aumento del rendimiento en un vehÍculo...
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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA
AUMENTO DEL RENDIMIENTO EN UN VEHÍCULO ELÉCTRICO,
UTILIZANDO CELDAS FOTOVOLTAICAS
DANIEL ALEJANDRO SOTO ENRICH
Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Electricista.
Profesores Supervisores: JUAN W. DIXON R. ANGEL C. ABUSLEME H.
Santiago de Chile, 2002
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica
AUMENTO DEL RENDIMIENTO EN UN VEHÍCULO ELÉCTRICO,
UTILIZANDO CELDAS FOTOVOLTAICAS
DANIEL ALEJANDRO SOTO ENRICH
Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores:
JUAN W. DIXON R.
ANGEL C. ABUSLEME H.
LUIS LJUBETIC V.
para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil Electricista.
Santiago de Chile, 2002
3
(A mis Padres, hermanos y amigos, que me apoyaron mucho.)
4
AGRADECIMIENTOS
A Don Juan W. Dixon, por ser el principal iniciador de este trabajo, por su inagotable calidad docente, por sus valiosas palabras de aliento, por su ayuda en todo momento y principalmente por su visión positiva frente a la vida.
A Angel Abusleme, por ayudarme con sus conocimientos, por sus críticas siempre constructivas, por su paciencia a lo largo de todo mi trabajo y por enseñarme a crecer como profesional y persona.
A Luis Ljubetic, por su colaboración en la corrección final de mi trabajo.
A Eduardo Cea, por su increíble ingenio y experiencia cuando tuve que realizar pruebas experimentales.
A Micah Ortúzar, por su disposición a responder cualquier pregunta, por más mínima que fuese.
A Nicolás Moreno, por ayudarme en el tema del encapsulado.
A todas las personas pertenecientes al Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad, por su excelente disposición frente a los alumnos.
A mis Padres, por su cariño, amor y preocupación en todo momento y hacer de mi el Hombre que soy ahora.
A mi Mana, por siempre estar a mi lado, por su amor incondicional, y por ser Azul de corazón.
A mis hermanos, por ser un ejemplo y por entregarme unos sobrinos y ahijada preciosa.
A mi primo, que a pesar de la distancia, me ayudo con algunas traducciones.
A Federico, por ayudarme con los fotomontajes.
Y a todos mis amigos, por todos los momentos inolvidables, por el apoyo y las buenas vibras.
5
ÍNDICE GENERAL
AGRADECIMIENTOS........................................................................................................ 4
ÍNDICE GENERAL ............................................................................................................. 5
ÍNDICE DE TABLAS .......................................................................................................... 8
ÍNDICE DE FIGURAS......................................................................................................... 9
RESUMEN .......................................................................................................................... 12
ABSTRACT ........................................................................................................................ 13
I INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 14
1.1 VEHÍCULOS ELÉCTRICOS (EVS) ................................................................................. 14 1.2 LA ENERGÍA SOLAR.................................................................................................... 16
II SISTEMA FOTOVOLTAICO EN VEHÍCULO ELÉCTRICO.......................... 18
2.1 NOCIONES BÁSICAS Y TERMINOLOGÍA RELACIONADAS CON LA ENERGÍA SOLAR....... 18
2.1.1 Constante Solar ...................................................................................................... 18
2.1.2 Radiación Solar Extraterrestre............................................................................... 19
2.1.3 Distribución espectral de la radiación solar extraterrestre ................................... 20
2.1.4 Radiación Solar Terrestre ...................................................................................... 21
2.1.5 Interacción de la radiación con la atmósfera......................................................... 22
2.1.6 Efectos Horarios y Estacionales............................................................................. 23
2.1.7 Unidades de Medida............................................................................................... 26
2.1.8 Irradiación.............................................................................................................. 26
2.1.9 Horas del Sol Estándar........................................................................................... 26
2.1.10 Latitud y Meridianos .............................................................................................. 27
2.2 RADIACIÓN SOLAR EN CHILE Y ESPECIALMENTE EN SANTIAGO.................................. 27
2.2.1 Instrumentos de Medición de Radiación Solar....................................................... 28
2.2.2 Consideraciones Generales .................................................................................... 28
2.2.3 Corrección para la Hora Solar .............................................................................. 29
2.2.4 Tablas de Radiación Total para Santiago y Valparaíso ........................................ 30
6
2.3 FUNDAMENTOS FÍSICOS DE LAS CELDAS SOLARES ..................................................... 35
2.3.1 Estructura de los Semiconductores ........................................................................ 35
2.3.2 Junturas NP ............................................................................................................ 37
2.3.3 Elementos de una Celda Solar de Silicio................................................................ 37
2.3.4 Características de las Celdas Solares .................................................................... 38
2.3.5 Eficiencia Máxima y Pérdidas................................................................................ 41
2.3.6 Tecnología de Fabricación de Celdas Solares de Silicio ....................................... 43
2.3.7 Tecnología de Fabricación de Módulos ................................................................. 48
2.4 CARACTERIZACIÓN DE MÓDULOS SOLARES ............................................................... 49
2.4.1 Condiciones de Prueba de los Módulos ................................................................. 50
2.4.2 Factores que Afectan el Rendimiento de los Módulos............................................ 50
2.5 CONCENTRADORES ESTÁTICOS .................................................................................. 52
2.5.1 Límite Teórico de Concentración ........................................................................... 52
2.5.2 Diseño de Concentradores Estáticos...................................................................... 53
III DISEÑO ELÉCTRICO ........................................................................................... 56
3.1 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA MÁS CONVENIENTE ................................................ 56
3.2 DISPOSICIÓN ESPACIAL DE LAS CELDAS SOLARES SOBRE EL VEHÍCULO ...................... 60
3.2.1 Dimensiones Máximas de la Camioneta E-10........................................................ 61
3.2.2 Dimensionamiento de los Módulos Solares............................................................ 62
3.2.3 Estudio de Posible Inclinación de los Módulos...................................................... 64
3.2.4 Potencia Máxima según Módulos Diseñados......................................................... 69
3.2.5 Diodos “Bypass”.................................................................................................... 69
3.3 MAXIMUM POWER POINT TRACKING (MPPT) ........................................................... 71
3.3.1 Funciones Básicas del MPT ................................................................................... 71
3.3.2 Algoritmo de Búsqueda del MPT............................................................................ 72
3.3.3 Selección del MPT Óptimo ..................................................................................... 73
3.4 MPT-N15 BRUSA ...................................................................................................... 74
3.4.1 Especificaciones ..................................................................................................... 74
3.4.2 Montaje................................................................................................................... 75
3.4.3 Diodos de Bloqueo ................................................................................................. 77
3.4.4 Ajuste del Límite Superior del Voltaje.................................................................... 77
7
IV DISEÑO MECÁNICO............................................................................................. 79
4.1 ESTRUCTURA.............................................................................................................. 79
4.2 MÓDULOS ACOPLADOS .............................................................................................. 81
4.3 ENCAPSULADO DE MÓDULOS ..................................................................................... 82
4.3.1 Interconexión de las Celdas Solares....................................................................... 82
4.3.2 Configuración de Diodos Bypass ........................................................................... 84
4.3.3 Sellado con Dow Corning® 1-2577 ....................................................................... 87
V PESO Y COSTOS.................................................................................................... 89
5.1 PESO........................................................................................................................... 89
5.2 COSTOS ...................................................................................................................... 89
VI CONCLUSIONES.................................................................................................... 90
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................ 92
CONTACTOS..................................................................................................................... 94
A N E X O S......................................................................................................................... 95
ANEXO # 1 : DATA SHEET Q-CELLS........................................................................... 96
ANEXO # 2 : DATA SHEET SIEMENS SP10................................................................. 97
ANEXO # 3 : USER’S MANUAL MPT-N15 ................................................................... 98
ANEXO # 4 : DATA SHEET DOW CORNING® 1-2577............................................... 99
ANEXO # 5 DISEÑOS FINALES ............................................................................... 100
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.2.1 Principales Características de la Energía Solar ..................................17
Tabla 2.1.1 Regiones del Espectro ............................................................................21
Tabla 2.1.2 Fechas de Equinoccio y Solsticio...........................................................25
Tabla 2.2.1 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Santiago .............32
Tabla 2.2.2 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Valparaíso..........33
Tabla 2.4.1 Características de Celdas de Si .............................................................50
Tabla 2.4.2 Condiciones de Prueba Standard .........................................................50
Tabla 2.4.3 Efecto de la Temperatura sobre Módulos de Silicio ...........................52
Tabla 3.1.1 Matriz de Selección ................................................................................56
Tabla 3.1.2 Matriz de Selección de las Celdas .........................................................58
Tabla 3.1.3 Matriz de Selección de los Paneles........................................................59
Tabla 3.2.1 Rendimiento(%) según Ángulo de Incidencia .....................................66
Tabla 3.4.1 Especificaciones del MPT Brusa MPT-N15.........................................75
9
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1.1 Variación de la Radiación Solar Extraterrestre durante el Año ...20
Figura 2.1.2 Distribución Espectral de la Radiación Solar Extraterrestre ........21
Figura 2.1.3 Esquema de los Efectos de la Atmósfera sobre la Radiación .........22
Figura 2.1.4 Trayectoria de la Luz Solar a través de la Atmósfera ....................22
Figura 2.1.5 Espectro de la Radiación Solar .........................................................23
Figura 2.1.6 Trayectoria del Sol en la Línea del Ecuador ...................................24
Figura 2.1.7 Posición Aparente del Sol en la Línea del Ecuador ........................25
Figura 2.2.1 Ecuación de Corrección Horaria ......................................................30
Figura 2.2.2 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Santiago .........32
Figura 2.2.3 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Valparaíso......33
Figura 2.2.4 Horas de Sol Estándar para Santiago y Valparaíso........................34
Figura 2.3.1 Celda Elemental de Si ........................................................................35
Figura 2.3.2 Efecto de una Impureza de Fósforo..................................................36
Figura 2.3.3 Efecto de una Impureza de Boro ......................................................36
Figura 2.3.4 Campo Eléctrico en la Juntura NP...................................................37
Figura 2.3.5 Elementos Fundamentales de una Celda Solar ...............................38
Figura 2.3.6 Circuitos Equivalentes .......................................................................39
Figura 2.3.7 Característica I-V de una Celda Solar .............................................40
Figura 2.3.8 Factor de Llenado (FF) ......................................................................41
10
Figura 2.3.9 Eficiencia Máxima de las Celdas Solares .........................................42
Figura 2.3.10 Granos de Silicio Monocristalino y Policristalino ...........................43
Figura 2.3.11 Producción de Silicio Grado Semiconductor ...................................44
Figura 2.3.12 Método de Crecimiento CZ de Silicio Monocristalino....................45
Figura 2.3.13 Método FZ...........................................................................................45
Figura 2.3.14 Cortado de Obleas de Si ....................................................................46
Figura 2.3.15 Película Antirreflectante....................................................................47
Figura 2.3.16 Contacto Superior ..............................................................................48
Figura 2.3.17 Estructura de un Módulo de Celdas de Si .......................................49
Figura 2.5.1 Concentrador Prismático Simple......................................................53
Figura 2.5.2 Concentrador Prismático con Celda Solar Bifacial ........................54
Figura 2.5.3 Concentrador Estático Curvo y Celda Bifacial Horizontal............54
Figura 2.5.4 Concentrador Estático de Material Transparente Reflexivo .........55
Figura 3.2.1 Camioneta Solectria E-10 en el Departamento................................61
Figura 3.2.2 Vista Lateral Camioneta Solectria E-10...........................................62
Figura 3.2.3 Vista Superior Camioneta Solectria E-10 ........................................62
Figura 3.2.4 Dimensionamiento y Cantidad de Celdas de los Módulos..............64
Figura 3.2.5 Curvas I v/s V para Distintos Ángulos de Incidencia .....................65
Figura 3.2.6 Curvas P v/s V para Distintos Ángulos de Incidencia ....................65
Figura 3.2.7 Rendimiento (%) v/s Angulo de Incidencia .....................................68
11
Figura 3.2.8 Curvas I v/s V de Distintos Casos de Sombra..................................70
Figura 3.2.9 Curvas P v/s V de Distintos Casos de Sombra.................................70
Figura 3.4.1 Eficiencia para MPT de Brusa..........................................................74
Figura 3.4.2 Terminales de Conexión del MPT Brusa .........................................76
Figura 4.1.1 Vista Lateral del Diseño Estructural................................................79
Figura 4.1.2 Vista Superior del Diseño Estructural .............................................80
Figura 4.2.1 Vista Lateral de los Módulos Acoplados..........................................81
Figura 4.2.2 Vista Superior de los Módulos Acoplados .......................................81
Figura 4.3.1 Puntos de Pasta de Soldar en los Contactos.....................................83
Figura 4.3.2 Tira de Conductor en Forma de Gancho .........................................83
Figura 4.3.3 Soldado de las Tiras de Conductor en la Celda Solar ....................83
Figura 4.3.4 Corte de Gancho Sobrante ................................................................84
Figura 4.3.5 Celda Solar lista para se interconectada ..........................................84
Figura 4.3.6 Configuración de Celdas y Diodos en Módulos Laterales..............85
Figura 4.3.7 Configuración de Celdas y Diodos en Módulos Horizontales ........86
Figura 4.3.8 Encapsulamiento con Dow Corning® 1-2577..................................87
Figura 4.3.9 Dimensiones entre las Celdas Solares...............................................88
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RESUMEN
Los vehículos eléctricos presentan una excelente alternativa al uso indiscriminado de hidrocarburos y a los problemas de la contaminación atmosférica. Sin embargo, presentan el problema de tener escasa autonomía.
En esta memoria se han estudiado algunas alternativas para mejorar el rendimiento de un vehículo eléctrico, una camioneta Chevrolet S-10 transformada, utilizando celdas fotovoltaicas. Este estudio, de carácter teórico, toma en consideración todas las variables que intervienen en la transformación eficiente de la energía solar en energía eléctrica, de modo de maximizar su utilización. Entre estas variables están: 1) la eficiencia de las celdas fotovoltaicas actuales (dentro de costos no prohibitivos), 2) el aprovechamiento óptimo de las superficies externas del vehículo, 3) la utilización de circuitos de transferencia de la energía eléctrica fotovoltaica a las baterías con mínimas pérdidas, 4) la instalación de las celdas fotovoltaicas considerando el peso y la resistencia mecánica de la estructura y 5) las condiciones de radiación solar en distintas épocas del año y lugares.
La integración de todas estas variables genera restricciones que permiten acotar el problema de modo de ir alcanzando la eficiencia óptima deseada. El resultado final entregado por este trabajo son las recomendaciones para una futura instalación de celdas fotovoltaicas en el vehículo mencionado. Estas recomendaciones incluyen el tipo de celda, la superficie de la camioneta que se utilizará, las características de la estructura que soportará las celdas y los detalles constructivos de cada módulo fotovoltaicos, tanto desde el punto de vista eléctrico como mecánico.
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ABSTRACT
Electric vehicles constitute an excellent alternative to the overuse of hydrocarbons and to the problems of atmospheric pollution. However, their drawback is that they have a short range performance.
On this thesis we have studied some alternatives to improve the performance of an electric vehicle, an altered Chevrolet S-10 pick-up truck, with the use of photovoltaic cells. This theoretical study, takes into consideration all the variables involved in the efficient transformation of solar energy into electric energy, aiming at the maximization of its usage. Among these variables we can find: 1) the efficiency of current photovoltaic cells, 2) making the most of the external surface of the vehicle 3) the usage of circuits to transfer the photovoltaic energy into the battery losing the least of energy, 4) the installation of photovoltaic cells considering the weight and mechanic resistance of the structure and 5) the conditions of solar radiation in different places and seasons.
The integration of all these variables produces restrictions that allow us to delimit the problem so as to be able to reach the optimum efficiency intended. The final result of this work is a set of recommendations for the future installation of photovoltaic cells in the said vehicle. These recommendations include: the kind of cells to be installed, the actually used surface of the vehicle, the characteristics of the structure that will bear the cells, and the details for the construction of every photovoltaic module from a mechanic and electric point of view.
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I INTRODUCCIÓN
En el presente capítulo, se realizará una breve introducción sobre los vehículos eléctricos y sus principales ventajas por sobre los vehículos con motor de combustión interna. Además, se introducirá brevemente el tema de la energía solar como posible fuente de energía, a través de un sistema fotovoltaico.
1.1 Vehículos Eléctricos (EVs)
La gran mayoría de los vehículos en uso actualmente utilizan la energía química contenida de modo latente en los combustibles que los alimentan. Esto significa que cada motor está diseñado para ser alimentado por un determinado combustible, con el inconveniente que esta limitación implica que cuando ese combustible escasee o se agote, el vehículo no se podrá usar más; sin embargo existen posibles sustitutos para el petróleo, pero por ahora son relativamente caros.
En consecuencia, los vehículos que se desarrollen de ahora en adelante deberán ser propulsados por una forma de energía de gran flexibilidad, fácil de distribuir y que pueda provenir de distintas fuentes, según la disponibilidad o conveniencia en cada época o lugar. La única forma de energía conocida que reúne todas estas condiciones es la electricidad. En efecto, cualquiera dispone de energía eléctrica en su propio domicilio, especialmente en áreas urbanas y suburbanas.
Si bien en la actualidad la mayor parte de la electricidad proviene del empleo de combustibles no renovables, se la puede obtener de las más diversas fuentes (energía eólica, hidroeléctrica, solar, etc.). De hecho, estas fuentes alternativas de energía ya están sustituyendo a los combustibles fósiles (derivados del petróleo, carbón, etc.). Por estas razones, es sumamente conveniente incrementar el consumo de energía eléctrica disminuyendo el de combustibles fósiles. De esta manera se podría reservar al gas y al petróleo para usos en los que su sustitución aún es compleja (fundamentalmente la petro-química).
Además, el uso masivo de EVs en principio no obligaría a incrementar rápidamente la capacidad de generación eléctrica, ya que sus baterías se podrían cargar de noche, cuando la demanda de energía eléctrica disminuye
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considerablemente. Para inducir al usuario a esta costumbre, en algunos países ya existe la legislación que establece tarifas de electricidad más económicas para los horarios nocturnos.
Por otro lado, durante el día las baterías se pueden cargar usando energía solar, es decir, mediante celdas solares que conviertan la energía solar en energía eléctrica, las cuales pueden estar acopladas al EV o bien, si el vehículo permanece estacionado durante el día, podrían ubicarse en el techo del estacionamiento y así tener una mayor superficie de captación de energía solar.
Actualmente en los países de Suiza, Alemania, Austria, Francia e Italia existe una red de energía solar llamada “Park & Charge®” que utiliza el concepto de estaciones publicas para cargar los vehículos eléctricos. [RR01]
Desde comienzos de la década del 70, coincidente con la crisis petrolera, los vehículos eléctricos han ingresado en el proceso de firme expansión, y esto permite prever que en las próximas décadas ello culminará en la sustitución total y definitiva de los vehículos propulsados por combustibles.
Los transportes de carácter colectivo como trenes, tranvías, trolebuses y subterráneos, fueron los primeros en hacer la transformación de manera masiva. En el caso del vehículo eléctrico más personal, resulta paradójico el hecho de que si bien es el último entre los vehículos eléctricos en difundirse masivamente, su desarrollo comienza antes que el de los otros. En realidad, sus comienzos son paralelos a los del automóvil con motor de combustión interna y al principio no había una diferencia a favor de este último tan definida como la sería unos años más tarde. De hecho, hubo momentos en los que la situación parecía ser a la inversa, por ejemplo, cuando en 1899 el francés Jénatzy con su vehículo eléctrico “Jamais Contente” superó por primera vez la barrera de los cien kilómetros por hora.
Como se mencionó anteriormente, el vehículo eléctrico presenta un número significativo de ventajas con respecto al de combustión interna. Entre las principales se pueden mencionar: 1) contaminación de gases de escape nula, 2) sustantiva simplificación mecánica, 3) par motor constante (incluso en el
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arranque), 4) alta eficiencia, 5) bajo ruido, 6) bajo costo de operación y mantenimiento, y además presenta una amplia variedad de fuentes de energía.
Como se puede apreciar, los vehículos eléctricos son hoy una realidad en marcha. Por lo tanto, se constituyen en un desafío para:
- Las instituciones públicas, que deben comprender la importancia estratégica del tema y producir las condiciones propicias que conduzcan al fortalecimiento de su desarrollo tecnológico.
- El economista, que debe evaluar:
(a) El importante ahorro de divisas derivado del reemplazo de combustibles fósiles no renovables.
(b) La generación de calificados puestos de trabajo en actividades como: fabricación de motores, componentes eléctricos y electrónicos, baterías, etc.
- Los técnicos, que deben capacitarse en especialidades como mecánica estructural y de tracción (fabricación de chasis, carrocerías, ejes, etc.), la electrónica de potencia, la microelectrónica, la electricidad industrial, etc.
- El planificador ambiental, que atento a la actual degradación del medio ambiente, especialmente en sectores de alta densidad de población, encuentra en el vehículo eléctrico un medio altamente efectivo para contrarrestar la peligrosa contaminación causada por los motores de combustión interna.
- Y en general, para todo hombre preocupado por el medioambiente.
1.2 La Energía Solar
La energía solar es emitida por el sol permanentemente y es recibida en la tierra de manera de ondas electromagnéticas. Esta energía presenta diversas ventajas con respecto al resto de las fuentes de energía, como también algunas desventajas y problemas de utilización.
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A continuación, se presentan las principales características de la energía solar:
Ventajas Desventajas
• Es inagotable • 100% Limpia • Alta confiabilidad
• Baja radiación terrestre (�1[KW/m2])
• Radiación variable • Alta inversión inicial
Tabla 1.2.1 Principales Características de la Energía Solar
Conocidas las características esenciales de la energía solar, a continuación se presenta el estudio y diseño de un sistema fotovoltaico como posible fuente de energía para un vehículo eléctrico.
La presente memoria está dividida esencialmente en tres grandes partes.
En el primer capítulo, se explicará las nociones básicas y terminologías relacionadas con la energía solar, la radiación solar en Chile, los fundamentos físicos de las celdas solares y las tecnologías de fabricación de las celdas de Silicio.
Luego, en el segundo capítulo, se concluirá respecto de la alternativa más conveniente dentro de las celdas solares existentes en el mercado, diseñándose un arreglo con las celdas escogidas y especificando cómo obtener la mayor energía posible de traspasarla a las baterías del vehículo.
Posteriormente, en el tercer capítulo, se presentará una posible estructura mecánica para poder acoplar el arreglo diseñado, como también explicar como deben ser fabricados los módulos que conforman el arreglo.
Finalmente, se calculará los pesos y costos involucrados en los diseños planteados en los capítulos anteriores.
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II SISTEMA FOTOVOLTAICO EN VEHÍCULO ELÉCTRICO
Un Sistema Fotovoltaico (SFV) es una fuente de potencia eléctrica en la cual las celdas solares transforman la energía solar directamente en electricidad DC.
Los SFV no requieren combustibles y, por tratarse de dispositivos de estado sólido, carecen de partes móviles, y por consiguiente, requieren escaso mantenimiento. Tampoco producen ruido, ni emisiones tóxicas, ni contaminación ambiental, ni polución electromagnética. Su confiabilidad es elevada y se emplean desde hace cerca de 40 años en lugares inhóspitos tales como el espacio, desiertos, selvas, regiones remotas, etc.
Todas estas cualidades hacen los SFV muy interesantes como para ser aplicados a los vehículos eléctricos.
El presente capítulo tiene como objetivo presentar las nociones básicas sobre energía solar, especificar la radiación solar en Chile especialmente en Santiago, explicar las principales características de las celdas fotovoltaicas, diferenciar los módulos fotovoltaicos y los concentradores estáticos, para finalmente realizar la selección de la alternativa más conveniente para su uso como fuente de energía para un vehículo eléctrico.
2.1 Nociones Básicas y Terminología Relacionadas con la Energía Solar
El objetivo de la presente sección es mostrar la naturaleza de la energía solar, los factores que la afectan, su medición y su estimación para la utilización terrestre.
2.1.1 Constante Solar
Con el fin de cuantificar la cantidad de energía solar por unidad de tiempo, se define lo que se conoce como “Constante Solar ISC”. Ésta se mide de manera perpendicular sobre una superficie de 1m2, la cual debe estar ubicada fuera de la atmósfera terrestre a una distancia igual a la distancia promedio entre el sol y la tierra. Esta constante representa la densidad de potencia sobre el tope de la atmósfera.
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El World Radiation Center (WRC) es el organismo encargado de establecer un valor de referencia radiométrica mundial WRR (World Radiometric Reference) para la constante solar [F&B81]. Actualmente, el valor de esta referencia es:
21360 mWI SC = (2.1.1)
)(4921 2 hmkJ ⋅= (2.1.2)
)(3,433 2fthBtu ⋅= (2.1.3)
min)(96,1 2 ⋅= cmcal (2.1.4)
con una desviación estándar de 1,6 W/m2 y una desviación máxima de ±7 W/m2.
2.1.2 Radiación Solar Extraterrestre
La radiación solar extraterrestre es la radiación medida fuera de la atmósfera terrestre. Esta radiación fluctúa durante el año, debido a la variación de la distancia entre el sol y la tierra. Esta variación es calculada mediante la ecuación 2.1.5 y su muestra gráficamente en la Figura 2.1.1.
( )( )365360cos033,01)( nInG SC ⋅⋅+⋅= (2.1.5)
donde n es el número del día del año (1 < n < 365).
20
1300
1320
1340
1360
1380
1400
1420
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Rad
iaci
ón
Ext
rate
rre
str
e (
W/m
2 )
Figura 2.1.1 Variación de la Radiación Solar Extraterrestre durante el Año
Esta función tiene un máximo de 1405 W/m2 el 1 de enero y un mínimo de 1315 W/m2 el 1 de julio, para el Hemisferio Sur.
2.1.3 Distribución espectral de la radiación solar extraterrestre
Como se mencionó anteriormente, la energía solar incide en la tierra en forma de ondas electromagnéticas de diferentes longitudes de onda. Por lo tanto, es necesario conocer la distribución espectral de la energía solar con el objetivo de saber cual es la cantidad de energía en función de la longitud de onda.
En la Figura 2.1.2, se muestra la distribución espectral de la radiación extraterrestre entregada por el World Radiation Center [MI83] comparada con la radiación del sol como cuerpo negro a 5.777K de la tierra.
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Figura 2.1.2 Distribución Espectral de la Radiación Solar Extraterrestre
Dentro de la distribución espectral, por razones prácticas y físicas se han identificado tres grades regiones:
Nombre Rango [�m] Característica % del espectro
Ultravioleta (UV) 0 < � < 0,38 Invisible al ojo humano 7
Visible 0,38 < � < 0,78 Visible por el ojo
humano 47,3
Infrarrojo � > 0,78 Ondas de calor 45,7
Tabla 2.1.1 Regiones del Espectro
2.1.4 Radiación Solar Terrestre
La radiación solar, al momento de traspasar la atmósfera terrestre, es perturbada en su densidad y en su dirección debido a la interacción de ésta con la materia. Es decir, disminuye su potencia notablemente con respecto a la que presenta antes de chocar con la atmósfera.
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2.1.5 Interacción de la radiación con la atmósfera
Es sabido que la atmósfera terrestre cubre la totalidad de la tierra con diversos tipos de gases, los cuales a su vez interactúan con la radiación proveniente del sol produciendo diferentes procesos, como absorción por parte de la atmósfera, reflexión por parte de las nubes, y reflexión directa por parte del suelo terrestre.
Otro efecto importante, debido a la dispersión, es el cambio de la radiación directa en radiación difusa, es decir, sin ninguna dirección específica. En la Figura 2.1.3, se muestra los diferentes procesos mencionados.
Figura 2.1.3 Esquema de los Efectos de la Atmósfera sobre la Radiación
Finalmente y con el fin de cuantificar la cantidad atmosférica atravesada por la radiación solar, se define la denominada masa de aire o simplemente AMn (Air Mass n). Ésta se puede calcular fácilmente aplicando trigonometría en la Figura 2.1.4, y obtener así la ecuación 2.1.6.
Figura 2.1.4 Trayectoria de la Luz Solar a través de la Atmósfera
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OQ representa el espesor de la atmósfera a nivel del mar, cuando el sol se encuentra en el cenit, es decir, �Z = 0 y por lo tanto AMn = AM1, pero de manera general, �Z representa el ángulo cenital.
( )ZAMMnA Θ= sec (2.1.6)
También es importante definir AM0 como la radiación solar extraterrestre, es decir, fuera de la atmósfera.
Luego de conocidos los efectos de la atmósfera sobre la radiación solar se pueden obtener nuevas curvas de radiación en función de la longitud de onda para las regiones especificadas y para diferentes masas de aire. En la Figura 2.1.5 se puede apreciar la atenuación de la radiación por los efectos descritos anteriormente.
Figura 2.1.5 Espectro de la Radiación Solar
2.1.6 Efectos Horarios y Estacionales
Como sabemos la tierra es un planeta que gira alrededor del sol, describiendo una elipse en el período de un año, que a su vez rota sobre sí misma en 24 horas respecto a su eje que pasa por los polos.
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Los efectos horarios se dan debido a la rotación de la tierra, por lo cual la intensidad de la radiación es máxima hacia el mediodía y disminuye hacia los amaneceres y atardeceres.
Los efectos estacionales por su lado se producen debido a la inclinación del eje de rotación de la tierra en relación al plano de traslación alrededor del sol.
En la línea del Ecuador, los días 21 de marzo y 21 de septiembre, la trayectoria del sol describe un plano perpendicular al plano del suelo, es decir, un semicírculo con centro en la intersección de los ejes N-S y O-E. En la Figura 2.1.6, se aprecia el desplazamiento del sol en estos casos.
Figura 2.1.6 Trayectoria del Sol en la Línea del Ecuador
Como se mencionó, este plano presenta una variación durante en año, la cual hace que exista un ángulo de inclinación máximo de dicho plano para algunos casos especiales. El 21 de junio se produce un ángulo de 23,5º hacia el norte y el 21 de diciembre un ángulo de 23,5º hacia el sur con respecto a la vertical. En la Figura 2.1.7, se puede apreciar claramente este fenómeno.
25
Figura 2.1.7 Posición Aparente del Sol en la Línea del Ecuador
Esto hace que el 21 de junio sea el día más corto en el Hemisferio Sur, llamado solsticio de invierno y en esta misma fecha será el solsticio de verano en el Hemisferio Norte, vale decir, el día de mayor duración.
El día 21 de diciembre será el solsticio de verano para el Hemisferio Sur y el solsticio de invierno para el Hemisferio Norte.
Por otro lado, cuando los rayos solares llegan perpendicularmente al eje de la tierra, es decir, el 21 de marzo y el 21 de septiembre, se les designa como equinoccio de otoño para el Hemisferio Sur y de primavera para el Hemisferio Norte y como equinoccio de primavera para el Hemisferio Sur y de otoño para el Hemisferio Norte, respectivamente.
Fecha Hemisferio Sur Hemisferio Norte
21 de Marzo Equinoccio de Otoño Equinoccio de Primavera
21 de Junio Solsticio de Invierno Solsticio de Verano
21 de Septiembre Equinoccio de Primavera Equinoccio de Otoño
21 de Diciembre Solsticio de Verano Solsticio de Invierno
Tabla 2.1.2 Fechas de Equinoccio y Solsticio
Para que una superficie sobre la línea ecuatorial reciba la máxima cantidad de energía, debe recibir al mediodía los rayos perpendicularmente.
26
En términos de energía solar, se habla de “radiación total”. Ésta es la energía solar recibida sobre una superficie horizontal, determinada mediante integración de la radiación durante un período de tiempo determinado, generalmente una hora o un día.
2.1.7 Unidades de Medida
Para determinar el valor de la radiación total de un determinado lugar se utiliza diferentes unidades. La más útil para aplicaciones fotovoltaicas es el Kilowatthora por metro cuadrado (KWh/m2); es importante hacer notar que ésta es una unidad de energía y no de potencia. También algunos libros utilizan como unidad el MegaJoule por metro cuadrado (MJ/m2) o unidades de calor como calorías por metro cuadrado (Cal/m2) o BTU/ft2.
22 61,31 mMJmKWh = (2.1.7)
222 02,3178601 ftBTUmcalmKWh == (2.1.8)
2.1.8 Irradiación
La Irradiación representa la cantidad de potencia por unidad de superficie.
Con el fin de proporcionar un estándar en la industria FV, los fabricantes de paneles han adoptado por definir una nueva unidad llamada SOL.
22 10011 cmmWmKWSOL == (2.1.9)
Con éste valor, se determina la máxima potencia eléctrica de salida de un panel FV y, además, es de gran utilidad para comparar paneles de distintas procedencias.
2.1.9 Horas del Sol Estándar
Otra unidad aplicada para facilitar el cálculo de generación de un panel FV, es la denominada Hora de Sol Estándar. Esta unidad representa la cantidad de horas a lo largo del un día, en que se tiene una irradiación de un SOL. Por ejemplo,
27
en Santiago, la radiación total máxima diaria en el año es de aproximadamente 6 [KWh/m2], es decir, en un día promedio en el mes de enero existen 6 Horas de Sol Estándar.
Además, como los paneles FVs son evaluados con una radiación constante de un SOL, las Horas de Sol Estándar representan la cantidad de horas durante el día, en que el panel genera su máxima potencia de salida. Por ejemplo, al colocar un panel de 100[W] en Santiago en posición horizontal se obtendrá, en un día promedio de enero, 600[Wh] de energía solar disponible para ser utilizada en cualquier aplicación.
2.1.10 Latitud y Meridianos
Considerando a la tierra como una esfera achatada en los polos que se divide en paralelos de latitud. En el Hemisferio Norte, consideramos a la latitud positiva, variando entre 0º y +90º. El paralelo 0º es el denominado Ecuador terrestre. Al sur del Ecuador, consideraremos la latitud negativa, variando también entre 0º y -90º. El símbolo que se usa para la latitud es L.
Para efectos de navegación se acostumbra también a dividir la tierra en meridianos. Estos meridianos van de polo a polo y se usa como meridiano 0º, el que pasa por Greenwich, Inglaterra. Hacia el Oeste los meridianos aumentan de 0º a 180º y hacia el Este de 0º a 180º, por lo que es necesario para precisar un meridiano, especificar si es Este u Oeste.
2.2 Radiación Solar en Chile y Especialmente en Santiago
En el presente capítulo, se presenta la información referida a la radiación solar en Chile, como lo son los instrumentos que se utilizan para medirla, las estaciones que existen en el territorio nacional, para finalmente entregar las tablas de radiación total para Santiago y Valparaíso.
28
2.2.1 Instrumentos de Medición de Radiación Solar
Pirheliómetro
Se usa para medir la radiación directa desde una parte del cielo, incluyendo el sol y en superficie perpendicular a los rayos solares.
Piranómetro y Piranógrafo
Se usa para medir radiación hemisférica total (directa y difusa) y generalmente en superficie horizontal. Los datos son graficados gracias al piranógrafo.
Heliógrafo
Este instrumento deja registrado en un gráfico las horas de sol, cuando la radiación alcanza nivel crítico. Existen otros heliógrafos que funcionan por medio de fotoceldas y amplificadores electrónicos.
2.2.2 Consideraciones Generales
Los datos más comunes de radiación solar terrestre registrados en las diferentes regiones del mundo son valores promedios de radiación total diario, mensual, anual y para superficie horizontal. Estos datos se encuentran en tablas o mapas.
En Chile, tenemos 89 estaciones con piranógrafos y 113 con heliógrafos en diferentes instalaciones meteorológicas, de Endesa y Ministerio de Obras Públicas. El Archivo Nacional de Evaluaciones Solarimétricas se encuentra en la Casa Central de la Universidad Técnica Federico Santa María, en Valparaíso.
Para diseñar cualquier aplicación de energía solar, es necesario conocer la radiación solar disponible en el lugar de la instalación.
Para ello, tenemos dos posibilidades:
29
a) Que se disponga de valores medidos de alguna estación meteorológica cercana de similares condiciones climáticas, los cuales generalmente están medidos en superficie horizontal.
b) Que no se disponga de información de radiación solar en el lugar que nos interesa, por lo cual habrá que realizar los cálculos partiendo de otras premisas más generales.
Como sabemos, Chile cuenta con estaciones meteorológicas a lo largo de todo el país, por lo que existen datos de radiación total para casi todas las ciudades más importantes, entre las cuales obviamente se encuentra Santiago.
2.2.3 Corrección para la Hora Solar
En las próximas tablas, se hará referencia a la hora solar, por lo que es importante aclarar que no necesariamente coincidirá con la hora convencional de un lugar, por las siguientes razones:
En primer lugar, en Chile existe el cambio de hora para obtener un mejor aprovechamiento de la luz solar y por lo tanto de un ahorro de energía. En segundo lugar, el meridiano del lugar no corresponde exactamente al que se tomó como referencia para fijar la hora convencional, y por último, también es necesario considerar que aunque la tierra gira exactamente sobre su eje una vuelta en 24 horas, sufre varias perturbaciones en su recorrido a través del sol.
Por lo tanto:
( )(min)(min))()(
4 locconhrhrMMEXHoraLocalHoraSolar −+±−= (2.2.1)
Siendo:
X = 0, en invierno, o si no hay cambio de hora en verano.
X = 1, en verano si hay cambio de hora.
E(n) = ecuación de corrección horaria en minutos, [W65].
30
Mcon = meridiano convencional, en grados, al Oeste de Greenwich. (60º Oeste en Chile).
Mloc = meridiano local, en grados, medidos al Oeste de Greenwich. (70º Oeste aproximadamente, según lugar, en Chile).
La ecuación de corrección horaria E de la figura 2.2.1, según Whillier es la siguiente:
MMME sin5,1cos53,72sin87,9(min)
−−= (2.2.2)
Siendo:
M = 0.989(n-81)
n = número secuencial del día del año.
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
E(min)
Figura 2.2.1 Ecuación de Corrección Horaria
2.2.4 Tablas de Radiación Total para Santiago y Valparaíso
Los valores de radiación total en plano horizontal fueron obtenidos de la publicación “Insolación total terrestre para períodos mensuales y algunas localidades de la República de Chile”, IV SENESE, Universidad de Concepción, 1984 [PS95].
31
Debe recordarse que estos valores alcanzan errores máximos de ±2% anual y ±8% en los meses de verano. Estos errores se calcularon en relación a valores medidos, sin embargo, no debe perderse de vista que los valores medidos, considerados como correctos, también adolecen de errores. Como ilustración, de las publicaciones hechas en Estados Unidos al respecto, se han comprobado errores de registro ±30% en un número importante de estaciones. Al no haber publicaciones similares en nuestro país, no hay motivos para esperar una situación más favorable.
La tabla está identificada por el nombre de la localidad, su latitud, su longitud o meridiano y los meses respectivos.
Los valores horarios de radiación en W/m2 están comprendidos entre las 6 y 18 horas, de tiempo solar, como se puede observar en las tablas.
Por último, se debe hacer notar que los valores aquí entregados corresponden a valores típicos representativos, que fluctuarán entre los valores de un día despejado y de uno nublado.
Además, junto con cada tabla se presenta un grafico tridimensional correspondiente con los respectivos valores de la tabla de datos. Estos gráficos son de gran ayuda para visualizar como se comporta la radiación a lo largo del año.
32
Localidad: SANTIAGO Latitud: 33,45º Sur Longitud: 70,65º Oeste Unidad: W/m2
Hora solar
Mes 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 KWh/m2/día Enero 113,0 254,0 408,4 558,7 685,2 769,7 799,3 769,7 685,2 558,7 408,4 254,0 113,0 6,377
Febrero 65,6 199,5 350,3 499,7 626,8 712,2 742,4 712,2 626,8 499,7 350,3 199,5 65,6 5,651
Marzo 10,3 118,6 245,8 375,1 487,0 563,0 589,9 563,0 487,0 375,1 245,8 118,6 10,3 4,190
Abril - 51,6 155,0 264,2 360,7 427,0 450,7 427,0 360,7 264,2 155,0 51,6 - 2,968
Mayo - 8,4 78,7 156,0 225,9 274,6 292,0 274,6 225,9 156,0 78,7 8,4 - 1,779
Junio - - 50,6 112,4 169,1 208,8 223,0 208,8 169,1 112,4 50,6 - - 1,305
Julio - 0,5 64,1 135,1 199,7 244,9 261,1 244,9 199,7 135,1 64,1 0,5 - 1,550
Agosto - 27,6 110,4 199,3 278,6 333,4 352,9 333,4 278,6 199,3 110,4 27,6 - 2,252
Septiembre - 80,8 187,7 298,0 394,2 459,8 483,1 459,8 394,2 298,0 187,7 80,8 - 3,324
Octubre 38,6 147,2 271,1 395,0 500,9 572,4 597,6 572,4 500,9 395,0 271,1 147,2 38,6 4,448
Noviembre 93,3 223,9 367,8 508,7 627,5 707,0 735,0 707,0 627,5 508,7 367,8 223,9 93,3 5,791
Diciembre 123,5 262,6 413,9 560,5 683,6 765,6 794,4 765,6 683,6 560,5 413,9 262,6 123,5 6,414
Tabla 2.2.1 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Santiago
0
100
200
300
400
500
600
700
800
W/m
2
67
89
1011
1213
1415
1617
18
Hora S
olar
Figura 2.2.2 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Santiago
33
Localidad: VALPARAISO Latitud: 33,03º Sur Longitud: 71,6º Oeste Unidad: W/m2
Hora solar
Mes 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 KWh/m2/día Enero 106,3 240,9 388,5 532,3 653,3 734,2 762,6 734,2 653,3 532,3 388,5 240,9 106,3 6,074
Febrero 59,8 183,9 323,7 462,3 580,2 659,5 687,5 659,5 580,2 462,3 323,7 183,9 59,8 5,226
Marzo 10,1 117,3 243,3 371,4 482,3 557,5 584,2 557,5 482,3 371,4 243,3 117,3 10,1 4,148
Abril - 50,1 149,5 254,4 347,1 410,9 433,6 410,9 347,1 254,4 149,5 50,1 - 2,858
Mayo - 10,1 86,5 170,3 246,1 298,8 317,7 298,8 246,1 170,3 86,5 10,1 - 1,941
Junio - - 63,1 138,8 208,1 256,7 274,1 256,7 208,1 138,8 63,1 - - 1,608
Julio - 1,5 73,7 154,0 227,0 278,1 296,4 278,1 227,0 154,0 73,7 1,5 - 1,765
Agosto - 32,8 128,5 231,2 322,7 386,0 408,6 386,0 322,7 231,2 128,5 32,8 - 2,611
Septiembre - 88,7 205,7 326,5 431,8 503,7 529,2 503,7 431,8 326,5 205,7 88,7 - 3,642
Octubre 39,8 153,5 283,3 413,0 524,1 589,9 625,4 589,9 524,1 413,0 283,3 153,5 39,8 4,633
Noviembre 90,4 218,9 360,7 499,5 616,7 695,1 722,6 695,1 616,7 499,5 360,7 218,9 90,4 5,685
Diciembre 115,0 246,4 389,7 528,6 645,2 722,9 750,2 722,9 645,2 528,6 389,7 246,4 115,0 6,046
Tabla 2.2.2 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Valparaíso
0
100
200
300
400
500
600
700
800
W/m
2
67
89
1011
1213
1415
1617
18
Hora S
olar
Figura 2.2.3 Radiación Total Horaria Promedio Mensual para Valparaíso
34
Finalmente, se presenta de manera comparativa las Horas de Sol Estándar diarias promedio mensual para Santiago y Valparaíso.
0
1
2
3
4
5
6
7En
e.
Feb.
Mar
.
Abr
.
May
.
Jun.
Jul.
Ago
.
Sep
.
Oct
.
Nov
.
Dic
.
Hor
as d
e S
ol E
stán
dar
SANTIAGO VALPARAISO
Figura 2.2.4 Horas de Sol Estándar para Santiago y Valparaíso
35
2.3 Fundamentos Físicos de las Celdas Solares
Las celdas solares transforman directamente la energía solar en energía eléctrica. Por lo tanto, para entender el fenómeno fotovoltaico es necesario penetrar en las características intrínsecas de los materiales semiconductores utilizados en la fabricación de las celdas.
2.3.1 Estructura de los Semiconductores
Uno de los materiales semiconductores que comúnmente se utiliza en la fabricación de celdas solares es el Silicio. Aunque también su ocupan materiales como Ge, P, As o compuestos químicos como CuAlS2, CuInS2.
Ya que la gran mayoría de las celdas que actualmente se comercializa están hechas en base al Silicio, se explicará en detalle la estructura de este material y cómo se trabaja para ser utilizado en la fabricación de las celdas.
El Silicio está compuesto por 14 electrones, de los cuales los 10 primeros están firmemente unidos al núcleo, pero los 4 electrones restantes, llamados electrones de valencia, poseen la capacidad de reaccionar frente a otros átomos y así provocar el denominado efecto fotovoltaico.
Luego para crear una celda elemental de Si, se unen por medio de sus electrones de valencia, 5 átomos del material, formando así un enlace covalente. Es decir, cada átomo comparte uno de sus electrones de valencia, quedando todos los enlaces saturados. En la Figura 2.3.1, se observa una celda elemental de Silicio.
Figura 2.3.1 Celda Elemental de Si
36
Como se puede observar, no hay electrones libres, por lo cual se denomina conductor intrínseco o “tipo I”.
Si a este material se le incorpora una impureza, como puede ser un átomo de Fósforo, con 5 electrones de valencia, uno de estos electrones permanecerá unido de manera débil. Por lo tanto, habrá un electrón de valencia “libre” y el material tendrá un exceso de cargas negativas, este material se denomina “tipo N”. En la Figura 2.3.2, se muestra el efecto de una impureza de Fósforo en un átomo de Silicio.
Figura 2.3.2 Efecto de una Impureza de Fósforo
De manera similar, si se incorpora un átomo Boro, con 3 electrones de valencia, aparecerá un “hueco”, es decir, no se producirá el enlace covalente y el material tendrá un exceso de cargas positivas, este material se denomina “tipo P”. En la Figura 2.3.3, se muestra el efecto de una impureza de Boro en un átomo de Silicio.
Figura 2.3.3 Efecto de una Impureza de Boro
37
2.3.2 Junturas NP
La juntura NP se produce, cuando un material “tipo N” y otro “tipo P” se unen y los electrones sobrantes del material N pasan hacia el material P y los “huecos” del material P pasan al material N. Esta juntura se mantiene en equilibrio al no existir luz incidente.
Luego cuando la luz incide sobre el semiconductor, gracias a la absorción de fotones, se liberan electrones del átomo de Silicio, se rompe el equilibrio de la juntura NP y se producen los denominados par “electrón-hueco”. De esta manera, se produce un campo eléctrico en la interfaz de la juntura que, al conectar una carga externa entre ambas zonas, genera la corriente eléctrica típica del fenómeno fotovoltaico y característica fundamental de las celdas solares. En la Figura 2.3.4, se observa la característica de la juntura NP.
Figura 2.3.4 Campo Eléctrico en la Juntura NP
Específicamente para el Silicio, se produce un campo eléctrico con el cual se puede obtener potenciales de aproximadamente 550mV.
2.3.3 Elementos de una Celda Solar de Silicio
Actualmente en el mercado, existen varios tipos de las celdas solares de Silicio, pero las de mayor importancia son las de material Policristalino y las de material Monocristalino.
En este tipo de celdas, los elementos fundamentales son:
• Un contacto superior en la zona del material “tipo N”.
• Dos semiconductores “tipo N” y “tipo P”.
38
• Un contacto inferior en la zona del material “tipo P”.
El la Figura 2.3.5, se pueden observar los elementos fundamentales de una celda solar de Silicio.
Figura 2.3.5 Elementos Fundamentales de una Celda Solar
2.3.4 Características de las Celdas Solares
Circuitos Equivalentes
La ecuación que representa el circuito equivalente ideal, según la Figura 2.3.6a, de una celda solar es:
( )[ ]1exp −−= kTqVICRI S (2.3.1)
en donde C es una constante, R es la radiación solar en W/m2, IS es la corriente de saturación del diodo, q la carga eléctrica elemental (q = 1,60 · 10-19
39
Coulomb), k la constante de Boltzmann (k = 1,38 · 10-23 J/K) y T la temperatura absoluta en Kelvin.
Sin embargo, en la realidad, la corriente generada por la celda se ve afectada por varios factores, los cuales pueden ser representados por las resistencias en serie y en paralelo Rs y Rsh, según muestra la Figura 2.3.6b. Además, la ecuación de este circuito equivalente también sufre algunos cambios obteniéndose:
( ) ( )[ ]{ } shsSL RVkTIRVqIII −−+−= 1exp (2.3.2)
Figura 2.3.6 Circuitos Equivalentes
Característica I-V
Los valores característicos más importantes de las celdas solares son el voltaje de circuito abierto VOC y la corriente de cortocircuito ISC.
Según la ecuación 2.3.1, para circuito abierto I = 0 se obtiene:
( ) ( )[ ]1ln +⋅⋅= SOC IRCqkTV (2.3.3)
Y para cortocircuito V = 0, se tiene:
40
RCI SC ⋅= (2.3.4)
Por lo tanto, la corriente ISC es directamente proporcional a la radiación solar, por lo cual es posible ocupar las celdas solares como medidores de radiación.
En la Figura 2.3.7, se muestra la característica I-V (Corriente v/s Voltaje) de una celda solar.
Figura 2.3.7 Característica I-V de una Celda Solar
Potencia Máxima
El máximo rectángulo que puede inscribirse al interior de la curva I-V representa la potencia máxima que puede generar una celda solar. Este punto, denominado Pmp, se obtiene del producto de Vmp e Imp, según la ecuación:
mpmpmp IVP ⋅= (2.3.5)
También los fabricantes de celdas solares han introducido el término potencia “peak”, o simplemente “WP”. Este valor se obtiene bajo condiciones estándar de 1000W/m2 de radiación, AM1,5 y temperatura de celda de 25ºC.
Factor de llenado (Fill Factor)
Otro término utilizado es el denominado factor de llenado FF, el cual se define como:
41
SCOC
mpmp
IV
IVFF
⋅⋅
= (2.3.6)
Este término representa el cuociente entre el rectángulo de máxima potencia y el rectángulo inscrito entre el voltaje de circuito abierto y la corriente de corto circuito. Esta medida nos da una idea de la calidad de la celda. En la Figura 2.3.8, se presenta la diferencia entre ambos rectángulos.
Figura 2.3.8 Factor de Llenado (FF)
Eficiencia de las Celdas Solares
La eficiencia de las celdas solares, Eff(%), se define como la relación entre la potencia eléctrica generada por unidad de área (W/m2) y la irradiación solar incidente (W/m2) para obtenerla. Esta relación es adimensional y está dada en forma porcentual, como:
100(%) ⋅=incidentenIrradiació
GeneradaPotenciaEff (2.3.7)
2.3.5 Eficiencia Máxima y Pérdidas
En el año 1963, el científico J.J. Loferski calculó las máximas eficiencias teóricas para las celdas solares para diversos materiales. En la Figura 2.3.9, se observa la curva obtenida por Loferski [JF63].
42
Figura 2.3.9 Eficiencia Máxima de las Celdas Solares
Como se observa, los materiales que presentan las mayores eficiencias son los compuestos de GaAs, CdTe y AlSb. Sin embargo, éstos actualmente se encuentran en proceso de experimentación, por lo cual no están mayormente comercializados.
En el caso del Si, por tratarse de un material altamente conocido en la industria de los semiconductores, se ha logrado minimizar la distancia entre el límite teórico y las eficiencias encontradas en la práctica. Actualmente, existe un límite teórico de 28%, pero debido a pérdidas por diversos factores la eficiencia se reduce a un rango entre 14% y 22%.
Algunos conceptos novedosos como el PESC (Pasivated Emitter Solar Cell) y el BC (Buried Contact) han permitido que se obtengan eficiencias record de laboratorio de 24,2%. Más adelante, se realizará un estudio de las eficiencias existentes en el mercado, para celdas de Silicio.
43
2.3.6 Tecnología de Fabricación de Celdas Solares de Silicio
En la actualidad, se encuentra altamente comercializadas las celdas de Silicio Monocristalino, Silicio Policristalino y Silicio Amorfo. Este último presenta todavía bajos niveles de eficiencias, por lo que su uso se ve restringido a lugares en los cuales no existan restricciones con respecto al área de colección o circuitos de baja potencia, como calculadoras de bolsillo.
Las celdas de Silicio Monocristalino están formadas por una estructura cristalina uniforme; en cambio, las celdas de Silicio Policristalino están formadas por pequeñas estructuras ubicadas arbitrariamente. Estos “granos” hacen que la estructura no sea uniforme y se obtenga una eficiencia menor. En la Figura 2.3.10, se observa los dos tipos de materiales utilizados en la fabricación de celdas de Silicio.
Figura 2.3.10 Granos de Silicio Monocristalino y Policristalino
A simple vista, los dos tipos de material se pueden diferenciar fácilmente, ya que la estructura Monocristalina tiene un brillo uniforme, en cambio la estructura Policristalina muestra zonas de brillo diferente.
El Silicio, utilizado en la fabricación de las estas celdas, se obtiene a partir de elementos como arena o cuarzo, los cuales se presentan en la naturaleza con altos grados de impurezas, por este motivo es necesario procesarlos para obtener un Silicio con propiedades de semiconductor y así lograr celdas de alta eficiencia. Es importante destacar que el Silicio es el segundo elemento más abundante en la superficie terrestre, luego del oxígeno.
44
Producción de Silicio Policristalino
Para lograr el Silicio de grado semiconductor, primero se debe obtener un Silicio de grado metalúrgico. El proceso consiste en llevar los granos de cuarzita a temperaturas sumamente elevadas, agregando carbón para eliminar el oxigeno presente en la cuarzita y producir una substancia gris metálica brillante de una pureza de aproximadamente 99%.
Finalmente para llegar a purezas de 99,9999%, la substancia obtenida es depurada mediante un proceso similar al utilizado en las refinerías de petróleo, llamado destilación fraccionada. En la Figura 2.3.11, se observa las etapas de producción de Silicio Policristalino.
Figura 2.3.11 Producción de Silicio Grado Semiconductor
Producción de Silicio Monocristalino
Una vez obtenido el Silicio Policristalino, existen varios métodos para obtener Silicio Monocristalino. Los más utilizados son el método de crecimiento de Czochralski (CZ) y el método Flotante (FZ).
En el método de Czochralski, el Silicio Policristalino se funde en un crisol a temperaturas cercanas a 1.410ºC, el cual, gracias a una “semilla” de Silicio Monocristalino, se retira lentamente (10cm/hora) haciendo crecer un lingote cilíndrico de material Monocristalino de longitud aproximada de 10cm y diámetro entre 4” a 6”.
En la Figura 2.3.12, se puede apreciar más en detalle cómo se realiza el método de crecimiento de Czochralski.
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Figura 2.3.12 Método de Crecimiento CZ de Silicio Monocristalino
Otro método utilizado para obtener Silicio Monocristalino es el llamado método Flotante o Floating Zone (FZ). Este método consiste en colocar una “semilla” Monocristalina sobre una barra de Silicio Policristalino, luego gracias a una bobina que induce un campo eléctrico, la barra se calienta y se funde con la semilla, la cual, al desplazarse completamente por la bobina permite la obtención del lingote de Silicio Monocristalino. Este lingote es más puro que el producido con el método CZ. En la Figura 2.3.13, se muestra el método FZ utilizado para fabricar Silicio Monocristalino.
Figura 2.3.13 Método FZ
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Producción de obleas
Una vez obtenido el cilindro de Silicio Monocristalino, se procede a cortar las obleas o wafers con espesor aproximado de 300�m. Para realizar esta operación se utiliza una sierra con multifilamentos, la cual al cortar las obleas produce partículas de Silicio, en forma de aserrín, perdiéndose casi un 20% de material. En la Figura 2.3.14, se aprecia cómo se obtiene las obleas de Silicio.
Figura 2.3.14 Cortado de Obleas de Si
Luego, las obleas son dopadas con átomos de Fósforo en un horno a temperaturas entre 800ºC y 900ºC para obtener la capa N. El substrato tipo P se logra, antes de obtener los lingotes, dopando el Silicio con átomos de Boro, para luego cortar las obleas que serán utilizadas como material tipo P en las celdas.
La configuración definitiva de las celdas se logra con un contacto superior, una película antirreflectante, una capa de Silicio tipo N, un substrato de Silicio tipo P y un contacto inferior. A continuación se explica cómo se construye la película antirreflectante y los contactos superior e inferior.
Película antirreflectante
La película antirreflectante consiste en una tratamiento o texturizado que se le da al Silicio para disminuir el índice de reflexión. El Silicio, si no es tratado, posee una reflexión de aproximadamente un 35%, es decir, refleja gran parte de la luz incidente. En la Figura 2.3.15, se muestra un texturizado especial, que se basa en
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una estructura piramidal, que aumenta la absorción de la luz incidente, gracias a reflexión múltiple de ésta. Con este proceso, se pueden obtener reflexiones cercanas al 2 %.
Figura 2.3.15 Película Antirreflectante
Contactos
Existe una gran diferencia entre la fabricación del contacto superior y la del contacto inferior. Este último puede ser de un material conductor simple, como por ejemplo aluminio. En cambio, el contacto superior, por estar expuesto al sol, debe construirse con unidades lo bastante gruesas, para transportar la corriente eléctrica y lo bastante finas, para no obstaculizar el paso de la luz solar. Generalmente, se usan materiales con transparencias de aproximadamente 95%. En la Figura 2.3.16, se observa un contacto superior típico.
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Figura 2.3.16 Contacto Superior
Otra característica importante de destacar de las celdas Policristalinas, es que éstas pueden ser fabricadas de forma cuadrada a partir del Silicio fundido, lo cual es muy favorable cuando se fabrican los módulos, ya que diminuye considerablemente al área inactiva.
Otras Celdas Solares
Como se mencionó anteriormente, las celdas de Arseniuro de Galio (GaAs) poseen eficiencias mayores a las de Silicio. Teóricamente, tienen eficiencias de aproximadamente 26% y bajo concentración se han alcanzado niveles cercanos a 29%. También algunos fabricantes, como Spectrolab, han construido celdas con multijunturas, superponiendo junturas específicas para un determinado espectro de la luz solar y así aprovechar totalmente el espectro. Con este tipo de celdas multijuntura, se alcanzó una eficiencia record, bajo concentración de 100 SOLES, de 34,2%.
Sin embargo el costo de este tipo de celdas, al encontrarse en etapa experimental, es excesivamente elevado como para pensar en utilizarlas en aplicaciones comerciales.
2.3.7 Tecnología de Fabricación de Módulos
Debido a que las celdas solares son bastante frágiles y además no pueden estar expuestas a condiciones meteorológicas desfavorables, éstas deben ser empaquetadas dentro de un módulo. Primero, las celdas son colocadas en un encapsulante, generalmente EVA (Etilen-Vinil-Acetato), luego se utiliza un vidrio templado en la parte superior y un substrato en base a resina en la parte inferior. Posteriormente, el módulo es tratado a temperaturas de hasta 175ºC y expuesto a presión uniforme, para finalmente sellarlo y ajustarlo en un marco de aluminio ionizado. En la Figura 2.3.17, se puede observar un empaquetado típico de un módulo solar.
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También es importante destacar que cuando se procede a fabricar los módulos, todas las celdas que van a formar parte de éste, deben ser testeadas con anterioridad, con el fin de que presenten la misma característica I-V.
Figura 2.3.17 Estructura de un Módulo de Celdas de Si
Por lo general los módulos se utilizan para cargar baterías, por lo tanto son fabricados para entregar un voltaje nominal de 12Vdc. Este voltaje se alcanza conectado 36 celdas en serie.
2.4 Caracterización de Módulos Solares
Como se explicó anteriormente, los módulos son fabricados a partir de celdas solares individuales, las cuales deben tener características similares. Las características típicas de una celda solar de Silicio son:
Característica Silicio
IP [mA/cm2] 28
VP [V] 0,5
WP [mW/cm2] 14
VOC [V] 0,6
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Tabla 2.4.1 Características de Celdas de Si
Ahora, para obtener un módulo de una potencia o un voltaje de salida especifico, basta con realizar las conexiones de las celdas, en serie o en paralelo. Como se sabe, una conexión en serie aumenta el voltaje de salida y una conexión en paralelo aumenta la corriente de salida. Por lo tanto, ambas conexiones aumentan la potencia de salida. Es decir, con N celdas en serie o en paralelo, la potencia total de salida es WP = N · (IP · VP), en donde IP, es la corriente peak de la celda y VP el voltaje peak de la misma.
2.4.1 Condiciones de Prueba de los Módulos
Actualmente los fabricantes de módulos y celdas solares han adoptado Condiciones de Prueba Standard (CPS), para determinar las características de sus productos. En la Tabla 2.4.2, se entregar los valores de estas condiciones.
Variable CPS
Irradiación [W/m2] 1000
Masa de Aire [AMn] 1,5
Temperatura de celda [ºC] 25
Tabla 2.4.2 Condiciones de Prueba Standard
2.4.2 Factores que Afectan el Rendimiento de los Módulos
Los módulos solares se ven afectados por diversos factores, entre los que destacan, obviamente la radiación solar, el sombreado parcial o total del módulo y la temperatura de operación de las celdas.
Efecto de la Radiación Solar
Como se explicó anteriormente, la corriente de generación del módulo es directamente proporcional a la radiación solar; sin embargo el voltaje de salida consigue niveles relativamente altos con bajos niveles de radiación solar. Esto es muy satisfactorio cuando se trabaja con arreglos en paralelo, ya que es posible que
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los módulos reciban una radiación distinta, pero igualmente consigan alcanzar el mismo voltaje de trabajo y puedan sumar sus corrientes.
Efecto de la Sombra
Un factor que afecta notablemente el desempeño de las celdas solares y en especial a los módulos con celdas en serie es el efecto del sombreado parcial o total.
Por ejemplo, una celda que se encuentra en serie con otras celdas y que es sombreada, no logra generar la misma corriente que sus similares y por lo tanto no deja pasar el flujo de corriente y el módulo completo se ve afectado de la misma manera que la celda individual. Incluso, esta celda en vez de generar potencia, comienza a disipar potencia en forma de calor, por lo cual incrementa su temperatura y puede incluso llevar a su destrucción y en el peor de los casos del módulo completo.
Para evitar este tipo de problema, se utiliza los llamados diodos “bypass”. Éstos se colocan en paralelo con un grupo de celdas en serie, por lo general entre 12 o 18 celdas, y evitan que se las celdas sombreadas en ese grupo disipen potencia.
Efecto de la Temperatura de Operación de las Celdas
Otro factor que influye en el rendimiento de los módulos es la temperatura de operación de las celdas. Por un lado, la corriente aumenta con la temperatura, pero el voltaje diminuye en un porcentaje mayor y por lo tanto la potencia de generación también disminuye al aumentar la temperatura. En la Tabla 2.4.3, se entrega los porcentajes de disminución y aumento para valores característicos.
Efecto de la Temperatura sobre Cambio Relativo
VOC -0,37 %/ºC
ISC +0,1 %/ºC
VP -0,57 %/ºC
IP +0,07 %/ºC
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WP -0,5 %/ºC
Tabla 2.4.3 Efecto de la Temperatura sobre Módulos de Silicio
2.5 Concentradores Estáticos
Otro tipo de módulos que se utilizan para encapsular las celdas solares y a su vez generar mayor potencia, son los llamados “concentradores estáticos”. Concentradores, porque utilizan la concentración de la luz solar sobre celdas solares como método para aumentar potencia generada, ya que las celdas aumentan su eficiencia bajo concentración. Y estáticos, porque no utilizan el seguimiento del sol para generar más potencia, sino más bien recogen la radiación difusa que se produce tanto en las mismas celdas solares como en el entorno.
El principio fundamental de los concentradores estáticos es reflejar la luz producida en la parte posterior del módulo en el vidrio superficial delantero, con un ángulo tal que se produzca una reflexión total interna, con lo cual la luz es atrapada dentro del módulo y es redirigida nuevamente hacia la celda solar.
2.5.1 Límite Teórico de Concentración
La razón de concentración, Ca, se puede definir como el cuociente entre el área del módulo (AM) y el área de la celda (Ac), o en su defecto por Cr, el cuociente entre la radiación incidente en la celda (Rc) y la que incide en el módulo (Rm).
Los dos términos de concentración están relacionados por la “eficiencia
óptica” “I”, que es la fracción de la potencia total incidente que entra al módulo con relación a la que llega a la celda solar. Ésta varía entre 0 y 1.
c
ma A
AC = (2.5.1)
m
cr R
RC = (2.5.2) ar ICC = (2.5.3)
Como la razón de concentración (Ca) es solo una razón geométrica, no toma en cuenta las pérdidas ópticas que se producen en el interior del módulo. En cambio, la ganancia de radiación (Cr) es un parámetro mucho más útil, ya que representa mejor lo que se quiere decir con el término razón de concentración.
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Para una celda solar de tamaño fijo, el área de entrada de la luz solar se puede aumentar hasta lograr hacer imposible que toda la luz incidente en la superficie del módulo llegue a la celda, así que mientras Ca se puede elegir arbitrariamente grande habrá un límite para Cr. En particular, existe una compensación entre la eficiencia óptica del módulo (I) y la ganancia de radiación (Cr).
Para recoger toda la luz incidente en la superficie del módulo, el factor Cr
debe tener un valor igual a 2n² [SB96], donde “n” es el “índice de refracción” del material óptico utilizado en el módulo. La mayoría de los materiales ópticos tales como el vidrio o EVA tienen un índice de refracción de 1,5. Así al recoger toda la luz difusa, se logra una concentración máxima teórica de 4,5.
2.5.2 Diseño de Concentradores Estáticos
En el diseño de los módulos, la clave se encuentra en la ganancia de radiación y la eficiencia óptica de éstos. Los diseños presentados a continuación tienen una eficiencia óptica, entre 0,85 y 0,95, y una razón de concentración entre 1,3 y cercano a 4,5, limite teórico máximo.
Uno de los concentradores estáticos más simples, y más comúnmente usado, es el que se muestra en la Figura 2.5.1, también conocido como concentrador prismático simple SPC (Simple Prism Concentrador). Este simple diseño tiene una ganancia de radiación de 1,75.
Figura 2.5.1 Concentrador Prismático Simple
Otro método simple para doblar la razón de concentración es utilizar celdas solares bifaciales. Para el diseño anterior, la concentración se puede aumentar
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a 3,5 colocando un concentrador idéntico al otro lado de la celda, según lo mostrado en la Figura 2.5.2.
Figura 2.5.2 Concentrador Prismático con Celda Solar Bifacial
El diseño de la Figura 2.5.2, produce una alta concentración y eficiencia óptica, pero no es conveniente para un diseño práctico, ya que la celda solar se monta verticalmente, por lo cual las estructuras son bastante voluminosas y además en ambos lados de la celda la transferencia del calor se dificulta.
Un diseño más parecido a los módulos convencionales y de más fácil de fabricar es el mostrado en la Figura 2.5.3. Este tiene una celda solar bifacial montada horizontalmente y utiliza una curvatura ubicada debajo de la celda para redirigir la luz a su parte posterior. Este diseño tiene una razón de concentración de 3,8 y una eficiencia óptica de 0,95.
Figura 2.5.3 Concentrador Estático Curvo y Celda Bifacial Horizontal
La curvatura ubicada debajo de la celda puede implementarse de dos maneras. Una opción es formar un solo bloque de acrílico, el cual reúne todos los requisitos ópticos deseados, ya que éste puede ser fundido, moldeado o trabajado a máquina y además se ha utilizado previamente en concentradores.
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La segunda opción para la fabricación del módulo consiste en una cáscara externa rígida reflexiva, que se llena de un material ópticamente transparente según lo mostrado en la Figura 2.5.5. Este tipo de construcción es similar al proceso estándar de encapsulación.
Figura 2.5.4 Concentrador Estático de Material Transparente Reflexivo
En un prototipo de este innovador diseño se ha verificado de manera experimental su funcionamiento, no obstante la dispersión de la luz ha hecho que las eficiencias del módulo sean cercanas del 15%.
Finalmente, este tipo de concentradores estáticos aún no se encuentra comercializado masivamente, ya que la inversión en capital inicial para su fabricación es muy elevada, lo que hace impracticable pensar en una implementación a menor escala.
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III DISEÑO ELÉCTRICO
El diseño eléctrico tiene por objetivo encontrar la solución óptima, en función de las eficiencias y costos, y dentro de las diferentes alternativas presentadas en los capítulos anteriores, para luego acoplar electrónicamente, de la manera más eficiente posible, el sistema fotovoltaico al sistema de almacenamiento, es decir, diseñar la mejor configuración con las celdas solares escogidas, obtener la mayor energía de ellas, para finalmente almacenarla en las baterías.
3.1 Selección de la Alternativa más Conveniente
Primeramente y para llegar a la solución más conveniente dentro de todas las posibilidades presentadas, se debe definir los criterios bajo las cuales se va a tomar la decisión de selección.
El problema es encontrar la mejor relación eficiencia versus costo para implementar un sistema fotovoltaico en un área específica.
Para ello, se construirá una matriz de selección, en donde se presenta de manera compacta, todos los datos necesarios para determinar cuál es la mejor solución al problema planteado. La forma de la matriz se muestra en la Tabla 3.1.1.
Criterio I
Peso = x % Criterio II
Peso = y % Criterio III Peso = z %
Criterio IV Peso = w %
Totales
Solución A Nota otorgada =a
Puntaje = a * x
Nota otorgada =b
Puntaje = b * y
Nota otorgada =c
Puntaje = c * z
Nota otorgada =d
Puntaje = d * w Total A
Solución B Nota otorgada =m
Puntaje = m * x Total B
Solución C Nota otorgada =n
Puntaje = n * x Total C
Tabla 3.1.1 Matriz de Selección
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Las filas representan las distintas soluciones que entran en competencia. En las columnas, se colocan los diferentes criterios que sirven para seleccionar la mejor solución. En el recuadro de cada criterio, se coloca el valor o peso que se la asigna al mismo. En cada una de las intersecciones de una solución y un criterio, se coloca la nota o calificación que se le da a esa solución en una escala de 0 a 10. Luego se multiplica cada nota por el peso del criterio respectivo.
Una vez asignadas todas las intersecciones, se suman horizontalmente y se coloca el resultado en la última columna (totales). Luego se comparan los valores de los totales y el mayor valor corresponderá a la mejor solución.
En nuestro caso, los principales criterios a evaluar fueron los siguientes:
� Eficiencia (%) con un peso igual a 0,6%.
� Costo (US$/W) con un peso igual a 0,4%.
Esto debido a que, como tenemos un área restringida para colocar el sistema fotovoltaico, la eficiencia de las celdas cumple un rol fundamental al momento de hacer la selección (Peso = 0,6%).
Por otro lado, el costo en US$/W también es muy importarte ya que existen restricciones de capital para implementar el sistema (Peso = 0,6%).
Con respecto a la eficiencia, existe un punto cercano al 20% en donde el valor de las celdas se dispara y esto hace que sea un obstáculo dentro de la selección, por lo cual tendrán una nota bastante baja con relación a las demás posibilidades.
Las soluciones consideraron todas las posibilidades comerciales actualmente disponibles en el mercado de las empresas fabricantes de elementos fotovoltaicos.
La búsqueda se dividió en tres grandes grupos: celdas solares, módulos solares y concentradores estáticos. Para cada una de las partes se realizó primero una selección a gran escala, dejando fuera a la mayoría de las celdas o módulos más
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ineficientes, para luego crear una matriz de selección más pequeña con sólo las soluciones más factibles y así poder encontrar la solución más conveniente.
Las principales marcas de celdas solares evaluadas fueron: AirTherm, ASE-Americas, ASE RWE, AstroPower, Canrom, Eurosolare, Helios, Isofoton, KrasnoeZnamya, Microsol, Motech, Photowatt, Q-cells, Solartec, SunPower, Sunways, USNW y VivaSolar.
Con ellas, se realizó una primera selección, en donde se evaluaron aproximadamente 180 celdas distintas, y sólo algunas fueron consideradas dentro de la matriz de selección definitiva de las celdas.
A continuación, se presenta la matriz de selección con las celdas que se presentan una posible solución a nuestro problema.
Soluciones Criterio I Criterio II
Marca Modelo Eff. % Nota Peso 0,6 US$/W Nota Peso
0,4 Totales
USNW PERL A 24,147 10,0 6,00 $530,97 1,0 0,40 6,40
SunPower Pegasus 22,495 9,5 5,70 $200,00 2,0 0,80 6,50
USNW PERL B 22,438 9,4 5,64 $380,95 1,5 0,60 6,24
USNW PERL C 21,583 9,0 5,40 $198,02 2,5 1,00 6,40
AirTherm Solartechnik 15,836 8,2 4,92 $4,17 6,5 2,60 7,52
Q-cells Qmax-12-1540 15,424 8,0 4,80 $2,60 9,0 3,60 8,40
Solartec SC2260 15,419 7,8 4,68 $3,35 8,0 3,20 7,88
ASE-Americas SR-01 14,500 5,0 3,00 $4,31 7,0 2,80 5,80
Helios QSF 135 13,923 4,5 2,70 $3,60 7,5 3,00 5,20
Isofoton 13,626 4,0 2,40 $1,63 10,0 4,00 6,40
Canrom Quaisisquare 13,000 3,5 2,10 $3,23 8,5 3,40 5,50
Tabla 3.1.2 Matriz de Selección de las Celdas
Se puede apreciar que la mejor solución la obtuvo la celda solar marca Q-cells modelo Qmax-12-1540 de origen Alemán con una nota igual a 8,40.
Ahora, se realizará una operación similar con los módulos solares, pero teniendo en cuenta que éstos tienen un costo adicional involucrado por el encapsulado requerido.
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Las principales marcas de paneles solares evaluados fueron AirTherm, ASE-Americas, ASE-RWE, AstroPower, Atersa, BPsolar, Canrom, Eurosolare, EverGreen, GVP-Solar, Helios, Isofoton, KrasnoeZnamya, Kyocera, MicroSol, PhotoWatt, Sharp, Siemens, Siliken, SolarFabrik, Solartec, SolarWatt, Solon, SunWize y Unipolar.
Para ellas, se realizó el mismo proceso anterior, evaluándose aproximadamente 340 paneles distintos, pero sólo algunos entraron dentro de la matriz de selección definitiva de los paneles.
A continuación, se presenta la matriz de selección definitiva de los paneles.
Soluciones Criterio I Criterio II
Marca Modelo Eff. % Nota Peso 0,6 US$/W Nota Peso
0,4 Totales
AirTherm AT100 14,159 5,2 3,12 $4,50 6,5 2,70 5,82
BPSolar BP85 13,489 4,5 2,69 $5,40 6,3 2,52 5,21
BPSolar BP585U 13,470 4,5 2,68 $4,93 6,5 2,60 5,28
Atersa A85 13,441 4,4 2,66 $3,48 7,6 3,04 5,70
AirTherm AT65 13,427 4,4 2,65 $4,34 6,8 2,72 5,37
Atersa A130 13,345 4,4 2,61 $3,57 7,55 3,02 5,63
Kyocera KC120 12,901 3,9 2,34 $4,74 6,70 2,68 5,02
Siemens SM55 12,884 3,9 2,33 $5,64 6,25 2,50 4,83
Siemens SM46 12,845 3,8 2,30 $6,02 6,10 2,44 4,74
BPSolar SX160S 12,759 3,8 2,25 $4,50 6,75 2,70 4,95
AirTherm AT90 12,743 3,7 2,22 $4,12 7,00 2,80 5,02
Siemens SM110 12,665 3,7 2,20 $4,93 6,50 2,60 4,80
Kyocera KC80 12,565 3,5 2,10 $4,86 6,60 2,64 4,74
SunWize SW115 12,425 3,4 2,04 $3,72 7,50 3,00 5,04
AstroPower AP1206 12,313 3,3 1,98 $4,87 6,58 2,63 4,61
Kyocera KC60 12,267 3,2 1,92 $5,00 6,40 2,56 4,48
Tabla 3.1.3 Matriz de Selección de los Paneles
En este caso, se observa que la mejor solución dentro de los paneles es el panel marca AirTherm modelo AT100 con una nota total igual a 5,82.
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Este módulo debe ser comparado finalmente con la mejor solución obtenida de la matriz de selección de las celdas, pero la evaluación definitiva no es posible hacerla simplemente por comparación de notas.
Por este motivo, se apeló a otros factores de comparación como los materiales de fabricación, el voltaje de generación y las dimensiones de los módulos. Estos factores afectan de manera negativa al módulo, ya que los materiales utilizados en la encapsulación son muy pesados y además, tanto el voltaje de generación como las dimensiones del módulo no son configurables, es decir, las celdas tienen muchas más posibilidades de configuración que los módulos.
Por lo tanto, la mejor solución es la celda solar marca Q-cells modelo Qmax-12-1540 con una eficiencia de 15,42% y un costo de US$2,6/W. Estas celdas son perfectamente cuadradas y tiene una dimensión de 125mm x 125mm. (Anexo #1)
Finalmente con respecto a los concentradores solares estáticos, como se dijo anteriormente, éstos no se encuentran actualmente comercializados, por lo cual su fabricación representa una inversión inicial demasiado elevada como para tomarlos en cuenta. Por consiguiente, no representan una solución conveniente.
3.2 Disposición Espacial de las celdas solares sobre el vehículo
Para las celdas escogidas, existen diferentes configuraciones posibles de ubicación sobre la camioneta. Para escoger la mejor solución, se especificaron los siguientes criterios:
• No usar celdas de distintos tamaños; • No sobrepasar en un 5% las dimensiones máximas de la
camioneta E-10; • Utilizar un voltaje la más cercano posible al voltaje nominal de
las baterías; • Estudiar la posibilidad de dar una pequeña inclinación a los
módulos para mejorar el ángulo de incidencia de la radiación solar.
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En la Figura 3.2.1, se observa la camioneta E-10 en el estacionamiento del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile.
Figura 3.2.1 Camioneta Solectria E-10 en el Departamento
3.2.1 Dimensiones Máximas de la Camioneta E-10
Para encontrar las dimensiones máximas posibles de ocupar en la camioneta, con el fin de implementar el sistema fotovoltaico, se procedió a medir todas las partes primordiales de ésta, como son el ancho, largo y alto de la cabina, ancho y largo del pick-up y la distancia entre éste y el enchufe de carga. A continuación se muestra la vista lateral y superior de la camioneta E-10 con sus respectivas dimensiones.
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Figura 3.2.2 Vista Lateral Camioneta Solectria E-10
Figura 3.2.3 Vista Superior Camioneta Solectria E-10
Debido a que existe una relación directamente proporcional entre el área de colección y la potencia generada, se decidió utilizar tanto el área horizontal como el área vertical disponible para así tener la mayor el área de colección. Además, se consideró un aumento de 300mm en la distancia entre el pick-up y el techo, para tener mayor área lateral; y un aumento en 200mm en la dimensión del largo de la cabina, para tener mayor área horizontal. Cabe recordar que estos aumentos en las dimensiones son solamente referidos para la estructura que debe ser montada sobre la camioneta y no a las dimensiones reales de la camioneta.
Luego de tener estas dimensiones totalmente caracterizadas se procedió a calcular cuál era la cantidad máxima de celdas que cabían dentro de ellas, cumpliendo siempre con las restricciones impuestas.
3.2.2 Dimensionamiento de los Módulos Solares
Para poder dimensionar los módulos se deben considerar 4 áreas: 2 áreas laterales de 1.000mm x 2.000mm (2m2) cada una, un área sobre el pick-up de 1.600mm x 2.000mm (3,2m2) y un área de sobre la cabina de 1.200mm x 1.000mm (1,2m2), es decir, podemos tener un área total de colección de 8,4m2 para nuestros módulos.
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Ahora se puede calcular cuál es la mayor cantidad de celdas a colocar en cada área para dimensionar los módulos. Como se mencionó anteriormente, las celdas solares escogidas tienen una dimensión de 125mm x 125mm y son cuadradas.
En cada área lateral, caben 8 celdas a lo ancho (8 · 125mm = 1.000mm) y 16 celdas a lo largo (16 · 125mm = 2.000mm), es decir, un total de 128 celdas que al conectarlas en serie entregan un voltaje de 64[V].
En el área del pick-up, caben 12 celdas a lo ancho (12 · 125mm = 1.500mm) y 16 celdas a lo largo (16 · 125mm = 2.000mm), es decir, 192 celdas.
Finalmente, en el área de la cabina caben 9 celdas a lo ancho (9 · 125mm = 1.125mm) y 8 a lo largo (8 · 125mm = 1.000mm), es decir, 72 celdas.
Al sumar las celdas de las áreas horizontales da un total de 264 celdas, las cuales no son posibles de adecuar al voltaje de los módulos laterales, por lo cual es necesario reducir la cantidad de celdas en alguna de las dos áreas horizontales, ya que es imposible aumentar la cantidad de celdas en las áreas laterales, debido las restricciones de espacio.
Por una razón de simetría y posterior configuración, se optó por reducir la cantidad de celdas en el área de la cabina dejando una configuración de 8 celdas a lo ancho y 8 a lo largo (8 · 125mm =1.000mm), obteniendo así un total de 64 celdas, que sumadas a las restantes 192 celdas del área del pick-up, da un total de 256 celdas. Éstas pueden ser divididas en 2 módulos de 128 celdas cada uno, obteniéndose el mismo voltaje de 64[V] de los módulos laterales.
Con este dimensionamiento, se puede conectar los 4 módulos en paralelo, en el caso que los módulos laterales se encuentren de forma vertical, obteniéndose un voltaje de 64[V], o bien los 2 módulos laterales en serie, cuando se coloquen de manera horizontal, y a su vez en paralelo con los dos módulos horizontales los cuales también deben conectarse en serie, obteniéndose un voltaje de 128[V].
A continuación, se presenta las dimensiones definitivas de los módulos, tanto laterales como horizontales. Es preciso señalar que por razones de encapsulado de las celdas en los módulos, que se explicarán posteriormente, es necesario dejar
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algún espacio entre cada celda, lo cual hace que los módulos sean un poco más grandes de las dimensiones antes mencionadas, pero siempre respetando de no sobrepasar en un 5% las dimensiones reales de la camioneta E-10.
Figura 3.2.4 Dimensionamiento y Cantidad de Celdas de los Módulos
3.2.3 Estudio de Posible Inclinación de los Módulos
Para estudiar la posibilidad de inclinar levemente los módulos, se realizó pruebas reales con un panel marca Siemens modelo SP10, el cual esta construido por 36 celdas monocristalinas conectas en serie para proporcionar el voltaje necesario para cargar una batería de 12[V]. El panel tiene una potencia máxima de 10.5[W], una corriente de corto circuito de 0.67[A] y un voltaje de circuitoabierto de 21.3[V]. (Anexo #2)
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Con este panel, se obtuvo las curvas de Voltaje v/s Corriente y Potencia v/s Voltaje para diferentes ángulos de inclinación en un día totalmente despejado y se estandarizó con respecto al plano de incidencia normal de la radiación directa.
A continuación se presentas las curvas obtenidas;
Corriente v/s Voltajepara distintas inlinaciones
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0 5 10 15 20 25
V[V]
I[A]
170º
160º
150º
140º
130º
120º
110º
100º
90º
75º
Figura 3.2.5 Curvas I v/s V para Distintos Ángulos de Incidencia
Potencia v/s Voltajepara distintas inclinaciones
0123456789
10
0 5 10 15 20 25
V[V]
P[W
]
170º
160º
150º
140º
130º
120º
110º
100º
90º
75º
Figura 3.2.6 Curvas P v/s V para Distintos Ángulos de Incidencia
66
La incidencia normal (90º) se logra en un ángulo de inclinación del panel con respecto a la horizontal de aproximadamente 48º, considerando la latitud de Santiago +15º, ya que las mediciones se realizaron el día 6 de septiembre del año 2002.
Como se puede observar, cuando el panel recibe la radiación directa con incidencia normal, se genera su mayor potencia con respecto al resto de los ángulos. Sin embargo, entre 75º y 120º, el rendimiento no baja del 89,5% de la máxima potencia generada en incidencia normal. Estos ángulos corresponden a las 11:00 y 14:00 hora solar respectivamente.
Por otro lado, también se calculó, para distintos ángulos de inclinación y de incidencia, la posible ganancia que se podría obtener con alguna inclinación a los módulos anteriormente descritos. Cabe notar, que la única inclinación posible es a ambos lados del módulo, es decir, formar un triangulo isósceles con dos módulos, inclinados en sentido opuesto.
Para ello, se consideró los datos de potencias máximas de las mediciones realizadas y se calculó el rendimiento de estas en relación con la potencia máxima teórica del panel para cada ángulo de incidencia(�), e interpolando para los ángulos desconocidos.
Los datos obtenidos fueron los siguientes:
Ángulo de
incidencia (� ) 50º 60º 70º 80º 90º 100º 110º 120º 130º 140º 150º 160º 170º 180º
Rendimiento
(%) 0,600 0,755 0,780 0,830 0,850 0,845 0,785 0,762 0,602 0,450 0,398 0,222 0,125 0,102
Tabla 3.2.1 Rendimiento(%) según Ángulo de Incidencia
Con estos datos, se calculó los nuevos porcentajes de rendimiento para determinar si existe alguna ganancia al dar inclinación (�) con respecto a la horizontal. Para ello se utilizó la siguiente fórmula:
( ) ( ){ }αβαβα
++−⋅= (%)(%)cos
5,0(%) RENDRENDREND (3.3.1)
67
Los resultados se presentan a continuación;
Para un ángulo de inclinación � = 10º.
Ángulo de
incidencia (�) 50º 60º 70º 80º 90º 100º 110º 120º 130º 140º 150º 160º 170º
Rendimiento
(%) 0,597 0,701 0,805 0,828 0,850 0,830 0,816 0,704 0,615 0,508 0,341 0,266 0,164
Para un ángulo de inclinación � = 20º.
Ángulo de
incidencia (�) 50º 60º 70º 80º 90º 100º 110º 120º 130º 140º 150º 160º
Rendimiento
(%) 0,617 0,665 0,772 0,851 0,833 0,847 0,773 0,689 0,629 0,524 0,387 0,294
Para un ángulo de inclinación � = 30º.
Ángulo de
incidencia (�) 50º 60º 70º 80º 90º 100º 110º 120º 130º 140º 150º
Rendimiento
(%) 0,600 0,710 0,730 0,800 0,876 0,798 0,739 0,721 0,616 0,525 0,499
Para un ángulo de inclinación � = 40º.
Ángulo de
incidencia (�) 50º 60º 70º 80º 90º 100º 110º 120º 130º 140º
Rendimiento
(%) 0,623 0,689 0,760 0,771 0,785 0,787 0,769 0,687 0,636 0,618
Para un ángulo de inclinación � = 50º.
Ángulo de
incidencia (�) 50º 60º 70º 80º 90º 100º 110º 120º 130º
Rendimiento
(%) - 0,692 0,756 0,764 0,677 0,776 0,760 0,704 0,725
Finalmente, todos estos datos se graficaron par poder observar y concluir más fácilmente si se logra una ganancia significativa al dar alguna inclinación a los módulos sobre la camioneta E-10.
68
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
40 60 80 100 120 140
Angulo de Incidencia(º)
Ren
dim
ient
o (%
) 0º
10º
20º
30º
40º
50º
Figura 3.2.7 Rendimiento (%) v/s Angulo de Incidencia
Como se puede apreciar, no existe una ganancia significativamente mayor para un ángulo de inclinación específico, dentro de todo el rango de incidencia, por lo cual no se hace necesario dar inclinación a los módulos dimensionados en el capítulo anterior.
Sin embargo, una razón que por la cual se justificaría el uso de alguna inclinación especifica, es por que gracias a ésta es posible aumentar el número de celdas. Pero, esto tampoco es posible según nuestra configuración, porque como se explicó anteriormente, la dimensión de los módulos laterales no puede ser aumentada y por ende tampoco puede incrementarse la cantidad de celdas en los módulos horizontales.
No obstante, igualmente se puede dar una pequeña curvatura a los módulos horizontales con un fin tanto estético como aerodinámico, esta condición puede ser aplicada en el momento de construir los módulos.
69
3.2.4 Potencia Máxima según Módulos Diseñados
Según el diseño definido y las celdas solares escogidas, la potencia máxima de generación es de 1.233,92[W], esto es, cuando todos los módulos se encuentran de manera horizontal y están recibiendo una radiación de 1 SOL.
Si se diera este caso, sería necesario realizar la conexión en serie de los módulos laterales y así obtener un voltaje de salida de 128[V], lográndose una corriente de salida de 9,8[A].
En los casos en que los módulos laterales se encuentren de manera vertical, es primordial realizar la conexión de 64[V], ya que como se verá a continuación, si un módulo está sombreado parcial o totalmente o simplemente recibe una radiación menor, afecta de manera significativa al resto de las celdas que estén conectadas en serie con éstas.
3.2.5 Diodos “Bypass”
Los diodos bypass se emplean para proteger los módulos del daño que puede ocurrir por efecto del sombrado parcial o total. En nuestro caso, es recomendable utilizar diodos rectificadores, que soporten una corriente de 10[A] y tengan un voltaje de ruptura de 20[V] o superior. Éstos deben ser conectados en paralelo cada 8 o 12 celdas en serie, es decir, se utilizarán un total de 64 diodos (16 para cada módulo lateral y 32 para el módulo horizontal). En el capítulo de instalación se explicará más en detalle esta configuración.
Para comprobar el efecto del sombreado parcial y sombreado total, se realizaron pruebas con el mismo panel Siemens SP10 descrito anteriormente. Además, se realizó la prueba de tapar completamente una de las celdas en serie y también tapar completamente una columna de 9 celdas en serie. A continuación se muestran los gráficos de Voltaje v/s Corriente y Potencia v/s Voltaje para los 4 casos indicados.
70
Corriente v/s Voltaje
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0 5 10 15 20 25
V[V]
I[A
]Horizontal
1 Serie
1 Celda
Sombra Total
Sombra Parcial
Figura 3.2.8 Curvas I v/s V de Distintos Casos de Sombra
Potencia v/s Voltaje
0
2
4
6
8
10
0 5 10 15 20 25
V[V]
P[W
]
Horizontal
1 Serie
1 Celda
Sombra Total
Sombra Parcial
Figura 3.2.9 Curvas P v/s V de Distintos Casos de Sombra
Se puede apreciar que la potencia que genera el panel cuando se tapa una sola celda no alcanza ni siquiera a 2[W], es decir, menos de un 20% de la potencia máxima del panel. Sin embargo, si este panel tuviera diodos para cada celda en serie y se tapara sólo una celda, significaría que 35 de sus 36 celdas igualmente seguirían generando, lo que implica un rendimiento cercano al 97%.
En los otros casos estudiados, los beneficios son similares y justifican plenamente el uso de los diodos bypass en cada módulo. Además, como se puede observar en todos los casos, el voltaje de circuito abierto alcanza su valor nominal, lo
71
cual nos proporciona un voltaje de referencia mínimo para el resto de los módulos conectados en paralelo.
3.3 Maximum Power Point Tracking (MPPT)
Para obtener la mayor potencia de las celdas solares, existe en el mercado dispositivos electrónicos que efectúan este trabajo y son conocidos con el nombre de “MPPT” (Maximum Power Point Tracking) o simplemente MPT. El MPT esta basado en un simple conversor boost, por lo tanto, el voltaje de salida del MPT nunca puede ser menor que el voltaje de entrada.
Como se dijo en los capítulos anteriores, la característica V-I de un panel o celda solar cambia con las condiciones meteorológicas a las que se expone. La característica de salida V-I de un panel FV muestra los puntos de máxima potencia con respecto a la radiación solar y temperatura de la celda. La carga típica de la batería, sin embargo, requiere un voltaje constante que no corresponde al voltaje del punto de máxima potencia del sistema. La función principal de un MPT es ajustar este voltaje, de modo que corresponda al voltaje en que el panel entrega la máxima potencia. Experimentos previos reportan que un MPT con una eficiencia de un 85% puede aumentar la cantidad de energía almacenada en baterías, en promedio, un 17% por día solar [S&E93]. Para eficiencias del 90% o mayores, aumentos superiores al 25% pueden ser obtenidos. Actualmente existen en el mercado algunos MPTs con eficiencias muy cercanas al 99%.
3.3.1 Funciones Básicas del MPT
Las funciones básicas de un MPT son bastante simples, lo único más complejo es el algoritmo de búsqueda del punto de máxima potencia.
Los MPTs bloquean la corriente inversa y previenen la carga excesiva de las baterías. Los paneles fotovoltaicos trabajan entregando corriente a las baterías en una sola dirección. Durante la noche, los paneles pueden dejar pasar un poco de corriente en la dirección contraria, causando una leve descarga de las baterías. La potencial pérdida es de menor importancia, pero es fácil de prevenir. En la mayoría de los MPTs, la corriente de carga pasa a través de un semiconductor (un transistor)
72
que actúa como válvula de control, previniendo así la corriente inversa sin ningún esfuerzo extra o costo adicional.
Cuando una batería alcanza su carga total, no puede almacenar más energía. Si se continúa aplicando energía, el voltaje de la batería llega a un valor demasiado alto. El agua se separa en hidrógeno y oxígeno y las burbujas del oxígeno se liberan rápidamente. Parece que la batería hirviera, aunque realmente no esté caliente. Hay una pérdida excesiva de agua, y existe el riesgo de que los gases puedan encenderse y causar una pequeña explosión. La prevención de la carga excesiva es simplemente un asunto de reducir el flujo de energía a la batería cuando ésta alcanza un voltaje específico. Los MPTs “ven” el voltaje por medio de sensores y regulan la carga en respuesta a la batería.
3.3.2 Algoritmo de Búsqueda del MPT
Para entender ahora la función más compleja del MPT, es decir, el algoritmo de búsqueda del punto de máxima potencia, podemos hacer la siguiente analogía. La función del MPT es similar a la función de la transmisión de un auto. Cuando la transmisión está en el cambio incorrecto, las ruedas no reciben la máxima potencia. El propósito de la transmisión es acoplar el motor a las ruedas de manera que haga funcionar al motor en un rango de velocidad favorable, a pesar de la variación de la aceleración y del terreno.
Al comparar ahora un panel solar con el motor de un auto, y el voltaje con la velocidad del motor, se tiene que en el voltaje ideal, el panel puede entregar su potencia máxima. Éste es el punto de máxima potencia, también llamado “voltaje peak” (VP). Como se vio anteriormente, VP varía con intensidad de la luz solar y con la temperatura de la celda. El voltaje de la batería es análogo a la velocidad de las ruedas del auto. Para cargar una batería (aumentar su voltaje), el panel debe aplicar un voltaje mayor que el de la batería. Si el VP del panel es levemente menor que el voltaje de la batería, la corriente cae casi a cero (como un motor que da vuelta más lento que las ruedas).
¿Qué sucede ahora cuando VP es mucho mayor que el voltaje de la batería? El voltaje del módulo es arrastrado a un voltaje más bajo que el ideal. Los
73
reguladores tradicionales de carga transfieren la corriente del panel directamente a la batería sin dar ventaja a este potencial agregado.
Otra analogía. La transmisión del auto varía la razón entre la velocidad y el torque. En un cambio bajo, la velocidad de las ruedas se reduce y aumenta el torque. Asimismo, el MPT varía la razón entre el voltaje y la corriente entregados a la batería en función de obtener la potencia máxima. Si hay exceso de voltaje disponible del sistema FV, éste se convierte en corriente de carga adicional para la batería. Es como una transmisión automática. Mientras que el VP del sistema FV varía con la temperatura y otras condiciones, el MPT “sigue” esta variación y ajusta la razón como corresponde. Por eso se llama Maximun Power Tracking, MPT, o Seguidor del Punto de Máxima Potencia.
3.3.3 Selección del MPT Óptimo
Volviendo al objetivo del estudio, corresponde ahora buscar un MPT que sea capaz de cargar un banco de 24 baterías de Pb-Ac, de 12[V] y 55[Ah], las cuales están conectadas en dos paquetes de 12 baterías en serie, las que a su vez están conectadas en paralelo con otro paquete de 12 baterías también en serie, obteniendo así el bloque de acumulación disponible en el vehículo eléctrico.
Estas 24 baterías entregan un voltaje nominal igual de 144[V], por lo cual el dispositivo debe soportar como voltaje máximo de carga al menos 180[V], punto en el cual las baterías se encuentran en su estado de carga máximo.
Para satisfacer estas especificaciones, en el mercado existen varias marcas, entre las cuales se destaca Brusa, Solectria y AERL.
Como las diferencias técnicas entre los diferentes modelos de MPTs son casi nulas, se decidió utilizar el dispositivo que fuese más económico. El MPT150HN marca Solectria tiene un valor de US$ 1.633, y el MPT-N15 marca Brusa tienen un valor de US$ 610, por lo cual se decidió comprar éste último.
74
3.4 MPT-N15 Brusa
Como se mencionó anteriormente, la unidad opera como un convertidor boost. Esto significa que el voltaje de entrada del sistema FV es elevado al voltaje de salida de las baterías. El dispositivo ha sido diseñado especialmente para los vehículos eléctricos solares. (Anexo #3)
94%
95%
96%
97%
98%
99%
100%
20V 40V 60V 80V 100V 120V
Voltaje de Entrada
Efic
ienc
ia
3.5A
7.0A
10.5A
14A
Figura 3.4.1 Eficiencia para MPT de Brusa
El voltaje del sistema FV debe ser al menos un 5% menor que el voltaje de las baterías. Por ejemplo, si utilizamos un voltaje en las baterías de 144[V], el sistema FV debe ser arreglado para un voltaje máximo de 130[V] ó 135[V]. Si el sistema FV es arreglado en 145[V] ó 150[V], el convertidor boost no podrá elevarlo al voltaje de las baterías. Si el sistema FV se construye para un voltaje de, por ejemplo 80[V], el MPT podrá elevarlo de todos modos hasta los 144[V]. Si el MPT trata de operar cuando el voltaje del sistema FV es mayor que el voltaje de las baterías, el dispositivo no tratará de seguir ningún punto de potencia; sin embargo, esta condición no dañará el dispositivo.
3.4.1 Especificaciones
El fabricante recomienda no hacer funcionar el MPT con corrientes o voltajes mayores del sistema FV o de las baterías. A continuación, se presentan las
75
especificaciones de voltajes y corrientes máximas y mínimas, máxima eficiencia, máximo tiempo de muestreo, consumo, tamaño y peso de la unidad MPT-N15.
Modelo MPT-N15 Min. Voltaje Solar 9[V]
Máx. Voltaje Solar 170[V]
Máx. Corriente Solar 15[A]
Máx. Voltaje Baterías 180[V]
Máx. Eficiencia 99%
Máx. tiempo de muestreo 50[ms]
Consumo 0.8[W]
Tamaño (mm) 170x93x106
Peso (g) 1550
Tabla 3.4.1 Especificaciones del MPT Brusa MPT-N15
3.4.2 Montaje
La unidad debe ser montada de tal manera que no se exponga al agua o al sol directo. Aunque la unidad es muy eficiente, ésta disipa algo de potencia, por lo tanto, funcionará más eficientemente en un lugar con buena ventilación.
El MPT-N15 trae terminales exteriores para conectar las entradas y salidas. Esto hace que sea fácil de conectar o desconectar.
Al conectar el MPT con el sistema eléctrico del vehículo, es importante tener en cuenta lo siguiente:
1. Las baterías deben conectarse primero. Si el sistema FV se conecta primero, los condensadores de salida de la unidad serán vistos como carga de la batería y el dispositivo podría dañarse.
2. Los terminales negativos de las baterías y del sistema FV no deben compartir una tierra común. Es importante que el negativo de las baterías sea aislado del negativo del sistema FV.
76
Cuando los cables son unidos, es probable que ocurran chispazos. Esto se debe a la carga de los condensadores del filtro de entrada y salida, es considerado como algo normal.
Figura 3.4.2 Terminales de Conexión del MPT Brusa
Como se ve en la Figura 3.4.2, la conexión de los terminales debe realizarse hacerse en el siguiente orden.
1. Fijar el cable positivo (+) de las baterías al pin 4 o 6 del conector.
2. Fijar el cable negativo (-) de las baterías al pin 8 o 10 del conector.
3. Fijar el cable negativo (-) del sistema FV al pin 12, 14, 16 o 18 del conector.
4. Fijar el cable positivo (+) del sistema FV al pin 20, 22, 24 o 26 del conector.
Una vez que el MPT está conectado adecuadamente, la unidad se puede dejar conectada después de que el sol se ponga. El dispositivo comenzará a funcionar
77
automáticamente cuando el sol salga y haya la suficiente radiación solar. Si el MPT debe ser desconectado, se debe desconectar primero el sistema FV y después la batería. Esto evitará que el MPT trate de cargar una batería inexistente.
La unidad cuenta con tres LED de colores rojo, amarillo y verde. El rojo se enciende durante el proceso de carga normal. El amarillo se enciende cuando la carga se aproxima al límite del voltaje superior preestablecido de las baterías. Este viene fijado de fábrica en 144[V], pero puede ser modificado a un voltaje menor si es necesario. Finalmente, cuando las baterías están totalmente cargadas, se enciende la luz verde.
3.4.3 Diodos de Bloqueo
Los diodos de bloqueo previenen la inversión de corriente que puede ocurrir cuando uno de los módulos en paralelo es parcialmente sombreado. En nuestro caso, es recomendable utilizar diodos rectificadores que soporten una corriente de, al menos 5[A]. Éstos deben ser colocados en serie con cada módulo de 64[V]. En la Figura 3.4.2, se observa cómo deben ser conectados.
3.4.4 Ajuste del Límite Superior del Voltaje
Para evitar que el voltaje del sistema FV se eleve demasiado y para proteger el MPT, el límite superior del voltaje puede ser ajustado manualmente por el usuario. Una vez fijado, el voltaje de salida de la unidad nunca excederá el voltaje límite. Bajo uso normal, el límite superior del voltaje se fija en el voltaje máximo cuando el paquete de baterías se encuentra totalmente cargado. Éste normalmente está entre 15 y 20% del voltaje nominal de las baterías. Por lo tanto, el límite superior del voltaje debe fijarse de la siguiente manera:
BATERIASLIMITE VV ⋅= 2,1 (3.2.1)
En nuestro caso, como el voltaje nominal de las baterías es 144[V], el voltaje límite será entonces;
[ ]VoltsV
V
LIMITE
LIMITE
1738,172
144·2,1
≈==
(3.2.2)
78
Este voltaje se fija internamente por las resistencias R1 y R2, ubicadas en el circuito impreso del MPT. Sus valores se calculan según la siguiente ecuación;
LIMITEVRR =+ 21 , donde R1 y R2 están en [K�] (3.2.3)
Al elegir las resistencias para el circuito de control, es importante que se utilicen resistencias de ¼ Watt y 1% de tolerancia. También se debe desconectar todo antes de abrir la caja del MPT. El fabricante recomienda NO cambiar ningún otro valor o componente del circuito de control.
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IV DISEÑO MECÁNICO
Este capítulo tiene por objetivo presentar una estructura para definir cómo deben ser acoplados los módulos diseñados a la camioneta y, además, explicar cómo deben ser encapsuladas las celdas solares para formar los módulos descritos.
4.1 Estructura
La estructura de fijación de los módulos debe ser de un material lo bastante liviano y resistente como para soportarlos y no añadir peso innecesario. Un posible material es el aluminio, el cual es fácil de cortar y doblar, y además es lo bastante resistente y liviano como para esta aplicación.
No obstante, es recomendable tomar la decisión definitiva una vez que se tengan construidos los módulos, para saber cuál es el peso exacto que se debe soportar.
Tomando esto es cuenta y verificando las dimensiones reales de la camioneta y las dimensiones de los módulos diseñados, se propuso el siguiente diseño estructural.
Figura 4.1.1 Vista Lateral del Diseño Estructural
80
Figura 4.1.2 Vista Superior del Diseño Estructural
81
4.2 Módulos Acoplados
A continuación, se presenta el diseño propuesto de los módulos acoplados a la camioneta E-10.
Figura 4.2.1 Vista Lateral de los Módulos Acoplados
Figura 4.2.2 Vista Superior de los Módulos Acoplados
82
4.3 Encapsulado de Módulos
Este capítulo tiene por objetivo explicar cómo deben ser encapsulados los módulos solares para su posterior utilización. Se detallará cómo interconectar las celdas solares, dónde ubicar los diodos bypass y su sellado definitivo con una silicona especialmente utilizada para entregar un módulo compacto y liviano que además cumpla con todas las características de los módulos convencionales.
4.3.1 Interconexión de las Celdas Solares
Para interconectar las celdas solares se necesitan los siguientes materiales:
• Tiras de conductor de 1,5mm de ancho, 0,125mm de espesor y entre 25 a 30mm de largo. (aprox. 1.500 unidades).
• Cautín y pasta de soldar especialmente diseñada para celdas solares.
El método es bastante simple y es utilizado comúnmente, por lo cual es absolutamente confiable. A continuación se detallan los pasos a seguir para obtener una interconexión de las celdas lo más robusta posible. Es recomendable utilizar un material bajo las celdas para evitar que éstas se muevan durante el soldado de las tiras (puede usarse un mouse-pad).
1. Colocar las celdas solares con los contactos superiores hacia arriba.
2. Colocar puntos de pasta de soldar sobre los contactos (Figura 4.3.1).
83
Figura 4.3.1 Puntos de Pasta de Soldar en los Contactos
3. Con las tiras de conductor, formar un gancho y colocarlo sobre el contacto con la pasta de soldar (Figura 4.3.2).
Figura 4.3.2 Tira de Conductor en Forma de Gancho
4. Tocar con el cautín la tira de conductor durante aproximadamente 3 seg. hasta que se derrita la pasta y forme un contacto entre la tira y la celda.
5. Deslizar lentamente la punta del cautín a lo largo de la tira. Este proceso es bastante delicado, por lo que se recomienda realizar algunas prácticas antes de soldar las celdas definitivas (Figura 4.3.3).
Figura 4.3.3 Soldado de las Tiras de Conductor en la Celda Solar
6. Después de que haya soldado ambas tiras a la celda solar, levante levemente cada tira para verificar si tiene un buen contacto de soldadura.
84
7. Si la conexión quedo correcta, levante el extremo del gancho, dóblelo hacia arriba y corte cuidadosamente el exceso de tira. Debe tener mucho cuidado de no agrietar la celda (Figura 4.3.4).
Figura 4.3.4 Corte de Gancho Sobrante
8. Finalmente la celda solar esta lista para ser interconectada en serie con otras celdas solares (Figura 4.3.5).
Figura 4.3.5 Celda Solar lista para se interconectada
Una vez terminado el proceso descrito, la celda solar tiene un contacto superior robusto para ser conectado al contacto inferior de otra celda que también haya sido igualmente terminada. El proceso de soldado del contacto inferior se realiza según es mismo proceso anterior.
Cabe recordar que el contacto superior corresponde al polo negativo de la celda e inferior al polo positivo, es decir, se está realizando una conexión en serie de ambas celdas solares.
4.3.2 Configuración de Diodos Bypass
Como se mencionó anteriormente, los diodos bypass se utilizan para proteger a los módulos individuales del daño que puede ocurrir por efecto del sombreado parcial. Para tener una buena respuesta frente a cualquier fenómeno de este tipo, es recomendable colocar diodos rectificadores, que soporten una corriente de 10[A] y un voltaje de ruptura de 20[V] o superior. Estos diodos deben se colocarlos en paralelo cada 8 o 12 celdas en serie.
85
En nuestro caso los módulos laterales son de 8 x 16 celdas, por lo que el diseño es un poco más complejo, pero igualmente se pueden poner diodos cada 8 celdas en serie. En la Figura 4.3.6, se muestra tanto la configuración de las celdas como la configuración de los diodos.
Figura 4.3.6 Configuración de Celdas y Diodos en Módulos Laterales
86
Para los módulos horizontales, no es posible colocar diodos cada 8 celdas en toda su dimensión, por lo que en el sector con más celdas, se colocaron cada 12 unidades. La Figura 4.3.7 muestra esta configuración.
Figura 4.3.7 Configuración de Celdas y Diodos en Módulos Horizontales
87
4.3.3 Sellado con Dow Corning® 1-2577
Finalmente, se sellan los módulos para dejar las celdas totalmente fuera de contacto de cualquier agente externo. Se propone utilizar un material encapsulante de simple aplicación y reparación que comúnmente se utiliza para proteger los circuitos impresos y que también como sellante de módulos carreras de autos solares.
Este material es fabricado por la empresa Dow Corning® y se conoce por el nombre “DOW CORNING® 1-2577 Conformal Coating”. (Anexo #4)
Es un solvente volátil en base a tolueno, que puede ser derramado, rociado o pintado sobre las celdas solares. Además, es óptimamente muy claro (92%) y funciona como un encapsulante ligero, elástico y flexible. Por otro lado, tiene la ventaja de soportar la suciedad y la acumulación de polvo.
Debido a su base de solvente volátil, el encapsulante tendrá perdidas de volumen del 50% cuando éste se evapore. Por lo tanto, se deben aplicar varias capas de pintura. Además, como se trata de un material líquido, los módulos deben tener un substrato estructural que dé la rigidez y la forma deseada. Este substrato puede ser cualquier material liviano de color blanco, como por ejemplo PVC. En la Figura 4.3.9, se muestra el encapsulamiento con este tipo de material.
Figura 4.3.8 Encapsulamiento con Dow Corning® 1-2577
Como se observa, también es muy útil colocar una fina capa de encapsulante en el substrato estructural, con el fin de proporcionar un agarre de las celdas solares a éste. Es importante mencionar que al realizar este método, es probable que se formen burbujas de aire en esta área, las cuales pueden expandirse y quebrar las celdas solares.
88
También es conveniente mencionar que al realizar este proceso, se debe esperar varios días para permitir que todos los solventes se evaporen completamente, antes de proceder a tapar y sellar definitivamente los módulos.
Otro punto trascendental es el espaciamiento entre las celdas solares. Se recomienda dejar un espacio entre 1mm y 1,5mm entre ellas para evitar que alguna de éstas haga contacto con otra vecina. Además, se recomienda dejar entre 3mm a 5mm en los bordes de los módulos para evitar que alguna celda entre en contacto con algún agente externo. En la Figura 4.3.10, se muestran las dimensiones que se proponen en nuestro diseño.
Figura 4.3.9 Dimensiones entre las Celdas Solares
Finalmente, otra consideración a tener en cuenta de este producto, es consultar primero al fabricante, ya que al ser un material de tipo solvente se debe tener mucha precaución en su manejo. Como se sabe, las evaporaciones del material pueden hacer explosión y causar algún daño irreversible a la persona que no tenga el cuidado necesario.
89
V PESO Y COSTOS
A continuación, se hará un cálculo aproximado del peso y los costos involucrados en los diseños anteriormente presentados. Es importante destacar que los precios que se indican son FOB.
5.1 Peso
Material Cantidad Peso Unitario (Kg.) Peso Total (Kg.) Celdas 512 0,012 c/u 6,144
MPT-N15 1 1,55 1,55
Dow Corning 1-277 18,1 Kg 18,1 Kg 18,1
Substrato (PAI) 8,25 m2 2,4/m2 19,8
Estructura (Al) 60 ml 0,4/ml 24
Total 69,194
5.2 Costos
Material Cantidad Costo Unitario Costo Total ($) Celdas 512 U$ 6,00 2.215.000
MPT-N15 1 U$ 610,00 450.000
Dow Corning 1-277 18,1 Kg U$ 728,00 540.000
Substrato (PAI) 8,25 m2 $ 6.300 52.000
Estructura (Al) 60 ml $ 1.000 60.000
Total 3.317.000
90
VI CONCLUSIONES
Primero que todo, en el presente trabajo se ha logrado cumplir el objetivo principal planteado, como es hacer un estudio para aumentar el rendimiento de un vehículo eléctrico, utilizando la energía solar como fuente alternativa.
Con respecto a las características técnicas del sistema diseñado en este estudio, a continuación se entregan los resultados más significativos que podrían obtenerse en una futura implementación.
El sistema diseñado en la presente memoria es capaz de generar una potencia de punta o máxima de 1,23[KW], lo que significa que en una Hora de Sol Estándar [HSE] el sistema es capaz de entregar a las baterías una energía de 1,23[KWh]. Por lo tanto, para cargar la capacidad útil del sistema de almacenamiento de la camioneta, correspondiente al 70% de su capacidad total, es decir, alrededor de 11[KWh], el sistema necesita 8,95[HSE].
En Santiago, en el día de mayor radiación del año se tienen en promedio 6,37[HSE], por lo tanto, la totalidad del sistema de almacenamiento podría ser cargado en poco menos de 1,5 días. En cambio, en el día de menor radiación, 1,3[HSE] promedio, se cargaría en aproximadamente 7 días. Es importante destacar que para lograr la máxima captación de HSE, todos los módulos deben estar de manera horizontal.
Por otro lado la camioneta tiene un rendimiento de 7[Km/KWh] a una velocidad constante de 72[Km/h], y un rendimiento promedio en ciudad, cercano a 4[Km/KWh]. Por consiguiente si nuestro sistema entrega 1,23[KWh], significa que la camioneta podría alcanzar 8,6[Km] adicionales por cada HSE, en el mejor de los casos y 4,94[Km] adicionales por HSE en el caso de ciudad.
Los módulos cubren una superficie total de 8,23[m2] y los cálculos consideraron celdas con un 15,42% de eficiencia. Sin embargo, en la práctica tendremos una eficiencia de 13,78%. Esta baja se debe al área inactiva dentro de los módulos y al porcentaje de absorción del encapsulante recomendado.
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Un trabajo futuro recomendable, es utilizar la superficie disponible en el capó de la camioneta para implementar un sistema fotovoltaico pequeño que sea capaz de alimentar las unidades que trabajan a 12[Vdc], como por ejemplo los instrumentos de medición, las luces interiores, el equipo de audio, etc.
También, como una posible manera de incrementar la capacidad de generación, se podría implementar un “estacionamiento solar” fabricado especialmente con celdas fotovoltaicas, para así tener una mayor área de colección y un mejor manejo con respecto a los cambios estacionales, y evitar una sobrecarga de peso muerto del vehículo.
Como este trabajo es en su gran mayoría teórico y es la base para la posterior implementación del sistema, es probable que existan algunos detalles que sean necesarios evaluar en el momento de la construcción definitiva del sistema, especialmente en la implementación de la estructura de soporte de los módulos.
Para terminar, es importante destacar que además de entregar fuentes de energía alternativas como la descrita en este trabajo, es primordial enseñar a los consumidores a emplear la energía en forma eficiente y así evitar que surjan nuevos problemas relacionados con su utilización. Bien sabido son los problemas que existen actualmente con respecto al petróleo, los cuales afectan directamente a toda la población.
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ANEXO # 4 : DATA SHEET DOW CORNING® 1-2577
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ANEXO # 5 DISEÑOS FINALES