cd-6252
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
"FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE UN SISTEMA HÍBRIDO AISLADO DE RED PARA LA ESTACIÓN COTOPAXI DEL
INSTITUTO ESPACIAL ECUATORIANO (IEE)”
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
ROSALÍA BELÉN REVELO SARANGO
DIRECTOR: Phd. CARLOS GALLARDO [email protected]
Quito, mayo 2015
Ing
. Ro
salía Belén
Revelo
Saran
go
mayo
,2015
ii
DECLARACIÓN
Yo ROSALÍA BELÉN REVELO SARANGO declaro bajo juramento que el trabajo
aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Rosalía Belén Revelo Sarango
AUTORA DEL PROYECTO
iii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Rosalía Belén Revelo
Sarango, bajo mi supervisión.
Dr. Carlos Gallardo
DIRECTOR DE PROYECTO
iv
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a mis padres Marco Tulio Revelo Ojeda y
María Dolores Sarango Chamba quienes construyeron los
pilares de honestidad, perseverancia y lucha constante en mi
vida.
Gracias al amor que cada día y en cada instante me han dado
junto a su esfuerzo y apoyo he cumplido mis objetivos
personales y profesionales.
A mis hermanos Amparito y Marco por ser mis amigos y darme
la fuerza necesaria en cada momento difícil de la vida.
Rosalía Belén
v
AGRADECIMIENTO
Agradezco a mis maestros universitarios, maestros de secundaria y de primaria
pues han sido ellos quienes con su conocimiento han guiado mi vida con sabiduría
y me han formado como ser humano integro.
Al Doctor Carlos Gallardo director del proyecto, por su guía y tiempo empleado en
la realización del presente proyecto.
Al Ingeniero Mauricio Muñoz quien planteó el tema de investigación, por permitirme
desarrollar esta investigación con apoyo del Instituto Espacial Ecuatoriano.
A los profesionales a fines al tema de investigación quienes me brindaron la
información y tuvieron el tiempo y la paciencia de resolver dudas e inquietudes
brindándome ideas y aclarando dificultades encontradas.
A Fabián mi amigo especial, quien me ha acompañado desde que lo conocí y ha
estado presente en todas mis etapas de la vida.
A mis familiares, a mis amigos, a mis compañeros de vida, quienes con sus
palabras de aliento, abrazos y deseos sinceros complementan mi vida y me dan
fuerzas para seguir adelante.
vi
RESUMEN
La matriz energética dentro del Plan Nacional del Buen Vivir se establece como una
matriz diversa y descentralizada, a través de la implementación de sistemas
diversificados de energía. Los retos del Ecuador para la producción de energía
eléctrica contemplan para el año 2020 la integración de micro generación,
generación distribuida, cogeneración y redes inteligentes.
El Centro de Operaciones Espaciales Cotopaxi (COEC) prevé a corto plazo la
investigación y desarrollo de tecnología espacial acorde a los objetivos de la
creación del Instituto Espacial Ecuatoriano (IEE) (decreto presidencial 1246 del 19
de julio de 2012).
Por tanto el Instituto Espacial Ecuatoriano y la Escuela Politécnica Nacional (EPN)
tienen el compromiso social de participar en el desarrollo científico y tecnológico
del Ecuador.
Este estudio deja plasmada una base metodológica para realizar el diseño y la
implementación de un sistema fotovoltaico con banco de baterías aislado de red
para el Centro de Operaciones Espaciales Cotopaxi del Instituto Espacial
Ecuatoriano.
Para ello utiliza un software de optimización iHOGA (impruved Hybrid Renewable
Optimization by Genetic Algorithms) y un estudio de recursos energéticos tanto de
radiación solar y potencial eólico así como un estudio de demanda.
En el estudio de recursos energéticos se determinó que en el COEC el viento tiene
una velocidad promedio de 5,1 m/s, una velocidad máxima de 5,68 m/s para los
meses de agosto y septiembre y la velocidad mínima de 4,68 m/s en el mes de abril.
La dirección del viento está entre 150 y 210º al sur.
vii
Otro recurso presente es la radiación solar global, cuyo valor promedio anual es de
4,24 kWh/m2/día. Los meses de mayor radiación son agosto, septiembre y octubre
con valores de 4,38 kWh/m2/día.
El estudio determina que para abastecer a toda la demanda del COEC, se necesita
un generador fotovoltaico de 355,86 kW conformado por una configuración serie,
paralelo de 2 636 paneles solares de 135 W. Este generador es capaz de abastecer
la demanda durante todo el año, con un 1% de energía no generada aceptable y
un día de autonomía. El parque es capaz de generar 290 133,00 kWh/año.
Financieramente el proyecto no es rentable pues con el sistema de energía
alternativa no convencional el Valor Actual Neto (VAN) es de -1 826 010,88 USD,
la inversión no se recupera en el tiempo de vida del proyecto. Además la Tasa
Interna de Retorno (TIR) es de menos 10%.
El aporte ecológico al utilizar energías limpias amigables con el ambiente contribuye
con la disminución del consumo de combustibles fósiles que son altamente
subsidiados y además perjudiciales para el medio ambiente.
Este proyecto en caso construirse terminará con la emisión actual de 161,61
toneladas de por año, lo que implica desplazar de la atmósfera 30,79 toneladas
de por año.
Por lo tanto esta propuesta tiene gran importancia y aporta de manera directa en el
cumplimiento de las metas de desarrollo nacional de alcanzar el 6% de energía
renovable para el año 2020.
viii
PRESENTACIÓN
Este documento presenta la factibilidad técnica y financiera de un sistema
fotovoltaico con banco de baterías aislado de la red. Para alcanzar dicho objetivo
el proyecto de titulación es desarrollado en seis capítulos descritos a continuación.
El Capítulo 1 es la introducción, abarca los objetivos generales, específicos el
alcance la justificación y los antecedentes del proyecto.
En el Capítulo 2 se recopilan los fundamentos y conceptos básicos de sistemas de
energía renovable, análisis de viento y su comportamiento, análisis de la radiación
solar, funcionamiento de sistemas híbridos de energía y sus componentes
En el Capítulo 3 se explica en detalle el funcionamiento general de iHOGA
(impruved Hybrid Optimización Genetic Algoritm), se describen los algoritmos
genéticos, las estrategias de control, así como sus pantallas, modo de ingreso de
datos y tratamiento de la información que se requiere para el ingreso en el software
de diseño del sistema híbrido.
El Capítulo 4 contiene el diseño del sistema híbrido, se presenta el levantamiento
de la curva de demanda, un análisis de viento, análisis de la radiación solar, se
recopila la información técnica de componentes como: paneles fotovoltaicos,
aerogeneradores, banco de baterías e inversores. Se plantean escenarios de
simulación, se analizan los resultados de la optimización entregados por iHOGA
desde el punto de vista técnico y financiero. Se contrastan los resultados y se
selecciona un escenario definitivo. Se define la estrategia de control, y se realiza
la evaluación financiera.
En el Capítulo 5 se realizan las simulaciones en régimen permanente con el
software Power Factory Digsilent.
En el Capítulo 6 se plasman las conclusiones y recomendaciones del proyecto de
investigación.
ix
CONTENIDO
RESUMEN ............................................................................................................................................... vi
PRESENTACIÓN .................................................................................................................................. viii
CONTENIDO ............................................................................................................................................ ix
CAPÍTULO 1 ..................................................................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVOS ............................................................................................................................................ 1 1.1.1 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................................................ 1 1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................................................. 2
1.2 ALCANCE ............................................................................................................................................... 2
1.3 ANTECEDENTES ..................................................................................................................................... 4 1.3.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL COEC [1] ................................................................................................... 4 1.3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ............................................................................................................... 5 1.3.3 DESCRIPCIÓN GENERAL FÍSICA DEL CENTRO DE OPERACIONES ESPACIALES COTOPAXI (COEC) ... 6 1.3.4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL [1] ...................................................................... 7 1.3.5 COSTO ENERGÍA ELÉCTRICA [1] .................................................................................................... 10 1.3.6 CONSUMO DE COMBUSTIBLES FÓSILES (DIÉSEL) ......................................................................... 13
1.4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................................................................... 15
CAPÍTULO 2 .................................................................................................................................................................. 16
2. ESTADO DEL ARTE .......................................................................................................................................... 16
2.1 SISTEMAS HÍBRIDOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA [2] [3] .................................................................. 16 2.1.1 CONCEPTOS BÁSICOS [2] [4] ........................................................................................................ 16 1.1.1 AEROGENERADORES [7] [5] .......................................................................................................... 19 1.1.2 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ........................................................................................................ 21 1.1.3 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO [8] ............................................................................................ 22 1.1.4 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA...................................................................... 24
1.2 DISEÑO DE UN PROYECTO DE SISTEMAS HÍBRIDOS [2] .................................................................... 25 1.2.1 EL POTENCIAL EÓLICO Y SU EVALUACIÓN .................................................................................... 25 1.2.2 EL POTENCIAL SOLAR Y SU EVALUACIÓN [2] ................................................................................ 34 1.2.3 ESTUDIO DE DEMANDA ................................................................................................................ 36 1.2.4 DEFINICIÓN DE LA ESTRATEGIA DE CONTROL .............................................................................. 38 1.2.5 INSTALACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [13] ................................................................... 41
CAPÍTULO 3 .................................................................................................................................................................. 45
3. SOFTWARE COMPUTACIONAL PARA ANÁLISIS DE SISTEMAS HÍBRIDOS (IHOGA) [14] ....... 45
x
3.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 45 3.1.1 ALGORITMOS GENÉTICOS ............................................................................................................ 46 3.1.2 EL ALGORITMO PRINCIPAL ........................................................................................................... 47 3.1.3 ALGORITMO SECUNDARIO ........................................................................................................... 48 3.1.4 ESTRATEGIAS DE CONTROL .......................................................................................................... 49 3.1.5 PRINCIPALES PESTAÑAS iHOGA .................................................................................................... 51 3.1.6 BOTONES Y MENÚS DE LA PANTALLA PRINCIPAL ........................................................................ 56 3.1.7 PROCESO DE OPTIMIZACIÓN ........................................................................................................ 61
3.2 PARÁMETROS NECESARIOS PARA EL ESTUDIO DEL RECURSO SOLAR iHOGA ....................................... 62 3.2.1 SEGUIMIENTO DE MÁXIMA POTENCIA (MPPT): ........................................................................... 62
3.3 PARAMÉTROS NECESARIOS PARA EL ESTUDIO DEL RECURSO EÓLICO iHOGA ...................................... 64 3.3.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ........................................................................................................ 65 3.3.2 TURBULENCIA DEL VIENTO ........................................................................................................... 67 3.3.3 DENSIDAD DEL AIRE...................................................................................................................... 67 3.3.4 EFECTO DE LA TEMPERATURA AMBIENTE: .................................................................................. 69 3.3.5 AEROGENERADORES .................................................................................................................... 69
3.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA .......................................... 71 3.4.1 ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA BANCO DE BATERÍAS ............................................................... 71 3.4.2 ESTADO DE CARGA MÍNIMO ........................................................................................................ 73 3.4.3 INVERSOR ..................................................................................................................................... 74
CAPÍTULO 4 .................................................................................................................................................................. 76
4. DISEÑO DEL SISTEMA HÍBRIDO [15] [16] .............................................................................................. 76
4.1 ESTUDIO DE CARGA ............................................................................................................................. 76 4.1.1 CURVA DE CARGA ACTUAL DEL COEC .......................................................................................... 76 4.1.2 ENERGÍA DEL COEC ....................................................................................................................... 79 4.1.3 REQUERIMIENTOS DE CORRIENTE Y POTENCIA ........................................................................... 80 4.1.4 PROYECCIÓN FUTURA .................................................................................................................. 81 4.1.5 PROYECTO DE GENERACIÓN DE GEO INFORMACIÓN .................................................................. 82 4.1.6 CURVA DE CARGA MAGAP ........................................................................................................... 83 4.1.7 CURVA DE CARGA CONSEJO PROVINCIAL .................................................................................... 84 4.1.8 CURVA DE CARGA IGM QUITO. .................................................................................................... 85 4.1.9 CURVA DE CARGA CONSIDERANDO LA PROYECCIÓN FUTURA .................................................... 86
4.2 RECURSO SOLAR ................................................................................................................................. 87 4.2.1 RADIACIÓN SOLAR, INAMHI ......................................................................................................... 88 4.2.2 RADIACIÓN SOLAR, NASA ............................................................................................................. 89 4.2.3 RADIACIÓN, ATLAS SOLAR [17] .................................................................................................... 91
4.3 RECURSO EÓLICO ................................................................................................................................ 93 4.3.1 POTENCIAL EÓLICO EN ECUADOR [18] ......................................................................................... 93 4.3.2 VELOCIDAD DEL VIENTO, INAMHI ................................................................................................ 95 4.3.3 DIRECCIÓN DEL VIENTO ................................................................................................................ 98 4.3.4 VELOCIDAD DEL VIENTO NASA [19].............................................................................................. 99 4.3.5 VELOCIDAD DEL VIENTO, atlas eólico [20] ................................................................................. 100
4.4 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN ........................................................................................................... 102 4.4.1 ESCENARIO 1: SISTEMA FOTOVOLTAICO CON BANCO DE BATERÍAS DEMANDA MÁXIMA (100%) 103
xi
4.4.2 ESCENARIO 2: SISTEMA HÍBRIDO FOTOVOLTAICO EÓLICO CON BANCO DE BATERÍAS. CONSUMO MEDIO (50%) ............................................................................................................................................ 104 4.4.3 ESCENARIO 3: SISTEMA HÍBRIDO FOTOVOLTAICO EÓLICO CON BANCO DE BATERÍAS CONSUMO MÍNIMO (25%) .......................................................................................................................................... 105 4.4.4 ESCENARIO 4: SISTEMA HÍBRIDO FOTOVOLTAICO EÓLICO CON BANCO DE BATERÍAS. CONSUMO MÁXIMO (100%) ....................................................................................................................................... 106
4.5 RESULTADOS OBTENIDOS DE LAS SIMULACIONES ............................................................................ 107
4.6 CONTRASTACIÓN DE RESULTADOS DE iHOGA ................................................................................... 112 4.6.1 CÁLCULOS GENERACIÓN FOTOVOLTAICA .................................................................................. 112 4.6.2 CÁLCULOS GENERACIÓN EÓLICA ................................................................................................ 114
4.7 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN .............................................................................. 117 4.7.1 ANÁLISIS TÉCNICOS .................................................................................................................... 117 4.7.2 ANÁLISIS FINANCIEROS .............................................................................................................. 122 4.7.3 ESCENARIO PRESELECCIONADO ................................................................................................. 126
4.8 UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO DE COMPONENTES ........................................................................ 127 4.8.1 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL ................................................................................................. 127 4.8.2 UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO DE PANELES SOLARES ............................................................. 129 4.8.3 UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO DE SISTEMA DE ALMACENAMIENTO BANCO BATERÍAS ......... 130 4.8.4 APORTE AMBIENTAL ................................................................................................................... 130
4.9 ESTRATEGIA DE CONTROL ................................................................................................................. 130 4.9.1 FUNCIONAMIENTO GENERAL ..................................................................................................... 131
4.10 ANÁLISIS FINANCIERO [21] .............................................................................................................. 133 4.10.1 EVALUACIÓN FINANCIERA. .................................................................................................... 133 4.10.2 DESARROLLO DEL FLUJO DE FONDOS .................................................................................... 134
CAPÍTULO 5 ................................................................................................................................................................141
5. SIMULACIONES EN RÉGIMEN PERMANENTE DIGSILENT [18] .......................................................141
5.1 MODELACIÓN ESTÁTICA .................................................................................................................... 141 5.1.1 ARMADO DEL MODELO DEL PARQUE FOTOVOLTAICO .............................................................. 141 5.1.2 FLUJOS DE POTENCIA ................................................................................................................. 142 5.1.3 CORTO CIRCUITOS ...................................................................................................................... 149
CAPÍTULO 6 ................................................................................................................................................................152
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................................................152
6.1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 152
6.2 RECOMENDACIONES ......................................................................................................................... 155
BIBLIOGRAFÍA ...........................................................................................................................................................157
ANEXO 1.......................................................................................................................................................................159
PLANILLA ELÉCTRICA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO ..................................................................................159
xii
SUMINISTRO 90001428-7 ....................................................................................................................................159
ANEXO 2.......................................................................................................................................................................161
MEDICIONES HORARIAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL COEC DEL IEE................................................161
ANALIZADOR DE ENERGÍA POWER QUALITY ANALIZER, CLASE A ........................................................161
ANEXO 3.......................................................................................................................................................................168
MEDICIONES DE DEMANDA UPS MAGAP .........................................................................................................168
30KVA ..........................................................................................................................................................................168
ANEXO 4.......................................................................................................................................................................171
MEDICIONES DE DEMANDA CONSEJO PROVINCIAL .....................................................................................171
ANEXO 5.......................................................................................................................................................................175
MEDICIONES DE POTENCIA IGM ........................................................................................................................175
ANEXO 6.......................................................................................................................................................................177
INGRESO DE DATOS EN IHOGA SISTEMA HÍBRIDO FOTOVOLTAICO EÓLICO CON BANCO DE BATERÍAS ....................................................................................................................................................................177
ANEXO 7.......................................................................................................................................................................185
CORTOCIRCUITOS EN POWER FACTORY .........................................................................................................185
1
CAPÍTULO 1
1. INTRODUCCIÓN
Los sistemas de energía alternativa hoy en día están en la cúspide de la vanguardia
mundial del desarrollo de producción de energía. Los recursos energéticos
decrecen aceleradamente y a su vez como una contradicción anormal la demanda
energética y consumo va en aumento. El mundo requiere de innovación y desarrollo
tecnológico acorde con el medio ambiente y eficiente para el ser humano.
Este proyecto establece la base metodológica para la implementación de un
sistema alternativo de generación eléctrica, basado en un análisis comparativo y
utilizando herramientas de vanguardia en la simulación y diseño del sistemas de
energía renovable. Además aporta con un procedimiento a seguir para que otras
instituciones públicas como el Instituto Espacial Ecuatoriano busquen formas de
abastecer su energía eléctrica con energías renovables.
El aporte de la investigación desarrollada incrementa la bibliografía para el
desarrollo de nuevos sistemas alternativos de energía eléctrica, teniendo su
principal enfoque en la energía eólica y fotovoltaica para sistemas aislados de la
red utilizando un software poco conocido en el país como iHOGA. (Hybrid
Renewable Optimization by Genetic Algorithms).
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Este trabajo tiene por objetivo general, realizar un estudio de factibilidad técnica y
financiera de un sistema híbrido, para establecer una base metodológica con
procedimientos y técnicas requeridas para el desarrollo de un proyecto energético
ecológico y autosustentable para el COEC del Instituto Espacial Ecuatoriano. (IEE).
2
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Determinar el potencial energético del viento y la radiación solar presentes
en el COEC ubicada en el Cantón Mulaló parte alta del nudo Tío Pullo,
utilizando mediciones históricas, de la Estación Meteorológica M120 del
INAMHI y la contratación de las mediciones con la información del mapa
eólico del MEER y el mapa fotovoltaico del CONELEC.
· Dimensionar de manera óptima el componente fotovoltaico y eólico de un
sistema de generación híbrido, utilizando el software de optimización creado
por Dr. Rodolfo Dufo López, y Dr. José Luis Bernal Agustín, de la Universidad
de Zaragoza en España. Hybrid Renewable Optimization by Genetic
Algorithms. (iHOGA).
· Determinar la curva de demanda actual del COEC y la curva de demanda
para el año 2015 considerando la expansión y proyección futura.
· Realizar el análisis financiero a través del flujo de fondos y hallar indicadores
financieros tasa interna de retorno (TIR), valor actual neto (VAN) y la relación
costo beneficio entre la inversión y la producción de energía renovable.
· Realizar estudios en régimen permanente como flujos de potencia, análisis
de contingencias y cortocircuitos, utilizando el software Power Factory
Digsilent.
1.2 ALCANCE
Esta investigación, recopila información de los recursos energéticos, viento y
radiación solar del COEC, basándose en un estudio histórico de las mediciones de
viento y de irradiación solar de la estación M120 del Instituto Nacional de
Meteorología e Hidrología INAMHI, además analiza y compara las mediciones
históricas con la información oficial de los mapas solar del CONELEC y eólico del
MEER.
Se despliegan las curvas de: Velocidad de viento histórica, velocidad de viento
promedio horaria, frecuencia relativa de la velocidad del viento y dirección del
3
viento, además y el análisis del comportamiento y variación de radiación solar así
como la curva de radiación sobre la superficie horizontal promedio del COEC.
Se realiza un estudio de carga para determinar la demanda del COEC incluyendo
la proyección para el año 2015 que considera las alianzas estratégicas con el
MAGAP, el Consejo Provincial y el Instituto Espacial Ecuatoriano para el proyecto
nacional de generación de geo información dirigido por la Coordinación General del
Sistema de Información Nacional (CGSIN).
En base a los resultados de iHOGA se realiza una comparación entre cuatros
escenarios demanda proyectada 100%, demanda COEC (100%, 50% y 25%). se
selecciona el sistema con las mejores especificaciones técnicas que cumplen los
requerimientos de suministro de energía eléctrica. y representa una ventaja
financiera.
Se realiza el análisis financiero con la herramienta del flujo de fondos para obtener
los indicadores financieros y determinar el tiempo de recuperación de la inversión
y el beneficio del inversionista con la implementación del proyecto.
Se realiza el dimensionamiento del parque fotovoltaico con la ubicación de
elementos eléctricos, especificaciones técnicas de paneles fotovoltaicos, inversor
de energía, banco de baterías y exclusivamente características generales del
sistema de control. Se presentan los datos de potencia y los datos técnicos de
paneles fotovoltaicos, aerogeneradores, e inversor que se ingresan al programa
iHOGA.
Se presentan los estudios en régimen permanente, flujos de potencia, estudio de
cortocircuitos, y calidad de la energía para el sistema fotovoltaico, para ello se utiliza
el programa Digsilent Power Factory
4
1.3 ANTECEDENTES
1.3.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL COEC [1]
“1En 1957 el Gobierno de los Estados Unidos, mediante la Administración Nacional
de la Aeronáutica y el Espacio (NASA), instaló la Estación de Rastreo de Satélites.
A partir del 30 de julio de 1982, por mandato del Gobierno Ecuatoriano, CLIRSEN
se encarga del mantenimiento de dichas instalaciones y equipos dejados por la
NASA, al concluir su misión de 1981.
Figura 1.1 Vista panorámica estación Cotopaxi 19732 Fuente: Archivos del Instituto Espacial Ecuatoriano
Actualmente, el COEC obtiene información satelital de la superficie terrestre en un
radio de 2 500 km, cubriendo 25 países de Centro América, Sur América y el Caribe;
desde la península de Yucatán en México hasta Antofagasta en Chile. El decreto
ejecutivo 1246 de 19 de julio de 2012 disolvía el CLIRSEN sustituyéndolo por
el Instituto Espacial Ecuatoriano.”
Su trabajo va relacionado en la generación de geo información, datos que
constituyen una línea fundamental que sirve para futuros estudios con temas
relacionados al manejo de cuencas hidrográficas, planificación y ordenamiento
1 http://www.clirsen.gob.ec/ 2 Una vista panorámica de la estación Quito en 1973. La estación se encuentra a 3.650 metros (12.000 pies) de altura 69 kilómetros
(43 millas) al sur de la línea ecuatorial, en la base del monte Cotopaxi La antena Minitrack desactivada es visible en el fondo
entre los dos edificios más grandes. La fotografía es inusual porque el Cotopaxi está libre de nubes, y por el punto de vista poco
común desde la parte superior de una torre de comunicaciones próxima a la carretera Panamericana que sólo se podía acceder
subiendo 30 metros (100 pies) por una escalera abierta. (Fotografía de Charles Force)
5
territorial, gestión de recursos naturales, monitoreo ambiental, degradación de los
recursos naturales, entre otros.
1.3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El COEC está ubicado en el territorio de la república del Ecuador, provincia de
Cotopaxi, cantón Mulaló, parte alta del nudo Tío Pullo, a 55 km al sur de Quito y
3510 m.s.n.m. Entre 0° 37’ 24” latitud sur y 78° 34´ 53” de longitud oeste.
Figura 1.2 Mapa geográfico del COEC Fuente: Autora
Figura 1.3 Mapa satelital estación Cotopaxi. Fuente: Autora
6
1.3.3 DESCRIPCIÓN GENERAL FÍSICA DEL CENTRO DE OPERACIONES
ESPACIALES COTOPAXI (COEC)
Extensión
El COEC tiene una extensión aproximada de 63 hectáreas y las construcciones
tienen una superficie aproximada de 76 000 m2. La propiedad se encuentra
legalizada en el registro de la propiedad del cantón Latacunga de la provincia de
Cotopaxi.
Edificios
Tiene 31 construcciones en condiciones operativas, entre los principales tenemos:
garita principal, micro onda, laboratorio fotográfico, recepción y grabación de
información satelital, bodega de equipos electrónicos, cafetería, casa de máquinas,
oficinas, bodega general, talleres de mecánica industrial, automotriz, carpintería,
electricidad, plomería, hidráulica. Estos talleres se encuentran equipados con
máquinas herramientas para trabajos de soportes en mantenimiento.
Figura 1.4 Vista panorámica actual del centro de operaciones espaciales Fuente: Autora
La mayor parte de los edificios han sido construidos por la NASA y debido a los
mantenimientos preventivos que se vienen dando a los mismos, se encuentran en
óptimas condiciones de operación y no necesitan reparaciones de consideración.
7
Sala principal de los equipos de recepción y grabación
Considerada como la sala principal del COEC, en esta sala se encuentran
instalados los equipos de recepción, grabación y procesamiento de la información
satelital. Es una sala de aproximadamente 60 m2, las condiciones ambientales
como la humedad relativa y la temperatura son las ideales para el montaje e
instalación de equipos electrónicos. Esta sala está controlada por un sistema de
aire acondicionado inteligente y dispone de todas las conexiones eléctricas
necesarias para alimentar a los equipos electrónicos, suministradas desde un
sistema de respaldo de energía UPS (Un interrumpible Power Supply) de 50 kVA.
1.3.4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL [1]
Para la operación del COEC, se requiere la provisión de energía eléctrica desde el
sistema de distribución Empresa Eléctrica Quito (EEQ). Para ello, se tiene una red
aérea de medio voltaje trifásica de 22,8 kV que parte del sector el Chaupi a 11 km
de la Estación. El recorrido de la línea va por la Av. panamericana, en la franja de
protección de 15 m. El cable que se utiliza para la red aérea es del tipo ACSR de
aluminio con alma de acero No. 1/0 AWG.
Figura 1.5 Acometida eléctrica del COEC Fuente: Autora
8
El COEC es un cliente especial de la Empresa Eléctrica Quito. Con número de
suministro 90001428-7, tarifa 408, zona 98. Posee un cámara de transformación
(#18570) de 500 kVA cuyos niveles de voltaje son 22,8 kV conexión DY 13,2 kV
para alto voltaje y 210 V / 120 V para bajo voltaje tiene un interruptor de 1 400 A.
La potencia instalada del COEC es de 450 kW, y una demanda convenida 112 kW.
La red eléctrica aérea, fue construida en el año de 1992 constantemente se da
mantenimiento preventivo, por lo que hasta la presente fecha no han existido daños
de consideración. En la Figura 1.5 se observa la acometida eléctrica del COEC
descrita.
Por otra parte, para dar mayor confiabilidad en el suministro de energía eléctrica a
las instalaciones, el COEC dispone de generación propia a través de dos grupos
electrógenos con motores a diésel marca Caterpillar, modelo 3208T, con una
capacidad de 160 kW y modelo D379 de 350 kW, ambos en servicio y de 60 Hz
208/120V. Estos grupos electrógenos son considerados como grupos de
emergencias No. 1 y No. 2 respectivamente y entran en funcionamiento uno de
ellos cuando existen fallas eléctricas en la red de distribución de la Empresa
Eléctrica Quito. La operación de los generadores tiene modo automático y modo
manual.
En la Tabla 1.1 se muestra un resumen de las capacidades de los principales
elementos del sistema eléctrico.
Capacidades nominales del sistema eléctrico del COEC
Detalle Descripción
Cámara de transformación 500 kV /22.8 kV
Alimentador primario 22.8 kV 11 km
Potencia Instalada 450 kVA
Generadores Diésel 350 kW, 160 kW
Red Interna subterránea 4160 V
UPS 50 kVA
Tabla 1.1 Resumen técnico del sistema eléctrico actual
Fuente: Autora
9
Figura 1.6 Generador diésel COEC Fuente: Autora
Situación técnica del sistema eléctrico
El generador marca Caterpillar modelo 3208T, fue adquirido en el año de 1992 y el
generador marca Caterpillar, modelo D379, fue reparado en el año de 1990. Estos
equipos han recibido los mantenimientos preventivos y correctivos necesarios, por
lo que se encuentran en óptimas condiciones de operación.
En casa de máquinas existe un tablero principal de control, en cuyo interior se
encuentra instalado un microprocesador o Controlador Lógico Programable (PLC),
equipos y accesorios necesarios para mantener la configuración actual del sistema,
tales como: relés, contactores, fusibles, etc. En la parte frontal del tablero, se
encuentran ubicados selectores de control, operación, breakers de distribución,
disyuntores, luces de señalización, para pre condicionar la operación del sistema
ya sea transferencia ó sincronización, en modo automático ó manual, así como, una
Unidad Terminal Remota (RTU) para supervisión y monitoreo de parámetros
eléctricos.
El suministro de energía eléctrica a las diferentes instalaciones del COEC, es a
través de un sistema de “Barra Partida”, la cual mantiene el esquema de las dos
barras: técnica y servicios. La barra técnica alimenta exclusivamente al sistema de
equipos técnicos y la barra de servicios alimenta a todos los sistemas de fuerza de
del COEC como son: bombas de agua, compresores, calefactores, calentadores de
agua, iluminación.
10
La distribución eléctrica en el interior de las instalaciones es a 4 160 V y se realiza
a través de redes subterráneas y cámaras de transformación. A la entrada de cada
transformador se encuentran equipos de protección y maniobra, un conmutador y
un seccionador fusible tripolar bañado en aceite de una capacidad de 5,2 kV.
Los equipos de protección y maniobra se encuentran en óptimas condiciones de
operación. A fin de garantizar el suministro de energía eléctrica hacia los equipos
electrónicos instalados en la sala principal, el COEC dispone de un sistema de
respaldo de energía, que consiste en un UPS de 50 kVA. Este equipo está en
capacidad de suministrar energía eléctrica de manera ininterrumpida a los equipos
electrónicos de recepción, grabación y procesamiento de información satelital,
cuando existen fallas en el sistema de distribución hasta que sea restablecido por
generación propia, el UPS fue adquirido en el año de 1992. Este equipo no ha
presentado daños de consideración, más por el tiempo de servicio necesita ser
reemplazado por otro equipo de similares características y de tecnología actual.
1.3.5 COSTO ENERGÍA ELÉCTRICA [1]
Los costos de consumo de energía eléctrica en base a las planillas mensuales
históricas de la Empresa Eléctrica Quito. Datan desde el año 2002.
El COEC es un cliente especial y su medición se la realiza en dos horarios 7h00 a
22h00 y de 22h00 a 7h00. La tarifa oficial de demanda según registro horario (408)
es de 0,06 ctvs. / kWh para el día y 0,05 ctvs. /kWh para el horario nocturno.
Consumo histórico energía consumida
En la siguiente Tabla se tiene el consumo de energía eléctrica del COEC en base
a las planillas de la Empresa Eléctrica Quito desde el año 2002 hasta el año 2013.
CONSUMO HISTÓRICO ESTACIÓN COTOPAXI [ kWh]
enero febrero marzo abril Mayo junio
2002 37 359 41 651 37 920 41 079 43 320 37 640
2003 41 520 37 320 36 680 43 080 39 680 39 920
2004 38 440 36 240 36 320 39 280 36 000 39 920
2005 26 240 29 520 31 920 32 400 30 760 30 760
2006 31 908 29 160 28 820 25 400 29 920 28 560
2007 27 240 23 648 20 582 24 760 31 320 24 280
11
2008 28 612 25 416 28604 26 371 19 746 23 667,5
2009 24 607 25 155 26055 24 585 25 709 25 105
2010 22 597 24 394 26200 25 734 21 297 23 571
2011 25 910 24 197 25572 25 125 24 405 24 203
2012 24 290 24 574 22762 16 854 25 386 24 244
2013 24 791 22 360 25254 23 171 25 686 25 158
julio Agosto septiembre octubre noviembre diciembre
2002 34 040 46 856 33 464 40 740 41 840 34 360
2003 38 720 36 280 39 360 37 360 33 520 36 240
2004 35 600 32 520 40 440 31 600 30 280 33 720
2005 30 680 31 760 40 880 28 720 31 240 29 242
2006 25 600 29 200 25 520 26 240 25 360 23 320
2007 27 480 27 560 30 440 29 680 27 680 29 440
2008 27 589 27 724 26 683 29 622 24 193 30 803
2009 27 923 24 416 25 040 30 786 25 211 31 464
2010 26 130 23 987 27 358 30 410 23 197 28 863
2011 26 295 24 218 21 652 23 377 25 102 21 046
2012 25 982 24 807 23 049 22 440 22 641 24 633
2013 23 745 27 909 25 435 24 323 23 522 29 487
Tabla 1.2 Consumo mensual kwh histórico estación Cotopaxi
Fuente: Autora
Figura 1.7 Consumo promedio mensual de energía eléctrica del COEC Fuente: Autora
Consumo total anual de energía eléctrica según planillas de EEQ [MWh]
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
472 462 432 376 331 326 321 318 306 293 284 303
Tabla 1.3 Consumo total anual de energía eléctrica Fuente: Autora
29943,42
26500,00
27000,00
27500,00
28000,00
28500,00
29000,00
29500,00
30000,00
30500,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Ene
rgía
[kW
h]
Consumo histórico mensual promedio del COEC [kWh]
PROMEDIO
12
Figura 1.8 Consumo histórico anual MWh COEC Fuente: Autora
De la gráfica de la Figura 1.8 se concluye que la demanda y por ende el consumo
de energía eléctrica ha ido disminuyendo. Esto se debe a que el personal del COEC
dejo de laborar en la estación porque tuvo que trasladarse hacia Quito.
Actualmente el personal del COEC permanece estable y las actividades se realizan
con todo el personal, para el año 2015 se tiene el incremento de consumo.
El máximo consumo se registra en el año 2002 con 472,27 MWh/año y el consumo
mínimo en el año 2012 con 283,67 MWh/año.
Pagos de energía eléctrica históricos
El pago de energía eléctrica registra su valor máximo en el año 2002 con 36 386,19
USD anuales. Con este valor que es máximo registrado y el valor mínimo registrado
se calcula un valor promedio de consumo de energía eléctrica, y es éste valor con
el cual se realiza el flujo de fondos, pues éste es el valor que la estación dejaría de
cancelar en el caso de implementar el proyecto de energía renovable.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Consumo anual de energía eléctrica del COEC [MWh]
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
13
Figura 1.9 Pago histórico de energía eléctrica COEC Fuente: Autora
1.3.6 CONSUMO DE COMBUSTIBLES FÓSILES (DIÉSEL)
En las Tabla 1.4 y Tabla 1.5 se tiene un resumen del diésel consumido por los
generadores de emergencia durante las horas en que el COEC pierde conexión
con la red eléctrica.
El combustible está tabulado por galones y por años para cada uno de los
generadores.
Galones de diésel consumidos por Generador 1 160 kW
Mes 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Enero 149 15
Febrero 6 77 113
Marzo 8 15 155
Abril 18 110 32 4
Mayo 228 151 15
Junio 75 65 33
Julio 7
Agosto 115 263 25 96
Septiembre 41 159 15 41
Octubre 55 33 342 210
Noviembre 18 110 108 56 18
Diciembre 45 22 137 122
Total 159 506 1122 894 498 128
Tabla 1.4 Galones de diésel consumidos por el generador 1
Fuente: Autora
36386,19
23016,83
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
Pago de energía Eléctrica histórico [$]
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
14
Galones de diésel consumidos por Generador 2, 350 kW
Mes 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Enero
Febrero
Marzo 204
Abril 332 262
Mayo 204
Junio
Julio 62
Agosto 6
Septiembre
Octubre 88
Noviembre
Diciembre
Total 0 204 332 0 0 622
Tabla 1.5 Galones de diésel consumidos por el generador 2
Fuente: Autora
Tabla de Equivalencias en [ kg eq C02]
AÑO 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Galones 159 710 1454 894 498 750
Litros 601,8 2687 5503 3384 1885 2839
kg eq C02 1655 7390 15134 9305 5184 7807
Tabla 1.6 Equivalencias de diésel en kg de C02
Fuente: Autora
Los galones totales consumidos desde el año 2008 hasta el año 2013 son 4 465,
equivalentes 46 475 kg de C02 equivalentes. Considerando para la conversión a kg
equivalentes de C02, la recomendación de Comunidad SEED, (Slumberger
Excelence in Educación Development) cuya equivalencia de un litro de diésel
equivale a 2,67 kg
En el año 2010 se registra la mayor indisponibilidad de servicio por parte de EEQ y
en contraparte el mayor consumo de diésel con 1 454 galones de diésel
consumidos.
3 Diésel es aproximadamente C12H24, 1Kg producirá 3.67* (12*12)/(12*12+24)=3.14Kg de CO2, pero como su pregunta es sobre 1 litro de diésel y no 1 Kg: La densidad de diésel es 0.85Kg/1 por lo que producirá 0.85*3.14=2.67Kg de CO2 por litro de diésel. 3
15
Figura 1.10 Galones de diésel totales consumidos en el COEC Fuente: Autora
Figura 1.11 Kilogramos equivalentes de c02 Fuente: Autora
1.4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Considerando como premisas dejar de consumir combustibles fósiles, mejorar la
continuidad de servicio y aprovechar los recursos naturales para generación no
convencional, el Centro de Operaciones Espaciales Cotopaxi (COEC) y la Escuela
Politécnica Nacional (EPN). A través de un estudio técnico y financiero de un
sistema de generación híbrido de energía alternativa, aislado de la red eléctrica,
ecológico, amigable con el medio ambiente, capaz de abastecer la demanda del
COEC, desean aportar en el desarrollo científico y tecnológico del Ecuador.
159
710
1454
894
498
750
0
500
1000
1500
2000
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Galones de diésel consumidos totales
15134,3225
0
5000
10000
15000
20000
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Diésel consumido vs kg equivalentes de C02
Galones Kg eq C02
16
CAPÍTULO 2
2. ESTADO DEL ARTE
2.1 SISTEMAS HÍBRIDOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA [2] [3]
2.1.1 CONCEPTOS BÁSICOS [2] [4]
Definición
Un sistema híbrido de energía está compuesto por dos tipos de energía, energía
convencional como generadores a diésel, gasolina y gas, junto a una o más fuentes
de energía no convencional como energía eólica, solar fotovoltaica, biomasa,
biogás, celdas electroquímicas y geotérmicas. Los sistemas actuales mantienen
una proporción del 80 a 90% de energía convencional vs un 10% de energía no
convencional apoyando en forma directa al medio ambiente.
Ventajas
Las ventajas comparativas con los sistemas conectados a la red son el uso óptimo
de los recursos propios del lugar. Alta eficiencia, calidad y confiabilidad de energía.
Por el hecho de utilizar más de una fuente de energía el riesgo de interrupción de
energía es menor
Desventajas
Entre las principales desventajas se encuentran: operación compleja, alto costo de
combustible, complicada logística de almacenamiento, transporte constante del
combustible, mantenimientos constantes del generador, costos de investigación,
diseño e instalación, sistema de control robustos.
Importancia
Los sistemas híbridos son la solución para abastecer de energía eléctrica a cargas
aisladas con poca demanda y ubicación geográfica de difícil acceso. En estos casos
la construcción de una subestación y líneas de transmisión implican costos
17
demasiado elevados y poco prácticos. En estos casos su inversión se justifica,
además se diversifica la matriz energética y exige un desarrollo en investigación y
tecnología.
Tipos
Entre los principales sistemas híbridos se tienen: sistema eólico diésel, sistema
fotovoltaico diésel, sistema fotovoltaico eólico diésel, sistema fotovoltaico eólico. En
el caso de éste estudio no se utilizan combustibles fósiles, por lo que se estudia en
detalle el sistema fotovoltaico eólico.
Clasificación [5]
Los sistemas se clasifican según la conexión a la red en sistemas aislados,
sistemas conectados a la red, según la prioridad de uso de fuente de energía en
sistemas basados en recurso renovable y sistemas basados en recursos no
renovables, y según su configuración en sistemas serie, sistemas paralelos.
Sistema aislado
Es el sistema que tiene una determinada carga totalmente independiente y no están
conectados a la red eléctrica. Por lo general está en lugares muy alejados de las
subestaciones y llegar hacia ellos con redes de distribución es demasiado costoso.
Sistema conectado a la red
Es el sistema interconectado a una red de distribución es indispensable utilizar
equipo adecuado para el sincronismo, el nivel de voltaje, el nivel de frecuencia,
garantizando calidad de energía en operación normal y situaciones de contingencia.
Sistema basado en el recurso renovable
Es el sistema que proviene de fuentes de energía renovable, utilizados para cubrir
la carga en el periodo de baja demanda.
Sistema no basado en el recurso renovable.
18
Es el sistema con unidades de generación diésel, sirven como un sistema de
reserva, que cubre gran carga en condiciones de baja generación renovable, o alta
demanda.
Sistema configuración serie
Es un sistema serie aquel que transporta la energía eléctrica a las cargas siguiendo
una secuencia, presenta desventajas como baja confiabilidad debido a la
configuración serie de los elementos y posee interrupciones en caso de que un
equipo llegue a fallar. La eficiencia es baja debido a que no pueden funcionar en
paralelo el generador y el inversor.
Sistema configuración paralelo
En esta configuración más de dos fuentes pueden abastecer a la carga a través del
sincronismo entre inversor y generador diésel. Un inversor bidireccional puede
cargar el banco de baterías las principales ventajas son la eficiencia del generador
se maximiza, el mantenimiento se minimiza y se reducen las capacidades del
generador, baterías y en consecuencia el costo del proyecto.
Componentes del sistema
Comúnmente los sistemas híbridos aislados disponen de fuentes de energía
renovables, grupos generadores a diésel a gasolina, banco de baterías, inversores,
rectificadores, equipos de acondicionamiento de potencia. Estos equipamientos
son conectados a dos barras de energía, para cargas AC y cargas DC.
Figura 2.1 Configuración general de un sistema híbrido de energía [6] Fuente: PEEU, «Micro generación eólica,»
19
1.1.1 AEROGENERADORES [7] [5]
El aerogenerador es el encargado de la conversión de la energía cinética del viento
en energía eléctrica. El funcionamiento del mismo se da cuando el viento incide
sobre las aspas del aerogenerador y lo hace girar, este movimiento de rotación se
transmite al generador a través de un sistema multiplicador de velocidad. El
generador producirá corriente eléctrica que se deriva hasta las líneas de transporte
y posteriormente al sistema de acumulación de energía
Turbina eólica [2]
El rotor es el componente más importante de un sistema eólico, siendo el
responsable del aprovechamiento de la energía cinética del viento. Está constituido
por un determinado número de palas, las cuales utilizan una fuerza de los vientos
para impulsar el rotor y girar en torno al eje.
Uno de los criterios para clasificar las turbinas es la dirección del eje de rotación.
Turbinas de eje horizontal
Su eje de rotación es paralelo a la dirección del viento, el modelo más común es el
constituido por tres palas. Estas turbinas tienen mayor rendimiento que las de eje
vertical.
Turbinas de eje vertical
Su eje de rotación está situado perpendicularmente a la dirección del viento.
Los modelos más comunes son los modelos Darrieus e Savonius. Estas turbinas
tienen mayor rendimiento que las de eje horizontal. Su ventaja es que no necesitan
de mecanismos de orientación, ni todo el equipamiento responsable para la
conversión eólico, eléctrica.
Desempeño de aerogeneradores
Tres parámetros como velocidad el viento, diámetro del rotor y coeficiente de
potencia del generador influyen en el desempeño. Como ya ha sido mencionada la
potencia de extraíble de un aerogenerador varía con el cubo de la velocidad de
20
viento, y esta a su vez depende de la altura de instalación, condiciones
meteorológicas y topografía.
Velocidad de viento mínima para que el rotor salga de su
estado de reposo inicial. Produciendo un torque mecánico e iniciando el movimiento
de palas.
: Valor mínimo de velocidad de viento en la cual
la generación de energía es posible, es un valor levemente menor a la inferior de
partida
: Velocidad de viento a la cual la potencia nominal es extraída.
: Valor de la velocidad de viento a la cual el regulador actúa
para interrumpir el movimiento del rotor eólico, para protegerlo de cargas
excesivamente altas y daños estructurales.
Hay un quinto valor de velocidad de viento, denominado velocidad de control a la
cual el rotor sufre una acción del regulador de velocidad para disminuir su potencia
de salida. La velocidad de sobrevivencia está definida como la máxima velocidad
de viento que la estructura del aerogenerador puede soportar.
El tamaño del aerogenerador depende exclusivamente de la potencia, por lo que el
área está definida por la ecuación ( 2.1)
( 2.1)
La relación entre la velocidad de viento de partida con la velocidad no perturbada
viene dada por la ecuación ( 2.2)
( 2.2)
La solidez de la relación en el área de las palas con el área de barrido del rotor,
permite fortalecer la información de sobre la operación del aerogenerador. Los
21
rotores normalmente presentan alto torque y buen rendimiento a velocidades más
bajas, en contrapartida los rotores de baja solidez presentan bajo torque de partida
pero elevado rendimiento a altas velocidades.
El coeficiente de potencia debe ser mayor que el 50%, para las turbinas eólicas
modernas de eje horizontal.
El coeficiente de potencia puede ser representado en las velocidades de viento
de ajuste y la velocidad de montaje donde resulta que el
conocido como el límite de Betz.
1.1.2 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Tipos de células y tecnologías de fabricación
La mayoría de los materiales utilizados para la conversión fotovoltaica son
cristalinos y se caracterizan por tener una estructura de átomos, por lo general de
silicio, mono cristalina, multicristalina y amorfa.
Células de silicio mono cristalino
Son las más usadas comercialmente, es el segundo material más abundante en la
tierra, no presentan problemas ambientales en la fabricación además presentan
elevada vida útil.
Células de poli cristalino
Son constituidas de diversos cristales en contacto, dispuestos de manera alineada,
procedimiento que ayuda a reducir costos de fabricación pero reduce la eficiencia.
Células de silicio amorfo
Presentan cualquier ordenamiento en la estructura de los átomos, su eficiencia
máxima es del 10%.
Células de arseneto de galio (Ga As), diseleneto de cobre (CIS) y telureto de Cadmio
La estructura es similar a la del silicio presentando eficiencia ligeramente superior,
los gastos para producir estos materiales son más altos, y presentan mayores
22
eficiencias comerciales, sin embargo, presentan dificultades en el proceso de
dopaje.
1.1.3 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO [8]
El sistema de almacenamiento es el banco de baterías (kWh) depende del voltaje
nominal (V) y su capacidad nominal de corriente (Ah).
Tipos
Las baterías son clasificadas básicamente en abiertas y cerradas. Las abiertas son
aquellas en las que el nivel de electrolito debe ser constantemente verificado,
mientras que en las selladas el electrolito está confinado en forma de gel.
Baterías de plomo
Para aplicaciones fotovoltaicas y eólicas estas son diseñadas para niveles de
descarga más bajo y durante un tiempo más largo. Estas baterías son relativamente
grandes y pesadas por el plomo. Son compuestas de celdas de 2 voltios nominales
que se juntan en serie para lograr baterías de 6, 12 o más voltios. Presentan un
peligro para la salud pues el plomo es venenoso, es importante tenerlas en un lugar
lo suficientemente aireado.
Vida de las baterías
La vida de una batería depende de la calidad de la fabricación y principalmente del
uso. Para prolongar su vida no se debe superar la temperatura de 25ºC. Dar una
descarga de 50% aumenta los ciclos que puede durar una batería. En la Figura 2.2
se observan los ciclos que tienen las diferentes baterías a una profundidad de
descarga del 70%.
Figura 2.2 Ciclo de vida de baterías Fuente: Karina Lucy del Pilar Pacco Ramírez – Baterías en sistemas fotovoltaicos
23
Eficiencia
La eficiencia de las baterías varía según el tipo, la temperatura, la vejez, el estado
de descarga y su calidad de construcción. Normalmente se indica la capacidad de
la batería descargada sobre 24 horas (a 25°C), pero algunos fabricantes miden la
capacidad hasta 100 horas y así indican un valor comparativo más alto de la
competencia.
Más importante es la diferencia entre la cantidad de energía que entra en la batería
(cargando) y la energía disponible en la batería (descargando). Esta en baterías
normales de plomo está entre 70 y 85%. Significa por ejemplo que de 100 Ah
producidos para cargar la batería, solamente entre 70 y 85 Ah son disponibles, el
resto de la energía se pierde principalmente en calor. Las baterías de buena
calidad, sobre todo los de tipo AGM, pueden tener una eficiencia hasta 95%.
Baterías líquidas
Sus ventajas aparte de los precios es que son menos problemáticas si se
sobrecargan, sin embargo entre las desventajas se tiene el peligro de perder el
agresivo ácido, requiere un control del nivel del agua y su corta vida típica de
aproximadamente 400 ciclos de carga y descarga. Una ventilación es muy
importante para estos tipos de batería y temperaturas bajo cero pueden destruirlas
rápidamente.
Batería tipo VRLA (Valve Regulated Lead Acid battery)
Esta batería moderna tampoco es completamente sellada, pero contiene una
tecnología que recombina el oxígeno e hidrógeno que sale de las placas durante la
carga y así eliminan la pérdida de agua si no son sobrecargadas. Estas baterías
funcionan en cualquiera posición. Hay dos tipos principales: los de consistencia de
Gel y los AGM, donde el ácido es fijado en fibra de vidrio.
(AGM -Absorbed Glass Mat) Baterías de Gel
En estas baterías 'selladas', el ácido tiene la forma de gel. No pierden líquido, son
cerradas y funcionan en cualquier posición. La corrosión es reducida y son más
resistentes a bajas temperaturas. Su vida es mayor que la vida de las baterías
24
líquidas y comparado con otras, son las menos afectadas en casos de descargas
profundas. Entre las desventajas se tiene una resistencia interna alta que reduce el
flujo máximo de la corriente, más delicadas para cargar y llevan un precio mayor.
Estas baterías se usan frecuentemente en la industria y la telecomunicación.
Baterías tipo AGM
En estas baterías, desarrolladas inicialmente para la aviación, el ácido está fijado
en fibras de vidrio. Cada vez más se usan en sistemas solares y eólicos. Sus
ventajas adicionalmente a las de las baterías de gel son una alta resistencia en
climas fríos, su auto descarga sobre el tiempo es mínimo y tiene la eficiencia más
alta de todas las baterías de plomo (hasta 95%). Tienen una baja resistencia interna
que permiten corrientes altas. Desventaja, aparte del precio más elevado, es su
vulnerabilidad más alta a descargas profundas.
Dimensionamiento
El banco de baterías debe abastecer el consumo diario más pérdidas. La ecuación
( 2.3) permite calcular la capacidad del banco de baterías.
( 2.3)
es la capacidad del banco de baterías, es la demanda corregida en el
lado de (CC) y son las pérdidas de dispositivos de control y almacenamiento.
1.1.4 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA
Un sistema de acondicionamiento de potencia está compuesto por equipos que
optimizan el control generación/consumo. Los elementos que componen el sistema
de acondicionamiento general son controladores de carga, rectificadores,
seguidores de voltaje, entre otros.
Controlador de carga
Es conocido como regulador y su función es cargar y descargar las baterías. Es
decir debe actuar para evitar que se opere en condiciones anormales, e impedir la
25
reducción de la vida útil. El controlador de carga conecta o desconecta arreglos
fotovoltaicos a las baterías.
Rectificador
El rectificador es el dispositivo responsable de convertir la corriente alterna de los
generadores que están conectados a una barra de CA, a una corriente continua,
sea para conectarse a un banco de baterías o bien para alimentar cargas CC.
Inversor de voltaje
El inversor de voltaje es el responsable de convertir la corriente alterna en corriente
continua. Sus principales características son la frecuencia de salida, la capacidad
máxima de potencia y la forma de onda de salida
1.2 DISEÑO DE UN PROYECTO DE SISTEMAS HÍBRIDOS [2]
El diseño de un sistema híbrido consta de varias fases que deben cumplirse
rigurosamente para que los resultados obtenidos sean los mejores. En las primeras
etapas se tiene un estudio de ingeniería del recurso disponible como evaluación
preliminar del viento, sol y otra energía que va a ser utilizada para la generación.
Además, es necesario determinar el consumo a ser atendido, saber el
comportamiento de la carga, para posteriormente dimensionar los componentes
como sistema de almacenamiento y sistemas de acondicionamiento de potencia.
1.2.1 EL POTENCIAL EÓLICO Y SU EVALUACIÓN
La evaluación del potencial eólico es un proceso largo que inicia con la toma de
información disponible de mapas eólicos de la zona, además de datos
meteorológicos de carácter general, la observación visual de predominio de viento
y finalmente un estudio minucioso basado en mediciones del sector.
Existen tres tipos de mediciones utilizadas: la primera, para zonas con alta
turbulencia consiste en recolectar datos diarios o mensuales de viento por largos
periodos de tiempo en el sitio de interés. La segunda, consiste en instalar pequeñas
estaciones en zonas con valores bajos de velocidad de viento (zonas agrícolas,
26
aeropuertos o zonas urbanas). La tercera consiste en realizar una visita para
analizar de manera visual las características topográficas locales e índices de altas
velocidades como zonas de altas planicies.
Otra forma práctica para obtener el análisis preliminar del potencial eólico es utilizar
la escala de Beaufort que se presenta en la tabla 2.1 que relaciona las clases de
viento y los indicadores de mar y tierra.
Número Beaufort
Velocidad viento [m/s]
Denominación Indicadores en mar y tierra
0 <1 Calma Tierra: Calma, humo sube verticalmente Mar: mar como un espejo
1 1-2 Ventolina Tierra: humo se inclina levemente en dirección del viento Mar: pequeñas olas
2 2-3 Brisa leve Tierra: susurro de hojas Mar: pequeñas olas, sin romperse
3 4-5 Brisa suave Tierra: hojas en movimiento Mar: olas se tornan más largas
4 6-8 Brisa moderada Tierra: arboles pequeños se balancean Mar: Varias olas se rompen.
5 9-11 Brisa fresca Tierra: arboles de mayor tamaño se balancean. Mar: olas moderadas, partes blancas en todas partes.
6 11-14 Brisa fuerte Tierra: grandes arbustos y árboles se mueven. Mar: Olas grandes se forman, ganan altura.
7 14-17 Casi vendaval Tierra: Arboles enteros moviéndose. Mar: Mar se encrespa, espuma blanca en olas grandes y pequeñas.
8 17-21 Vendaval Tierra: ramas grandes y pequeñas son arrancadas de los árboles. Mar: Olas de gran altura, densas capas de espuma.
9 21-24 Fuerte vendaval
Tierra: grandes ramas son arrancadas de los árboles, leves
daños en las estructuras.
Mar: Ondas altas, mar comienza a bramar.
10 25-28 Tempestad
Tierra: árboles se rompen, daños en las estructuras de casas.
Mar: ondas muy altas, con pendientes pronunciadas,
visibilidad reducida, espuma densa es soplada por todo lado.
Tabla 2.1 Escala de Beaufort [9]
Fuente: Rohatgi, An Analysis for the Generation of Wind Power, primera ed. Texas, 1994
Técnicas e instrumentos de medición [2]
La instrumentación para la medición del viento se debe realizar con el equipo
adecuado pues un error en los datos puede ser determinante para inviabilizar el
proyecto. De los medidores de velocidad del viento disponibles se utilizó para este
estudio el Aspa de Wild.
Aspa de Wild
27
Figura 2.3 Aspa de wild Fuente: Material IV - Glosario de Protección Civil, OPAS, 1992
Es un instrumento robusto pero no muy preciso para la medición de la dirección y
velocidad el viento, depende del observador para que las mediciones sean lo más
exactas posibles. Consta de una placa o plancha metálica, la misma que oscila
como péndulo en un eje horizontal a la que va adherida la veleta propiamente dicha
que consiste en dos placas verticales que tienen un flanco expuesto al flujo del
viento las mismas que determinan de donde proviene el viento, con la ayuda de
una escala orientada con los ocho puntos cardinales. En muchos de los casos
la veleta tiene marcado únicamente el Norte con la letra N. En su parte superior y
perpendicular a la plan choleta se encuentra una escala graduada en: 0; 2; 4; 6; 8;
10; 14 y 20 m/s”
Análisis del potencial eólico [10]
Durante el proceso de determinación del potencial eólico se deben utilizar modelos
precisos para el análisis de los datos medidos, los parámetros de análisis más
importantes son: velocidad media, dirección del viento, variaciones de frecuencia
entre otros. Estos parámetros deben ser obtenidos con mediciones en sitio durante
un tiempo considerable. Expertos recomiendan que el período debe ser mínimo 5
años. Con intervalos de 10 minutos para tener resultados confiables. Estas
mediciones deben realizarse en torres de medición instaladas en lugar estratégicos,
a diferentes alturas por lo general se recomiendan alturas de 30 m y 50 m. Y la
distancia mínima de los anemómetros debe estar entre 15 a 20 metros.
28
Métodos de análisis de viento
Existen métodos estadísticos y métodos directos para realizar el análisis del viento,
cada uno de los métodos encuentra la velocidad media, la potencia mínima que
se puede obtener a partir de la velocidad y finalmente la energía que se puede
generar. Entre los principales métodos estadísticos están el método del Weibull y
el método de Rayleigh.
Método Weibull
Este método permite predecir el comportamiento del viento en un lugar
determinado. Hace posible describir el comportamiento de la velocidad del viento
y estimar la producción de energía utilizando la función de densidad para
determinar la probabilidad de la velocidad del viento.
El método de Rayleigh cumple la misma finalidad a diferencia de que utiliza la
distribución de Rayleigh.
La distribución de Weibull es más precisa y se caracterizados por dos parámetros,
de forma (k) y de otro de escala(c) cuyas unidades son las mismas de la velocidad.
En las ecuaciones ( 2.4) y ( 2.5) se ven las ecuaciones donde es la velocidad
media, es la desviación estándar, es la función gama. Es el factor de escala,
y es el factor de forma.
( 2.4)
( 2.5)
Parámetros de estudio del viento.
Velocidad media
La velocidad del viento a ser utilizada para proyectos de sistemas eólicos es la
velocidad media, que resulta de calcular matemáticamente un promedio usando
mediciones y el número total de medidas. La fórmula para obtener la velocidad
29
media es la ecuación ( 2.6) donde representa la velocidad media y los valores
de velocidad medidos.
( 2.6)
Una forma más usual de analizar los datos estadísticos es a través de gráficas de
los datos medidos, entre los gráficos más usados se encuentran las velocidades
diarias, mensuales y anuales.
Figura 2.4: Ejemplo de datos de velocidad mensual Fuente: Pramond Jain, Wind Energy Engineering
Dirección del viento
Las mediciones de dirección del viento, son importantes en la etapa del proyecto,
pues cuanto más constante es la dirección, mayor será la eficiencia del proceso de
conversión de energía del generador.
Figura 2.5 Rosa de los vientos [10] Fuente: Pramond Jain, Wind Energy Engineering
30
Para representar gráficamente este parámetro se usa la rosa de los vientos, como
se indica en la figura 2.5 en esta rosa de los vientos se encuentran todas las
direcciones posibles del viento de acuerdo a la frecuencia de la misma se marcará
el área que tenga mayor predominio.
Desviación estándar
Un parámetro importante es la uniformidad de las mediciones de viento. Misma que
se obtiene con la ( 2.7)
( 2.7)
Turbulencia
La turbulencia, sinónimo de cambios rápidos en la dirección y velocidad del viento,
se manifiesta por los remolinos surgidos al pasar el viento sobre obstáculos
naturales o artificiales. Cuando se habla de energía eólica, la turbulencia es un
fenómeno indeseable, que reduce la producción de electricidad y la vida útil de los
aerogeneradores.
Un emplazamiento óptimo debe presentar: elevada velocidad media del viento,
buena exposición, sin obstáculos al flujo de aire, variaciones diurnas y estacionales
moderadas de la velocidad del viento. Niveles aceptables de turbulencia y de
vientos extremos.
Para mantener la turbulencia en niveles aceptables, se toman las medidas
siguientes: Los aerogeneradores deben estar alejados de edificios, árboles, y otras
obstrucciones, que producen amplias zonas de turbulencia. La torre del
aerogenerador debe ser más alta que los obstáculos a su alrededor, o aprovechar
alguna elevación del terreno para lograrlo.
El rotor del aerogenerador debe quedar expuesto al viento en todas direcciones,
sobre todo a los vientos predominantes.
La turbulencia del viento se calcula con la ( 2.8) donde es la desviación estándar
del viento y es la velocidad media del viento en m/s.
31
( 2.8)
Energía cinética del viento [2]
La energía cinética de un objeto solido de masa con flujo de aire, viene dada por
la ecuación ( 2.9) donde es la masa y es la velocidad, las unidades de la energía
son
( 2.9)
En el caso del aire es necesario pensar que la masa es un cilindro de radio r y que
la longitud , es la velocidad del viento. Por lo tanto la masa contenida en el cilindro
que pasará a través de la turbina como lo indica en la figura 2.6 viene expresada
como el producto entre la densidad del aire por el volumen del cilindro de aire de
radio r, como está en la ecuación ( 2.10) donde es la densidad del aire, es la
sección de área que atraviesa el aire y es la velocidad del viento.
( 2.10)
Figura 2.6 Cilindro de aire frente al rotor [10] Fuente: Pramond Jain, Wind Energy Engineering
La ecuación de la Energía ahora es igual a la potencia por segundo.
* =P
( 2.11)
32
( 2.12)
Las unidades de la potencia son = = .
El valor de la densidad de aire en condiciones normales es de , valor
usualmente utilizado por la industria de energía, para cálculos más precisos debe
ser calculado.
Diversos factores limitan la potencia de conversión de energía, estos factores son
representados por el coeficiente de potencia, que representa la potencia de viento
que efectivamente puede ser aprovechada.
Su máximo valor teórico es definido por el límite de Betz (0,593). Este parámetro
transforma la ecuación de la potencia dejándola expresada como se indica en la
ecuación ( 2.13), siendo P la potencia disponible en la turbina del generador y
donde Representa las pérdidas aerodinámicas y las pérdidas de los componentes
del aerogenerador.
( 2.13)
Perfil del viento y su influencia en el terreno [11]
La velocidad del viento varía con la altura siguiendo aproximadamente una
ecuación de tipo estadístico conocida como ley exponencial de Hellmann, en esta
ecuación se corrige la velocidad medida a una altura determinada, como norma
10m , la misma que es multiplicada por la relación de alturas elevado al
exponente de Hellmann de la rugosidad propia del terreno con la velocidad a la
altura h , como se indica en ( 2.14)
( 2.14)
El coeficiente de rugosidad se calcula con la ecuación ( 2.15), donde es la altura
de referencia.
33
( 2.15)
Tipo de terreno (m)
Muy liso (hielo) 10-5 0,160
Mar abierto calma 2*10-4 0,104
Mar agitado 5*10-4 0,097
Nieve 3*10-3 0,100
Granizo 8*10-3 0,109
Pasto 10-2 0,112
Vegetación leve 3*10-2 0,131
Plantaciones 5*10-2 0,142
Arboles esparcidos 10-1 0,160
Arboles compactos 2,5*10-1 0,188
Bosques 5*10-1 0,213
Suburbios 1,5 0,257
Centros de ciudades 3 0,289
Tabla 2.2 Valores de Zo de acuerdo a tipos de terreno Fuente: Rothary Nelson, An Analysis for the Generation of Wind Power [9]
En la figura 2.7 se indica de manera gráfica como los obstáculos hacen que la
velocidad del viento disminuye, se observa que en la figura de la izquierda zona
urbana la velocidad de 45m/s se obtiene cercana a los 500 m, mientras que en la
costa la misma velocidad se tiene cerca de los 300m.
Figura 2.7 Influencia de obstáculos en el viento [11]
Fuente: http://www.energíasargentinas.com.ar/velocidad%20del%20viento.htm
34
1.2.2 EL POTENCIAL SOLAR Y SU EVALUACIÓN [2]
La solarimetría es el conjunto de técnicas responsables de la evaluación solar
disponible en un lugar. Donde la medición de radiación solar, tanto de la
componente directa como la componente difusa en una superficie son de gran
importancia para los estudios de las condiciones climáticas. Con mediciones
históricas se garantiza el máximo aprovechamiento a lo largo del año,
especialmente donde las variaciones de intensidad de radiación solar sufren
variaciones significativas.
Instrumentos de medición [4] [3]
La radiación se presenta de diferentes maneras por ello es importante conocer los
equipos para medir la radiación sea esta global, directa, o brillo solar.
Piranómetro [12]
Es el instrumento que mide la radiación solar global es decir tanto directa como
difusa sobre un plano horizontal de 180 grados, consiste en una serie de
termocuplas cuyas placas metálicas al sentir cambios de temperatura producen una
variación de voltaje proporcional a la radiación.
Figura 2.8 Piranómetro blanco y negro Eppley4 Fuente: Atlas de radiación solar de Colombia
Heliógrafo [12]
Este instrumento tiene por objeto medir la duración de la insolación diaria. Registra
los periodos de tiempo de radiación solar directa que superan un valor mínimo.
4 Atlas de radiación solar de Colombia pág. 144
35
Opera focalizando la radiación solar mediante una esfera de vidrio a manera de
lente convergente, en una cinta con escala de horas, que, como resultado de la
exposición a la radiación solar directa, se quema formando líneas cuya longitud
determina el número de horas de brillo del sol.
Figura 2.9 Solarímetro Campbell-Stokes5 Fuente: Atlas de radiación solar de Colombia
Técnicas de medición y presentación de datos solarimétricos
La manera más usual de presentar los datos solarimétricos es medirlos en términos
de energía por unidad de área, o irradiación. Los datos también pueden ser
obtenidos en forma de potencia por unidad de área. Dependiendo de la aplicación,
se toman mediciones con base mensual, diarias y horarias.
A partir de los análisis durante largos periodos de tiempo, se calcula un valor medio
o construyen perfiles, integrando mediciones en intervalos de 10 minutos, una hora
o un día Algunas formas de representar los datos pueden ser vistas en gráficas de
media mensual o de día medio, o día típico.
5 Atlas solar de Colombia pág. 145.
36
Figura 2.10 Radiación solar de día típico6 Fuente: Gráficos de radiación de Córdoba
Otra forma más detallada es la representación de la información a partir de
distribución de frecuencia, o histograma.
A pesar de las representaciones anteriores la información más importante es la
cantidad de energía solar que incide sobre una superficie durante un periodo
determinado.
Considerando que al nivel de la superficie terrestre la irradiación solar máxima se
sitúa en un nivel de . A lo largo del día este valor se consigue al medio
día, durante poco tiempo. Consideración que hay que tomar para no confundir el
valor pico de irradiancia, con el valor para el diseño.
1.2.3 ESTUDIO DE DEMANDA
El objeto del estudio de demanda es dar los criterios base para dimensionar el
conjunto de instalaciones de generación, sembrar las bases de la planificación
eléctrica y facilitar la elección de prioridades en inversiones. Una consideración que
debe tomarse en cuenta es el aumento de carga a lo largo del tiempo
Existen algunos métodos para calcular el consumo los mismos que se mencionan
a continuación.
6 Gráficos de radiación de Córdoba: http://rabfis15.uco.es/uvbweb/graficosonline.aspx
37
Formulario socioeconómico
Es un método que consiste en realizar un formulario que contenga el total de
unidades atendidas, el tipo, potencia y régimen de funcionamiento de equipos
eléctricos existentes, hábitos de consumo y tipo de consumo energético.
Medidor de energía
Consiste en instalar medidores de energía a instalarse en cada carga la mayor
cantidad de tiempo. Es necesario aumentar el incremento a demanda futura.
Levantamiento de potencia instalada
Consiste en el establecimiento de un factor de carga estimativo o consumo diario.
Donde el consumo diario está dado por la siguiente fórmula.
( 2.16)
(2.17)
Perfil de consumo
Utilizado en lugares donde no existen medidas, se utiliza datos de localidades con
un consumo similar, se estima la carga a ser atendida.
Cálculo del consumo a ser atendido
El método más efectivo es el cálculo de la energía efectiva consumida en el día, a
partir de la carga. En la ecuación (2.18) es la demanda de potencia activa media
o estimada en cada intervalo en (kW), N es el número de intervalos considerados
y es el intervalo de tiempo considerado, mientras menor sea el tiempo más precisa será
la estimación. El tiempo debe ser expresado en minutos.
(2.18)
38
Otro método utilizado consiste en multiplicar potencia del equipo por un sistema
por el número de horas diarias, sobre el número de horas semanales que
permanece desconectado. En la ecuación (2.19) es l ciclo de servicio diario, y
ciclo de servicio semanal, es válida para corriente continua y corriente alterna.
(2.19)
En lugares donde se desconoce el valor de consumo sirve considerar un factor de
carga, con valores típicos. El dimensionamiento del sistema debe ser capaz de
atender una demanda de equipos y además debe considerar las pérdidas
inherentes de los equipos, expresadas en porcentaje del consumo actual estimado.
Las pérdidas que merecen atención son aquellas que provienen de los motores
pues requieren altos valores de corriente en cortos tiempos. El voltaje nominal
debe ser definido en esta etapa, pues con un alto valor de voltaje la corriente se
reduce, pero en cada equipo la corriente aumentará pues los voltajes serán
compatibles con cada equipo comercial.
Una vez elegido el valor del voltaje nominal todos los equipos deben ser adaptados
para el lado de CC, para operar dentro de ese valor, la ecuación (2.20) que relación
el voltaje nominal del sistema con la potencia máxima pico de la carga en W, y la
eficiencia del inversor.
(2.20)
1.2.4 DEFINICIÓN DE LA ESTRATEGIA DE CONTROL
La estrategia define la confiabilidad y calidad, una buena selección de la estrategia
minimiza los costos de instalación operación y mantenimiento. Existen dos formas
de establecer la estrategia de control la primera consiste en optimizar la carga y
descarga de las baterías para así maximizar el tiempo de vida útil de las baterías
y la segunda consiste en controlar el despacho es decir decidir cuando entra y
sale generación. Las configuraciones se clasifican en generadores con
39
acoplamiento a una barra de corriente continua (CC), en generadores con
acoplamiento a una barra de corriente alterna (CA) y mixtas, barra (CC-CA)
Figura 2.11 Conexión en barra CC
Figura 2.12 Conexión en barra CC, con by pass AC generador diésel
Figura 2.13 Conexión CC-AC
40
Figura 2.14 Conexión AC inversor bidireccional Fuente: Figuras (2.17/2.18/2.19/2.20) Tavares, Sistemas Híbridos
En la configuración de la figura 2.14 cada generador tiene internamente un inversor
que entrega en alterna, y el banco de baterías está conectado a través de un
inversor bidireccional a una barra (CA) de modo que cuando hay un exceso de
generación, se invierte lo que se genera y se carga las baterías, para cuando haya
poca generación abastecer la carga con las baterías.
Una estrategia de despacho consiste en conectar o desconectar el generador más
económico cuando el nivel de voltaje de las baterías es bajo y viene determinado
por la profundidad de descarga máximo.
Una estrategia más sofisticada consiste en accionar un grupo generador diésel
cuando el estado de carga de las baterías está bajo o cuando la potencia
demandada es muy elevada, así se define una potencia crítica a cual se establece
la relación entre costo de operación de un grupo generador vs el banco de baterías.
Es decir que para cualquier valor de potencia demanda por la red, igual o superior
a la crítica es más viable atender a la carga a través del generador diésel que de
las baterías en su estado pleno de carga.
Para conocer la participación de las fuentes renovables del sistema híbrido se
estima la energía en un mismo periodo y con la misma demanda, de tal forma que
en base a la curva diaria de demanda, y de recurso solar y eólico. Se pueda
determinar si es necesaria otra fuente como la generación diésel. El criterio lo
determina el costo de la energía producida. En algunos lugares es necesario utilizar
dos fuentes de energía debido a la complementariedad de las mismas.
41
1.2.5 INSTALACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [13]
Instalación de paneles fotovoltaicos
La instalación de un sistema fotovoltaico debe considerar el espacio que va a
ocupar el arreglo fotovoltaico y el espacio disponible en sitio, además se debe
considerar el espacio que presente menor cantidad de sombra, sin olvidar que el
lugar define el tipo de instalación a realizar, pues esta puede ser sobre poste, sobre
techo u con estructuras metálicas. Los paneles fotovoltaicos que se seleccionen
deben ubicarse en serie y el paralelo de tal modo que se ocupe el máximo espacio
disponible. La inclinación en lugares con latitud cero la inclinación será de 10 a 15º
para facilitar la limpieza de los paneles con la lluvia. Además la orientación del
arreglo será 180º opuesta al norte geográfico, así si el proyecto está ubicado en el
hemisferio norte, los paneles se orientarán hacia el norte y viceversa.
El arreglo más común en la instalación de un sistema fotovoltaico es el mixto donde
el voltaje del arreglo se tiene al multiplicar el voltaje nominal del panel por los
paneles en serie, y la corriente del arreglo se tiene al multiplicar la corriente de un
panel por los paneles en paralelo.
En la instalación es importante colocar un diodo de bloqueo en el terminal positivo,
del panel y además un controlador de carga al final de cada arreglo para proteger
el arreglo contra sobrecargas. Además cada arreglo debe estar aterrizado para
evitar descargar eléctricas a través de las estructuras metálicas.
Instalación de aerogeneradores
Al instalar aerogeneradores es necesario considerar que exista el espacio
disponible que requiere, el tamaño del aerogenerador y que los obstáculos no
superen los límites de cercanía permitidos. El tipo de terreno debe ser lo más plano
posible sin obstáculos artificiales o naturales que hagan turbulento al viento.
La mínima distancia requerida desde el punto de instalación del aerogenerador
hacia el obstáculo más cercano debe ser mayor a 60m dentro de un círculo de 11,5
km cuyo centro es el aerogenerador. La diferencia entre una elevación y el punto
más bajo del aspa debe ser mayor a tres veces la máxima diferencia de elevación
42
del terreno. Hay obstáculos que ayudan a mejorar la velocidad del viento
denominado el efecto túnel. Además se debe considerar el espacio que requiere
la torre de soporte del aerogenerador, para potencias bajas las torres son de
sujeción y requieren vientos de soporte, mientras que para potencias altas, las
torres son de concreto. La distancia de separación mínima entre aerogeneradores
debe ser mayor a 8 o 10 veces el diámetro del rotor.
Figura 2.15 Distancia mínima entre torres Fuente: Tavares, Sistemas Híbridos
Instalación de inversores y controladores de carga
Estos equipos son instalados lo más cercano a la generación y al banco de baterías,
y en ambientes sin corrosión ni altas temperaturas, el controlador de carga debe
atender varios niveles de voltaje, para que detecte automáticamente el voltaje del
banco de baterías, necesariamente las baterías deben ir conectadas a los
controladores de carga antes que otro equipo.
Los inversores a su vez tienen una instalación más sencilla que radica que la
conexión CC y AC, es importante seguir las instrucciones de instalación. Los
parámetros importantes de consideración son la potencia mínima de entrada o a
esto permite que el inversor funcione para cualquier carga, Otro valor importante si
está conectado el banco de baterías directamente es el voltaje de corte por baja
carga, de este modo el inversor se desconectará al detectar el valor de voltaje fijado
en el banco de baterías con la finalidad de no descargar profundamente las
baterías. La carga queda indisponible.
Otra consideración importante es el uso de dos o más equipos, en paralelo para
mejorar la confiabilidad, o a su vez conectar más de un equipo de menor capacidad
43
para cubrir la capacidad máxima, en caso de que llegue a fallar, la carga
indisponible no será la totalidad sino una parte y a su vez, la reposición del equipo
de menores capacidades es más financiero.
Se deben utilizar dos o más equipos en caso de que el controlador de carga no
soporte la corriente de corto circuito máxima del arreglo, o a su vez la carga supere
la capacidad del inversor disponible en el mercador. En caso de existir un re
potenciamiento de carga, o a su vez si se requiere dar mayor confiabilidad al
proyecto.
Instalación de rectificadores.
Este equipo por lo general viene incluido en el aerogenerador para convertir la
corriente continua en alterna y evitar sobre cargas en el banco de baterías, se
instala en un cuarto de fuerza y su conexión depende estrictamente de la
configuración del proyecto.
Instalación de elementos de protección
Los elementos de protección son importantes para garantizar la seguridad del
sistema, las protecciones utilizadas son disyuntores y seccionadores, mismas que
protegen al sistema contra sobre corrientes, y a su vez son utilizados en tareas de
mantenimiento respectivamente. Los puntos que se protegen son: punto (1) antes
del controlador de carga, punto (2), rectificador punto (3) banco de baterías. Punto
(4) Inversor, punto (5) Unidad de control, punto (6) carga.
Figura 2.16 Puntos de protección de un sistema híbrido Fuente: Tavares, Sistemas Híbridos
44
Operación y mantenimiento
La operación y mantenimiento de un sistema fotovoltaico eólico debe ser realizado
por personal calificado, con experiencia y con los implementos de seguridad
adecuados, cada equipo tiene sus valores límites y actividades propias de
mantenimiento. Cada sistema debe ser observado estudiado y analizado, según
sus características de diseño y desgaste para aplicar el mantenimiento adecuado.
Mantenimiento en sistemas fotovoltaicos
Los sistemas fotovoltaicos una vez que han sido instalados, necesitan un
mantenimiento básico entre los que se destacan la verificación periódica de los
arreglos, estructuras de soporte, conexiones y posibles filtraciones o entrada de
insectos. Además la limpieza de las superficies con agua y un palo humedecido,
en esta actividad se recomienda detectar anomalías con células rotas, vidrios
trizados entre otros.
Mantenimiento en sistemas eólicos
El sistema eólico es bastante robusto y de simple mantenimiento, es importante
verificar el funcionamiento adecuado del sistema de rectificación.
Mantenimiento en sistemas de almacenamiento de energía
El mantenimiento del banco de baterías permite prevenir un daño. Este consiste en
completar el nivel de solución de la batería. Observar ruidos a típicos terminales
rotos, conexiones de conductores eléctricos, existencia de oxidación en los cables
de conexión, y verificación de los voltajes respetando el mínimo especificado.
Sistema de condicionamiento de Potencia.
El mantenimiento consiste en revisión de alarmas sonoras y visuales, verificación
de incapacidad de carga, y presencia de cortocircuitos, se deben evitar desarmes
sucesivos del inversor y excesos de demanda.
45
CAPÍTULO 3
3. SOFTWARE COMPUTACIONAL PARA ANÁLISIS DE
SISTEMAS HÍBRIDOS (iHOGA) [14]
3.1 INTRODUCCIÓN
iHOGA (improved Hybrid Optimization by Genetic Algorithms) es el software
desarrollado en lenguaje C++ para la optimización de sistemas híbridos de energías
renovables.
Un sistema híbrido puede estar compuesto paneles fotovoltaicos, aerogeneradores,
turbina hidráulica, pila de combustible, tanque de H2 y electrolizador, baterías,
regulador de carga de las baterías, inversor (conversor DC/AC), rectificador
(conversor AC/DC) y generador AC.
En la Figura 3.1 se observa el diagrama con los componentes posibles que admite
iHOGA.
Figura 3.1: Diagrama de componentes de un sistema híbrido Fuente: Manual Usuario iHOGA
Este programa puede optimizar cargas AC y DC, este programa utiliza la
optimización a través de algoritmos genéticos aplicados a problemas con un gran
nivel de complejidad con tiempos de cálculo muy bajos, pues la optimización con
las técnicas matemáticas clásicas requiere demasiado tiempo debido a posibles
46
soluciones de las combinaciones de muchos componentes y variables de la
estrategia de control a optimizar.
iHOGA es una herramienta informática para el dimensionado óptimo de
instalaciones híbridas utilizando los distintos tipos de energías renovables tanto
solar como eólica e hidráulica, junto con sistemas de apoyo basados en
acumuladores (baterías), en grupo electrógeno.
iHOGA utiliza algoritmos genéticos para determinar el costo y las emisiones de C02
hasta encontrar una solución óptima del número y tipo de paneles, el número y tipo
de aerogeneradores, el tipo de turbina hidráulica, el número y tipo de baterías, el
tipo de generador AC, el tipo de electrolizador, el tipo de pila de combustible, el
tanque de H2, el tipo de inversor, la potencia del rectificador, la corriente del
regulador de carga de las baterías y la estrategia de operación de la instalación.
3.1.1 ALGORITMOS GENÉTICOS
Los algoritmos genéticos simulan los fenómenos de cruce y mutación de las
especies de la naturaleza. Es decir la solución a un problema de optimización es
un individuo.
Individuo
Es la combinación de variables o genes que se van a optimizar, entre estas están
los componentes y la estrategia. Una combinación concreta de estas variables es
un individuo y la estructura de las mismas es un genotipo.
La primera “generación” es un conjunto de individuos al azar llamada “población”.
Estos individuos se “reproducen” (es decir, se mezclan entre sí, teniendo más
probabilidad de reproducirse los individuos mejores, en nuestro caso los que hacen
que el VAN sea menor).
La reproducción genera nuevos individuos (“hijos”) que sustituyen a los “padres”
peores, dando lugar a una nueva generación. Algunos individuos “mutan” (se
modifica aleatoriamente el valor de alguna variable o gen).
47
El proceso se va repitiendo, apareciendo nuevas generaciones, y obteniendo por
tanto mejores soluciones a medida que el algoritmo avanza en su ejecución.
El algoritmo genético utilizado por iHOGA se divide en dos algoritmos genéticos,
uno principal y otro secundario.
3.1.2 EL ALGORITMO PRINCIPAL
Obtiene la configuración óptima de componentes como paneles fotovoltaicos,
aerogeneradores, turbina hidráulica, baterías, generador AC, pila de combustible,
electrolizador e inversor que minimiza los costos totales del sistema a lo largo de
su vida útil actualizados al momento inicial, es decir, el Valor Actual Neto (VAN).
“El genotipo del algoritmo principal consta de 11 genes, todos ellos números
enteros: número de paneles fotovoltaicos en paralelo, tipo de panel fotovoltaico,
número de aerogeneradores en paralelo, tipo de aerogenerador, número de
baterías en paralelo, tipo de batería, tipo de inversor, tipo de generador AC.
Cada tipo de elemento se codifica con un número entero (por ejemplo, panel
fotovoltaico 0, panel fotovoltaico 1, panel fotovoltaico 2).El número de paneles
fotovoltaicos en serie y baterías en serie no son variables optimizables, ya que son
fijos y depende del voltaje de la barra DC y del voltaje del panel y del banco de
baterías.
El inversor puede ser optimizable o fijo, los otros elementos iHOGA los dimensiona
a partir de los demás y de las variables de control, es decir, dependen del resto de
variables.”7
Algoritmo principal (optimización de componentes)
Optimizar la combinación de componentes mediante algoritmos genéticos
Para la optimización de los componentes, el número de casos que se evaluarán
son
7 Rdufo Unizar Manual de Usuario de iHOGA
48
( 3.1)
Optimizar a fuerza bruta, “MÉTODO ENUMERATIVO”
El número de combinaciones posibles será:
(3.2)
3.1.3 ALGORITMO SECUNDARIO
Para cada configuración de componentes del algoritmo principal obtiene la
estrategia de control (combinación de variables de control) más adecuada para
minimizar los costos.
El genotipo del algoritmo secundario consta de 12 genes, todos ellos variables de
control del sistema y números enteros. Plímite_Carga, P1gen, P1pila, P2,
Pmin_gen, Pmin_pila, SOCmin, Pcrítica_gen, Pcrítica_pila, SOCstp_gen,
SOCstp_pila, H2TANKstp.
Optimizar la estrategia con algoritmos genéticos
El número de combinaciones será:
( 3.3)
Optimizar la estrategia con método enumerativo
49
En ese caso, el número de combinaciones posibles es:
( 3.4)
Este valor puede ser extremadamente alto y por tanto inviable, en el caso de que
haya muchas variables a optimizar.
3.1.4 ESTRATEGIAS DE CONTROL
Las estrategias de control del sistema utilizadas en las primeras versiones estaban
basadas en las desarrolladas por el programa HOMER.
Energía producida
La energía producida por las fuentes renovables se utilizará prioritariamente para
alimentar a las cargas. Cuando las fuentes renovables producen más energía que
la que se requiere para el consumo, la energía restante (Pcarga) se invertirá para
cargar las baterías.
Costos del ciclado en el acumulador
El costo del ciclado en el acumulador de energía es el costo total de almacenar
energía en el elemento, para posteriormente cederla al sistema cuando este lo
requiera.
Este costo está conformado por los costos de operación y mantenimiento y los
costos proporcionales de desgaste y reposición.
El punto de corte de ambas rectas (Plímite_carga) es la premisa para saber si la
potencia que sobra en el sistema en un instante es mejor utilizarla. Si es inferior,
será más barato cargar lbaterías. Caso contrario es mejor producir hidrogeno.
50
Figura 3.2: Costos del ciclado Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
Estrategia de carga
· Para Pcarga ≤ Plímite_Carga cargamos las baterías lo máximo posible, y si
sobra energía se dedica a generar H2 en el electrolizador.
· Para Pcarga > Plímite_Carga generamos el máximo posible de hidrógeno en
el electrolizador, y si todavía sobra energía se dedica a cargar las baterías.
En otra situación si las fuentes de generación renovables no logran cubrir toda la
demanda, la energía faltante llamada Pdescarga, la cubrirán las baterías.
iHOGA calcula para cada elemento el costo de abastecer energía, dependiendo de
los costos de operación y mantenimiento, de los costos de reposición, y su vida útil.
En la Figura siguiente se muestra un ejemplo de los costos asociados al suministro
de energía de los distintos elementos, en función de la potencia.
Figura 3.3: Costos de ceder energía (proceso de descarga)
Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
51
Variables de la estrategia de control:
“Pmin_gen y Pmin_pila son las potencias mínimas de funcionamiento del generador
AC y de la pila de combustible, respectivamente. Los fabricantes dan valores
mínimos de potencia para el funcionamiento de estos elementos.
SOCmin es el estado de carga mínimo permitido para las baterías. Aunque la da el
fabricante, puede que un valor superior sea mejor.
Pcrítica_gen, Pcrítica_pila, SOCstp_gen, SOCstp_pila y H2TANKstp son variables
de control del generador AC y la pila. “8
3.1.5 PRINCIPALES PESTAÑAS iHOGA
La pantalla principal de iHOGA tiene 4 pestañas donde se ingresa la información
general del proyecto: tipo de optimización, estrategia de control, los datos
financieros y la gráfica de resultados. Y tiene un listado de botones que a su vez
me permiten ingresar datos específicos de recursos energéticos (sol y viento), datos
técnicos de componentes (paneles solares, aerogeneradores y equipos de apoyo).
La primera pantalla aparece si se ha seleccionado la optimización de componentes
y estrategia es la que se indica en la Figura 3.4
Figura 3.4 Pantalla principal programa iHoga Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
8 Rdufo Unizar Manual de Usuario de iHOGA
52
Pestaña datos generales
Figura 3.5 Pestaña datos generales iHOGA Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
En la pantalla principal existen menús y botones, que permiten el acceso a otras
pantallas donde se seleccionan los distintos elementos del sistema.
Selección de los parámetros de optimización
El programa selecciona los parámetros más adecuados para la optimización del
sistema, en función del tiempo máximo de ejecución por defecto 15 minutos, de los
componentes y las variables de control, sin embargo estos valores pueden ser
cambiados por el usuario.
Estos pueden ser cambiados por, el usuario para disminuir el tiempo de ejecución
para ello tiene que disminuir las variables a optimizar. En el caso de estudio los
valores predefinidios son los de i HOGA.
Figura 3.6 Pestaña parámetros de optimización Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
53
Pestaña tipo de optimización
En esta pestaña se elige entre optimización mono objetivo (financiera) y
multiobjetivo/ (financiera y ecológica)
Figura 3.7 Tipo de optimización Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
La versión educativa que es la utilizada optimiza solo mono-objetivo, con lo que el
programa buscará la solución más financiera. Si el método es mediante algoritmos
genéticos y no enumerativos, en cada generación el programa ordena las
soluciones por costo, de manera que las de menos costo tienen más
probabilidades de reproducirse y pasar a la siguiente generación.
Pestaña estrategia de control
En esta pestaña se decide la estrategia de control global y las variables a optimizar.
Figura 3.8 Estrategia de control Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
Existen dos posibles estrategias de control globales:
54
Seguimiento de la demanda:
En esta estrategia en sistemas que incluyen baterías y generador (diésel gasolina)
cuando la energía procedente de las fuentes renovables no es suficiente para cubrir
la demanda el resto de la energía la cubrirán las baterías. Si las baterías no pueden
cubrir toda la demanda, el generador funcionará par a cubrir el resto de la
demanda.
Carga cíclica:
Con la opción de “seguimiento hasta SOC set point” la diferencia con la estrategia
anterior es que cuando el generador debe entrar porque la demanda no puede
cubrirse por partes de las baterías, funcionará a su potencial nominal de forma que
la potencia que no necesitan las cargas se utilizará para cargar las baterías. Si la
opción “seguir hasta SOCstp” está activada, el generador seguirá funcionando a la
potencia nominal hasta que el estado de carga de las baterías lleguen al valor de
la variable SOC set point generador, que por defecto es del 95%.
Pestaña datos financieros
En esta pestaña se ingresan (vida de paneles fotovoltaicos) intereses del mercado
(I), inflación general, (para los costos de operación y mantenimiento de los distintos
componentes, así como para el costo de reposición. Con esta información iHOGA
calcula la tasa de descuento, es decir traslada a la actualidad los costos a lo largo
de los años del periodo de estudio y encuentra el VAN.
Figura 3.9 Pestaña datos financieros Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
55
Pestaña gráfica de resultados
En esta pestaña, se tienen las gráficas que representan el costo total (VAN) de las
distintas soluciones y las emisiones de CO2.
Figura 3.10 Pestaña gráfica de resultados Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
Una vez que se obtienen los resultados, iHOGA presenta algunos formatos para
ver los resultados, por ejemplo los resultados pueden exportarse a un archivo de
Excel, y se pueden simular, tanto en valores horarios como en valores anuales. Las
gráficas que se presentan indican la interfaz que el usuario puede administrar para
sacar conclusiones en base a los resultados obtenidos.
Figura 3.11 Pestaña simulación anual Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
56
Figura 3.12 Pestaña valores mensuales (consumo, energía producida) Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
3.1.6 BOTONES Y MENÚS DE LA PANTALLA PRINCIPAL
En la parte superior izquierda de la pantalla principal se tienen los menús
proyectos, calcular, informe y ayuda. En la parte izquierda de la pantalla principal
hay una serie de botones con los que se accede a las pantallas de consumo. De
los recursos (irradiación, viento e hídrico) y de los diversos componentes.
Menú consumo esperado y compra / venta a la red AC
Pulsando el botón consumo accedemos a la pantalla donde debemos detallar el
consumo esperado para la instalación. También se indica en esta pantalla las
opciones de compra / venta energía.
Figura 3.13 Pantalla consumo Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
57
Existen tres formas de introducir los datos de consumo: que son Media mensual,
desde perfil, desde fichero. Es preferible introducir los datos de cada hora W, y
deben estar ordenados en filas, habrán 8760*3 filas.
Figura 3.14 Pestaña gráfica consumo Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
iHOGA permite además realizar la gráfica del consumo, en base a los valores
ingresados. Podemos visualizar los días o los años.
Menú Irradiación
Al pulsar el botón recursos “IRRADIACIÓN” accedemos a la pantalla donde se
introducen los datos de la irradiación solar para el posterior cálculo de la energía
producida por los paneles fotovoltaicos.
Figura 3.15 Menú irradiación Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
58
Las fuentes de datos de irradiación pueden ser en datos diarios, medios mensuales
(Irradiación diaria mensual) o bien valores horarios sobre superficie horizontal en
. Se debe elegir el formato de los datos de irradiación siendo admitidos
valores de horas sol diario, Irradiación sobre la superficie horizontal e índice de
claridad. Para datos del fichero deben ser valores de irradiación sobre superficie
horizontal en . Y deben estar ordenados en filas empezando el 1 de enero
a las oh. Habrá 8760 filas ordenadas por fecha y por hora.
Botón sombreado
Haciendo clic en el botón sombreado aparece un cuadro donde podemos definir la
elevación de los obstáculos, frente al azimut, así como el factor de reducción de la
radiación directa, si el obstáculo tapa el sol (por defecto 100%).
Figura 3.16 Pantalla sombreado Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
Botón recurso eólico
En este botón se ingresan los valores de viento que se disponen, se pueden
ingresar datos desde una base de 8760 valores horarios, o se pueden ingresar
valores promedio. El programa presenta el comportamiento del viento y la gráfica
respectiva del viento, además nos entrega el valor de la velocidad media anual.
59
Figura 3.17 Pantalla recurso eólico Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
Botón datos técnicos (aerogeneradores, paneles fotovoltaicos, baterías)
Dentro de los componentes tenemos un botón que nos permite ingresar datos
técnicos para cada componente, es necesario introducir, los valores de costo,
niveles máximos de voltaje, niveles máximos de corriente, tiempo de vida de los
equipos, y curvas de potencia. Existen bases de datos propias del programa. Es
necesario introducir los que vienen proporcionados en las fichas técnicas de cada
equipo.
Figura 3.18 Pantalla componentes (baterías) Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
60
Botón auxiliares
Pulsando este botón se nos abre la pantalla para ingresar los datos de los equipos
auxiliares como el regulador de carga y el rectificador de voltaje. Además también
se ingresan datos financieros para que iHOGA pueda realizar el análisis de costo.
Figura 3.19 Botón auxiliares Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
Botón calcular
Una vez ingresados todos los valores correspondientes a recurso y a
componentes, se activa por default el botón calcular, de este modo se ingresa a
una pantalla donde se deben especificar las restricciones de la simulación. Dentro
de estas restricciones tenemos, energía no servida por el sistema, autonomía
mínima, capacidad nominal del banco de baterías, fracción de energía renovable
mínima, y costo actualizado de la energía, al especificar estas restricciones el
programa desechará los casos que no cumplan estas restricciones.
Figura 3.20 Pantalla botón calcular Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
61
3.1.7 PROCESO DE OPTIMIZACIÓN
El software iHOGA utilizado para la optimización de la estrategia y de los
componentes (optimización multiobjetivo), requiere información de consumo,
recursos energéticos y de componentes.
De un estudio minucioso y con la ayuda del software se procedió a seleccionar y
filtrar la información entregada por el software, considerando únicamente los casos
que están dentro de las restricciones establecidas. En la Tabla 3.1 se especifican
las restricciones de los escenarios seleccionados.
Restricciones para simulación
Energía no servida por el sistema autónomo 5%
Autonomía mínima (Banco de baterías) Mínimo 1 día, Máximo 2 días
Capacidad Nominal del banco de baterías (Ah) Menor que 20 veces la I Máxima del generador fotovoltaico.
Fracción renovable mínima 10
Costo actualizado máximo 10 $/ kWh
Tabla 3.1 restricciones establecidas en escenarios de simulación
Fuente: Autora
Figura 3.21 Restricciones ingresadas en la simulación del software iHOGA Fuente: Manual de Usuario iHOGA R. Dufo
62
3.2 PARÁMETROS NECESARIOS PARA EL ESTUDIO DEL
RECURSO SOLAR iHOGA
Además de las mediciones de radiación global se requieren datos de latitud,
longitud, inclinación de los paneles solares, azimut y reflectividad del suelo. Estos
datos se resumen en la Tabla 3.2.
Parámetros adicionales para el estudio del recurso
Localidad Parámetro Valor
Estación Terrena Cotopaxi del
Instituto Espacial Ecuatoriano
Longitud -0.62
Latitud -78.57
Inclinación de paneles solares 0
Azimut 180
Reflectividad del suelo (Pasto con vegetación) 0.2
Horas de adelanto solar invierno 1
Horas de adelanto solar verano 1
Tabla 3.2 Parámetros de radiación para introducir a iHOGA
Fuente: Autora
3.2.1 SEGUIMIENTO DE MÁXIMA POTENCIA (MPPT):
Con esta estrategia el voltaje fijado por las baterías (tensión del bus DC), de forma
que el voltaje sobre el generador fotovoltaico será la nominal del sistema (VbusDC),
es decir, la de un panel multiplicada por el número de paneles en serie:
( 3.5)
En este caso la potencia que suministra el generador fotovoltaico se calcula como
sigue:
( 3.6)
Donde G es la irradiancia sobre la superficie de los paneles, en kW/m2 y FS el
factor de seguridad elegido. En este caso la producción no depende prácticamente
nada de la temperatura ambiente (salvo para valores extremos de temperatura).
63
Sin seguimiento de máxima potencia MPPT:
En este caso el regulador de carga de las baterías dispone de seguimiento del punto
de máxima potencia, por lo que en cada instante los paneles generan la máxima
potencia posible, dependiendo de la irradiancia. La potencia se calcula como sigue,
si no se tiene en cuenta el efecto de la temperatura ambiente:
( 3.7)
Donde Pn es la potencia nominal (potencia pico, Wp) de los paneles fotovoltaicos.
Cálculo del número de paneles en serie teniendo en cuenta el voltaje de máxima
potencia en lugar de la nominal de los paneles:
En sistemas de pequeña potencia fotovoltaica con almacenamiento (baterías), el
número de paneles necesario se calcula según:
( 3.8)
Donde V es el voltaje nominal de las baterías y Vn_panel es el voltaje del panel
En sistemas de mayor potencia con conversión DC/DC y MPPT (sistemas
conectados a red…) normalmente el cálculo de los paneles en serie se realiza
según la ecuación (3.9).
( 3.9)
Vmax_p_panel es el voltaje de máxima potencia del panel.
Efecto de la temperatura ambiente:
El efecto de la temperatura ambiente Tamb (ºC) puede considerarse.
La temperatura interna de la célula Tc se calcula según:
64
( 3.10)
Una vez calculada la temperatura interna de la célula, la potencia generada por el
generador fotovoltaico se calcula según:
( 3.11)
3.3 PARAMÉTROS NECESARIOS PARA EL ESTUDIO DEL
RECURSO EÓLICO iHOGA
Además de los valores de viento se necesitan los siguientes parámetros como:
parámetro de forma, parámetro de correlación, altura de medición, velocidad de
calma. A continuación se calculan los parámetros de forma y correlación.
Velocidad de viento mensual
mes ENE FEB MAR APR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
velocidad viento mensual[m/s]
5.04 5.24 5.12 4.68 5.8 5.42 6.56 6.68 7.62 5.46 4.58 4.74
velocidad media[m/s] 5.58
Tabla 3.3 Velocidad promedio mensual INAMHI
Fuente: Autora
( 3.12)
65
( 3.13)
Parámetros adicionales para el estudio del recurso eólico iHOGA
Localidad Parámetro valor
Estación Terrena
Cotopaxi del
instituto espacial
Ecuatoriano
Longitud -0.62
Latitud -78.57
Altura de medición 10m
Parámetro de forma 0.14
Parámetro de correlación 0.65
Tiempo de Calma < 3 m/s
Coeficiente de rugosidad 0,131
Tabla 3.4 Tabla de parámetros de recurso eólico
Fuente: Autora
3.3.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Para realizar la simulación en iHOGA es necesario introducir valores de la ficha
técnica de los módulos fotovoltaicos, disponibles en el mercado y valores
financieros referidos a costos de inversión, costos de operación y mantenimiento.
Panel fotovoltaico opción1 250 W
Panel solar fotovoltaico Panasonic vbms245ae 245w 24vdc
Células
Tecnología Silicio poli cristalino
Número de células 60
Dimensiones 156 x 156 mm
Características estructurales
66
Dimensiones L x W x H
1665 x 991 x 38 mm
Peso 18 KG
Características eléctricas
Potencia máxima pmax 245 w
Tensión de circuito abierto Voc 37.10 V
Tensión punto máx. Potencia Vmpp 30.10 V
Intensidad de cortocircuito Isc 8.80 A
Intensidad de punto máx. Potencia Impp 8.23 A
Tabla 3.5 Resumen de ficha técnica de un panel solar de 250w
Fuente: Autora
Panel fotovoltaico Opción 2: 135 W
Panel solar fotovoltaico sunset px1456 135w 12vdc
Células
Tecnología Silicio poli cristalino
Número de células 36
Dimensiones 156 x 156 mm
Características estructurales
Dimensiones l x w x h 1480 x 660 x 35 mm
Peso 11.7 kg
Características eléctricas
Potencia máxima pmax 135 w
Tensión de circuito abierto voc 22.10 v
Tensión punto máx. Potencia vmpp 18.20 v
Intensidad de cortocircuito isc 8.50 a
Intensidad de punto máx. Potencia Impp 7.95 a
Tabla 3.6 Resumen de ficha técnica panel solar de 145w
* En condiciones estándar (STC) Irradiancia 1000W/m², AM 1.5, temperatura de la célula 25°C Fuente: Autora
Panel fotovoltaico Opción 3: Panel de 85W
PANEL SOLAR FOTOVOLTAICO o GMA 36 M 85W 12VDC
Células
Tecnología Silicio mono cristalino
Número de células 36
Dimensiones 125 x 125 mm
Características estructurales
Dimensiones L x W x H 1206 x 552 x 50 mm
Peso 8.0 KG
Características eléctricas
Potencia máxima pmax 85w
67
Tensión de circuito abierto Voc 21.60 V
Tensión punto máx. Potencia Vmpp 17.40 V
Intensidad de cortocircuito Isc 5.42 A
Intensidad de punto máx. Potencia Impp 4.89 A
Tabla 3.7 Resumen de ficha técnica panel solar de 85w
* En condiciones estándar (STC) Irradiancia 1000W/m², AM 1.5, temperatura de la célula 25°C Fuente: Autora
En el caso de estudio se han considerado 3 opciones de panel fotovoltaico, de esta
manera el programa en base a algoritmos genéticos selecciona el panel que resulta
más financiero y que técnicamente se acopla de mejor manera a las necesidades
del sistema híbrido.
3.3.2 TURBULENCIA DEL VIENTO
La turbulencia del viento es necesaria para conocer los cambios rápidos en la
dirección y velocidad del viento. En el COEC la turbulencia es de 0,16.
( 3.14)
3.3.3 DENSIDAD DEL AIRE
“La densidad del aire varia con la altura pues hasta una altitud de 11000 m sobre el
nivel del mar la temperatura disminuye linealmente con la altitud según la ecuación:
( 3.15)
donde T es la temperatura (K) a la altura sobre el nivel del mar H (m), T0 es la
temperatura al nivel del mar (288,15 K) y L es la tasa de variación de la temperatura
con la altura, L=0,0065 K/m.
68
Las ecuaciones de la presión atmosférica y de la densidad del aire son las
siguientes: “9
( 3.16)
( 3.17)
Dónde:
T Temperatura (K)
P Presión (Pa Densidad (kg/m )
H Altura sobre el nivel del mar (m)
Po Presión estándar a nivel del mar, 101325 (Pa)
To Temperatura estándar a nivel del mar, 288,15 (K)
g aceleración de la gravedad, 9,80665 (m/s )
L Tasa de variación de la temperatura, 0,0065 (K/m)
R Constante de los gases ideales, 8,31432 (J/mol·K)
M Peso molecular del aire seco, 28,9644 (g/mol)
Teniendo en cuenta la ley de los gases ideales:
(3.18)
Donde es la densidad al nivel del mar (1.225 kg/m).
Sustituyendo se obtiene la relación entre la densidad a la altura H y la densidad al
nivel del mar:
(3.19)
La potencia del aerogenerador a una altura diferente al nivel del mar debe
multiplicarse por la relación
9 Rdufo Unizar Manual de Usuario iHOGA
69
3.3.4 EFECTO DE LA TEMPERATURA AMBIENTE:
Para los aerogeneradores se requiere la temperatura a la altura del buje, así como
para los paneles fotovoltaicos se requiere la temperatura a la altura de colocación.
En este caso la relación se calcula según la siguiente ecuación:
(3.20)
3.3.5 AEROGENERADORES
De manera análoga a la parte solar, para realizar la simulación del recurso eólico
en iHOGA es necesario introducir valores de la ficha técnica de los
aerogeneradores, disponibles en el mercado junto a los valores financieros
referidos a costos de inversión, costos de operación y mantenimiento.
En el caso de estudio se han considerado 2 opciones de aerogenerador, en base a
la altura de medición, tipo de viento y velocidad predominante, con estos datos el
programa en base a algoritmos genéticos selecciona el mejor aerogenerador desde
el punto de vista técnico y financiero.
Figura 3.22 Energía producida por los aerogeneradores Fuente: Autora
La energía requerida durante un día es de 893 kWh. Y la energía mínima producida
acumulada por los aerogeneradores según la Figura 3.22 muestra que el
7,489535247
508,5827235
63,28291737121,7088885
0
100
200
300
400
500
600
ENERGIA AERO1,6KW
ENERGIA AERO225KW
ENERGIA AERO10KW
ENERGÍAAERO30KW
Ener
gía
kwh
Energía diaria producida por diferentes tipos de Aerogeneradores
70
aerogenerador que más produce es del 225kw, sin embargo el que mayor eficiencia
tiene es el aerogenerador del 10kw, pues este produce en el día 6 veces su
capacidad nominal siendo este el mejor.
Este valor es importante para tener una idea de la energía que se requiere
diariamente y la que se puede producir y así ingresar en el programa equipos de
generación adecuados.
Aerogenerador Opción 1
Características técnicas , eléctricas y de funcionamiento MODELO ENAIR 30
Numero de hélices 3
Material de hélices Fibra de vidrio con resina epoxi
Generador 250 rpm 24 polos imanes de neodimio
Potencia 3000W
Potencia nominal curva 1500 W
Voltaje 24/48/220
Clase de viento IEC /NVN I-A
Diámetro 3,2m conexión a red, 4.1m (carga de Baterías)
Área de barrido 8,1/13,2m2
Peso 130kg
Aplicaciones Conexiones aisladas a Baterías /Conexión a red eléctrica
Velocidad para arrancar 2m/s
Velocidad nominal 10m/s
Velocidad del paso variable 14 m/s
Velocidad soportada Más de 60m/s
Rango de generación eficiente 2 a más de 60 m/s
Tipo Rotor horizontal a barlovento
orientación Sistema pasivo timón de orientación
Control de potencia Sistema de paso variable pasivo , centrifugo
Transmisión Directa
Freno Eléctrico
Controlador Opción de conexión a red y banco de baterías
Inversor Eficiencia 95% algoritmo MPPT
Ruido Ruido al mínimo debido a las palas y las bajas revoluciones de trabajo 1% más en db que el ruido del ambiente
Torre 12,15,18 m abatible, atirantada o de celosía
Figura 3.23 Datos técnicos de aerogenerador opción 1 Fuente: Autora
71
Aerogenerador Opción 2
Características técnicas , eléctricas y de funcionamiento MODELO ENAIR 70
Numero de hélices 3
Material de hélices Fibra de vidrio con resina epoxi
Generador 250 rpm 24 polos imanes de neodimio
Potencia 5500W
Potencia nominal curva 3500 W
Voltaje 24/48/220
Clase de viento IEC /NVN I-A
Diámetro 3,2m conexión a red, 4.1m (carga de Baterías)
Área de barrido 8,1/13,2m2
Peso 130kg
Aplicaciones Conexiones aisladas a Baterías /Conexión a red eléctrica
Velocidad para arrancar 2m/s
Velocidad nominal 10m/s
Velocidad del paso variable 14 m/s
Velocidad soportada Más de 60m/s
Rango de generación eficiente 2 a más de 60 m/s
Tipo Rotor horizontal a barlovento
orientación Sistema pasivo timón de orientación
Control de potencia Sistema de paso variable pasivo , centrifugo
Transmisión Directa
Freno Eléctrico
Controlador Opción de conexión a red y banco de baterías
Inversor Eficiencia 95% algoritmo MPPT
Ruido Ruido al mínimo debido a las palas y las bajas revoluciones de trabajo 1% más en db que el ruido del ambiente
Torre 12,15,18 m abatible, atirantada o de celosía
Figura 3.24 Datos técnicos aerogenerador opción 2 Fuente: Autora
3.4 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y ACONDICIONAMIENTO
DE POTENCIA
3.4.1 ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA BANCO DE BATERÍAS
Un componente fundamental del sistema de energía es el sistema de
almacenamiento de energía, para los sistemas fotovoltaicos debido a que hay que
balancear la energía entre la producción y su uso, es decir la disponibilidad de
energía en ausencia de luz o viento.
El dimensionamiento de las mismas es clave en sistemas aislados pues su tiempo
de vida es corto y su inversión es muy alta. Entre los diferentes tipos de batería
tenemos las baterías de plomo líquido y en gel, de los cuales la más utilizada por
su costo es la batería de plomo líquido.
72
El tiempo de vida de una batería depende directamente de la calidad de carga y
descarga de la misma, es recomendable no descargar las baterías más allá del
50%.
Otro factor importante es la temperatura pues a altas temperaturas disminuye su
tiempo vida y a bajas temperaturas sufre problemas en la carga.
Mantener un valor entre 20 y 25°C es recomendable.
En el caso de estudio consideraron dos tipos de baterías de diferentes capacidades,
realizando un cálculo rápido se tiene que la capacidad en amperios hora que se
necesita resulta de dividir la energía que ser requiere por día para el voltaje nominal
del inversor.
Con esta referencia se dan dos opciones de baterías de diferentes capacidades
para que sea el programa el que elija la mejor opción.
Baterías, opción 1: 500Ah
Batería RITAR RA 12 2V 500Ah
Cells per unit 1
Voltaje per unit 2
Capacity 500 Ah@20hr;rate to 1,75 V per cell
Weight 30.5kg
Max descarga Current 2500 A (5 sec)
Internal resistance 1 mW
Operation temperatura Range Carga: 20-50 C /Descarga: -40/ 60 ºC Storage: -40/ 60 ºC
Normal operating temperatura range 25 ºC
Recomenndee Maximum Charging current limit 100A
Container Material A.B.S (UL 94-HB) Flammability resistance of UL 94-V1
Figura 3.25 Datos técnicos de batería 500 Ah
Fuente: Ficha técnica Baterías RITAR RA12-40D
Baterías Opción 2: 390Ah
Batería RITAR RA6200 2V 390 Ah
MODELOS RA6-200D
Tipo de batería BATERÍAS ESTACIONARIAS
LIBRE DE MANTENIMIENTO
73
CICLO PROFUNDO
ELECTROLITO TIPO AGM
VRLA RITAR VALVE REGULATED LEAD ACID
Aplicaciones FOTOVOLTAICA/UPS
Peso aproximado 29.0 Kg
Dimensiones 322(L)×177.5(W)×226(H)
Tipo de electrolito ELECTROLITO TIPO AGM
Voltaje nominal 2 Vdc
Voltaje flotación 6.8 TO 6.9 VDC/UNIT AVERAGE AT 25OC
Voltaje de ecualización 7.3 TO 7.4 VDC/UNIT AVERAGE AT 25OC
Capacidades nominales 390AH@10HR-RATE TO 1.80V PER CELL @25OC
Máxima corriente de descarga 2000 A (5 SEC)
Límite de máxima carga recomendado 60.0 A
Rango de temperatura de operación
DESCARGA: -20°C ~ 60°C
CARGA: 0°C ~ 50°C
ALMACENAMIENTO: -20°C ~ 60°C
Rango normal de operación 25°C ± 5°C
AUTODESCARGA MENSUAL MÁXIMA A 20ºc
NO MAYOR AL 3% 25°C
Tipo de terminales TERMINAL F14/F16
Facilidad de transporte CADA UNIDAD TIENE DOS ASAS DESPLEGABLES PARA MANIPULACIÓN Y TRASLADO.
Datos del contendor (caja) A.B.S. (UL94-HB), INFLAMABLE PARA UL94-V1
Certificados de calidad ISO 9001:2000 / RU MH28539 / CE G4M206-0910-E-6 /UkAS QUALITY MANGMENT
Garantía GARANTÍA CONTRA DEFECTOS DE ORIGEN: 12 MESES
GARANTÍA DE EXPECTATIVA DE VIDA: ENTRE 84 Y 120 MESES
Tabla 3.8 Datos técnicos batería de 390 Ah
Fuente: Ficha técnica Baterías RITAR RA6200
3.4.2 ESTADO DE CARGA MÍNIMO
Este estado representado en iHOGA por (SOCmin) es la máxima profundidad de
descarga permitida igual al 100-PDmax. Intensidad máxima admisible por cada
batería (Imax), en A. Suele ser el 20% de la capacidad nominal en Ah.
Cada batería requiere el número de ciclos de vida. ”El programa, para cada pareja
de profundidad de descarga (Prof en %) - ciclos de vida (Ciclos), calcula la energía
ciclada en la vida de las baterías (siempre que Prof < [100-SOCmin], ya que para
valores superiores de Prof nunca operará la batería): “10
(3.17)
10 Rdufo Unizar “Manual de Usuario iHOGA”
74
El número de ciclos equivalentes lo calcula como:
( 3.18)
3.4.3 INVERSOR
El inversor influye en el funcionamiento y en el costo total del sistema. Es un
elemento cuya curva de rendimiento es dependiente de la potencia.
En el programa se debe garantizar que el inversor pueda satisfacer toda de
demanda, pues si este no cubre la máxima potencia habrá carga que se quede sin
energía. Por ello se utiliza el valor máximo de potencia del inversor en este caso de
171 kW.
En el mercado se encontraron inversores de menor potencia, por lo que se ha
tomado uno de ellos para la conexión en paralelo de 3 inversores de 60 kVA. Con
esto al programa se le dan dos opciones uno de 180 kVA, y otro de 175 kVA.
Inversor opción 1: 60 kVA
Solectria PVI 60 kVA
Voltaje de salida 208 V, 240 V, 480 V, 600V AC
Corriente de salida
208 V AC: 167 A 240 V AC: 145 A 480 V AC: 73 A 600 V AC: 58 A
Frecuencia 60 Hz
Distorsión harmónica < 3%
Voltaje de entrada 312 – 500V DC MPPT 600 V DC máx
Corriente de entrada 201 A
Eficiencia 95,5% CEC
Certificados UL 1741/IEEE 1547, IEEE 1547.1 IEEE 62.41.2, IEEE 62.45, IEEE C37.90.2, CSA C22.2#107.1, FCC parte 15 B
Garantía 5 años estándar
Rango de temperatura -25ºC a 50ºC
Humedad relativa (sin condensación) 5 - 95%
Dimensiones 1930 x 1422 x 744 mm
Peso 694 Kg
Tabla 3.9 Datos técnicos inversor 60kVA
Fuente: Ficha técnica inversor Solectria PVI 60 kVA
75
Inversor Opción2: 175 kVA
Ingecon SUN 175 kVA
Voltaje de salida 220 V AC
Corriente de salida 368 A
Frecuencia 60 Hz
Distorsión harmónica < 3%
Voltaje de entrada 100V DC máx
Corriente de entrada 400 A
Eficiencia 98,5% CEC
Certificados UL 1741/IEEE 1547, IEEE 1547.1 IEEE 62.41.2, IEEE 62.45, IEEE C37.90.2, CSA C22.2#107.1, FCC parte 15 B
Garantía 5 años estándar
Rango de temperatura -25ºC a 65ºC
Humedad relativa (sin condensación) 5 - 95%
Dimensiones 1930 x 1422 x 744 mm
Peso 694 Kg
Tabla 3.10 Datos técnicos inversor 175kVA
Fuente: Ficha técnica Ingecon sun 175 kVA
76
CAPÍTULO 4
4. DISEÑO DEL SISTEMA HÍBRIDO [15] [16]
4.1 ESTUDIO DE CARGA
Para realizar el estudio de carga del COEC, se tenían tres métodos posibles entre
los cuales estaban el levantamiento de potencia instalada, la utilización de un
formulario de consumo eléctrico por carga y horarios de uso de energía y la
obtención de medidas de potencia mediante un analizador de energía. De los tres
métodos disponibles, se utilizó el método del analizador de energía y el método del
levantamiento de potencia instalada.
4.1.1 CURVA DE CARGA ACTUAL DEL COEC
Para obtener mediciones de potencia de precisión, se solicitó a la Empresa
Eléctrica Cotopaxi, el equipo de medición y análisis de energía eléctrica Power
Quality Analizer, clase A.
Equipo que se instaló el día 20 de septiembre del 2013 a las 16h00 en las entradas
trifásicas de alimentación de energía eléctrica de bajo voltaje del COEC.
Este equipo tomó mediciones con una frecuencia de 10 minutos, durante 9 días.
Los datos obtenidos del analizador son: mediciones de energía, potencia, voltaje,
corriente tanto por fase como totales.
Con esta información se realizó un primer filtro con la potencia total horaria, para
obtener los 8760 valores necesarios para la introducción al software iHOGA. Se
asumió que esta curva de carga tiene un comportamiento constante durante todo
el año.
VER ANEXO 2 Mediciones horarias de potencia y energía del COEC del IEE,
Analizador de energía Power Quality Analizer, clase A, Empresa Eléctrica Cotopaxi.
77
Utilizando el software Wind PQ software propio del Equipo se obtuvieron gráficos
de un fin de semana y de una semana completa para saber los valores máximos y
mínimos de demanda de potencia activa y reactiva. En las Figuras que se muestran
a continuación se indican los resultados de las mediciones en sus gráficas
respectivas.
Figura 4.1 Curva de potencia activa de un fin de semana del COEC Fuente: Software Wind PQ
En un fin de semana la potencia total máxima es de 43kW y la potencia total mínima
es de 25kW. Mientras que durante la semana en un día normal la potencia total
máxima es de 58kW y la potencia mínima es de 25kw.
Figura 4.2 Curva de potencia reactiva de un fin de semana del COEC. Fuente: Software Wind PQ
78
Figura 4.3 Curva de potencia activa de una semana del COEC. Fuente: Software Wind PQ
El consumo de potencia reactiva del COEC, es de 15 kVAr máximo. Esto se debe
a la presencia de cargas no lineales como motores y demás elementos activos
como fuentes e instrumentación electrónica.
Figura 4.4 Curva de potencia reactiva una semana estación Cotopaxi Fuente: Software Wind PQ
Figura 4.5 Curva de energía de una semana del COEC Fuente: Software Wind PQ
79
En energía el valor mínimo de consumo diario es de 4 kWh, y el consumo máximo
de un día ordinario es de 10 kWh. Estos valores son datos instantáneos.
Utilizando el Excel se procedió a obtener una base de datos de 8760 valores uno
para cada hora del año.
Además con datos proporcionados por la Empresa Eléctrica Quito se tiene la curva
de demanda anual del año 2013 donde se observa que el mes con mayor demanda
es el mes de diciembre con 6 440 W, mientas que el mes con menor demanda es
el mes de junio con 32 545 W Los meses restantes mantienen un comportamiento
constante que oscila entre los 45 000 W.
El dimensionamiento debe realizarse para el mes con mayor consumo de demanda
pues es la peor condición, se ha tomado las mediciones del analizador como base
para obtener la curva de demanda máxima y esta viene dada en el mes de
septiembre. Cuyo valor es de potencia máxima es de 51 067W y su potencia media
es de 33 120, 43 W.
4.1.2 ENERGÍA DEL COEC
La energía que el COEC requiere durante una hora se obtuvo al integrar los valores
de potencia en el intervalo de 10 minutos, este valor es de 51,59 kWh. La energía
diaria que se requiere en un día se obtuvo sumando los valores de energía día por
día. El valor que se requiere de energía diaria es de 893,42 kWh. Este valor debe
ser cubierto por las fuentes de generación de energía.
Figura 4.6 Energía horaria del COEC Fuente: Autora
51,59
0102030405060
Energía horaria de la estación Cotopaxi
80
Figura 4.7 Energía acumulada en el día estación Cotopaxi Fuente: Autora
Figura 4.8: Demanda anual del COEC Fuente: Autora
4.1.3 REQUERIMIENTOS DE CORRIENTE Y POTENCIA
Valores de corriente
IL1 máx. [A] IL2 máx. [A] IL3 máx. [A] I N máx. [A]
VALOR MÍNIMO 88,42 72,63 71,65 10,32
VALOR MÁXIMO 368,02 329,95 321,52 39,30
VALOR PROMEDIO 224,46 193,43 208,96 13,68
Tabla 4.1 Corriente por fase
Fuente: Autora
La corriente máxima detectada es de 368,02 A mientras que el valor promedio de
corriente es de 224, 46A.
893,4195833
689,0473167
0
200
400
600
800
1000
ENER
GÍA
[K
WH
]
Energía diaria medida en la estación Cotopaxi
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Po
ten
cia
[W]
mes año 2013
Demanda anual de la estación Cotopaxi
81
Valores de potencia
P L1 [W] P L2 [W] P L3 [W] POTENCIA TOTAL [W]
VALOR MÍNIMO 9140,00 6312,14 7609,85 23609,80
VALOR MÁXIMO 23093,40 19001,60 17841,10 58950,00
VALOR PROMEDIO 12927,81 9357,61 10600,91 32886,33
Tabla 4.2 Potencia total por fase
Fuente: Autora
P L1 máx. [W]
P L2 máx. [W]
P L3 máx. [W]
P total máx. [W]
VALOR MÍNIMO 10502,60 7359,21 8400,72 27084,60
VALOR MÁXIMO 33979,00 29765,30 28074,30 91470,30
VALOR PROMEDIO 21367,84 17711,58 19296,22 58323,72
Tabla 4.3 Potencia máxima por fase
Fuente: Autora
La curva de demanda del COEC tiene un comportamiento similar al de una oficina
de trabajo, siendo sus horas de mayor consumo desde las 8h00 hasta las 17h00.
Las fases están en promedio equilibradas, sin embargo la fase que más carga
presenta es la fase 1.
EL Valor máximo de potencia es de 91 470 W, y el valor promedio es de 58 323 W.
4.1.4 PROYECCIÓN FUTURA
La proyección futura para el año 2015 se calculó considerando una tasa de
crecimiento de 1,08 %, tasa que se obtuvo al analizar el crecimiento desde el año
2011 por cada mes para potencia activa y potencia reactiva.
CÁLCULO DE LA TASA DE PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL COEC
2011 ENE FEB MAR ABR MAY JUN
Energía Activa kWh 8 505,15 8 575,78 8 634,78 8 698,73 8 760,37 8 822,65
Tasa de crecimiento 1,09 1,08 1,08 1,08 0,16 1,08
Energía Reactiva kVArh 1 304,19 1 311,54 1 316,60 1 321,86 1 326,88 1 332,04
Tasa crecimiento 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 7,16
2011 JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Energía Activa kWh 8 885,35 8 949,63 9 010,23 9 070,05 9 126,75 9 187,31
82
Tasa de crecimiento 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08
Energía Reactiva kVArh 1 337,68 1 342,08 1 346,69 1 350,99 1 355,59 1 360,40
Tasa crecimiento 1,04 1,04 1,04 1,03 1,03 1,03
2012 ENE FEB MAR ABR MAY JUN
Energía Activa kWh 9 239,00 9 300,62 9 362,02 9 418,81 1 373,19 9 543,20
Tasa crecimiento 1,08 1,08 1,08 1,08 7,43 1,08
Energía Reactiva kVArh 1 363,52 1 366,56 1 369,81 1 373,19 1 376,70 9 543,20
Tasa de crecimiento 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 0,15
2012 JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Energía Activa kWh 9 603,95 9 668,72 9730,65 9 788,33 9 844,42 9 901,00
Tasa crecimiento 1,08 1,07 1,07 1,07 1,07 1,07
Energía Reactiva kVArh 1 384,50 1 389,67 1 393,86 1 397,85 1 402,02 1 405,96
Tasa de crecimiento 1,02 1,02 1,02 1,02 1,01 1,01
2013 ENE FEB MAR ABR MAY JUN
Energía Activa kWh 9 962,50 10 024,55 10 080,64 10 143,68 10 201,47 10 265,69
Energía Reactiva kVArh 1409,45 1412,79 1414,93 1416,81 1417,55 1417,80
2013 JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Energía Activa kWh 10 328,54 10 388,11 10 457,94 10 457,94 10 521,45 10 641,02
Energía Reactiva kVArh 1 418,53 1 418,74 1 418,94 1 418,94 1 419,30 1 420,21
ENE FEB MAR ABR MAY JUN
tasa de crecimiento media Energía activa
1,08 1,08 1,08 1,08 3,79 1,08
tasa crecimiento media Energía reactiva
1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 3,66
JUL AGO SEP OCT NOV DIC
tasa de crecimiento media Energía activa
1,08 1,08 1,08 1,07 1,07 1,08
tasa crecimiento media Energía reactiva
1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02
Tabla 4.4 Tasa de crecimiento de la demanda estación Cotopaxi Fuente: Autora
4.1.5 PROYECTO DE GENERACIÓN DE GEO INFORMACIÓN
El gobierno nacional en conjunto con la SENPLADES vienen desarrollando un
proyecto de generación de geo información para la gestión del territorio a nivel
nacional para lo cual han creado la Coordinación General del Sistema de
Información Nacional (CGSIN), además han realizado alianzas estratégicas en
conjunto con el MAGAP, el Consejo Provincial de Pichincha y el Instituto Espacial
Ecuatoriano, para que este proyecto se lleve a cabo se tiene previsto que estas
instituciones se trasladen hacia el sector del COEC.
83
En el presente estudio se recopiló información para conocer la demanda de las tres
instituciones que van a formar un solo centro de investigación y trabajo a futuro
considerando la tasa de crecimiento.
4.1.6 CURVA DE CARGA MAGAP
En el edificio del MAGAP ubicado en la Av. Amazonas y Av. Eloy Alfaro 5to piso,
funcionan aproximadamente 16 oficinas donde se desarrolla y recopila la
información para el proyecto nacional (CGSIN).
Estas oficinas reciben la energía eléctrica de un sistema de energía regulada
conformada por tres UPS de: 30 kVA, 20 kVA y 10 kVA respectivamente.
CARACTERÍSTICAS UPS MAGAP
Ups Potencia nominal [kVA] Marca Frecuencia
UPS1 10 CELCO 60
UPS2 20 DELTA 60
UPS3 30 DELTA 60
Tabla 4.5 Especificaciones UPS de MAGAP
Fuente: Autora
Las mediciones realizadas recopilan información de potencia energía, corriente y
voltaje por fase y totales.
La frecuencia de la mediciones fue de 1 hora y las mediciones se realizaron durante
una semana ordinaria y un fin de semana, desde el día lunes 6 hasta el hasta el día
14 de enero del 2 014.
En la Figura 4.9 se puede observar que el comportamiento de la carga es constante,
en el horario de 8 a 5 de la tarde la potencia llega a los valores máximos, mientras
que en el resto de horas la demanda es mínima, casi llegando a cero. Este es el
comportamiento típico de una oficina. La potencia máxima medida es 35,4 kW,
mientras que la potencia mínima es 2,20 kW.
VER ANEXO 3 Mediciones de demanda del MAGAP
84
Figura 4.9 Curva de potencia MAGAP Fuente: Autora
4.1.7 CURVA DE CARGA CONSEJO PROVINCIAL
Las oficinas del Consejo Provincial de Pichincha están ubicadas en la Av. Patria y
Páez, 3er piso, el personal está encargado de recopilar información para el proyecto
nacional de información y la elaboración de un catastro para todo el país con
información cartográfica para la SENPLADES.
Estas oficinas reciben la energía eléctrica de los alimentadores del edificio y no
poseen un centro de energía regulada. Para realizar las mediciones y obtener el
valor de potencia se realizó un formulario de potencia instalada.
ÍTEM CANTIDAD Descripción Potencia unitaria
W
Potencia total
W
1 26 Computadoras Lenovo trade mark thinkcentre M92P 508 13 208
2 26 Monitores ThinkVision 180 4 680
3 26 UPS trip lite internet 300 7 800
4 1 Ploter HP Designjet 5500 ps Model Q1253A 400 400
5 1 Impresora Richoh aficio SP C430DN 1 600 1 600
6 1 Impresora kyocera KM-2550 sidealt comp 1 080 1 080
7 1 Microondas Electrolux 1 000 1 000
8 26 Luminarias silvania 32 W 32 832
POTENCIA TOTAL 30 600
Tabla 4.6 Potencia instalada de oficinas Consejo Provincial de Pichincha
Fuente: Autora
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
06
.01
.20
14
06
.01
.20
14
06
.01
.20
14
07
.01
.20
14
07
.01
.20
14
08
.01
.20
14
08
.01
.20
14
08
.01
.20
14
09
.01
.20
14
09
.01
.20
14
10
.01
.20
14
10
.01
.20
14
11
.01
.20
14
11
.01
.20
14
11
.01
.20
14
12
.01
.20
14
12
.01
.20
14
13
.01
.20
14
13
.01
.20
14
13
.01
.20
14
14
.01
.20
14
14
.01
.20
14
15
.01
.20
14
15
.01
.20
14
PO
TEN
CIA
[K
W]
Curva de demanda MAGAP
85
El comportamiento de la carga tiene el patrón de comportamiento de una oficina,
es decir en las horas de 8 de la mañana a 5 de la tarde se tiene la máxima potencia
y en el resto de horas el consumo tiende a ser cero, con esta consideración el valor
de la potencia instalada ha sido multiplicado por 0,9 en las horas de uso normal y
por 0,01 en el resto de horas.
La curva estimada es la que se presenta en la Figura 4.10 donde se observa que
la potencia máxima es de 27 540 W desde las 8 de la mañana hasta las 5 de la
tarde y de 306 W en el resto de horas. Ver ANEXO 4 estimación de potencia
Consejo Provincial
Figura 4.10 Curva de potencia del Consejo provincial Fuente: Autora
4.1.8 CURVA DE CARGA IGM QUITO.
Entre las avenidas Seniergues E4-676 y Gral. Telmo Paz y Miño, Edif. IGM 2do y
4to piso funcionan las oficinas del Instituto Espacial Ecuatoriano.
Éstas oficinas también pertenecen al proyecto nacional y por ende van a trasladarse
para el año 2015 hacia el COEC en el sector del Boliche. El estudio realizado en
estas oficinas es el mismo que se realizó en el MAGAP. El cual consiste en tomar
mediciones horarias de un día ordinario y de un fin de semana en los alimentadores
de entrada de los UPS que alimentan la carga.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
0:0
0
10
:00
20
:00
6:0
0
16
:00
2:0
0
12
:00
22
:00
8:0
0
18
:00
4:0
0
14
:00
0:0
0
10
:00
20
:00
6:0
0
16
:00
2:0
0
12
:00
22
:00
8:0
0
18
:00
4:0
0
14
:00
PO
TEN
CIA
W
Curva de demanda del Consejo Provincial
86
Las mediciones fueron realizadas en dos UPS de 10 kVA y 20 kVA cuyas
características se detallan en la Tabla 4.7.
Ver anexo 5: Mediciones de potencia de IGM.
CARACTERÍSTICAS UPS MAGAP
Ups Potencia nominal [kVA] Marca
UPS1 10 Power Com ECM
UPS2 20 General Electric LP series version 1.63
Tabla 4.7: Especificaciones ups IGM
Fuente: Autora
Figura 4.11 Curva de potencia del Instituto Geográfico Militar Fuente: Autora
4.1.9 CURVA DE CARGA CONSIDERANDO LA PROYECCIÓN FUTURA
Para obtener la curva unificada de potencia, se procedió a sumar hora por hora,
los valores de potencia de los 365 días del año las curvas de cada institución
COEC, MAGAP, IGM y Consejo Provincial.
Así se tiene el valor máximo de potencia para el año 2015 y es para éste valor para
el cual se va a realizar el dimensionamiento del sistema híbrido.
En la Figura 4.12 y Figura 4.13 se pueden ver las gráficas que resume las curvas
de demanda y la gráfica de la demanda total para el año 2015.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0:0
0
9:0
0
18
:00
3:0
0
12
:00
21
:00
6:0
0
15
:00
0:0
0
9:0
0
18
:00
3:0
0
12
:00
21
:00
6:0
0
15
:00
0:0
0
9:0
0
18
:00
3:0
0
12
:00
21
:00
6:0
0
15
:00
0:0
0
9:0
0
18
:00
PO
TEN
CIA
[K
W]
Curva de demanda IGM
87
Figura 4.12 Resumen de demandas de las instituciones del proyecto de geo información Fuente: Autora
Figura 4.13 Demanda para el año 2015 del COEC Fuente: Autora
4.2 RECURSO SOLAR
En estudio se determina la irradiación global mínima medida sobre la superficie
horizontal. Para ello se buscaron fuentes de información sobre radiación solar entre
las cuales se tienen las mediciones de la estación meteorológica M120 del Instituto
Nacional de Meteorología e Hidrología INAMHI, las mediciones históricas de
radiación datan desde el año 2007.
147,5078 151,7074
020406080
100120140160
SAB
AD
O
DO
MIN
GO
LUN
ES
MA
RTE
S
MIE
RC
OLE
S
JUEV
ES
VIE
RN
ES
Po
ten
cia
[]kW
]
Proyección de demanda de la Estación Cotopaxi año 2015
ESTACION COTOPAXI
MAGAP
IGM
CONSEJO PROVINCIAL
PROYECTO 2015
147,5078 151,7074
020406080
100120140160
SAB
AD
O
DO
MIN
GO
LUN
ES
MA
RTE
S
MIE
RC
OLE
S
JUEV
ES
VIE
RN
ES
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda deL COEC año 2015
88
Para el estudio se tomaron valores promedio desde el año 2007 hasta el año 2012,
pues el software iHOGA requiere mediciones horarias diarias, y/o mediciones
medias mensuales de irradiación.
4.2.1 RADIACIÓN SOLAR, INAMHI
El INAMHI proporcionó mediciones de radiación promedio mensual y mediciones
de heliofanía (horas sol diarias) promedio mensual.
A continuación se observa la Tabla 4.8 con mediciones de heliofanía relativa
mensual, medida a las 13h00, hora de mayor incidencia de radiación.
Medidas de Heliofanía relativa mensual datos históricos
ene feb mar abril may jun jul ago sep oct nov dic
2007 25 25 14 23 34 22 41 42 21 38 22 26
2008 30 45 10 13 28 22 42 31 31 27 22 28
2009 28 23 14 19 20 17 5 5 23 18 25 36
2010 19 17 24 17 26 17 40 37 27 21 33 34
2011 40 30 21 10 10 10 5 39 24 38 24 18
2012 32 24 31 16 32 22 22 35 35 30 35 35
MEDIA 29 27 19 16 25 18 25 31 26 28 26 29
Tabla 4.8 Heliofanía relativa fuente: INAMHI
Fuente: Autora
Figura 4.14 Heliofanía promedio años -2007 2012 Fuente: Autora
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
Heliofanía relativa promedio desde el año 2007 hasta el año 2012
89
El mes que menor heliofanía presenta es el mes de abril con 20 horas sol y el mes
con mayor cantidad de horas sol es el de agosto con 30 horas sol.
Las mediciones de radiación solar proporcionadas por el INAMHI se indican en la
Tabla 4.9
4.2.2 RADIACIÓN SOLAR, NASA
Para tener información más sólida y poder contrarrestar la información
proporcionada por el INAMHI, se acudieron a las fuentes gratuitas de
reconocimiento mundial, entre ellas están las publicadas por la NASA, ubicadas en
la siguiente dirección:
https://eosweb.larc.NASA.gov/cgi-bin/sse/[email protected]
Al comparar los valores se observa que las mediciones menores, es decir la peor
condición está dada por las mediciones del INAMHI. En la Tabla 4.9 se resume lo
mencionado.
Mediciones de radiación solar global
Fuente INAMHI Fuente
NASA
mes ( kWh/m2/día) ( kWh/m2/día)
Enero 3.44 4.13
Febrero 3.76 4.08
Marzo 3.22 4.2
Abril 3.68 4.13
Mayo 3.17 4.13
Junio 3.26 4.2
Julio 3.37 4.29
Agosto 3.55 4.38
Septiembre 3.55 4.4
Octubre 3.52 4.42
Noviembre 3.48 4.34
Diciembre 3.38 4.15
Tabla 4.9 Mediciones de radiación global en la superficie horizontal NASA vs
INAMHI. Fuente: Autora
90
Figura 4.15 Radiación global sobre la superficie horizontal Fuente: Autora
La radiación mínima es de 3,17 kWh/m2/día para el mes de mayo, mientras que en
la NASA el valor mínimo es de 4,08 kWh/m2/día para el mes de febrero.
Mientras que el mes de radiación máxima corresponde según el INAMHI al mes de
febrero con 3,77 kWh/m2/día mientras que según la NASA corresponde al mes de
octubre con 4,42 kWh/m2/día.
Estas mediciones no son coincidentes pero su valor promedio presenta un valor
muy cercano al obtenido en sitio, siendo la radiación media anual para el COEC la
medida por la NASA de 4,24 kWh/m2/día.
Las características climatológicas del sector describen una zona con cielo
parcialmente nublado en su mayoría de tiempo, con presencia de neblina y
nubosidad, temperaturas bajas entre 5°C y 16°C máximo.
Ese comportamiento climático se refleja en las mediciones bajas, en comparación
con otros lugares del Ecuador como las islas Galápagos donde la radiación
promedio es de 6,12 kWh/m2/día.
La característica que resulta de la observación de campo es que durante el día
entre las horas de 7 a 10 pasa nublado, el cielo se despeja desde las 12 hasta las
3 de la tarde para volverse a nublar por el resto de horas.
0
1
2
3
4
5
Rad
iaci
ón
Radiación global sobre la superficie horizontal mensual
inamhi
nasa
91
4.2.3 RADIACIÓN, ATLAS SOLAR [17]
Figura 4.16 Insolación difusa promedio Fuente: Atlas Solar Oficial CONELEC
Una tercera fuente de información es el atlas solar del CONELEC, que tiene
información de insolación global, directa y difusa promedio. Los mapas analizados
para el estudio tienen la finalidad de contrarrestar la información de las otras dos
fuentes de datos, y con ello seleccionar una fuente de datos y trabajar con esas
mediciones en el software iHOGA.
Según el atlas solar del CONELEC, la provincia de Cotopaxi se encuentra en la
isohelia 2 400, lo que implica que su valor es de 2,4 kWh/m2/día.
92
Figura 4.17 Insolación directa promedio Fuente: Atlas Solar Oficial CONELEC
Según el Atlas solar del CONELEC el mapa de insolación directa promedio, para la
provincia de Cotopaxi se tiene un valor de 3,3 kWh/m2/día.
Figura 4.18 Mapa de insolación global promedio Fuente: Atlas Solar Oficial CONELEC
93
Según el Atlas solar del CONELEC, el mapa de insolación global promedio para
Cotopaxi el valor de insolación global es de 4 950 Wh/m2/día.
Una vez analizadas las tres fuentes de información disponibles, se ha observado
que el valor de radiación más bajo se encuentra en las mediciones proporcionadas
por el INAMHI, mientras que las medidas de la NASA coinciden con los valores del
atlas solar. Por lo que la fuente considerada para el software iHOGA, son las
mediciones de la NASA.
mes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
kWh/m2/día 4,13 4,08 4,2 4,13 4,13 4,2 4,29 4,38 4,40 4,42 4,34 4,15
Tabla 4.10 Datos de radiación promedio ingresados en iHOGA recurso solar
Fuente: Autora
Figura 4.19 Radiación promedio histórica COEC Fuente: Autora
4.3 RECURSO EÓLICO
4.3.1 POTENCIAL EÓLICO EN ECUADOR [18]
El Ecuador por estar ubicado geográficamente en la zona tórrida, presenta como
vientos dominantes a los alisios provenientes del este, por ello esta característica
hace que a gran escala el recurso eólico sea débil en todo el territorio continental.
El Ecuador tiene 4 zonas climáticas que presentan características particulares.
3,9
4
4,1
4,2
4,3
4,4
4,5
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
rad
iaci
on
so
bre
la s
up
erfi
cie
ho
rizo
nta
l [kW
h/m
2/d
ía]
Radiación promedio histórica COEC
94
Zona 1: Oriental o Amazónica cubierta de selva que disminuye la velocidad de los
vientos alisios en los niveles cercanos al suelo.
Zona 2: Sierra, zona con vientos acelerados debido a la compresión del viento por
la Cordillera de los Andes.
Zona 3: Costa, donde interactúan los vientos alisios con circulaciones locales, esta
zona presenta brisa debido a la variación de temperaturas entre el continente y el
océano, y la circulación valle montaña por el dominio de la Cordillera de los Andes.
Esta combinación da a los vientos presentes una mayor variación espacial del
recurso.
Zona 4: Islas Galápagos, son islas volcánicas que reciben los vientos alisios, pero
el viento es menos perturbado y tiene limitada intensidad.
El Ecuador presenta una fuente de información oficial disponible en las páginas
virtuales del MEER, en este atlas se encuentra información relevante en cuanto a
potencia instalable por provincia. Mientras que el CONELEC, tiene el marco legal
en cuanto a precios, despacho, condiciones operativas y liquidación de la energía
para el aprovechamiento de los recursos eólicos.
El estudio del recurso eólico permite determinar la velocidad media del viento del
sector, la potencia y la energía que se pude generar.
Para realizar este estudio se tienen dos métodos el método directo y el método
estadístico. Cada uno de los métodos encuentra la velocidad media, la potencia y
la energía. El uso de uno u otro método se reduce al tipo de mediciones, la cantidad
de mediciones disponibles y la frecuencia.
El estudio ideal de viento consiste en realizar mediciones a tres alturas con
anemómetros de precisión, con una frecuencia de 10 minutos y durante un período
de 5 años.
Para tratamiento de datos y análisis del viento se utilizaron tres fuentes de
información, las mediciones del INAMHI son de sitio, se tienen además las
mediciones mundiales de la NASA, y finalmente el atlas eólico del MEER.
95
4.3.2 VELOCIDAD DEL VIENTO, INAMHI
En el presente proyecto debido al alto costo que implica la instalación de torres de
medición y porque un estudio de factibilidad no amerita mediciones de alta
precisión, no se instalaron torres de medición a diferentes alturas, sino que se
utilizaron las mediciones históricas de viento, tomadas por la estación M120 del
INAMHI por un periodo de 4 años que va desde el año 2008 hasta el año 2012.
Estas mediciones de velocidad de viento fueron medidas la veleta o aspa de wild
ubicada en la Estación Cotopaxi a 10 metros de altura, la frecuencia de la toma
de datos es bastante aproximada pues no se tienen mediciones cada 10 minutos,
sino cada hora. Para obtener la curva diaria de viento, se utilizó la fuente de datos
diaria cuyos valores se registraron a las 7h00, a las 13h00 y a las 19h00. En la
Tabla 4.11 se tiene el resumen de las mediciones históricas de velocidad de viento
desde el año 2008 hasta el año 2012.
MEDICIONES HISTÓRICAS DE VIENTO ESTACIÓN M120 INAMHI
AÑO\MES
ENE FEB MAR ABR MAY JUN
Velocidad [m/s]
DIR Velocidad
[m/s] DIR
Velocidad [m/s]
DIR Velocidad
[m/s] DIR
Velocidad [m/s]
DIR Velocidad
[m/s] DIR
2008 5 N 5,6 S 4,4 S 4,1 S 4,8 N 5,6 N
2009 5,5 N 6,1 N 5.7 N 5,5 S 5,8 N 5,3 S
2010 5,2 S 5,5 S 4,4 S 5,1 N 5,9 S 5 N
2011 4,5 N 4,7 N 5,4 N 4,5 NE 5,5 N 5,2 S
2012 5 N 4,3 N 5,7 S 4,2 N 7 N 6 S
MEDIA 5,04 N 5,24 N 5,12 S 4,68 N 5,8 N 5,42 S
MEDICIONES HISTÓRICAS DE VIENTO ESTACIÓN M120 INAMHI
AÑO\MES JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Velocidad
[m/s] DIR
Velocidad [m/s]
DIR Velocidad
[m/s] DIR
Velocidad [m/s]
DIR Velocidad
[m/s] DIR
Velocidad [m/s]
DIR
2008 7,3 S 6,5 N 7,4 N 5 N 3,8 N 4,5 N
2009 6,6 S 6,5 S 7,6 S 5,1 S 5,6 N 5,9 S
2010 4,4 N 6,5 S 5,8 N 6,6 N 3,5 N 4,5 N
2011 7,5 N 6,9 S 8,3 S 4,7 N 4,9 N 4,3 N
2012 7 S 7 N 9 N 5,9 N 5,1 N 4,5 N
MEDIA 6,56 N 6,68 S 7,62 N 5,46 N 4,58 N 4,74 N
Tabla 4.11 Velocidad media mensual histórica estación Cotopaxi del IEE
Fuente: INAMHI
96
Figura 4.20 Velocidad del viento histórica del COEC del IEE Fuente: Autora
En la gráfica se observa que la velocidad promedio máxima es de 7,62 m/s,
mientras la velocidad promedio mínima es 4,68 m/s. Además los meses con mayor
viento son los meses de mayo hasta agosto, siendo agosto el mes de mayor viento.
Mientras que los meses con menores vientos son diciembre, enero y febrero según
las mediciones históricas proporcionadas por el INAMHI.
Figura 4.21 Velocidad del viento a diferentes horas estación Cotopaxi Fuente: Autora
4,68
7,62
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Ve
loci
dad
Vie
nto
[m
/s]
Velocidad viento histórica COECfuente: INAMHI
2008
2009
2010
2011
2012
PROMEDIO
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
1
15
29
43
57
71
85
99
11
3
12
7
14
1
15
5
16
9
18
3
19
7
21
1
22
5
23
9
25
3
26
7
28
1
29
5
30
9
32
3
33
7
35
1
36
5
velo
cid
ad d
el v
ien
to [
m/s
]
Velocidad del viento COEC(7H00-13H00-19H00)
7H00
13H00
19H00
97
De la Figura 4.21 se observa que las velocidades del viento más altas se dan al
medio día, mientras que en la mañana y en la noche, los valores de la velocidad
bajan. Este comportamiento nos permite concluir que en el sector del Boliche no
existe complementariedad del recurso eólico y recurso solar, pues es al medio día
donde existe el mayor recurso.
Figura 4.22 Velocidad de viento promedio horaria estación Cotopaxi Fuente: Autora
Figura 4.23 Frecuencia relativa horaria Fuente: Autora
Un dato importante es la velocidad del viento y además la frecuencia del mismo, en
la Figura 4.23 se observa que las mayores frecuencias se presentan alrededor de
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
DIA 11
22
33
44
55
66
77
88
99
11
0
12
1
13
2
14
3
15
4
16
5
17
6
18
7
19
8
20
9
22
0
23
1
24
2
25
3
26
4
27
5
28
6
29
7
30
8
31
9
33
0
34
1
35
2
36
3
Ve
loci
dad
de
l vie
nto
[m
/s]
Velocidad promedio diaria de Estación Cotopaxi
33,42
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Frecuencia relativa de la velocidad del viento
frecuencia 7h00 % frecuencia 13h00 % frecuencia 19h00 %
98
los 7 m/s de velocidad cuyo porcentaje llega al 33%. Este valor nos permite predecir
la energía que van a producir los aerogeneradores.
Figura 4.24 Frecuencia relativa promedio de la velocidad del viento Fuente: Autora
4.3.3 DIRECCIÓN DEL VIENTO
La dirección predominante del viento es importante para conocer cuan eficiente va
a resultar el proceso de conversión de energía del generador. Mientras la dirección
sea constante la eficiencia será mejor por lo que lo ideal es tener altas y constantes
velocidades de viento y direcciones de viento constantes. Con las mediciones de
dirección de viento se ha realizado la rosa de los vientos en Excel y ésta se pude
observar en la Figura 4.25.
Figura 4.25 Dirección predominante del viento estación Cotopaxi del IEE Fuente: Autora
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Frecuencia relativa promedio de la velocidad del viento
frecuencia promedio
020406080
100120
N
NNE
ENE
E
ESE
SSE
S
SSW
WSW
W
WNW
NNW
Dirección del viento Estación Cotopaxi
99
La dirección predominante del viento está en entre el sur este (150°) y sur oeste
(210°). Sin embargo hay una cantidad considerable de viento que se dirige hacia el
norte. Esto implica que hay una variabilidad de la dirección del viento a lo largo del
año, y no se tiene una dirección constante.
4.3.4 VELOCIDAD DEL VIENTO NASA [19]
Una fuente adicional de datos es la fuente de la NASA, en la página oficial de la
NASA se ingresan los valores de longitud y latitud de cualquier lugar del mundo y
se tienen las mediciones requeridas. Las mediciones de la NASA al ingresar las
coordenadas de 0.62º latitud sur y 78º de longitud muestran la información que se
muestra a continuación donde consta el promedio de las mediciones tomadas a una
altura de 10 m, con bases de datos históricas de 10 años.
MEDICIONES VELOCIDAD DEL VIENTO NASA [m/s]
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
NASA 1,66 1,47 1,45 1,52 1,7 2,13 2,28 2,27 2,06 1,93 1,89 1,84
Tabla 4.12 Mediciones de velocidad de viento según NASA
Fuente: Autora
En la gráfica de la Figura 4.26 se puede ver que la velocidad mínima es de 1,45
m/s, y la velocidad máxima es de 2,28 m/s. Mediciones que son muy bajas para la
generación eólica.
Figura 4.26 Velocidad del viento según la NASA Fuente: Autora
1,661,47 1,45 1,52
1,7
2,132,28 2,27
2,06 1,93 1,89 1,84
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Velocidad del viento NASA
Velocidad media mensual
100
Al comparar las mediciones del INAMHI y de la NASA se observa que difieren
sustancialmente por lo que se requiere una tercera fuente de información que para
el Ecuador es el atlas eólico del MEER.
Figura 4.27 Comparación de medidas NASA vs INAMHI Fuente: Autora
4.3.5 VELOCIDAD DEL VIENTO, atlas eólico [20]
El atlas eólico del MEER es una fuente de datos oficial actualizada de información
sobre el recurso eólico del Ecuador, las mediciones anteriores que se disponían a
nivel nacional eran las del ex INECEL y del INAMHI a una altura de 10 m.
Ésta información era insuficiente para proyectos de generación de gran magnitud.
En el Atlas las mediciones del viento están consideradas a 80 m de altura, y su
frecuencia y coloración sirve como fuente de datos primaria para estudios de
perfectibilidad y factibilidad.
Ésta fuente de datos permite contrarrestar las mediciones de viento provistas por
el INAMHI y la NASA su objetivo es tomar una decisión para seleccionar las
mediciones para el diseño en el software iHOGA.
5,04 5,24 5,124,68
5,85,42
6,56 6,68
7,62
5,46
4,58 4,74
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
velo
cid
ad d
el v
ien
to [
m/s
]Velocidad del viento Estación Cotopaxi
NASA
INAMHI
101
Figura 4.28 Mapa de viento de la provincia de Cotopaxi fuente: atlas eólico del MEER.
Fuente: atlas eólico oficial del MEER
Los potenciales del Ecuador no son muy altos, debido a su ubicaciòn terreste.
El COEC, por estar ubicado en la región sierra recibe vientos acelerados por la
presencia de la Cordillera de los Andes y sobre todo por tener cercano al volcán
Cotopaxi.
En la tabla de potencial bruto publicada en el atlas eólico del MEER se tiene que la
velocidad del viento varía en el rango de 7 a 8,5 m/s y tiene una potencia instalable
en toda la provincia del 2,52 MW que produce una energía de 7,57 GWh/año.
Según el atlas eólico del MEER la velocidad promedio mensual para el COEC del
Instituto Espacial Ecuatoriano está entre los valores de 5 m/s a 5,5 m/s (18 a 19,5
km/h)., cuya coloración es celeste y se observa en el mapa de la Figura 4.28.
102
POTENCIAL EÓLICO ESTIMADO EN EL ECUADOR SEGÚN atlas eólico MEER
Potencial instalable Integración Acumulada
Rango velocidad
m/s
Área [Km2]
Potencia instalable
[MW]
Factor de capacidad
Energía anual
[GWh/año]
Viento [m/s]
Área [Km2]
Potencia instalable
[MW]
Energía anual
[GWh/año]
7,0 - 7,5 2,51 7,54 0,20 12,95 > 7 5,99 17,98 30,87
7,5 - 8,0 1,84 5,52 0,25 11,85 > 7,5 3,48 10,44 22,41
8,0 - 8,5 0,80 2,40 0,30 6,18 > 8 1,64 4,92 12,67
> 8,5 0,84 2,52 0,35 7,57 > 8,5 0,84 2,52 7,57
Tabla 4.13 Mapa de potencial instalable de la provincia de Cotopaxi según atlas
eólico Fuente: Atlas eólico MEER
Estas mediciones de velocidad de viento tiene similitud con las mediciones
presentadas y medidas en sitio a una altura de 10 m por el INAMHI, Por lo que,
para el software iHOGA se utilizará como la fuente oficial las mediciones del
INAMHI.
La velocidad mínima para generación de energía eléctrica está entre 3 y 4 m/s, por
lo que con la velocidad promedio mínima de 4,68 m/s se preveé que un
minigenerador eólico, genere a la potencia mínima y alcance su potencia máxima
en las épocas de mayor viento.
4.4 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN
El dimensionamiento óptimo utilizando el software de simulación iHOGA se ha
divido en cuatro escenarios de estudio.
Entre las posibilidades de combinación se mantuvo constante el recurso energético
velocidad del viento y radiación solar. Para distintos valores de demanda del COEC.
Las diferentes posibilidades contemplan variaciones de consumo para (100%; 50%
y 25%) de demanda. Teniendo como resultado los siguientes escenarios:
Escenario 1: Sistema fotovoltaico con banco de baterías. Consumo máximo
(100%).
Escenario 2: Sistema híbrido fotovoltaico eólico con banco de baterías. Consumo
medio (50%)
103
Escenario 3: Sistema híbrido fotovoltaico eólico con banco de baterías. Consumo
mínimo (25%).
Escenario 4: Sistema híbrido fotovoltaico eólico con banco de baterías. Consumo
máximo (100%)
4.4.1 ESCENARIO 1: SISTEMA FOTOVOLTAICO CON BANCO DE BATERÍAS
DEMANDA MÁXIMA (100%)
En este escenario considera la demanda máxima actual del COEC, y tiene las
siguientes características para la simulación.
Características principales Escenario 1
CONSUMO
Consumo Valor Unidad
Potencia activa máxima 51 067 W
Potencia aparente 53 754,73 VA
Factor de Potencia 0,95 N/A
Potencia media 33 120,65 W
Consumo energía eléctrica 290 133
kWh/año
RECURSO
Recurso Valor Unidad
Irradiación solar 4,21 kWh/m2/día
latitud -0,62 º
longitud -78,58 º
Inclinación de los paneles 15 º
Azimut (respecto al sur) 180 º
Reflectividad del suelo 0,2 N/A
Componente Capacidad Unidad
Paneles solares
85 W
135 W
250 W
Baterías 254 Ah
500 Ah
Inversor 60 000 VA
Fuente: Autora
Parámetros de Optimización
Algoritmo para la estrategia Genético
Algoritmo para los componentes Enumerativo
Días de autonomía 1 Día
Energía no servida 1 %
Máximo número paneles fotovoltaicos 3000 N/A
Mínimo número de baterías 56 N/A
Costo de kWh 1 $/ kWh
Tabla 4.14: Características de optimización Escenario 1
104
4.4.2 ESCENARIO 2: SISTEMA HÍBRIDO FOTOVOLTAICO EÓLICO CON
BANCO DE BATERÍAS. CONSUMO MEDIO (50%)
Características principales Escenario 2
CONSUMO
Consumo Valor Unidad
Potencia activa máxima 25 533,5 W
Potencia aparente 26 877,36 VA
Factor de potencia 0,95 N/A
Potencia media 16 560,32 W
Consumo energía eléctrica anual
14 5066
kWh/año
RECURSO
Recurso Valor Unidad
Velocidad del viento 5,58 m/s m/s
Altura de medición 10 M
Factor forma 0,14 N/A
Irradiación solar 4,21 kWh/m2/día
latitud -0,62 º
longitud -78,58 º
Inclinación de los paneles 15 º
Azimut (respecto al sur) 180 º
Reflectividad del suelo 0,2 N/A
COMPONENTES
Componente Capacidad Unidad
Aerogeneradores
3 000 W
1 500 W
10 000 W
Paneles solares
85 W
135 W
250 W
Baterías 254 Ah
500 Ah
Inversor 60 000 VA
Fuente: Autora
Parámetros de Optimización
Algoritmo para la estrategia Genético
Algoritmo para los componentes Enumerativo
Días de autonomía 1 día
Energía no servida 5 %
Máximo número aerogeneradores n paralelo
333 N/A
Mínimo número de baterías 28
Costo de kWh 10 $/ kWh
Tabla 4.15 Características Escenario 2
105
4.4.3 ESCENARIO 3: SISTEMA HÍBRIDO FOTOVOLTAICO EÓLICO CON
BANCO DE BATERÍAS CONSUMO MÍNIMO (25%)
Características principales Escenario 3
CONSUMO
Consumo Valor Unidad
Potencia activa máxima 12 766,75 W
Potencia aparente 13 438,68 VA
Factor de potencia 0,95 N/A
Potencia media 8 280,16 W
Consumo energía eléctrica anual
145 066
kWh/año
RECURSO
Recurso Valor Unidad
Velocidad del viento 5,58 m/s m/s
Altura de medición 10 M
Factor forma 0,14 N/A
Irradiación solar 4,21 kWh/m2/día
Latitud -0,62 º
Longitud -78,58 º
Inclinación de los paneles 15 º
Azimut (respecto al sur) 180 º
Reflectividad del suelo 0,2 N/A
COMPONENTES
Componente Capacidad Unidad
Aerogeneradores
3 000 W
1 500 W
10 000 W
Paneles solares
85 W
135 W
250 W
Baterías 254 Ah
500 Ah
Inversor 60 000 VA
Fuente: Autora
Parámetros de Optimización
Algoritmo para la estrategia Genético
Algoritmo para los componentes Enumerativo
Días de autonomía 1 día
Energía no servida 5 %
Máximo número aerogeneradores en paralelo
333 N/A
Mínimo número de baterías 28
Costo de kWh 10 $/ kWh
Tabla 4.16 Características Escenario 3
106
4.4.4 ESCENARIO 4: SISTEMA HÍBRIDO FOTOVOLTAICO EÓLICO CON
BANCO DE BATERÍAS. CONSUMO MÁXIMO (100%)
Características principales Escenario 4
CONSUMO
Consumo Valor Unidad
Potencia activa máxima 51 067 W
Potencia aparente 53 754,73 VA
Factor de Potencia 0,95 N/A
Potencia media 33 120,65 W
Consumo energía eléctrica 290 133 kWh/día
RECURSO
Recurso Valor Unidad
Irradiación solar 4,21 kWh/m2/día
Velocidad de viento 5,58 m/s
Altura de medición 10 M
Factor forma 0,14 N/A
Azimut (respecto al sur) 180 º
Latitud -0,62 º
Longitud -78,58 º
Inclinación de los paneles 15 º
Reflectividad del suelo 0,2 N/A
COMPONENTES
Paneles fotovoltaicos 1
85 W
145 W
250 W
Baterías 200 Ah
500 Ah
Inversor 60 kVA
175 kVA
Parámetros de Optimización
Días de autonomía 2 días
Energía no servida 5 %
Máximo número de paneles paralelo 405 N/A
Mínimo número de baterías 36 N/A
Máximo costo de kWh 10 euros
Estrategia de control Seguimiento de la demanda SOC
10%
Inflación 2 %
Interés 4 %
Periodo de estudio 10 Años
Tabla 4.17: Características escenario 4
Fuente: Autora
El ingreso de estos datos se puede observar en el ANEXO 6.
107
4.5 RESULTADOS OBTENIDOS DE LAS SIMULACIONES
En esta parte del estudio se presentan en resumen los resultados del programa
iHOGA, posteriormente se realiza un análisis técnico comparativo entre escenarios.
Para la parte técnica se busca un sistema que cumpla con las restricciones y
requerimientos de carga, abastezca la demanda y garantice la continuidad del
suministro de energía eléctrica.
El programa iHOGA en la versión educativa utilizada no permitió simular el caso de
sistema conectado a red, por lo cual las simulaciones y los análisis se rigen a un
sistema aislado de red.
El escenario escogido con los resultado de iHOGA, es preliminar pues el mismo,
posteriormente, pasa a un análisis financiero para ser validado financieramente con
indicadores.
En el análisis financiero se desglosan los flujos de fondos, se detallan costos
directos e indirectos y se encuentran los indicadores financieros para validar
financieramente el sistema propuesto para el COEC del IEE.
Los resultados obtenidos de las simulaciones son los siguientes:
108
Resultados simulación Escenario 1: Sistema fotovoltaico con banco de baterías. Consumo máximo (100%)
Generaciones 15 N/A
Interés 4 %
Inflación 2 %
Componentes
Descripción Valor Unidad
Consumo 290 133 ( kWh/año)
% demanda 100 %
Nº Pan, serie 50 N/A
Nº Pan, paralelo 52,72
Potencia paneles solares 135 Wp
P total, generador fotovoltaico 355,86 kWp
Nº baterías, serie 300 N/A
Nº baterías, paralelo 5,28 N/A
Capacidad batería 390 Ah
Capacidad total banco de baterías 1 235,52 kWh
Regulador de carga de baterías 14,102 kA
Inversor 60 kW
Producción energética
Descripción Valor Unidad
Energía consumida 290 133 kWh/año
Energía renovable 362 172 kWh/año
Energía fotovoltaica 362 172 kWh/año
Energía eólica 0 kWh/año
Energía no servida 3 807,9 kWh/año
Energía no servida % 1,31 %
Fracción de energía renovable 98,69 %
Energía producida en exceso 3 816 kWh/año
Energía de carga de batería serías 176 624 kWh/año
Energía de descarga de baterías 176 889 kWh/año
Tiempo de vida de Baterías 10,4 años
Horas carga baterías año 3 335 horas
Horas desc baterías año 5 230 horas
Costos de Inversión
Descripción Valor Unidad
Costo total de estrategia de control 430 926 €
Costo total generador fotovoltaico 924 129 €
Costo total aerogeneradores 0 €
Costo total banco de baterías 520 172 €
Costo total inversor 81 421 €
Costo total del proyecto 1 826 010,88 €
Costo kWh 0,26 €/ kWh
Emisiones gaseosas
Descripción Valor Unidad
Emisiones gaseosas de CO2 130 814,01 kg/año
Días autonomía 1,01 N/A
Tabla 4.18 Resultados escenario 1
Fuente: Autora
109
Resultados Simulación Escenario 2: Sistema híbrido fotovoltaico eólico con banco de baterías. Consumo medio (50%)
Generaciones 15 N/A
Interés 4 %
Inflación 2 %
Componentes
Descripción Valor Unidad
Consumo 145 066 kWh/año
% demanda 50 %
Nº Pan, serie 20 N/A
Nº Pan, paralelo 54,3 N/A
Potencia paneles solares 250 Wp
P total, generador fotovoltaico 271,5 kWp
Nº baterías, serie 240 N/A
Nº baterías, paralelo 6 N/A
Capacidad batería 250 Ah
Capacidad total banco de baterías 720 kWh
Regulador de carga de baterías 5 810 kA
Inversor 60 kW
Nº aerogeneradores serie 1 N/A
Potencia de aerogeneradores 1 600 Wp
P total generador eólico 1 600 Wp
Producción energética
Descripción Valor Unidad
Energía consumida 145 066 kWh/año
Energía renovable 176 959 kWh/año
Energía fotovoltaica 137 224 kWh/año
Energía eólica 39 734 kWh/año
Energía no servida 2 146,19 kWh/año
Energía no servida % 1,48 %
Fracción de energía renovable 98,52 %
Energía producida en exceso 4 397 kWh/año
Energía de carga de batería serías 66 784 kWh/año
Energía de descarga de baterías 66 914 kWh/año
Tiempo de vida de baterías 11,2 años
Horas carga baterías año 3 572 horas
Horas descarga baterías año 4 900 horas
Costos de Inversión
Descripción Valor Unidad
Costo total de estrategia de control 292 626 €
Costo Total generador fotovoltaico 722 219 €
Costo Total aerogeneradores 6 963 €
Costo Total banco de baterías 663 001 €
Costo Total inversor 23 133 €
Costo total del proyecto 1 638 243,38 €
Costo kWh 0,46 €/ kWh
Emisiones gaseosas
Descripción Valor Unidad
Emisiones gaseosas de CO2 12 278,93 kg/año
Días autonomía 1,18 N/A
Tabla 4.19 Resultados escenario 2
Fuente: Autora
110
Resultados Simulación Escenario 3: Sistema híbrido fotovoltaico eólico con banco de Baterías. Consumo mínimo (25%)
Generaciones 15 N/A
Interés 4 %
Inflación 2 %
Componentes
Descripción Valor Unidad
Consumo 72 533 kWh/año
% demanda 25 %
Nº Pan, serie 20 N/A
Nº Pan, paralelo 31,6 N/A
Potencia paneles solares 250 Wp
P total, generador fotovoltaico 158 kWp
Nº baterías, serie 240 N/A
Nº baterías, paralelo 5,75 N/A
Capacidad batería 250 Ah
Capacidad total banco de baterías 690 kWh
Regulador de carga de Baterías 3 381 kA
Inversor 60 kW
Nº Aerogeneradores serie 1 N/A
Potencia de aerogeneradores 1 600 Wp
P total generador eólico 1 600 Wp
Producción Energética
Descripción Valor Unidad
Energía consumida 72 533 kWh/año
Energía renovable 119 592 kWh/año
Energía fotovoltaica 79 858 kWh/año
Energía eólica 39 734 kWh/año
Energía no servida 0 kWh/año
Energía no servida % 0 %
Fracción de energía renovable 100 %
Energía producida en exceso 34 573 kWh/año
Energía de carga de batería serías 28 548 kWh/año
Energía de descarga de baterías 28 530 kWh/año
Tiempo de vida de baterías 15 años
Horas carga baterías año 3 517 horas
Horas descarga baterías año 4 193 horas
Costos de Inversión
Descripción Valor Unidad
Costo total de estrategia de control 156 192 €
Costo Total generador fotovoltaico 423 544 €
Costo Total aerogeneradores 6 963 €
Costo Total banco de baterías 537 828 €
Costo Total inversor 23 133 €
Costo total del proyecto 1 144 512,12 €
Costo kWh 0,63 €/ kWh
Emisiones gaseosas
Descripción Valor Unidad
Emisiones gaseosas de CO2 7 629,33 kg/año
Días autonomía 2,25 N/A
Tabla 4.20 Resultados escenario 3
Fuente: Autora
111
Resultados Simulación Escenario 4: Sistema híbrido fotovoltaico eólico con banco de baterías consumo total (100%)
Generaciones 15 N/A
Interés 4 %
Inflación 2 %
Componentes
Descripción Valor Unidad
Consumo 290 133 kWh/año
% demanda 100 %
Nº Pan, serie 20 N/A
Nº Pan, paralelo 35 N/A
Potencia Paneles Solares 250 Wp
P total, generador Fotovoltaico 175 kWp
Nº Baterías, serie 240 N/A
Nº Baterías, paralelo 12 N/A
Capacidad batería 250 Ah
Capacidad total Banco de baterías 1372 kWh
Regulador de carga de Baterías 3 893,63 kA
Inversor 180 kW
Nº Aerogeneradores serie 16 N/A
Potencia de Aerogeneradores 1 600 Wp
P total Generador eólico 25 600 Wp
Producción Energética
Descripción Valor Unidad
Energía consumida 290 133 kWh/año
Energía renovable 277 451 kWh/año
Energía fotovoltaica 212 486,8 kWh/año
Energía eólica 64 964,2 kWh/año
Energía no servida 0 kWh/año
Energía no servida % 0 %
Fracción de energía renovable 100 %
Energía producida en exceso 36 647,38 kWh/año
Energía de carga de batería 30 260,88 kWh/año
Energía de descarga de baterías 30 241,8 kWh/año
Tiempo de vida de baterías 10 años
Horas carga baterías año 30 260,88 horas
Horas descarga baterías año 30 241,8 horas
Costos de Inversión
Descripción Valor Unidad
Costo total de estrategia de control 646 058,7 €
Costo total generador fotovoltaico 106 346,1 €
Costo total aerogeneradores 184 141,6 €
Costo total banco de baterías 262 887,2 €
Costo total Inversor 21 939,7 €
Costo total del proyecto 575 314,6 €
Costo kWh 0,56 €/ kWh
Emisiones gaseosas
Descripción Valor Unidad
Emisiones gaseosas de CO2 159 529,29 kg/año
Días autonomía 1,08 N/A
Tabla 4.21 Resultados optimización escenario 4
Fuente: Autora
112
4.6 CONTRASTACIÓN DE RESULTADOS DE iHOGA
4.6.1 CÁLCULOS GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
Los resultados entregados por iHOGA fueron contrastados matemáticamente con
guías de diseño de la Universidad Carlos III de Madrid para sistemas aislados de
la red.
Este diseño tiene 4 pasos: estimación de consumo, valor medio mensual de
irradiación diaria sobre el plano del generador a partir del rendimiento aproximado
de la instalación, cálculo la potencia mínima del generador, y cálculo del
acumulador según la autonomía necesaria.
Se realiza el detalle de los cálculos del escenario 1 y escenario 4, los otros
escenarios siguieron el mismo procedimiento.
Estimación de consumo
iHOGA realiza la sumatoria del consumo hora a hora. Y encuentra el consumo
horario utilizando las mediciones de carga del COEC.
Valor medio mensual de la irradiación diaria sobre el plano del generador
La irradiación media mensual se calcula tomando en cuenta la orientación de los
paneles, el ángulo de inclinación, el factor de incidencia y el factor de sombra.
Y se calcula con la siguiente ecuación.
(4.1)
SI
(4.2)
113
Cálculo de irradiación media mensual
alfa 180 paneles orientados al sur
beta (Angulo de inclinación) 10 ángulo de inclinación por limpieza
gdm(0) Ecuador según NASA 4,02 kWh/m2
FS factos de sombra 0,8 zona nublada
k constante 1.15 por Tabla
fi .-0,62 latitud en grados
Beta opt -10,62 fi-10
gdm(10) 3,61 kWh/m2/día
Tabla 4.22 Cálculo de la irradiación media mensual sobre el plano del generador Fuente: Autora
Potencia mínima del generador en base al rendimiento energético
Selección del tamaño del acumulador
(4.3)
Fuente: Autora
CÁLCULO DEL ACUMULADOR
V 600,00 VDC voltaje del banco
834,63 kWh/día consumo diario medio de la carga
= /V 1 391,05 Ah consumo diario medio de la carga en
amperios hora
0.5 Profundidad de descarga
A 1 día Autonomía mínima
=A* / * 3 253,91 Ah capacidad del acumulador
Tabla 4.23 Cálculo del acumulador
114
Cálculo del número de paneles, número de baterías, y número de inversores
Paneles solares
(4.4)
2 581,75
(4.5)
=50
(4.6)
Baterías
(4.7)
Inversores
(4.8)
4.6.2 CÁLCULOS GENERACIÓN EÓLICA
(4.9)
115
Ui mi mi*Ui mi*ui2 mi*ui3 pui FUI Pui*horas Cpi Cpi*mi*Ui^3 CpmiUi^3*8760
1 30 30 30 30 0,08 0,08 712,00 0,00 0,00 0,00
2 17 33 67 133 0,05 0,13 400,00 0,00 0,00 0,00
3 66 198 594 1 782 0,18 0,31 1 584,00 0,00 0,00 0,00
5 92 460 2 300 11 500 0,25 0,56 2 208,00 0,34 3 875,50 33 949 380,00
7 107 751 5 259 36 815 0,29 0,85 2 576,00 0,40 14 873,39 130 290 937,28
9 34 303 2 727 24 543 0,09 0,95 808,00 0,42 10 406,23 91 158 592,32
11 8 92 1 008 11 092 0,02 0,97 200,00 0,38 4 192,65 36 727 614,00
13 9 113 1 465 19 041 0,02 0,99 208,00 0,30 5 617,00 49 204 890,80
15 2 25 375 5 625 0,00 1,00 40,00 0,22 1 254,38 10 988 325,00
17 1 17 289 4 913 0,00 1,00 24,00 0,16 786,08 6 886 060,80
18 0 0 0 0 0,00 1,00 0,00 0,13 0,00 0,00
19 0 0 0 0 0,00 1,00 0,00 0,11 0,00 0,00
20 0 0 0 0 0,00 1,00 0,00 0,10 0,00 0,00
21 0 0 0 0 0,00 1,00 0,00 0,08 0,00 0,00
TOTAL 365 1 8 760 41 005 359 205 800,2
Tabla 4.24 Cálculos de generación eólica
Fuente: Autora
Potencia de turbina [W] Energía producida [ kWh]
398,66 3 492,27
Tabla 4.25 Potencia de la turbina vs energía producida
Fuente: Autora
ESCENARIO 1 - CONTRASTACIÓN DE RESULTADOS
Parámetros de comparación FOTOVOLTAICO BATERÍAS
iHOGA CALCULADO
Consumo anual 290 133 290 133
energía diaria kWh/día 794,88 794,88
pérdidas del sistema 39,74 39,74
azimut 180 180,00
Gdm 3,61 3,61
Pmp kWp 355,86 384,98
numero de paneles 2 636 2 851,74
paneles serie 50 50,00
paneles paralelo 52,72 57,00
Capacidad del banco 1 235 520 1 952 348,95
numero de baterías 1584 2503,01
baterías serie 300 300,00
baterías paralelo 5,28 8,34
numero de inversores 5 7,21
Costo del Proyecto 1 826 010,88 1 726 014,00
Costo del kW instalado 5 131,26 4483,33
Tabla 4.26 Comparación de escenarios calculados vs escenarios de iHOGA
fotovoltaica Fuente: Autora
116
ESCENARIO 4 - CONTRASTACIÓN DE RESULTADOS
Parámetros de comparación FOTOVOLTAICO BATERÍAS
iHOGA CALCULADO
Consumo anual 212 486,80 212 486,80
Energía diaria kWh/día 582,15 582,16
Pérdidas del sistema 29,11 29,11
Azimut 180,00 180,00
Gdm 3,61 3,61
Pmp kWp 175,00 257,00
número de paneles 700,00 1029,00
paneles serie 20,00 50,00
paneles paralelo 35,00 20,58
Capacidad del Banco 1 372 000,00 2 194 364,00
número de baterías 2880,00 4 388,00
Baterías serie 240,00 300,00
Baterías paralelo 12,00 14,62
Número de inversores 1,00 3,00
Parámetros de comparación
EÓLICO
iHOGA CALCULADO
Energía anual 77 646,45 77 646,45
Energía diaria kWh/día 212,73 212,73
Pérdidas del sistema 10,64 10,64
Velocidad del viento 5,58 5,58
Energía de la turbina anual 64 964,2 3 492,28
Potencia de la turbina diseño 1600 398,66
Potencia de la turbina 1600 1600
Capacidad del parque W 25 600 36 800
Número de aerogeneradores 16 23,00
Energía eólica kWh 64 964,2 80 322,383
Costo del Proyecto 1 221 373,3 1 279 976,00
Costo del kW instalado 6 088,60 4 356,62
Tabla 4.27 Comparación escenarios (Calculados vs iHOGA) fotovoltaico eólico
Fuente: Autora
CASO ADICIONAL - CONTRASTACIÓN DE RESULTADOS
Parámetros de comparación
EÓLICO
iHOGA CALCULADO
Energía anual 290 133 290 133
Energía diaria kWh/día 794,88 794,88
Pérdidas del sistema 39,74 39,74
Velocidad del viento 5,58 5,58
Energía de la turbina anual 4 060,26 3 492,28
Potencia de la turbina diseño 1 600 398,66
Potencia de la turbina 1 600 1600
Capacidad del parque W 132 925,52 132 925,52
Número de aerogeneradores 71,5 83,08
Energía eólica kWh 64 964,2 174 079,8
Energía no servida 225 168,8 116 053,2
Costo del proyecto 821 752,67 913 862,94
Costo del kW instalado 6 182,05 6 875,00
Tabla 4.28: Comparación caso adicional – energía eólica (calculados vs iHOGA)
Fuente: Autora
117
La contrastación de resultados corrobora los valores resultantes de iHOGA el
porcentaje de error encontrado es del 8 % por lo que los resultados emitidos por
iHOGA son válidos.
4.7 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN
Del total de simulaciones realizadas, se descartaron todas aquellas que no
cumplían con las restricciones establecidas. Los resultados finales han sido
agrupados en 4 Tablas, para realizar una comparación entre consumo número de
componentes, la producción energética, y costos de inversión
4.7.1 ANÁLISIS TÉCNICOS
Los resultados técnicos entregados por iHOGA, permiten escoger el escenario que
mejor características en cuanto a producción energética, energía renovable
entregada y confiabilidad del sistema se tienen.
Análisis del consumo energético y componentes de cada escenario
Comparación consumo y componentes
No escenario Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
Descripción Sistema fotovoltaico
Sistema fotovoltaico eólico
Sistema fotovoltaico eólico
Sistema proyección
Consumo 290 133 145 066 72 533 290 133
% demanda 100 50 25 100
Nº total de paneles solares
2636 1086 632 700
Pot, Pan(Wp) 135 250 250 250
P total, Fotov,(Wp) 355860 271500 158000 175000
Nº total de baterías 1584 1440 1380 2880
Cap, Bat(Ah) 390 250 250 250
Cap, total, Bat,(Wh) 1235520 720000 690000 1372000
Reg, carga, Bat,(A) 14102 5810 3381 3893,63
Inversor(W) 60000 60000 60000 60000
Nº Aer, serie 0 1 1 16
Pot, Aer (Wp) 0 1600 1600 1600
P total Aer,(Wp) 0 1600 1600 25600
potencia instalada 355860 273100 159600 200600
Tabla 4.29 Comparación escenarios consumo y componentes
Fuente: Autora
118
Análisis de la potencia instalada de generación
Figura 4.29 Potencia instalada de generación Fuente: Autora
De la gráfica de la Figura 4.29 se concluye que el escenario 1 con 2 636 paneles
utilizados de 135 W, tiene la mayor potencia instalada 355 860 W. El resto de
escenarios utilizan un panel de 250 W. Los escenarios 2 y 3 presentan menor
potencia instalada. El escenario 4 a pesar de ser el mayor en cuanto a demanda,
presenta una potencia instalada de W compuesta por 700 paneles de 250 W que
dan 171 000 W, y 16 aerogeneradores de 1 600 W que dan 25 600 W.
Figura 4.30 Potencia total del banco de baterías Fuente: Autora
El Escenario 1 tiene un banco de baterías de 1 235,52 kWh. El escenario 2 con
720 kWh y el escenario 3 con 690 kWh tienen valores cercanos para la diferencia
0
100000
200000
300000
400000
Escenario1
Escenario2
Escenario3
Escenario4
355860
273100
159600 200600
Potencia instalada W
0
500000
1000000
1500000
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
1235520
720000 690000
1372000
Potencia total banco de baterías (Wh)
Potencia Total(Wh)
119
de demanda que satisfacen, el escenario 4 tiene el mayor banco de baterías de
1372 kWh.
El alto componente de banco de baterías está directamente relacionado con el
número de días de autonomía que el sistema debe abastecer. Mientras más
generación fotovoltaica, más baterías se requieren para el almacenamiento de la
energía.
Análisis de producción de energía eléctrica
El análisis de producción energética permite tener un panorama a futuro de cuanta
energía se puede producir con las condiciones climáticas de la zona. Qué tipo de
energía es la que más se aprovecharía a futuro en el COEC, y cuáles son los
valores máximos de producción.
Esta variable es fundamental en la selección técnica pues, el sistema que mayor
energía renovable produce es el que técnicamente debería ser seleccionado.
La Tabla 4.30: Comparación energética resume la producción anual en kWh/año
de energía renovables, y además contiene la información de carga y descarga del
banco de baterías.
Comparación energética
Escenarios Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
Descripción Sistema fotovoltaico
Sistema fotovoltaico
sistema fotovoltaico eólico
sistema proyección foto eólico
Erenov( kWh/año) 362 172 176 959 119 592 277 451
Efotov( kWh/año) 362 172 137 224 79 858 212 486,8
E eólica( kWh/año) 0 39 734 39 734 64 964,2
Eexceso( kWh/año) 3816 4 397 34 573 36 647,38
EcargaB( kWh/año) 176 624 66 784 28 548 30 260,88
EdescB( kWh/año) 176 889 66 914 28 530 30 241,8
Vida bat (años) 10,4 11,2 15 10
Horas carga B año 3 335 3 572 3 517 631,5
Horas desc B año 5 230 4 900 4 193 422
Tabla 4.30: Comparación energética
Fuente: Autora
120
Análisis de producción de energía Renovable
Figura 4.31 Energía renovable producida al año Fuente: Autora
De la gráfica de la Figura 4.31 se concluye que el escenario 1 tiene una producción
de energía renovable de 362 172 kWh/año de origen fotovoltaico. El escenario 2
tiene una producción de energía 176 959 kWh/año de los cuales 137 224
kWh/año son de origen fotovoltaico y 39 734 kWh/año son de origen eólico. El
escenario 3 tiene una producción de 119 592 kWh/año con 79 858 kWh/año
fotovoltaicos y 39 734 kWh/año eólico. El escenario 4, está en segundo lugar al
tener una producción de energía renovable de 277 451 kWh/año, con 212 486,8
kWh/año fotovoltaicos y 64 964,2 kWh/año eólicos. Resumiendo estos valores de
manera porcentual se tiene el resultado de la Figura 4.31.
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
Sistema Fotovoltaico Sistema Fotovoltaico-Eólico
Sistema Fotovoltaico-Eólico
Sistema ProyecciónFotovoltaica -Eólico
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
362172
176959
119592
277451
362172
137224
79858
212486,8
0
39734 39734
64964,2
Energía Renovable producida [kWh/año]
Erenov(kWh/año) Efotov(kWh/año) Eeolica(kWh/año)
121
Figura 4.32 Potencia máxima de parque fotovoltaico Fuente: Autora
De la gráfica de la Figura 4.32 se puede concluir que la mayoría de escenarios
satisfacen la demanda con ayuda de energía fotovoltaica, un mínimo aporte de
energía eólica, y todos tienen un alto componente de energía que proviene del
banco de baterías. La energía eólica llega como máximo a abastecer el 2% de la
demanda total. La energía fotovoltaica cubre la demanda con valores desde
10,90% como mínimo y 27,34% como máximo, dependiendo del escenario.
En todos los escenarios de estudio, el rango del 70% al 87% la demanda es
cubierta con energía obtenida de los bancos de baterías.
Figura 4.33 Energía producida en exceso Fuente: Autora
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
1 2 3 4
22,36 27,3418,60
10,90
77,64 72,5081,21
87,47
0,00 0,16 0,19 1,63
Aporte Porcentual Energía Eólica, Energía Fotovoltaica, Banco de Baterías
% Pot. Generador Fotovoltaico % Potencia Banco de Baterías
% Potencia Aerogeneradores
122
De la gráfica de la Figura 4.33 se concluye que los escenario 3 y 4 son los que más
energía en exceso producen, esta es la energía se produce cuando la carga es
abastecida en su totalidad, y el banco de baterías llega a su valor máximo de carga.
Es idóneo pensar que estos escenarios son válidos para vender energía a la red.
Los escenarios 1 y 2 tienen un excedente de energía de 3815,5 y 4397 kWh/año.
Valores menores pero significativos. Esta energía debe venderse o debe utilizarse
para otro fin.
Análisis del sistema de carga y descarga del banco de baterías
Figura 4.34 Horas de carga y descarga del banco de baterías Fuente: Autora
Figura 4.34 se desprende que los escenario 1, 2 y 3 tienen más horas de carga
que descarga, esto se debe a que la mayoría de los días la producción de energía
renovable no es suficiente para abastecer la demanda y debe tomarse la energía
de los bancos de baterías de respaldo.
4.7.2 ANÁLISIS FINANCIEROS
Análisis de costos preliminares
Comparación de costos
Escenarios Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
características Sistema fotovoltaico
Sistema fotovoltaico
sistema fotovoltaico eólico
sistema proyección foto eólico
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1 2 3 4
3335 3572 3517
631,5
52304900
4193
422
Horas de carga y Descarga del banco de Baterías
Horas carga B año Horas desc B año
123
C,tot,estrat(VAN)(€) 43 0926 292 626 156 192 646 058,7
C,tot,Pan(VAN)(€) 92 4129 722 219 423 544 106 346,1
C,tot,Aer(VAN)(€) 0 6 963 6 963 184 141,6
C,tot,Bat(VAN)(€) 520 172 663 001 537 828 262 887,2
C,tot,Aux(VAN)(€) 180 289 69 943 40 740 6 292,3
C,tot,Inv(VAN)(€) 81 421 23 133 23 133 21 939,7
C,total(VAN)(€) 1 826 010,88 1 638 243,38 1 144 512,12 2 416 065,60
Costo E (€/ kWh) 0,26 0,46 0,63 0,56
Tabla 4.31: Comparación costos
Fuente: Autora
Análisis de costos de inversión
Figura 4.35 Comparación de costos Fuente: Autora
De la gráfica de la Figura 4.35 que resume el costo en valor presente de inversión
del proyecto, se concluye que: el sistema de mayor inversión es el Escenario 4 con
2 416 065,60. El escenario 1 está en segundo lugar con 1 826 010,88. El escenario
2 no difiere mucho con un monto de 1 638 243,38. Y el escenario 3 1 144 512,12
El aumento del costo no es directamente proporcional a la demanda, los sistemas
con energía eólica tienen un alto costo en comparación a la demanda que
satisfacen.
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
SistemaFotovoltaico
SistemaFotovoltaico -
Eólico
SistemaFotovoltaico -
Eólico
SistemaProyección
Fotovoltaica -Eólico
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
1826010,881638243,38
1144512,12
2416065,60
C,total(VAN)(€)
124
Figura 4.36 Aporte porcentual costos de inversión Fuente: Autora
En el escenario 1: La inversión está distribuida en un 47,2% para el costo del
parque fotovoltaico, no presenta inversión eólica pues no posee aerogeneradores,
el 26, 6% de la inversión total corresponde al costo de banco de baterías, el 22%
corresponde al costo del sistema de control o estrategia de optimización, y el 4,2%
corresponde al costo de inversor.
En el escenario 2: La inversión se divide en 42,3% para el parque fotovoltaico, el
38,8% para el banco de baterías, el 17,1% para la estrategia y el 1,4% para e
inversor.
En el escenario 3: el 46,9% del total de la inversión, corresponde al banco de
baterías, el 36,9% al parque fotovoltaico, el 13,6% a la estrategia de optimización,
y el 2% al costo del inversor.
Finalmente en el escenario 4 se tiene que el 52,9% de la inversión corresponde a
la estrategia de control, el 21,5% al banco de baterías, el 15,1% al costo del parque
fotovoltaico, el 8,7% corresponde al parque fotovoltaico y el 1,8% al costo del
inversor.
En bases al análisis porcentual se concluye que el escenario con mayor costo en
la estrategia de optimización es el cuarto. Cuyo valor supera el 50% del total,
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
22,017,1
13,6
52,947,2
42,336,9
8,7
0,4 0,6
15,1
26,6
38,8
46,9
21,5
4,2 1,4 2,0 1,8
Aporte porcentual de Costos de inversión (VAN) $
C,tot,estrat(VAN)(€) C,tot,Pan(VAN)(€) C,tot,Aer(VAN)(€)
C,tot,Bat(VAN)(€) C,tot,Inv(VAN)(€)
125
mientras que en los otros escenarios el costo de la estrategia oscila entre el trece
y 22%, de los cuatro escenarios la mayor inversión en el parque fotovoltaico está
en el escenario 1, muy cercano al 50%, en el resto de escenarios esta inversión
varía entre el 36 y 42%, la inversión más alta en banco de baterías está en el
escenario 3 llegando al 46,9%, mientras que en el resto de escenarios está entre el
21 y 38%.
El Costo del inversor de los cuatro escenarios es menor al 5% de la inversión total
del sistema, siendo esta la inversión menos costosa.
Análisis del costo de producción del kWh
Figura 4.37 Costo kWh Fuente: Autora
De la gráfica de la Figura 4.37 se desprende que el menor costo de producción del
kWh se tiene en el escenario 1 con 0,26 ctvs. El sistema más costoso es el
Escenario 3 con 0,63$ de producción. El escenario 2 tiene un costo de 0,46$ y el
escenario 4 tiene un costo de 0,56$.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
SistemaFotovoltaico
SistemaFotovoltaico -
Eólico
SistemaFotovoltaico -
Eólico
Sistema ProyecciónFotovoltaica -
Eólico
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
0,26
0,46
0,630,56
Costo energía (USD/kWh)
126
Figura 4.38 días de autonomía Fuente: Autora
Los escenarios 1, 2 y 4 tienen 1 día de autonomía, el único escenario que llega a
los dos días de autonomía es el escenario 3. Según la normativa española, se
requieren para sistemas aislados un mínimo de 3 días, ningún escenario cumple
con esta especificación debido al elevado costo que implica.
4.7.3 ESCENARIO PRESELECCIONADO
El escenario 1 es un escenario preseleccionado porque requiere un análisis
financiero más riguroso, el programa iHOGA no permitió la simulación de un
sistema conectado a red.
En base a los análisis de las gráficas comparativas realizadas se concluye que el
escenario que cumple las mejores condiciones técnicas y financieras es el
escenario 1. Sistema Fotovoltaico con banco de baterías.
Es el escenario que mayor potencia instalada 355 860 W presenta con 2 636
paneles utilizados de 135 W, cuya producción de energía renovable es de 362 172
kWh/año de origen fotovoltaico. Tiene además un excedente de energía de 3815,5
kWh/año. El escenario 3 tiene un banco de baterías de 1 235,52 kWh.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
SistemaFotovoltaico
SistemaFotovoltaico -
Eólico
SistemaFotovoltaico -
Eólico
SistemaProyección
Fotovoltaica -Eólico
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
1,011,18
2,25
1,08
Días autononomía
127
La energía fotovoltaica cubre el 22,34% con energía fotovoltaica y el 77,64% es
cubierto con energía del banco de baterías.
En el escenario 1 la inversión es de 1 826 010,88 y está distribuida en un 47,2%
para el costo del parque fotovoltaico, no presenta inversión eólica pues no posee
aerogeneradores, el 26,6% de la inversión total corresponde al costo de banco de
baterías, el 22% corresponde al costo del sistema de control o estrategia de
optimización, y el 4,2% corresponde al costo de inversor.
En cuanto a la autonomía presenta 1 día de autonomía.
El valor que establece que este es el escenario que mayores beneficios presenta
es el costo del kWh, con 0,26$. Es el que menores costos presenta.
El área mínima requerida para la ubicación de 2636 paneles solares incluidas
conexiones y espacio para la sombra es de 4057,68 metros cuadrados. El banco
de Baterías requiere un área de 150 metros cuadrados para la ubicación de 1 584
baterías. El COEC dispone de 4 500 m2 aproximadamente de área verde libre.
4.8 UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO DE COMPONENTES
4.8.1 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL
12
8
129
4.8.2 UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO DE PANELES SOLARES
Datos del arreglo
largo útil [m] 50 x 2,32 116
ancho útil [m] 53 x 0,66 34,98
área requerida [m2] 132 x 30,62 4 057,68
Datos del terreno disponible
largo terreno [m] 70
ancho terreno [m] 60
área disponible [m2 ] 4200
Tabla 4.32 Áreas del arreglo fotovoltaico y terreno disponible
Fuente: Autora
Figura 4.39 Ancho del terreno disponible para ubicación de paneles solares Fuente: Autora
Figura 4.40 Largo disponible del terreno para ubicación de paneles solares Fuente: Autora
130
4.8.3 UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO DE SISTEMA DE
ALMACENAMIENTO BANCO BATERÍAS
TERRENO NECESARIO PARA UBICACIÓN DEL BANCO DE BATERÍAS
LARGO (m) 300 X 0,32 96
ANCHO(m) 6 x 0,26 1,56
ÁREA REQUERIDA (m2) 149,76
Tabla 4.33 área requerida para el banco de baterías
Fuente: Autora
4.8.4 APORTE AMBIENTAL
En caso de no construirse el proyecto se emitirán a la atmosfera 161,61 toneladas
de C02 por año, que da un total de 2 424,15 toneladas de CO2 durante el tiempo
de vida del proyecto (15 años) por el concepto de consumo de diésel y generación
de energía eléctrica. Mientras que con el proyecto fotovoltaico se emitirán 130
814,018 kg/año es decir 130,814 toneladas por año, durante el tiempo de vida del
proyecto se emitirán 1 962,21 toneladas de C02.
Lo que implica desplazar de la atmosfera 30,8 toneladas de C02 por año y un total
de 461,94 toneladas totales de C02
4.9 ESTRATEGIA DE CONTROL
Para el sistema de estudio se ha escogido la configuración de generación con
acoplamiento a una barra de corriente continua de este modo la generación
fotovoltaica llegan a través de un regulador hacia el banco de baterías. Así cuando
existe un exceso de generación alimento mi carga y cargo las baterías, cuando la
generación no es suficiente me abastezco del sistema de baterías. El inversor
convierte constantemente la corriente continua en corriente alterna.
Esta configuración brinda confiabilidad y calidad de energía sin embargo el costo
es alto debido a que el banco de baterías debe ser dimensionado para la demanda
máxima. Pues la energía solar es intermitente. Por ello estrictamente se
131
recomienda este sistema para cargas pequeñas, ubicadas en lugares aislados sin
acceso a la red eléctrica y con alto potencial solar.
4.9.1 FUNCIONAMIENTO GENERAL
La estrategia de control que se ha considerado para el Sistema Fotovoltaico con
Banco de Baterías aislado de red eléctrica. Está definida por el siguiente
procedimiento: La generación proviene netamente de una fuente fotovoltaica.
El banco de baterías tiene dos restricciones conocidas como límite máximo o
superior y límite mínimo e inferior. En el límite superior el banco de baterías puede
cargar hasta el 100% de la máxima carga soportada por las baterías, y en el límite
inferior se podrán descargar hasta el 20% de la demanda. El regulador de carga es
quien debe censar constantemente las variaciones de variables para conectar o
desconectar el banco de baterías y protegerlo contra sobrecargas. Y descargas
excesivas que disminuyen el tiempo de vida de las baterías. La potencia de los
paneles fotovoltaicos depende exclusivamente de la radiación, no existe seguidor
de máxima potencia, por lo que los paneles entregarán la potencia según la
radiación existente.
El sistema de control debe verificar que se cumplan las siguientes premisas.
1. Si la generación es mayor que la demanda. Abastezco toda la carga y el
exceso de energía generada va a cargar el banco de baterías hasta llegar al
100% de la carga, una vez cargadas por completo. Y si la generación
continúa siendo mayor que la demanda. Se desconecta el banco de baterías
y el exceso de energía se perderá. A menos que se considere un sistema
conectado a la Red y esta energía puede venderse.
2. Si la Generación es menor que la demanda. Cubro lo que me es factible y el
resto de energía proviene del banco de baterías, la energía es descargada
hasta llegar al 20% de carga de las baterías. En esta condición se
desconecta el banco de baterías, dejando sin suministro las cargas que no
pueden ser abastecidas por la generación. Esta condición no garantiza la
confiabilidad del sistema pues no se abastece la demanda por completo.
132
Diagrama de flujo del sistema de Control.
En el diagrama de flujo se especifican los procedimientos y la lógica general de
control.
Figura 4.41 diagrama de la lógica de control sistema fotovoltaico Fuente: Autora
133
4.10 ANÁLISIS FINANCIERO [21]
La evaluación financiera permite disponer de los fondos para ejecutar el proyecto,
establece una idea de la recuperación de los costos de inversión y operación
además permite obtener conclusiones sobre plazos y condiciones del préstamo.
4.10.1 EVALUACIÓN FINANCIERA.
La evaluación financiera se resume en dos procedimientos, la sistematización y
presentación de los costos y beneficios en el flujo de fondos, y el resumen del
análisis en indicadores financieros.
Flujo de fondos:
En el flujo de fondos se encuentra el valor de ingresos de operación, costos de
operación, depreciaciones, amortizaciones, utilidades, e impuestos, la suma y
diferencia de estos valores entregan al accionista cifras de dinero para determinar
los indicadores financieros.
Indicadores financieros:
Son índices que determinan si un proyecto es rentable por la tanto conveniente o
no para el inversionista. Entre los principales indicadores financieros se tienen:
ü Valor Presente Neto(VPN)
ü Tasa interna de Retorno(TIR)
ü Período de Recuperación de Capital(PRC)
ü Rentabilidad Contable Media(RCM)
ü Índice de rentabilidad(IR)
Valor Presente Neto (VPN): Representa la suma de ingresos presente que es
equivalente a los ingresos netos futuros y presentes de un proyecto.
134
En la siguiente Tabla se explica a manera de ejemplo las proyecciones de ingresos
como de egresos desde el año cero hasta el año n, con el resultado de la diferencia
de estos se calcula el VPN.
Flujo de fondos
Año 0 Año 1 Año n
Ingresos
Egresos
Flujo de fondos
Tabla 4.34: Tabla ilustrativa de los datos de un flujo de fondos general
Fuente: Autora
La interpretación del Valor Presente Neto indica: Si el VPN>0 el proyecto debe ser
aceptado. Si el VPN=0 el proyecto es indiferente, si el VPN<0 el proyecto no es
rentable y hay que buscar alternativas de inversión que arrojen más beneficios.
Tasa Interna de Retorno (TIR): Es la tasa de interés que hace que el VPN=0.
La interpretación del TIR expresa lo siguiente: Si el TIR>TOP el proyecto
debe ser aceptado, Si el TIR=TOP el proyecto es indiferente, si el TIR<TOP el
proyecto no es rentable y hay que buscar alternativas de inversión que arrojen más
beneficios. TOP es el la tasa de oportunidad financiera.
4.10.2 DESARROLLO DEL FLUJO DE FONDOS
Costos del proyecto
La inversión está compuesta por dos tipos de costos, los costos fijos de inversión y
los costos operativos y de mantenimiento.
135
Costos fijos de instalación e inversión
Los costos fijos son los de mayor peso, en cuanto a inversión, pues dentro de ellos
están los costos de instalación de los bancos de baterías y los costos de instalación
del arreglo fotovoltaico. Otro grupo que está dentro de estos costos son los costos
de adquisición de los componentes.
Los costos de adquisición son rubros referenciales cotizados en empresas
disponibles en el mercado nacional y los precios están actualizados al año 2014.
COSTO FIJO DE INSTALACIÓN DEL PANEL Cant unidad costo unitario
costo total
1 Tubería 3 por 6 metros enterrada 1 u 1 1
2 herrajes de aluminio Y conectores 20 u 5 100
3 arena 0.2 m3 0.15 0.03
4 Cemento 0.2 BT 1 0.2
5 caja metálica 1 u 15 15
6 tablero 1 u 20 20
7 Conduit PVC 1 ½ 10 m 5 50
8 Cable Encauchetado 10 m 1.27 12.7
9 tablero protecciones 1 u 30 30
10 Cooper Weld 5/8 1 u 15 15
243.93
Tabla 4.35 coste fijo de instalación del panel
Fuente: Autora
COSTO FIJO DE INSTALACIÓN DE BANCO DE
BATERÍAS Cant unidad
costo unitario
costo total
1 Estructura para el banco de baterías 1 u 13 13
2 herrajes de aluminio Y conectores 20 u 5 100
3 Cable de interconexión de baterías 200 m 1.25 250
4 arena 0.2 m3 0.15 0.03
5 Cemento 0.2 BT 1 0.2
6 base plástica para baterías 1 u 15 15
7 tablero 1 u 20 20
8 conduit PVC 1 ½ 10 m 5 50
9 cable encauchetado 10 m 1.27 12.7
10 tablero protecciones 1 u 30 30
11 Cooper Weld 5/8 1 u 15 15
505.93
Tabla 4.36 costo fijo de instalación de banco de baterías
Fuente: Autora
136
COSTO FIJO DE INSTALACIÓN DE LA RED ELÉCTRICA Cant unidad costo unitario
costo total
1 Conductores trifásicos 1000 m 5 5000
2 herrajes de aluminio Y conectores u 5 0
3 tableros de protección 200 m 1.25 250
4 protecciones eléctricas 0.2 m3 0.15 0.03
5 herramientas y accesorios 0.2 BT 1 0.2
5250.2
Tabla 4.37 costo fijo de instalación de la red eléctrica
Fuente: Autora
COSTOS FIJOS DE ADQUISICIÓN COMPONENTES Cant
costo unitario
costo total
tiempo de vida depreciación
1 PANEL 135 2636 359 946324 25 37853
2 costo de adquisición inversor 60 kVA 1 50000 50000 15 3333,33
3 coso del controlador de carga 132 1324 174768 10 17476,8
4 COSTO BATERÍAS 390 AH 1584 285 451440 10 45144
total 1622532
Tabla 4.38: costo fijo de adquisición de componentes
Fuente: Autora
Costos de operación y mantenimiento
Los costos descritos en las Tablas que siguen a continuación son referenciales y
contienen valores unitarios de instalación, para un arreglo fotovoltaico compuesto
por 20 paneles fotovoltaicos y un arreglo de banco de baterías compuesto por 24
baterías. Además incluye costos de operación y mantenimiento, considerando el
costo del personal, que incluye el valor de hora hombre (2,95 dólares) y el salario
básico unificado real (472,5 dólares).
Para evaluar los costos de operación y mantenimiento se incluyeron los costos
referenciales por actividad, y se consideró la cantidad de horas requeridas.
Entre las principales actividades para el mantenimiento del banco de baterías se
tienen: actividades de limpieza, verificación de estado de densidad del electrolito,
mediciones de voltaje de celdas de baterías y los insumos como se indica en la
Tabla 4.39.
137
Ítem COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL BANCO DE BATERÍAS
Cant unidad Costo unitario HORA
costo /semestre
costo anual
total año
1 Limpieza del banco de baterías 10 horas hombre 2.95 29.5 59 495
2 Verificación del estado de densidad del electrolito
10 horas hombre 2.95 29.5 59
3 Mediciones de voltaje de cada Batería y del banco de baterías
10 horas hombre 2.95 29.5 59
4 Ecualización banco de baterías 10 horas hombre 2.95 29.5 59
5 Inspección y verificación de conexiones 10 horas hombre 2.95 29.5 59
6 Insumos de limpieza 1 u 40 40 80
7 Gastos de transporte 1 u 20 20 40
8 Provisión de equipos de seguridad 1 u 40 40 80
TOTAL 495
Tabla 4.39 costo de operación y mantenimiento banco de baterías
Fuente: Autora
El mismo procedimiento se tiene para los costos de operación y mantenimiento del
generador fotovoltaico cuyas principales actividades son limpieza de paneles,
comprobación de elementos de protección, inspección y verificación de conexiones
como se especifica en la Tabla 4.40
Ítem COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO GENERADOR FOTOVOLTAICO
Cant unidad Costo unitario HORA
costo /semestre
costo anual
total año
1 Limpieza de paneles 20 horas hombre 2.95 59 118 396
2 Comprobación de elementos de protección 10 horas hombre 2.95 29.5 59
3 Inspección y verificación de conexiones 10 horas hombre 2.95 29.5 59
4 Insumos de limpieza 1 u 60 60 120
5 Gastos de transporte 1 u 10 10 20
6 Provisión de equipos de seguridad 1 u 10 10 20
TOTAL 396
Tabla 4.40 costos de operación y mantenimiento generador fotovoltaico
Fuente: Autora
Tablas de amortización
La Tabla de amortización indica el valor de pago de capital y pago de interés, en el
caso de tener un valor de financiamiento. Estos valores serán utilizados en el
desarrollo del flujo de fondos.
138
período Valor financiar pago de interés pago de capital pago total saldo final
1 1720763,66 $ 142.822,54 $ 117.102,18 $ 259.924,72 $ 1.603.661,48
2 $ 1.603.661,48 $ 133.103,11 $ 126.821,61 $ 259.924,72 $ 1.476.839,87
3 $ 1.476.839,87 $ 122.576,98 $ 137.347,74 $ 259.924,72 $ 1.339.492,13
4 $ 1.339.492,13 $ 111.177,19 $ 148.747,53 $ 259.924,72 $ 1.190.744,60
5 $ 1.190.744,60 $ 98.831,21 $ 161.093,50 $ 259.924,72 $ 1.029.651,09
6 $ 1.029.651,09 $ 85.460,53 $ 174.464,19 $ 259.924,72 $ 855.186,91
7 $ 855.186,91 $ 70.980,09 $ 188.944,63 $ 259.924,72 $ 666.242,28
8 $ 666.242,28 $ 55.297,78 $ 204.626,94 $ 259.924,72 $ 461.615,34
9 $ 461.615,34 $ 38.313,85 $ 221.610,87 $ 259.924,72 $ 240.004,47
10 $ 240.004,47 $ 19.920,25 $ 240.004,47 $ 259.924,72 $ 0,00
Tabla 4.41 Tabla de amortización 10 años
Fuente: Autora
Ingresos
Los ingresos considerados para el flujo de fondos, consideran una tasa de
crecimiento anual del 1,08% tendencia mostrada en cuando a los registros de
aumento de consumo de demanda. Como se observa en la Tabla el valor de
ingresos es el valor que el COEC dejaría de cancelar año a año a la red pública
para utilizar el sistema de energía renovable El cálculo de los ingresos fue realizado
con el valor promedio de consumo histórico registrado desde el año 202 hasta el
año 2012.
Ingresos anuales (pago de energía eléctrica)
AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10
0 27445 27741 28041 28344 28650 28959 29272 29588 29908 30231
Tabla 4.42: ingresos anuales
Fuente: Autora
Flujo de fondos e indicadores financieros
El flujo de fondos del tema de estudio ha sido proyectado para 10 años, que es el
tiempo de vida de los cargadores de baterías y a su vez el menor de todos los
componentes del sistema de energía renovable, la tasa de crecimiento para costos
considerada es la inflación del Ecuador de 3,4%.
13
9
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2
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3
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4
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5
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6
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7
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8
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10
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27
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8.0
41
$
28
.34
4
$ 2
8.6
50
$
28
.95
9
$ 2
9.2
72
$
29
.58
8
$ 2
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30
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.07
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$ 1
.11
5
$ 1
.15
3
$ 1
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2
$ 1
.23
3
$ 1
.27
5
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10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
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9
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1
$ 1
11
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6
$ 9
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33
$
85
.72
1
$ 7
1.1
97
$
55
.46
6
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22
.28
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9.9
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($ 2
10
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($ 1
99
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0)
($ 1
88
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8)
($ 1
75
.40
5)
($ 1
61
.72
2)
($ 1
46
.92
4)
($ 1
30
.91
8)
($ 2
97
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1)
($ 9
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76
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($ 2
10
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4)
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99
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0)
($ 1
88
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8)
($ 1
75
.40
5)
($ 1
61
.72
2)
($ 1
46
.92
4)
($ 1
30
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8)
($ 2
97
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1)
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25%
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94
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8)
($ 1
75
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5)
($ 1
61
.72
2)
($ 1
46
.92
4)
($ 1
30
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8)
($ 2
97
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1)
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4.8
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94
4)
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6)
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10
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4)
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99
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0)
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8)
($ 1
75
.40
5)
($ 1
61
.72
2)
($ 1
46
.92
4)
($ 1
30
.91
8)
($ 2
97
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1)
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4.8
76
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0
0
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0
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10
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10
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$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
$
10
3.8
07
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1.7
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5
$ 1
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6
$ 1
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1
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34
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33
.98
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33
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0)
($ 2
33
.45
3)
($ 2
33
.18
3)
($ 2
32
.91
2)
($ 2
32
.63
8)
($ 2
32
.36
3)
($ 4
15
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1)
$ 3
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6
11 T
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sto
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n y
m
ante
nim
ien
to
140
Figura 4.42 diagrama de barras del flujo de fondos Fuente: Autora
En el flujo de fondos se concluye que la inversión no se recupera en los primeros
10 años, pues el ingreso para el inversionista es negativo, desde el año 1 hasta el
año 10.
El valor actual neto es ($ -1 387 055,37) Económicamente no es viable para el
COEC. Pues en ningún año los ingresos superan los egresos el top es igual.
El valor del VAN negativo me indica que pierdo al realizar la inversión. Es preferible
no invertir y mantener el dinero en un banco a plazo fijo, que resulta más rentable.
Económicamente el escenario en estudio queda se descarta por no ser sustentable
en el tiempo.
El valor máximo de pérdidas se registra en el año 10 con 415 941 USD, a partir del
año 11 se registra un valor positivo, debido a que los equipos tienen una vida útil
de 15 a 25 años.
Índices financieros
TOP 8%
TIR -10%
VAN ($ -1.387.055,37)
Tabla 4.43 Índices financieros
Fuente: Autora
($600.000)
($400.000)
($200.000)
$0
$200.000
$400.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Flujo de Fondos Financiamiento y Banco de Baterías
141
CAPÍTULO 5
5. SIMULACIONES EN RÉGIMEN PERMANENTE
DIGSILENT [18]
En este capítulo se realizan los estudios en régimen permanente de un sistema
fotovoltaico aislado de red eléctrica, con banco de baterías.
5.1 MODELACIÓN ESTÁTICA
Para realizar los estudios estáticos se ha utilizado la ayuda del software para
sistemas de potencia Digsilent Power Factory. Versión 14,1. La modelación estática
consiste en el armado del modelo del parque fotovoltaico, análisis de generación y
pérdidas, además el cálculo de cortocircuitos y análisis de la calidad de potencia
según IEC 61400-2.
5.1.1 ARMADO DEL MODELO DEL PARQUE FOTOVOLTAICO
El parque fotovoltaico se modela utilizando los templetes de Power Factory que son
modelos con convertidor de potencia nominal. El template consiste en un arreglo
de paneles fotovoltaico, asociado a un barra de voltaje definido.
Figura 5.1 Template static generator Fuente: Autora
142
El modelo del templete incluye un generador estático y un generador fotovoltaico,
un capacitor, un controlador, mediciones, una fuente de voltaje, un reductor de
potencia activa.
Los parámetros se modelan según las especificaciones técnicas del sistema
seleccionado.
Figura 5.2 Modelo del generador estático Fuente: Autora
5.1.2 FLUJOS DE POTENCIA
En la realización de flujos de potencia se analizaron las curvas de generación vs
consumo y descarga de baterías a lo largo de un día. Para considerar y analizar los
casos críticos para demanda y para generación.
En demanda los casos críticos para la estación son demanda máxima y demanda
mínima.
Demanda máxima
Para la máxima demanda registrada el 7 de enero a las 14h00 el consumo es de
51,067 kW y el generador fotovoltaico produce 123,454 kW por lo que se almacena
61,927 kW en el banco de baterías.
143
Características para demanda máxima
Fecha Hora Consumo [kW]
Fotovoltaica [kW]
C, baterías [kW]
Energía No Servida
Exceso
07-ene 14:00 51,067 123,454 61,927 0 0
Tabla 5.1 Día de máxima demanda
Fuente: Autora
Figura 5.3 Día de máxima demanda Fuente: Autora
Figura 5.4 Flujo de carga demanda máxima Fuente: Autora
51067
123454,12
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
1600000:
00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
0
11:0
0
12:0
0
13:0
0
14:0
0
15:0
0
16:0
0
17:0
0
18:0
0
19:0
0
20:0
0
21:0
0
22:0
0
23:0
0
07-ene
Demanda máxima
144
NOMBRE
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [MVar]
Potencia Aparente
[MW]
Factor de
Potencia
Capacitivo Inductivo
voltaje p.u.
min active Power
Max active Power
P Max [kW]
PV Generador 0.123 0. 0.123 1. ind 1. 0. 0.475 0.33725
Battery Energy -0.06192 0. 0.06192 -1. cap 1. 0.6 1.5 1.14
Tabla 5.2 Flujo de potencia generador y baterías
Fuente: Autora
NOMBRE voltaje
[pu] voltaje
[kV] delta v
[máx. %] delta V [min %]
Max Voltaje
[pu]
Min voltaje
[pu] n-1 % n-2 %
BB 1. 0.22 5. -5. 1.05 0.95 6. 12.
Barra principal 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
PV 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
Tabla 5.3 Flujo de potencia barras
Fuente: Autora
En demanda máxima el flujo de potencia abastece la demanda la cargabilidad de
los conductores no superan el 80% y los voltajes en las barras están dentro de los
límites permitidos es decir para bajo voltaje 0,95 pu y para sobre voltajes 1,05 pu.
Demanda mínima
Para la mínima demanda registrada el 8 de enero a las 23h00 el consumo es de 23
345 kW y el generador fotovoltaico no genera energía, toda la energía se abastece
por 27 664,77 kW.
Características para demanda mínima
Fecha Hora Consumo [kW]
Fotovoltaica [kW]
C, baterías [kW]
Energía No Servida
Exceso
08-ene 23:00 24 345 0 27 664,77 0 0
Tabla 5.4 Características demanda mínima
Fuente: Autora
145
Figura 5.5 Día de mínima demanda Fuente: Autora
Figura 5.6 flujo de carga demanda mínima Fuente: Autora
Elemento
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [MVar]
Potencia Aparente
[MW]
Factor de
Potencia
Capacitivo Inductivo
min active Power
Max active Power
Battery Energy Storing System 0.027664 0. 0.027664 1. ind. 0.6 1.5
PV Generator 0. 0. 0. 0. ind. 0. 0.475
Tabla 5.5 Flujo de potencia generador y baterías
Fuente: Autora
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00
08-ene 09-ene
Demanda mínima
Consumo D, bat
146
NOMBRE voltaje
[pu] voltaje
[kV] delta v
[máx. %] delta V [min %]
Max Voltaje
[pu]
Min voltaje
[pu] n-1 % n-2 %
BB 1. 0.22 5. -5. 1.05 0.95 6. 12.
Barra principal 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
PV 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
Tabla 5.6 Flujo de potencia barras
Fuente: Autora
En demanda mínima el flujo de potencia abastece la demanda la cargabilidad de
los conductores no superan el 80%, y los voltajes en las barras están dentro de los
límites permitidos, para bajo voltaje 0.95 pu y en sobre voltajes 1.05 pu.
Generación máxima
Para generación máxima registrada el 6 de octubre 2013 a las 14h00 el consumo
es de 27553 kW y el generador fotovoltaico produce 146795,59 kW, y se cargan las
baterías con 115485,36 kW.
Características para generación máxima
Fecha Hora Consumo [kW]
Fotovoltaica [kW]
C, baterías [kW]
Energía No Servida
Exceso
06-oct 14:00 27553 146795,59 115485,36 0 0
Tabla 5.7 Características generación máxima
Fuente: Autora
Figura 5.7 Día de máxima generación Fuente: Autora
0
50000
100000
150000
200000
8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00
06-oct
Máxima generación
Consumo Fotov, C, bat Exceso
147
Figura 5.8 Flujos de potencia día de generación
Fuente: Autora
NOMBRE voltaje
[pu] voltaje
[kV]
delta v [máx.
%]
delta V [min
%]
Max Voltaje
[pu]
Min voltaje
[pu]
n-1 %
n-2 %
BB 1. 0.22 5. -5. 1.05 0.95 6. 12.
Barra principal 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
PV 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
Tabla 5.8 Flujo de potencia barras principales
Fuente: Autora
Elemento
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [MVar]
Potencia Aparente
[MW]
Factor de
Potencia
Capacitivo Inductivo
min active Power
Max active Power
Pn Max
Battery Energy Storing System
-0.1154 0. 0.1154 -1. cap. 0.6 1.5 1.14
PV Generator 0.146 0. 0.146 1. ind. 0. 0.475 0.33725
Tabla 5.9 Flujos de potencia generador baterías
Fuente: Autora
En generación máxima el flujo de potencia cumple con la cargabilidad de
conductores y componentes, no se supera el 80%, y los voltajes en las barras están
dentro de los límites permitidos, para bajo voltaje 0.95 pu y en sobre voltajes 1.05
pu.
148
Generación mínima
Para el caso de generación mínima registrada el 25 de agosto a las 8h00 el
consumo es de 39752 kW y el generador fotovoltaico genera 7380,44 kW, y el resto
de energía es abastecida por la descarga del banco de baterías con 38716,32 kW
Características para generación máxima
Fecha Hora Consumo [kW]
Fotovoltaica [kW]
C, baterías [kW]
Energía No Servida
Exceso
25 agosto 8:00
39752
7380,44
0
38716,32
0
Tabla 5.10 Características día de generación mínima
Fuente: Autora
Figura 5.9 Curva de mínima generación fotovoltaica Fuente: Autora
Figura 5.10 Flujos de potencia en generación mínima Fuente: Autora
7380,440
20000
40000
60000
3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00
25-ago
Mínima generación fotovoltaica
Consumo Fotov, C, bat D, bat
149
Elemento
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [MVar]
Potencia Aparente
[MW]
Factor de
Potencia
Capacitivo Inductivo
min active Power
Max active Power
Pn Max
Battery Energy Storing System 0.0387 -0. 0.0387 1. ind. 0.6 1.5 1.14
PV Generator 0.00783 0. 0.00783 1. ind. 0. 0.475 0.33725
Tabla 5.11 Flujos de potencia generador baterías
Fuente: Autora
NOMBRE voltaje
[pu] voltaje
[kV] delta v
[máx. %] delta V [min %]
Max Voltaje [pu]
Min voltaje [pu]
n-1 % n-2 %
BB 1. 0.22 5. -5. 1.05 0.95 6. 12.
Barra principal 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
PV 1. 0.22 5. -5. 1.05 0. 6. 12.
Tabla 5.12 flujo de potencia barras principales
Fuente: Autora
En generación mínima el flujo de potencia cumple con la cargabilidad de
conductores y componentes, no se supera el 80%, y los voltajes en las barras están
dentro de los límites permitidos, para bajo voltaje 0.95 pu y en sobre voltajes 1.05
pu.
5.1.3 CORTO CIRCUITOS
El estudio de cortocircuitos sirve para cumplir con una norma NOM 001-SEDE
2005, que establece que:
“Los equipos diseñados para interrumpir el paso de la corriente eléctrica en casos
de falla, deben tener un rango de operación suficiente para que a voltaje nominal
interrumpan la corriente disponible en las terminales de línea del equipo.
Para niveles distintos a los de falla esos equipos deben ser capaces de interrumpir
a voltaje nominal el paso de la corriente en su rango nominal”.
Además permite en la planeación para determinar las capacidades interruptivas de
los equipos, en ampliaciones de una planta industrial, para revisar las capacidades
interruptivas de los distintos tipos de protecciones contra sobrecorriente.
150
CORTOCIRCUITOS POWER FACTORY
Caso Analizado Cortocircuito
ELEMENTO FALLADO
Skss [kVA]
Ikss [kA]
APORTE DE LAS OTRAS BARRAS [kA]
OBSERVACIÓN
EEQ Carga PV BB temperatura
DEMANDA MÁXIMA
TRIFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 6847,7 14,971 11,971 0 0 3 >90%
BANCO DE BATERÍAS 6847,7 14,971 11,971 0 3 0 >90%
MÚLTIPLE 6847,7 17,971 11,971 0 3 3 >90%
MONOFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 34,87 0,275 0,539 0,142 0,28 0
BANCO DE BATERÍAS 96 0,756 0,539 0,142 0,63 0,216
DEMANDA MÍNIMA
TRIFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 120,02 0,315 0,337 0,066 0 0,063 >90%
BANCO DE BATERÍAS 120,04 0,315 0,374 0,066 0 0 >90%
MÚLTIPLE 4557 11,959 11,959 0 0 0
MONOFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 36,97 0,291 0,307 0,067 0 0,064
BANCO DE BATERÍAS 40,9 0,322 0,346 0,067 0 0,045
GENERACIÓN
MÁXIMA
TRIFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 3456,3 9,071 9,149 0,021 0 0,085
BANCO DE BATERÍAS 3487,3 9,152 9,097 0,022 0,11 0 >90%
MONOFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 79,69 0,627 0,6929 0,076 0,38 0,304
BANCO DE BATERÍAS 78,51 0,618 0,617 0,076 0,38 0
GENERACIÓN MÍNIMA
TRIFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 3473,7 9,116 9,123 0,031 0 0,029 >90%
BANCO DE BATERÍAS 3470 9,106 9,129 0,031 0,01 0 >90%
MÚLTIPLE 4557,6 11,961 11,961 0 0 0 >90%
MONOFÁSICO
GENERADOR FOTOVOLTAICO 79,07 0,623 0,608 1,108 0,02 0,101
BANCO DE BATERÍAS 79,21 0,624 0,609 0,108 0,02 0,101
Tabla 5.13 Resultados de cortocircuitos monofásicos y trifásicos Fuente: Autora
Los cortocircuitos fueron realizados por el método completo para considerar el
aporte a de la corriente de cortocircuito de cada uno de los elementos. Tanto para
cortocircuitos monofásicos, como trifásicos.
Las corrientes más altas registradas son para cortocircuitos trifásicos a tierra para
el caso de demanda máxima, el valor máximo calculado es 17.97kA. Además en
los cortocircuitos trifásicos la carga no aporta a la corriente de cortocircuito.
La mayor parte de la corriente de cortocircuito es dada por la red eléctrica. En estos
cortocircuitos los cables sufren un calentamiento superior al 90% de su temperatura
151
nominal. Por ello se recomienda realizar el dimensionamiento de protecciones
adecuado.
Para los cortocircuitos monofásicos se tiene aporte a la corriente de cortocircuito
de todos los elementos, incluyendo las cargas. Las corrientes son menores siendo
la más alta registrada 0.756kA para demanda máxima, y en el banco de baterías.
En general el sistema fotovoltaico se comporta como se esperaría en régimen
permanente, los elementos del sistema en cortocircuitos trifásicos no aportan a la
falla, en especial las cargas mientras que para circuitos monofásicos el aporte es
mínimo.
VER ANEXO 7 CORTOCIRCUITOS
152
CAPÍTULO 6
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
§ Económicamente el proyecto no es factible ya que el sistema de energía
alternativa no convencional tiene un Valor actual Neto de ($ -1 387 055,37)
y la inversión no se recupera en el tiempo de vida del proyecto. Además la
tasa interna de retorno es de menos 10%. El valor máximo de pérdidas se
registra en el año 10 con un valor ($ - 415.941) dólares, a partir del año 11
se registra un valor positivo, debido a que los equipos tienen una vida útil de
15 años.
§ La inversión está distribuida en un 47,2% para el costo del parque
fotovoltaico, no presenta inversión eólica pues no posee aerogeneradores, el
26,6% de la inversión total corresponde al costo de banco de baterías, el 22%
corresponde al costo del sistema de control o estrategia de optimización, y el
4,2% corresponde al costo de inversor. En cuanto a la autonomía presenta 1
día de autonomía. El costo del kWh es de 0,26$.
§ En base a los análisis de resultados de optimización de iHOGA se concluye
que el escenario que cumple las mejores condiciones técnicas y financieras
es el sistema fotovoltaico con banco de baterías aislado de red para la
demanda máxima, con una potencia instalada de 355 860 W compuesta por
2 636 paneles de 135 Wp, cuya producción de energía renovable es de 36
2172 kWh/año de origen fotovoltaico. Tiene además un excedente de
energía de 3 815,5 kWh/año. El banco de baterías de 1 235,52 kWh. El
sistema híbrido cubre la demanda de energía en un 22,34% con energía
fotovoltaica y el 77,64% es cubierto con energía del banco de baterías.
153
§ El área mínima requerida para la ubicación de 2 636 paneles solares
incluidas conexiones y espacio para la sombra es de 4 057,68 metros
cuadrados. El banco de Baterías requiere un área de 150 metros cuadrados
para la ubicación de 1584 baterías. El COEC dispone de 4 500 m2
aproximadamente de área verde libre.
§ Durante el tiempo de vida del proyecto (15 años) se emitirán a la atmosfera
2 424,15 toneladas de CO2 por el concepto de consumo de diésel y
generación de energía eléctrica, es decir 161,61 toneladas de C02 por año,
mientras que con el proyecto fotovoltaico se emitirán 130,814 toneladas por
año, lo que implica desplazar de la atmosfera 30,8 toneladas de C02 por año
y un total de 461,94 toneladas totales de C02.
§ Los recursos energéticos presentes en el COEC son el viento con una
velocidad promedio de 5,1 m/s y velocidad máxima de 5,68 m para los
meses de agosto y septiembre y la velocidad mínima promedio es de 4,68
m/s en el mes de abril. La dirección del viento está entre 150 y 210º al sur, la
radiación solar promedio anual del sector es de 4,24 kWh/m2/día. Los meses
de mayor radiación son agosto, septiembre y octubre con valores de 4,38
kWh/m2/día.
§ Las características climatológicas del Boliche describen una zona con cielo
parcialmente nublado, con presencia de neblina y nubosidad, temperaturas
bajas entre 5°C y 16°C máximo. Durante el día de 7h00 a 10h00 pasa
nublado, el cielo se despeja desde las 12h00 hasta las 15h00, para volverse
a nublar por el resto de horas. Ese comportamiento climático se refleja en las
mediciones bajas de radiación solar global 4,24 kWh/m2/día en
comparación con otros lugares del Ecuador como las islas Galápagos donde
la radiación promedio es de 6,12 kWh/m2/día.
§ Entre las fuentes de información oficiales utilizadas para el análisis del
recurso solar están el atlas solar del CONELEC con su mapa de insolación
directa promedio cuyo valor para la Estación Cotopaxi es 3,3 kWh/m2/día.
154
La radiación mínima es de 3,17 kWh/m2/día. Las mediciones del atlas fueron
contrastadas con fuentes de la NASA y mediciones de irradiación solar
directa del sitio entregadas por la Estación M120 del INAMHI.
§ El potencial eólico del COEC recibe vientos acelerados por estar ubicado en
la región sierra debido a la presencia de la Cordillera de los Andes y el volcán
Cotopaxi. El potencial bruto en cuanto a velocidad, potencia instalable y
energía es de 7 a 8,5 m/s, 2,52 MW que produce una y 7,57 GWh/año
respectivamente. Según el atlas eólico del MEER la velocidad promedio
mensual para el COEC del Instituto Espacial Ecuatoriano está entre los
valores de 5 m/s a 5,5 m/s (18 a 19,5 km/h). La dirección predominante del
viento está entre el sur este (150°) y sur oeste (210°). Sin embargo hay una
cantidad considerable de viento que se dirige hacia el norte. Esto implica que
hay una variabilidad de la dirección del viento a lo largo del año, y no se tiene
una dirección constante.
§ El dimensionamiento del sistema híbrido consideró el mes con mayor
consumo de demanda, basado en las mediciones realizadas en sitio con el
analizador de energía Power Quality Analizer, clase A. El valor de potencia
de diseño fue tomado de la demanda máxima registrada en mes de
septiembre 2013. Cuyo valor de potencia máxima es de 51 067 W y el valor
de potencia media es de 33 120,43 W.
§ La energía horaria del COEC se obtuvo al integrar los valores de potencia en
el intervalo de 10 minutos, este valor es de 51,59 kWh mientras que la
energía diaria es 893,42 kWh. Además con datos proporcionados por la
Empresa Eléctrica Quito se obtuvo la curva de demanda anual del año 2013.
155
6.2 RECOMENDACIONES
§ Para el sistema de estudio se ha escogido la configuración de generación
con acoplamiento a una barra de corriente continua. Para que la generación
fotovoltaica llegue a través de un regulador hacia el banco de baterías. Así
cuando existe un exceso de generación alimento la carga y cargo las
baterías, cuando la generación no es suficiente me abastezco del sistema de
baterías.
§ Esta configuración brinda confiabilidad y calidad de energía sin embargo el
costo es alto debido a que el banco de baterías debe ser dimensionado para
la demanda máxima. Pues la energía solar es intermitente. Por ello
estrictamente se recomienda este sistema para cargas pequeñas, ubicadas
en lugares aislados sin acceso a la red eléctrica y con alto potencial solar.
§ Se recomienda al COEC, continuar con el suministro de energía suministrado
por la Empresa Eléctrica Quito, pues los costos actuales de las energías
renovables no convencionales, en este caso energía fotovoltaica no son
competitivos. Sin embargo queda claro que técnicamente es factible aislarse
de red y autoabastecerse en su totalidad la demanda con energías limpias.
Es necesario considerar en estudios futuros la posibilidad de vender energía
a la red.
§ Se recomienda realizar un estudio de viento y radiación solar con
instrumentos de mayor precisión como un anemómetro en lugar de veleta de
medición y un pirómetro en lugar de heliógrafo, para obtener curvas de
comportamiento de radiación y viento más precisas y no sobredimensionar
los sistemas, ya que se ve reflejada directamente en los costos.
§ En cuanto a la carga se recomienda realizar un estudio enfocado
específicamente hacia cargas puntuales del COEC, realizando una
redistribución interna de cableado, para dejar independiente especialmente
el edificio 12 sala principal de recepción y grabación de datos, y requiere
156
tener la mayor confiabilidad de servicio eléctrico. Es posible utilizar el
potencial eólico y solar de la estación para generar energía y garantizar la
confiabilidad. Y aprovechar que posee un UPS de respaldo que aumenta su
redundancia en la confiabilidad.
§ Es necesario buscar alternativas de financiamiento externo, especialmente
recibir inversión estatal, pues al considerar el proyecto como inversión
estatal sin financiamiento externo se observa que la inversión se recupera en
los diez años de estudio y se obtiene una rentabilidad. Esto se debe
exclusivamente a que no existe un pago de capital que realizar
157
BIBLIOGRAFÍA
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158
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[18] J. Lucio Cruz, DISEÑO DE UN PARQUE EÓLICO EN EL SECTOR PUSUCHISI ALTO DEL CANTON LATACUNGA PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÒN DE LA EMPRESA ELECTRICA COTOPAXI, Quito: Escuela Politécnica Nacional, 2014.
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[22] septiembre 2012. [En línea]. Available: http://www.pasionporvolar.com/el-viento-en-la-aviacion-sus-efectos/.
159
ANEXO 1
PLANILLA ELÉCTRICA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO
SUMINISTRO 90001428-7
160
161
ANEXO 2
MEDICIONES HORARIAS DE POTENCIA Y ENERGÍA
DEL COEC DEL IEE
ANALIZADOR DE ENERGÍA POWER QUALITY
ANALIZER, CLASE A
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171
ANEXO 4
MEDICIONES DE DEMANDA CONSEJO PROVINCIAL
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.20
14
1
6:0
0:0
0
27
54
0
14
.01
.20
14
1
7:0
0:0
0
27
54
0
14
.01
.20
14
1
8:0
0:0
0
30
6
14
.01
.20
14
1
9:0
0:0
0
30
6
14
.01
.20
14
2
0:0
0:0
0
30
6
14
.01
.20
14
2
1:0
0:0
0
30
6
175
ANEXO 5
MEDICIONES DE POTENCIA IGM
176
MEDICIONES DE POTENCIA UPS DE IGM
FECHA HORA
VOLTAJE [V] CORRIENTE [A] POTENCIA [W]
FASE R
FASE S
FASE T
FASE R
FASE S
FASE T FASE R FASE S FASE T
POTENCIA T
13.01.2014 0:00:00 119 118 119 5.7 1.9 1.9 675 225 225 1125
13.01.2014 1:00:00 119 120 120 1.9 3.8 5.6 225 450 675 1350
13.01.2014 2:00:00 119 120 120 1.9 1.9 3.8 225 225 450 900
13.01.2014 3:00:00 120 119 118 5.6 5.7 1.9 675 675 225 1575
13.01.2014 4:00:00 120 120 121 3.8 3.8 3.7 450 450 450 1350
13.01.2014 5:00:00 120 120 119 3.8 5.6 3.8 450 675 450 1575
13.01.2014 6:00:00 120 120 118 3.8 5.6 5.7 450 675 675 1800
13.01.2014 7:00:00 118 119 119 1.9 3.8 1.9 225 450 225 900
13.01.2014 8:00:00 120 120 118 22.5 48.8 125.8 2700 5850 14850 23400
13.01.2014 9:00:00 119 120 118 24.6 52.5 122.0 2925 6300 14400 23625
13.01.2014 10:00:00 121 119 120 22.3 54.8 125.6 2700 6525 15075 24300
13.01.2014 11:00:00 119 121 119 24.6 53.9 115.3 2925 6525 13725 23175
13.01.2014 12:00:00 118 118 118 22.9 45.8 120.1 2700 5400 14175 22275
13.01.2014 13:00:00 121 121 119 22.3 46.5 113.4 2700 5625 13500 21825
13.01.2014 14:00:00 120 120 120 20.6 52.5 116.3 2475 6300 13950 22725
13.01.2014 15:00:00 120 118 121 24.4 49.6 120.9 2925 5850 14625 23400
13.01.2014 16:00:00 119 118 118 18.9 47.7 120.1 2250 5625 14175 22050
13.01.2014 17:00:00 118 118 119 21.0 53.4 113.4 2475 6300 13500 22275
13.01.2014 18:00:00 118 118 118 21.0 55.3 116.3 2475 6525 13725 22725
13.01.2014 19:00:00 120 119 119 5.6 5.7 5.7 675 675 675 2025
13.01.2014 20:00:00 118 119 120 3.8 3.8 5.6 450 450 675 1575
13.01.2014 21:00:00 120 121 118 5.6 3.7 3.8 675 450 450 1575
13.01.2014 22:00:00 119 119 120 5.7 5.7 1.9 675 675 225 1575
13.01.2014 23:00:00 120 118 120 3.8 5.7 3.8 450 675 450 1575
14.01.2014 0:00:00 120 118 121 3.8 3.8 5.6 450 450 675 1575
14.01.2014 1:00:00 119 118 120 3.8 5.7 5.6 450 675 675 1800
14.01.2014 2:00:00 120 120 118 1.9 5.6 1.9 225 675 225 1125
14.01.2014 3:00:00 121 121 120 1.9 5.6 1.9 225 675 225 1125
14.01.2014 4:00:00 121 118 119 5.6 5.7 3.8 675 675 450 1800
14.01.2014 5:00:00 119 119 121 1.9 5.7 5.6 225 675 675 1575
14.01.2014 6:00:00 121 118 121 1.9 5.7 3.7 225 675 450 1350
14.01.2014 7:00:00 121 121 121 5.6 3.7 1.9 675 450 225 1350
14.01.2014 8:00:00 121 119 118 22.3 54.8 116.3 2700 6525 13725 22950
14.01.2014 9:00:00 119 121 121 22.7 44.6 124.6 2700 5400 15075 23175
14.01.2014 10:00:00 118 120 118 21.0 45.0 114.4 2475 5400 13500 21375
14.01.2014 11:00:00 118 119 118 21.0 52.9 127.8 2475 6300 15075 23850
14.01.2014 12:00:00 118 120 119 22.9 52.5 121.0 2700 6300 14400 23400
14.01.2014 13:00:00 119 121 118 24.6 44.6 127.8 2925 5400 15075 23400
14.01.2014 14:00:00 120 121 121 20.6 46.5 109.7 2475 5625 13275 21375
14.01.2014 15:00:00 118 120 121 21.0 48.8 120.9 2475 5850 14625 22950
14.01.2014 16:00:00 121 118 121 22.3 49.6 124.6 2700 5850 15075 23625
14.01.2014 17:00:00 121 120 121 20.5 50.6 119.0 2475 6075 14400 22950
14.01.2014 18:00:00 120 120 120 20.6 45.0 114.4 2475 5400 13725 21600
14.01.2014 19:00:00 120 118 120 3.8 5.7 5.6 450 675 675 1800
14.01.2014 20:00:00 119 118 121 3.8 5.7 5.6 450 675 675 1800
14.01.2014 21:00:00 120 121 119 3.8 1.9 1.9 450 225 225 900
14.01.2014 22:00:00 121 121 119 3.7 3.7 3.8 450 450 450 1350
14.01.2014 23:00:00 120 120 120 5.6 5.6 5.6 675 675 675 2025
177
ANEXO 6
INGRESO DE DATOS EN iHOGA SISTEMA HÍBRIDO
FOTOVOLTAICO EÓLICO CON BANCO DE BATERÍAS
178
En este anexo se detallan las pantallas de ingreso de datos, los parámetros ingresados en las
pestañas principales de iHOGA, y las gráficas de los resultados de la simulación. Esta información
fue utilizada para realizar los análisis técnicos.
Consumo Energético.
Esta pantalla indica el consumo anual del COEC, este caso de estudio ha considerado la demanda
máxima incluyendo la proyección para el año 2015.
Recurso solar
179
La pantalla recurso solar indica la radiación promedio mensual existente, en la gráfica de color rojo
se observan mes a mes los valores medios que alcanza. Además se especifican valores de latitud,
longitud, azimut y reflectividad del suelo.
Recurso Eólico
COMPONENTES
Paneles Solares
Los datos de paneles solares que se ingresan son voltaje nominal, intensidad de cortocircuito, costos
de adquisición, costos de operación y mantenimiento, y vida útil. Estos datos están disponibles en
los data sheet de diseño del panel. El mismo procedimiento se repite para datos de aerogeneradores
y banco de baterías, a diferencia que en los aerogeneradores e inversores se introduce además la
curva de eficiencia.
180
Aerogeneradores
Baterías
Inversor
181
Auxiliares
El sistema de auxiliares se calcula automáticamente con el software, el valor que se debe ingresar
es el costo de adquisición y el tiempo de vida para considerarlos en los cálculos financieros.
Estrategia de optimización
La estrategia de optimización debe ser seleccionada por el usuario o por default el programa escoge
los algoritmos de optimización y los parámetros mínimos y máximos requeridos para la estrategia de
control
Restricciones
Las restricciones son importantes pues es ahí donde se definen o descartan las generaciones, el
programa descartará todas las combinaciones que no cumplan con las restricciones establecidas, si
estas son demasiado privativas, no se encontrarán soluciones y será necesario la ampliación de los
parámetros.
182
RESULTADOS
Horarios
Los resultados se muestran en ficheros de Excel que pueden ser exportados, además se muestran
gráficas con la simulación de un año de generación. Las gráficas pueden ser de valores horarios,
mensuales o anuales. En la gráfica de simulación horario se observan valores de consumo, energía
183
servida, energía no servida, descarga y carga de las baterías, energía producida en exceso y límites
de optimización.
Mensuales
Los valores de energía se pueden mostrar de manera separada.
Potencia media mensual y anual
Los valores de potencia de generación se observan en graficas de barras para todo el año, esta
información es didáctica y es utilizada posteriormente para ser presentada en el informe.
184
Valores mensuales
Valores anuales
185
ANEXO 7
CORTOCIRCUITOS EN POWER FACTORY
186
Demanda mínima
Cortocircuitos en barra principal Fuente: Autora
Cortocircuito en generador fotovoltaico
Fuente: Autora
Resultados de Cortocircuitos en Barras Demanda mínima
BARRA DE GENERADOR FOTOVOLTAICO
Elemento ik"[ kA] Sk"[kVa] ip [kA] Ib [kA] Sb[ kVa] Ith [kA] Rk Re(Zk) [Ohm]
Xk Im(Zk) [Ohm]
BB 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Barra principal 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
PV 0.31498 1.200.235 0.4830187 0.31498 1.200.235 0.3155102 0.2710543 0.2985686
187
BARRA DE BATERÍAS
Elemento ik"[ kA] Sk"[kVa] ip [kA] Ib [kA] Sb[ kVa] Ith [kA] Rk Re(Zk) [Ohm]
Xk Im(Zk) [Ohm]
BB 0.3150272 1.200.415 0.4830912 0.3150272 1.200.415 0.3155576 0.2508419 0.3785402
Barra principal Casa de Maquinas 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
PV 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Barra principal Casa de Máquinas
Elemento ik"[ kA] Sk"[kVa] ip [kA] Ib [kA] Sb[ kVa] Ith [kA] Rk Re(Zk) [Ohm]
Xk Im(Zk) [Ohm]
BB 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Barra principal Casa de Maquinas 1.195.898 4.556.985 2.952.936 1.195.898 4.556.985 1.212.784 0.00105429 0.01056859
PV 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Resumen de cortocircuitos en demanda mínima
Fuente: Autora
Generación máxima
Cortocircuito en generador fotovoltaico Fuente: Autora
188
Resultados de cortocircuito en Power Factory generación máxima Fuente: Autora
Cortocircuito múltiple en Power Factory Fuente: Autora
189
Cortocircuito en banco de baterías Power Factory generación máxima
Fuente: Autora
Resultados de Cortocircuitos en Barras Generación Máxima
Elemento ik"[ kA] Sk"[kVa] ip [kA] Ib [kA] Sb[ kVa] Ith [kA] Rk Re(Zk) [Ohm]
Xk Im(Zk) [Ohm]
BB 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Barra principal CM 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
PV 9.070.534 3.456.338 1.851.752 9.070.534 3.456.338 9.116.907 0.00358257 0.0136537
Elemento ik"[ A] Sk"[kVa] ip [kA] Ib [kA] Sb[ kVa] Ith [kA] Rk Re(Zk) [Ohm]
Xk Im(Zk) [Ohm]
BB 9.151.565 3.487.215 1.868.295 9.151.565 3.487.215 9.198.352 0.00388255 0.01323112
Barra principal CM 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
PV 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Elemento ik"[ kA] Sk"[kVa] ip [kA] Ib [kA] Sb[ kVa] Ith [kA] Rk Re(Zk) [Ohm]
Xk Im(Zk) [Ohm]
BB 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Barra principal CM 1.195.738 4.556.373 2.952.539 1.195.738 4.556.373 1.212.621 0.00105182 0.01057028
PV 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.
Resumen de cortocircuitos en generación máxima
Fuente: Autora
190
Generación mínima
Cortocircuito generador fotovoltaico generación mínima Fuente: Autora
Cortocircuito banco de baterías Fuente: Autora
191
Resultados cortocircuito generación mínima Power Factory
Fuente: Autora
Resultados de Cortocircuitos en Barras Generación Mínima
Elemento ik"[ kA] Sk"[kVa] ip [kA] Ib [kA] Sb[ kVa] Ith [kA] Rk Re(Zk) [Ohm]
Xk Im(Zk) [Ohm]
BB 9.106.381 3.469.997 1.859.071 9.106.381 3.469.997 9.152.938 0.003693 0.01348131
Barra principal Casa de Maquinas 1.196.055 4.557.581 2.953.322 1.196.055 4.557.581 1.212.943 0.00103746 0.01056864
PV 9.115.989 3.473.658 1.861.032 9.115.989 3.473.658 9.162.595 0.00372848 0.01343132
Resultados cortocircuitos generación mínima Fuente: Autora