ModQual MisLoss OhmLoss EArrMPP InvLoss
kWh kWh kWh kWh kWh
Enero 7.712 10.12 0.41 461.9 22.25
Febrero 5.746 7.54 0.259 344.9 16.91
Marzo 4.602 6.04 0.172 276 14.86
Abril 2.873 3.77 0.07 171.5 10.82
Mayo 1.809 2.38 0.028 105.8 8.52
Junio 1.264 1.66 0.016 72.3 7.11
Julio 1.506 1.98 0.019 86.7 7.97
Agosto 2.316 3.04 0.045 137 9.82
Septiembre 2.934 3.85 0.076 174.7 11.13
Octubre 5.32 6.98 0.206 319.2 16.75
Noviembre 6.766 8.87 0.332 405.5 19.63
Diciembre 7.975 10.46 0.427 478.4 22.64
Año 50.823 66.67 2.061 3033.9 168.44
208
Coeficientes de rendimiento normalizados.
Tabla E.9 Simulación PVsyst, , Coeficientes de rendimiento
normalizados.
Yr Lc Ya Ls Yf
kWh/m².día kWh/kWp/día kWh/kWp/día
Enero 6.06 1.094 4.97 0.239 4.73
Febrero 5 0.9 4.1 0.2 3.9
Marzo 3.61 0.646 2.97 0.158 2.81
Abril 2.33 0.43 1.9 0.118 1.79
Mayo 1.41 0.272 1.14 0.09 1.05
Junio 1.02 0.214 0.8 0.077 0.72
Julio 1.16 0.229 0.93 0.082 0.85
Agosto 1.77 0.301 1.47 0.103 1.37
Septiembre 2.31 0.373 1.94 0.122 1.82
Octubre 4.06 0.632 3.43 0.179 3.25
Noviembre 5.39 0.888 4.51 0.218 4.29
Diciembre 6.2 1.06 5.14 0.242 4.9
Año 3.35 0.585 2.77 0.152 2.62
209
Simulación PVsyst,
Balances y resultados principales.
Tabla E.10 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales.
GlobHor
T
Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid EffArrR EffSysR
kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh % %
199 20.5 175.9 169 431.8 410.8 12 11.42
157 19.6 127.1 121.1 310.8 295.3 11.96 11.36
134 18.1 97.5 91.6 237 223.7 11.89 11.22
92 14.9 57.4 52.7 136.8 127.1 11.66 10.84
58 11.8 36.1 33.2 84.9 77.1 11.5 10.45
40 9.1 25.8 24 60.1 53.5 11.4 10.15
47 8.4 30.3 28.1 71 63.8 11.46 10.29
70 9.9 46.3 42.8 112.4 103.5 11.88 10.93
80 11.4 62.3 58.8 155 144.7 12.17 11.36
142 14.1 114.1 108.4 286.8 271.4 12.29 11.63
174 16.6 150.5 144.3 376 357.5 12.22 11.62
201 18.7 181.5 174.8 451 429.5 12.15 11.57
1394 14.4 1104.7 1048.9 2713.7 2557.9 12.01 11.32
210
Pérdidas.
Tabla E.11 Simulación PVsyst, Pérdidas.
ModQual MisLoss OhmLoss EArrMPP InvLoss
kWh kWh kWh kWh kWh
Enero 7.202 9.447 0.344 431.8 21.07
Febrero 5.17 6.781 0.203 311 15.66
Marzo 3.953 5.186 0.122 237.2 13.49
Abril 2.316 3.041 0.044 137 9.84
Mayo 1.48 1.942 0.018 85 7.96
Junio 1.071 1.405 0.011 60.3 6.77
Julio 1.261 1.655 0.013 71.4 7.56
Agosto 1.928 2.531 0.03 112.7 9.16
Septiembre 2.615 3.432 0.058 155.2 10.51
Octubre 4.776 6.266 0.161 287 15.58
Noviembre 6.264 8.216 0.274 376 18.49
Diciembre 7.513 9.854 0.365 451 21.55
Año 45.55 59.757 1.641 2715.5 157.65
211
Coeficientes de rendimiento normalizados.
Tabla E.12 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento
normalizados.
Yr Lc Ya Ls Yf
kWh/m².día kWh/kWp/día kWh/kWp/día
Enero 5.68 1.033 4.64 0.226 4.42
Febrero 4.54 0.839 3.7 0.185 3.52
Marzo 3.15 0.596 2.55 0.143 2.41
Abril 1.91 0.393 1.52 0.107 1.41
Mayo 1.16 0.251 0.91 0.084 0.83
Junio 0.86 0.191 0.67 0.073 0.59
Julio 0.98 0.214 0.76 0.078 0.69
Agosto 1.49 0.284 1.21 0.096 1.11
Septiembre 2.08 0.353 1.72 0.115 1.61
Octubre 3.68 0.596 3.08 0.166 2.92
Noviembre 5.02 0.838 4.18 0.205 3.97
Diciembre 5.86 1.006 4.85 0.231 4.62
Año 3.03 0.548 2.48 0.142 2.34
212
Simulación PVsyst,
Balances y resultados principales.
Tabla E.13 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales.
GlobHor
T
Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid EffArrR EffSysR
kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh % %
199 20.5 160.3 153 391.5 372 11.94 11.35
157 19.6 111.6 105.1 269.8 255.7 11.83 11.21
134 18.1 81.3 75.1 193.4 181.4 11.63 10.91
92 14.9 45 40.7 103.8 95.1 11.29 10.34
58 11.8 30.8 29.5 74.1 66.6 11.76 10.57
40 9.1 24 23 57.2 50.7 11.65 10.33
47 8.4 27.3 26.2 65.7 58.6 11.75 10.48
70 9.9 38.2 35.6 92 83.6 11.76 10.69
80 11.4 54.3 50.8 133.1 123.4 11.98 11.1
142 14.1 100.1 94.2 248.6 234.4 12.14 11.45
174 16.6 136 129.6 337.9 320.9 12.15 11.53
201 18.7 166.9 159.8 413 393 12.1 11.52
1394 14.4 975.8 922.6 2380 2235.4 11.93 11.2
213
Pérdidas.
Tabla E.14 Simulación PVsyst, Pérdidas.
ModQual MisLoss OhmLoss EArrMPP InvLoss
kWh kWh kWh kWh kWh
Enero 6.515 8.545 0.27 391.5 19.54
Febrero 4.48 5.878 0.147 269.9 14.2
Marzo 3.238 4.25 0.079 193.5 12.12
Abril 1.791 2.351 0.026 104 8.98
Mayo 1.309 1.718 0.014 74.3 7.7
Junio 1.025 1.345 0.01 57.4 6.69
Julio 1.175 1.542 0.011 66 7.41
Agosto 1.603 2.105 0.02 92.2 8.63
Septiembre 2.262 2.97 0.041 133.3 9.88
Octubre 4.14 5.432 0.117 248.7 14.27
Noviembre 5.617 7.367 0.212 338 17.07
Diciembre 6.867 9.007 0.293 413.1 20.1
Año 40.022 52.51 1.238 2382 146.59
214
Coeficientes de rendimiento normalizados.
Tabla E.15 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento
normalizados.
Yr Lc Ya Ls Yf
kWh/m².día kWh/kWp/día kWh/kWp/día
Enero 5.17 0.961 4.21 0.21 4
Febrero 3.98 0.772 3.21 0.168 3.04
Marzo 2.62 0.543 2.08 0.128 1.95
Abril 1.5 0.345 1.15 0.097 1.06
Mayo 0.99 0.197 0.8 0.081 0.72
Junio 0.8 0.165 0.64 0.072 0.56
Julio 0.88 0.175 0.71 0.076 0.63
Agosto 1.23 0.245 0.99 0.09 0.9
Septiembre 1.81 0.332 1.48 0.108 1.37
Octubre 3.23 0.557 2.67 0.152 2.52
Noviembre 4.53 0.78 3.75 0.189 3.57
Diciembre 5.38 0.942 4.44 0.215 4.23
Año 2.67 0.5 2.17 0.132 2.04
215
ANEXO F.
F.1 Listado de planos.
En la tabla F.1 se presenta el listado de los planos elaborados para el proyecto
fotovoltaico. El formato de presentación de los planos es “.pdf” y se encuentran
disponibles en el CD adjunto.
Tabla F.1 Listado de planos para el proyecto fotovoltaico
Listado de planos.
Plano N° Descripción
1 PLANO-1-8-DIAGRAMA GENERAL DE PLANTA.
2 PLANO-2-8-DIAGRAMA GENERAL FOTOVOLTAICO.
3 PLANO-3-8-CIRCUITO ELÉCTRICO DC/AC.
4 PLANO-4-8-DIAGRAMA UNILINEAL EXISTENTE.
5 PLANO-5-8-DIAGRAMA UNILINEAL FOTOVOLTAICO.
6 PLANO-6-8-UBICACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.
7 PLANO-7-8-SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.
8 PLANO-8-8-DETALLES ESTRUCTURA SOPORTANTE.
216
ANEXO G.
G.1 Equipos y características según recopilación de cotizaciones
realizadas a partir de los códigos de referencia señalados en tabla G.1
Tabla G.1 Códigos de referencia según cotización a proveedores nacionales de
equipos y materiales eléctricos.
Equipo Características Proveedor/Marca Cód.ref88
Tablero intemperie 400*300*200 Elfle/Sinmarca K20150300
Tablero DC/AC 800*600*200 Elfle/Sinmarca K20150600
Conector FV macho y hembra MC4 Digishop/Sinmarca Sin código.
Cable (F+N) RVK 4.00mm2(12 AWG) Gobantes/Araflex 607009
Cable Multiflex (T) 35 mm2(2 AWG) Gobantes/Araflex 607014
Cable THHN (F+N+T) 33.6 mm2(2 AWG) Elfle/ D05110500
Borne Tetrapolar 125 A 2.08mm2(14AWG) Elfle/Sinmarca D05104100
Fusible DC 2 Perf. 16mm 5 Perf. 10mm Gobantes/Araflex 608179
portafúsible 6 (A), TO/ TI Elfle/Legrand J40100250
Disyuntor DC Riel Din Elfle/Sin marca J40101300
Surge Arrester (S) 63 (A), 2P Schneider A9N61539
Disyuntor DC 1P, 1.2 kV, 15 kA-8/20 microseg. Legrand 3940
Disyuntor AC 63 (A), 2P Schneider A9N61539
Diferencial AC 16 (A), C,10 kA, 1P Elfle/Legrand C20100150
Módulo Fotovoltaico 250Wp 16 (A), 30mA, 2P Elfle/Legrand C20850180
Estructura soporta módulos Sin Marca Sin código.
Ferretería 3500W, 48 Vdc Sin Marca Sin código.
Inversor DC/AC De 0 a 1.500 W/m2-118 x 50 x 44 mm Powerinverter Sin código.
Sensor de radiación Spektron 210
sobrepuerta 96x96x60mm LCD/RS485 Sumsol/Spektron Sin código.
Central de medida multifuncion Medición kW, kWh, V, I, cosphi. Legrand 14668
Módulo comunicación RS485 Legrand 14671
Módulo comunicación Medición de impulsos. Legrand 14671
88 Código de referencia en base a catálogos 2012-2013 de cada proveedor.
217
ANEXO H.
H.1 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar 250M-96.
Figura H-1 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página 1 de 2.
218
Figura H-2 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página 2 de 2.
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