metodología de un sistema fotovoltaico conectado a la red ... · tomacorrientes no están...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LÓPEZ MATEOS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Metodología de un sistema fotovoltaico conectado a la red (SFCR)

para uso en luminarias del edificio 3 de la ESIME Zacatenco

TESIS

Que para obtener el título de Ingeniero Electricista

Presentan

Francisco Adrián Loaeza Salcedo

César Ramiro Carmona

Julio César Tenorio Caselin

Asesores

Ing. José Antonio Urbano Castelán M. en C. René Tolentino Eslava

México, D. F. Junio 2012

AGRADECIMIENTOS

Para poder realizar esta tesis de la mejor manera posible fue necesario del apoyo

de muchas personas a las cuales quiero agradecer.

Mi gratitud, principalmente está dirigida a Dios por haberme dado la existencia y

permitido llegar al final de la carrera.

A mis padres quienes han sido un apoyo moral y económico para lograr este fin.

Gracias por su paciencia.

A mis maestros y asesores quienes me han orientado en todo momento, en la

realización de este proyecto que enmarca el último escalón hacia un futuro en

donde sea partícipe en el mejoramiento.

Igualmente a los docentes que me han acompañado durante el largo camino,

brindándome siempre su orientación con profesionalismo ético en la adquisición

de conocimientos y afianzando mi formación.

CONTENIDO

RESUMEN .................................................................................................................................... i

INTRODUCCIÓN .........................................................................................................................ii

RELACIÓN DE FIGURAS ......................................................................................................... iii

RELACIÓN DE TABLAS ............................................................................................................v

NOMENCLATURA ..................................................................................................................... vi

CAP. I. SISTEMA FOTOVOLTAICO ......................................... ¡Error! Marcador no definido.1

1.1. RADIACIÓN SOLAR ........................................................... ¡Error! Marcador no definido.2

1.2. EFECTO FOTOVOLTAICO (FV) ........................................ ¡Error! Marcador no definido.6

1.3. CELDA FOTOVOLTAICA ................................................ ¡Error! Marcador no definido.9

1.4. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ......................................¡Error! Marcador no definido.10

1.5. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS (SFV) ...........................¡Error! Marcador no definido.11

1.5.1. Criterios de diseño de un SFV ....................................¡Error! Marcador no definido.12

1.5.2 Clasificación de los SFV por su estructura ................¡Error! Marcador no definido.17

1.6. COSTOS DE UN SFV .....................................................¡Error! Marcador no definido.21

1.7. CONTRATO DE CONEXIÓN A LA RED .......................¡Error! Marcador no definido.22

CAP. II. ESTADO DEL ARTE.................................................................................................. 24

2.1. SFCR EN LA UAM-IZTAPALAPA ................................................................................ 25

2.2. SFCR EN EL RESTAURANTE Y TIENDA THE GREEN CORNER ......................... 28

2.3. MUSEO TECNOLÓGICO DE LA CFE (MUTEC) ....................................................... 30

2.4. CASA EL MANATIAL .................................................................................................... 31

2.5. PROYECTO VALLE DE LAS MISIONES, MEXICALI, BC ........................................ 32

2.6. SANYO SOLAR ARK .................................................................................................... 33

CAP. III. CÁLCULO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO ........................................................ 35

3.1. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL SFCR............................................................... 36

3.2. DETERMINACIÓN DE LA CARGA INSTALADA EN EL EDIFICIO 3 ........................... 38

3.3. ENERGÍA CONSUMIDA ................................................................................................... 43

3.4. SELECCIÓN DE LOS MÓDULOS FV E INVERSOR ................................................ 44

3.5. CÁLCULO DEL NÚMERO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS................................ 45

3.6. CÁLCULO DEL ARREGLO DE LOS PANELES FV .................................................. 45

3.7. DETERMINACIÓN DE NÚMERO DE LOS INVERSORES ....................................... 47

3.8. DIMENSIONAMIENTO DEL PANEL FV ..................................................................... 48

3.9. CÁLCULO DE INCLINACIÓN, SOMBRAS Y DISTANCIA ENTRE PANELES........ 50

3.10. DIAGRAMA DE DISTRIBUCIÓN DE LOS MÓDULOS FV ........................................ 53

3.11. DIAGRAMA DE CONEXIÓN DE LOS MÓDULOS FV ............................................... 55

3.12. DIAGRAMA DE INSTALACIÓN DE ANCLAJE DE LOS MÓDULOS FV ................. 56

3.13. SELECCIÓN DE LOS CONDUCTORES .................................................................... 59

3.14. DIAGRAMA UNIFILAR ................................................................................................. 62

3.15. MANTENIMIENTO DEL SFCR ................................................................................... 64

CAP. IV. EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................................................. 67

4.1 COSTO DEL SFV ......................................................................................................... 68

4.2 TOTAL DEL MATERIAL UTILIZADO.......................................................................... 69

4.3. CÁLCULO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA PROPUESTA CON PANELES

FOTOVOLTAICOS.................................................................................................................... 70

4.4. COSTO POR CONSUMO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA CON PANELES

FOTOVOLTAICOS.................................................................................................................... 70

4.5. AMORTIZACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................. 71

4.6. FINANCIAMIENTO POR MEDIO DE LAS ADMINISTRACIONES

GUBERNAMENTALES............................................................................................................. 71

CONCLUSIONES .......................................................................¡Error! Marcador no definido.74

BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................ 76

ANEXOS .................................................................................................................................... 81

i

RESUMEN

En la metodología de un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica de la

Comisión Federal de Electricidad para uso en luminarias del edificio 3 de la ESIME

Zacatenco, se realizó un estudio de teoría sobre la radiación solar, efecto

fotovoltaico, asi como el funcionamiento de un sistema fotovoltaico, sus costos y lo

que se necesita para realizar el contrato de conexión a la red de la Comisión

Federal de Electricidad (CFE). Se investigó un estado del arte donde se encontró

información acerca de diversos proyectos nacionales e internacionales muy

similares al de esta tesis. Llevándose acabó el estudio de la teoría y estado del

arte se prosiguió con la metodología de cálculo la cual contiene la determinación

de la carga instalada en el edificio 3 de la ESIME Zacatenco para calcular la

energía que este consume, la selección del tipo de módulo e inversor adecuado

para la instalación, el cálculo del número de módulos fotovoltaicos e inversores

que se necesitan, con base a lo anterior se hace el dimensionamiento del área en

la azotea del edificio para realizar el diagrama de distribución y así poder realizar

la conexión que se requiere hacer para obtener la potencia deseada. También se

muestra el cálculo de inclinación, de sombras y distancias, tomando en cuenta las

especificaciones geográficas y climatológicas del lugar; la selección del tipo de

estructura para los módulos y el anclaje así como la determinación de los

conductores y el mantenimiento que hay que realizar para el sistema fotovoltaico

conectado a la red. Enseguida se muestra la evaluación económica la cual

contiene el cálculo del costo de material y número de trabajadores que se

necesitarían para realizar la instalación dando una limitante de tiempo de 2 meses,

el costo total que se calculó fue de 3,234,791.00 pesos M.N., el costo de energía

generada propuesta con paneles durante la vida útil de 30 años fue de 17,023.6

kW-h y su costo por consumo de energía con paneles de 23,322.32 M.N., con lo

cual se obtuvó la amortización del proyecto de 138.69 meses aproximadamente 11

años con 6 meses. Por último se presentan las administraciones gubernamentales

y las facilidades de financiamiento que estas proporcionan.

ii

INTRODUCCIÓN

Los paneles FV constituyen unos de los métodos más simples que se pueden usar

para transformar la energía del sol en energía eléctrica aprovechable, sin que se

produzcan subproductos peligrosos para el medio ambiente. Es por eso que se

considera que dentro de las fuentes alternas de energía, la solar tiene un potencial

considerable ya que no cuesta, no contamina el medio ambiente durante su

aplicación, es de fácil manejo y su potencia disponible en México es alta. En

México existen organismos creados para promover acciones que induzcan y

fomenten el uso eficiente de la energía eléctrica, de igual manera permite a los

usuarios obtener beneficios económicos y ambientales. Actualmente uno de los

principales problemas de ahorro de energía eléctrica se ve reflejado en los

edificios de la ESIME Zacatenco, donde se tiene un desperdicio de energía e

imposibilidad de apagar ciertas luminarias que no son necesarias en determinado

momento, además de que la escuela cuenta con un programa institucional, el cual

menciona algunos puntos para el ahorro de la energía eléctrica y que no se

cumplen. Para reducir este problema se propone realizar una metodología para la

aplicación de energía fotovoltaica interconectada a la red en luminarias del edificio

3 de la ESIME Zacatenco; con la instalación de paneles fotovoltaicos (FV), los

cuales además de aprovechar la energía solar, generan ahorros económicos,

independientemente del problema que se pretenden solucionar, se está dando

parte a la disminución del deterioro del medio ambiente por medio de los paneles

FV. Por lo que solo se delimita en calcular cuanta energía eléctrica se consume en

las luminarias con el sistema fotovoltaico (SFV) del edificio 3 para después hacer

una comparación con la energía actual que se consume. La parte de los

tomacorrientes no están incluidos en este proyecto ya que su uso no es tan

común, sin embargo permanecerán conectados a la red eléctrica, la CFE también

permanecerá conectada con el sistema de generación FV, esto con el fin de que

la energía eléctrica generada por los paneles que no se ocupe se envié a la red y

sea aprovechada por la CFE. Así mismo tendrá la función de respaldar en

ocasiones donde el SFV no se encuentre en operación o no haya suficiente

energía solar.

iii

RELACIÓN DE FIGURAS

No. DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 Componentes de la radiación solar terrestre 3 1.2 Intensidad de radiación solar a nivel mundial 4 1.3 Radiación solar promedio anual en la República Mexicana 5 1.4 Símbolo del diodo 6 1.5 Comportamiento del silicio en una celda solar 7 1.6 Estado de equilibrio de una unión n-p 8 1.7 Sección de una célula fotovoltaica 9 1.8 Módulos fotovoltaicos presentes en el mercado 10 1.9 Sistema fotovoltaico conectado a la red 12 1.10 Orientación del módulo FV para máxima producción anual 15 2.1 SFCR en la UAM Iztapalapa 26 2.2 Cuarto de control 27 2.3 Tablero de pantalla para consulta 27 2.4 SFV en el techo del inmueble 29 2.5 Fachada principal del inmueble 29 2.6 Museo Tecnológico de la CFE, Ciudad de México 30 2.7 Museo Tecnológico de la CFE, Ciudad de México 31 2.8 Casa el Manantial 32 2.9 Fraccionamiento Valle de las Misiones 33 2.10 Viviendas con SFCR 33 2.11 Sanyo Solar Ark 34 3.1 Diagrama de flujo 36 3.2 Luminarias tipo Curvalum (2 X 32 W) 38 3.3 Localización de luminarias en la planta baja 39 3.4 Localización de luminarias en el primer piso 40 3.5 Localización de luminarias en el segundo piso 41 3.6 Localización de luminarias en el tercer piso 41 3.7 Localización de luminarias en los cubículos de los profesores 42 3.8 Módulo monocristalino 44 3.9 Inversor para conexión a la red 45 3.10 Arreglo del panel FV 46 3.11 Dimensiones de la azotea del edificio 48 3.12 Panel fotovoltaico con 20 módulos 49 3.13 Panel fotovoltaico con 24 módulos 49 3.14 Trayectoria del sol 50 3.15 Orientación de la estructura fija para maximizar la captación de radiación solar a lo largo del año 51 3.16 Distancia mínima entre aristas de paneles 51 3.17 Distancia entre aristas inferiores 53 3.18 Distancia entre paneles 53

iv

NÚMERO DESCRIPCIÓN PÁGINA

3.19 Distribución en el área de la azotea del edificio 54 3.20 Acomodo del panel FV 54 3.21 Distribución de los paneles FV 55 3.22 Conexión del panel FV 55 3.23 Conexión del arreglo de 5 paneles FV de 20 módulos 56 3.24 Conexión del arreglo de 5 paneles FV de 24 módulos 56 3.25 Estructura para el módulo fotovoltaico 57 3.26 Medidas de la estructura para el módulo FV (vista lateral) 57 3.27 Tornillo de acero 57 3.28 Base de hormigón 58 3.29 Anclaje de los paneles FV 58 3.30 Distribución de paneles sobre el edificio 59 3.31 Cables tipo PV ZZ-F (AS) 61 3.32 Diagrama unifilar del SFV 63

v

RELACIÓN DE TABLAS

NÚMERO DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 Radiación global media en el Distrito Federal en hp 5 1.2 Latitudes del Distrito Federal 14 1.3 Ángulo de inclinación para la generación eléctrica máxima 15 3.1 Luminarias existentes en la planta baja 39 3.2 Luminarias existentes en primer piso 40 3.3 Luminarias existentes en segundo piso 41 3.4 Luminarias existentes en tercer piso 42 3.5 Luminarias existentes en cubículos de profesores 42 4.1 Salario de los trabajadores 68 4.2 Salario total a pagar de los trabajadores 69 4.3 Material utilizado 69

vi

NOMENCLATURA

SÍMBOLO DESCRIPCIÓN UNIDAD

A Intensidad de corriente eléctrica A

EC Energía consumida W-h

Egm Energía generada por módulo W-h

hp Hora solar-pico h

Im Corriente del módulo A

Iinv Corriente del inversor A

Kg Masa k

M Número de módulos --

m Distancia m

m2 Área m2

Nsis Eficiencia combinada --

P Potencia W

Pinv Potencia del inversor W

Pm Potencia del módulo W

Ra Radiación albedo W/m2

Rd Radiación directa W/m2

Rs Radiación dispersa W/m2

Rt Radiación solar total W/m2

t Tiempo en horas h

V Tensión eléctrica V

Vinv Tensión del inversor V

Vm Tensión del módulo V

Pp Potencia pico W

t Temperatura °C

SIGLAS

SFCR Sistema fotovoltaico conectado a la red --

SFV Sistema fotovoltaico --

FV Fotovoltaico --

THD Baja distorsión armónica --

SISTEMA FOTOVOLTAICO

2

1.1. RADIACIÓN SOLAR

La radiación solar es la energía electromagnética que surge en los procesos de

fusión del hidrógeno contenido en el Sol. La energía solar que en un año llega a la

Tierra a través de la atmósfera es aproximadamente 1/3 de la energía total

interceptada por la Tierra fuera de la atmósfera de la cual 70% llega al mar y la

energía restante (1.5x1017 kW-h) a tierra firme. La radiación solar recolectada

fuera de la atmósfera sobre una superficie perpendicular a los rayos solares es

conocida como constante solar y es igual a 1353 W/m2, variable durante el año en

un ±3% a causa de la elipticidad de la órbita terrestre. El valor máximo medido

sobre la superficie terrestre es de aproximadamente 1000 W/m2, en condiciones

óptimas de Sol a mediodía y en un día de verano despejado [13].

La radiación solar que llega a la superficie terrestre puede ser directa o dispersa.

Mientras la radiación directa incide sobre cualquier superficie con un ángulo de

incidencia único y preciso, la dispersa cae en esa superficie con varios ángulos.

Cuando la radiación directa no incide sobre una superficie a causa de un

obstáculo, el área en sombra no se encuentra completamente a oscuras debido a

la contribución de la radiación dispersa. Esta observación tiene importancia

técnica para los dispositivos fotovoltaicos (FV), que pueden funcionar en algunos

casos solamente con radiación dispersa. Una superficie inclinada puede recibir la

radiación reflejada por el terreno, por espejos de agua o por otras superficies

horizontales, fenómeno conocido como albedo. Las proporciones de radiación

directa, dispersa y albedo (figura 1.1) recibida por una superficie dependen de

[13]:

Las condiciones meteorológicas: En un día nublado la radiación es

prácticamente dispersa en su totalidad; en un día despejado con clima seco

predomina la componente directa que puede llegar hasta el 90% de la

radiación total [2].

3

La inclinación de la superficie respecto al plano horizontal: Una superficie

horizontal recibe la radiación dispersa máxima si no hay alrededor objetos a

una altura superior a la de la superficie [2].

La presencia de superficies reflectantes: Debido a que las superficies claras

son las más reflectantes, la radiación albedo aumenta en invierno por efecto de

la nieve y disminuye en verano por efecto de la absorción de la hierba o del

terreno [2].

Figura 1.1. Componentes de la radiación solar terrestre.

La relación entre la radiación dispersa y la total, varía en función del lugar, ya que

al aumentar la inclinación de la superficie de captación, disminuye la componente

dispersa y aumenta la componente albedo. Por ello, la inclinación que permite

maximizar la energía recogida puede ser diferente dependiendo del lugar. La

posición óptima se obtiene cuando la superficie está orientada al Sur, esto

maximiza la radiación solar captada recibida durante el día, con un ángulo de

inclinación igual a la latitud del lugar. La radiación solar total que cae sobre una

superficie es [2]:

(1.1)

4

Donde: Rd es la radiación directa, Rs es la radiación dispersa y Ra corresponde a

la radiación de albedo como se muestra en la figura 1.1.

El aprovechamiento de la energía del Sol está condicionado por la intensidad de

radiación que se recibe en la Tierra (figura 1.2). La radiación varía según la latitud

del lugar, el momento del día, las condiciones atmosféricas y climatológicas. La

unidad métrica utilizada para la radiación es el W/m2 que expresa la cantidad de

energía que llega a un área de un metro cuadrado [26].

Figura 1.2. Intensidad de radiación solar a nivel mundial [26].

El fenómeno de la radiación solar permite obtener la energía del sol para ser

aprovechada de distintas formas y por distintos dispositivos, como son:

Energía fototérmica: Cuando la radiación solar es aprovechada para el

calentamiento.

Energía fotovoltaica: Cuando la radiación solar se aprovecha para la

generación de electricidad a través del efecto FV.

5

México tiene una alta incidencia de energía solar en la gran mayoría de su

territorio como lo muestra la figura 1.3; la zona norte es de las más soleadas del

mundo con una radiación media anual de aproximadamente 5 kW h/m2. Por lo

que es uno de los países a nivel mundial que presenta condiciones ideales para el

aprovechamiento masivo de este tipo de energía, sin embargo este potencial no

se ha aprovechado ampliamente. En la tabla 1.1 se muestran los niveles de

radiación solar en el D. F. [26].

Figura 1.3. Radiación solar promedio anual en la República Mexicana [26].

Tabla 1.1. Radiación global media en el Distrito Federal en hp [27].

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Min

Max

Med

5.4 6.0 6.4 5.9 5.3 5.1 4.5 4.9 4.5 4.8 5.2 5.2 4.5 6.4 5.3

6

1.2. EFECTO FOTOVOLTAICO (FV)

La conversión directa de la energía solar en energía eléctrica se debe al fenómeno

físico de la interacción de la radiación luminosa con los electrones en los

materiales semiconductores, fenómeno conocido como efecto FV. El objeto físico

en el que este fenómeno tiene lugar es la celda solar, que es un diodo con la

característica esencial de tener una superficie de unas decenas de cm2. Para

describir el efecto FV se emplea conceptualmente el funcionamiento del diodo

unión n-p (figura 1.4), el elemento más utilizado para la realización de las celdas

solares es el silicio [13].

Figura 1.4. Símbolo del diodo.

El silicio tiene 14 electrones de los que 4 son de valencia, disponibles para unirse

con electrones de valencia de otros átomos. En un cristal de silicio químicamente

puro, cada átomo está unido de forma covalente con otros 4 átomos, así que

dentro del cristal en consecuencia del enlace químico no hay electrones libres.

Algunos átomos de silicio en cristal se sustituyen con átomos de fósforo, elemento

que tiene 5 electrones de valencia: 4 serán utilizados para enlaces químicos con

átomos adyacentes de silicio, mientras que el quinto puede ser separado del

átomo de fósforo mediante energía térmica y así tener libertad de movimiento. De

forma análoga, si la sustitución se realiza con átomos de boro, que sólo tiene 3

electrones de valencia, faltará un electrón para completar los enlaces químicos

con los átomos adyacentes de silicio. Este electrón que falta actúa como si fuera

un electrón positivo y se llama agujero o hueco [14], (figura 1.5).

7

A

B C

Figura 1.5. Comportamiento del silicio en una celda solar. A, estructura de Si; B, estructura

del Si con P; C, estructura del Si con B.

En el enlace con fósforo, los portadores de carga libres son negativos y el material

es llamado de tipo “n”, mientras en la sustitución de átomos de silicio con átomos

de boro, los portadores de carga son positivos y el material es llamado de tipo “p”

(figura 1.6 “B”). La unión “n-p” se realiza uniendo una barra de material de tipo “n”

con una barra de material de tipo p (figura 1.6 “A”) [15].

8

Figura 1.6. Estado de equilibrio de una unión n-p.

Los electrones libres en el material “n” verán a la izquierda una región en la que no

existen electrones libres y habrá un flujo de estos portadores hacia la izquierda en

el intento de restablecer el equilibrio. De forma análoga, los huecos verán a su

derecha una región en la que no hay huecos y habrá un flujo de cargas positivas

hacia la derecha. Por consiguiente, en la región de unión de los dos materiales se

ha creado un campo eléctrico que se hace cada vez más grande a medida que los

huecos y los electrones continúan difundiéndose hacia lados opuestos. El proceso

continúa hasta que el potencial eléctrico alcanza un tamaño que impide la

posterior difusión de electrones y huecos [13].

Cuando se alcanza este equilibrio se habrá creado un campo eléctrico. Por lo que

el efecto FV se da de la siguiente forma: Si un fotón (partícula que constituye un

rayo solar) entra en la zona “p” del material con una energía mayor que la barra de

potencial será absorbido y creará una pareja electrón-hueco. El electrón liberado

se moverá hacia la derecha a causa del potencial eléctrico. En cambio, si un fotón

entra en la zona “n”, el hueco creado se moverá hacia la izquierda. Este flujo

producirá una acumulación de cargas positivas en la izquierda y de cargas

negativas en la derecha, dando origen a un campo eléctrico. Cuantos más fotones

llegan a la unión, los campos tienden a anularse el uno con el otro, hasta llegar al

punto en el que ya no haya un campo interno que separe cada pareja electrón-

hueco. Esta es la condición que determina la tensión a circuito abierto de la celda

FV. Finalmente, poniendo unos electrodos (contactos metálicos) sobre la

superficie de la celda se puede utilizar el potencial creado [13].

9

1.3. CELDA FOTOVOLTAICA

La celda FV es un dispositivo formado por una lámina delgada de material

semiconductor. Una celda FV tiene un espesor entre 0.25 mm y 0.35 mm y es de

una forma generalmente cuadrada, con una superficie aproximada de 100 cm2.

Para la realización de las celdas el elemento más utilizado es el silicio usado por

las industrias electrónicas cuyo proceso de fabricación presenta costos muy altos

por la pureza del Si requerida en esta aplicación. Actualmente, el material más

eficiente es el silicio mono-cristalino que presenta características y duración en el

tiempo superior a cualquier otro material utilizado para el mismo fin; la conversión

de la radiación solar en una corriente eléctrica tiene lugar en la celda FV (figura

1.7) [13].

Figura 1.7. Sección de una celda Fotovoltaica.

Otros materiales para la realización de las celdas FV son [13]:

Silicio Mono-cristalino con rendimiento energético desde 15% hasta 17%.

Silicio Poli-cristalino con rendimiento energético desde 12% hasta 14%.

Silicio Amorfo con rendimiento energético menor del 10%.

Otros materiales son: Arseniuro de galio, diseleniuro de indio y cobre, telurio de

cadmio.

10

1.4. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Las celdas FV constituyen un producto intermedio de la industria FV, proporcionan

valores de tensión y corriente limitados, en comparación a los requeridos

normalmente por los aparatos convencionales, son extremadamente frágiles,

eléctricamente no aisladas y sin un soporte mecánico. Por lo que estas son

ensambladas para constituir una estructura única: los módulos FV. El módulo FV

es una estructura robusta y manejable sobre la que se colocan las celdas FV. Los

módulos pueden tener diferentes tamaños desde 0.5 m2 hasta 1.3 m2 y constan

normalmente de 36 celdas conectadas eléctricamente en serie (figura 1.8) [13].

Figura1.8. Módulos fotovoltaicos presentes en el mercado.

Las características eléctricas principales de un módulo FV son las siguientes [16]:

Potencia pico: Potencia suministrada por el módulo en condiciones

normalizadas de prueba).

Radiación solar: 1000 W/m2.

Temperatura: 25 °C.

Corriente nominal: Corriente máxima suministrada por el módulo.

Tensión nominal: Tensión máxima suministrada por el módulo.

Los módulos formados tienen una potencia entre los 50 Wp y 150 Wp, según el

tipo y la eficiencia de las celdas que lo componen. El peso de los módulos se

11

considera de 15 kg/m2; en su caso, la estructura de soporte de los módulos pesa

otros 10 kg/m2. Los efectos del viento se suponen en algunos casos una carga

adicional. Si los módulos se instalan en tejados y terrazas, el peso de los módulos

no suele representar ningún problema, pero siempre es recomendable consultar la

normativa vigente de edificación, aunque raramente habría que reforzar las

estructuras. En el caso de edificios nuevos o de reformas importantes, el módulo

FV se puede integrar en el edificio facilitando su instalación, optimizando su

rendimiento y reduciendo costos [20].

Los módulos FV generan electricidad durante todo el año, mientras se tenga

radiación solar. Normalmente en verano es cuando más electricidad genera,

debido a la mayor duración del tiempo soleado, aunque la inclinación de los

módulos también es importante. En los días nublados también se genera

electricidad, aunque el rendimiento energético se reduce proporcionalmente a la

reducción de la intensidad de la radiación. La vida de los módulos FV está entre

25 y 30 años; en el mercado se tienen módulos con garantías de 10, 15 y 20 años.

Estos componentes nunca dejan de generar electricidad, aunque por lo menos en

10 años las celdas FV reducen su potencia en un 10% [20].

1.5. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS (SFV)

Varios módulos ensamblados mecánicamente entre ellos forman el panel, por lo

que un SFV está formado por el conjunto de paneles FV, componentes

mecánicos, eléctricos y electrónicos que concurren para captar y transformar la

energía solar disponible, en energía eléctrica utilizable. Los SFV generan

electricidad a partir de la intensidad de la radiación solar, no del calor; por lo que el

frío no representa ningún problema para el aprovechamiento. Los paneles FV

pueden ser conectados en serie, en paralelo o la combinación adecuada para

obtener la corriente y tensión eléctrica necesaria para una determinada

aplicación. Los módulos FV que forman el SFV (figura 1.9), están montados sobre

una estructura mecánica capaz de sujetarlos y que está orientada para optimizar

12

la radiación solar. La cantidad de energía producida por un SFV varía durante el

año en función de la radiación de la localidad y de la latitud de la misma [13, 20].

Figura 1.9. Sistema fotovoltaico conectado a la red.

Para cada aplicación, el SFV tendrá que ser dimensionado teniendo en cuenta los

siguientes aspectos [13]:

Carga eléctrica.

Potencia pico.

Latitud del lugar y radiación solar media anual del mismo.

Características arquitectónicas específicas del edificio.

Características eléctricas específicas de la carga.

Posibilidad de conexión a la red eléctrica.

1.5.1. Criterios de diseño de un SFV

A continuación, se describen las etapas para establecer los criterios de diseño de

un SFCR [13].

13

Cálculo de la energía consumida diariamente

Un método de cálculo consiste en obtener mediante tablas adecuadas las horas

equivalentes del lugar considerado y la inclinación deseada de los módulos FV. Se

define como “hora equivalente u hora pico solar” el período de tiempo en el que la

radiación solar toma un valor igual a 1000 W/m2. Esta metodología es utilizada en

los cálculos de las dimensiones de una instalación FV y en la energía consumida

diariamente. La energía consumida diariamente se expresa con la ecuación 1.2 y

la potencia total se obtiene de la ecuación 1.3 [13].

(1.2)

(1.3)

Donde:

EC = Energía consumida, W-h.

t = Tiempo de utilización, h.

P = Potencia, W.

PTOTAL = potencia total, W.

Verificación de la aptitud del lugar

Un aspecto fundamental en la localización de los módulos es asegurar que no

existen obstáculos que puedan dar sombra, al menos durante las horas centrales

del día (vegetación, nieve, edificios, elementos constructivos, otros módulos, etc.).

Estas características determinan la ubicación del SFV, su exposición respecto al

Sur geográfico, la mayor inclinación sobre el plano horizontal, y las características

de las estructuras de soporte.

La integración de módulos FV en la edificación siempre debería tener en cuenta

adicionalmente los criterios de la arquitectura bioclimática y atender a las

características particulares de cada climatología de manera que se asegure que la

14

temperatura de los módulos no se incremente sustancialmente ya que disminuiría

su eficacia. Además, ayudaría a evitar que se produzcan acumulaciones de calor

en el edificio que pudieran forzar un aumento significativo del consumo de energía

para el acondicionamiento de aire. La superficie que ocupa este tipo de instalación

depende de la potencia a instalar y del tipo de módulos utilizados, pero en general

se considera que se debe contar con que cada kWp de módulos ocupa una

superficie comprendida entre 7m2 y 11 m2. Por lo tanto, es fácil encontrar una

superficie disponible en la mayoría de los edificios [13, 20].

Elección de la inclinación de los módulos

En las latitudes del D. F. mostradas en la tabla 1.2, la orientación óptima de los

módulos FV es hacia el Sur. Sin embargo lo que se deja de generar por estar

orientados hacia el Sureste o Suroeste representa sólo un 0.08% por cada grado

de desviación respecto al Sur (cuando se parten de desviaciones de ±25º respecto

al Sur). Del mismo modo, la inclinación óptima de los módulos FV depende de la

latitud del lugar donde se van a instalar [20].

Tabla 1.2. Latitudes del Distrito Federal [28].

Datos de la estación meteorológica

Latitud Longitud Altitud

19.4 -99.2 2308

La inclinación normalmente tiene que ser igual a la latitud del lugar, lo que es

posible siempre que no haya exigencias de tipo arquitectónico que lo impidan. La

latitud del sitio define la orientación e inclinación que deberá poseer un SFV (figura

1.10). Los techos horizontales son convenientes para la instalación de un SFV,

debido a que el montaje puede realizarse en estructuras con condiciones óptimas

de orientación e inclinación ya que son aspectos determinantes para su

producción eléctrica (tabla 1.3). Si se establece una orientación hacia el Sur

geográfico y un ángulo de inclinación igual al ángulo de latitud, se maximiza la

producción en términos anuales, la inclinación se selecciona para aumentar la

15

captación del mes con menos radiación; el ángulo es tal que el mínimo anual una

vez inclinado sea el máximo respecto a las otras inclinaciones, por lo que se

mejora la captación en una época y se desfavorecer en otra. Es usual que la

inclinación óptima equivalga a un ángulo respecto a la horizontal dado por la

ecuación 1.4 [11, 26].

(1.4)

Figura 1.10. Orientación del módulo FV para máxima producción anual.

Tabla 1.3. Ángulo de inclinación para la generación eléctrica máxima [11].

Ángulo de inclinación Resultado

Latitud Generación eléctrica máxima anualizada, durante la primavera y el otoño

Latitud – 15° Generación eléctrica máxima en verano

Latitud + 15° Generación eléctrica máxima en invierno

En cualquier caso, es recomendable una inclinación superior a 10º para permitir

que el agua de la lluvia escurra; y donde neva con cierta frecuencia es

recomendable una inclinación superior a 45º, para favorecer el deslizamiento de la

16

nieve. No obstante se debe procurar acercarse lo más posible a las condiciones

óptimas de instalación. En caso de que los techos ya posean cierta inclinación, su

orientación deberá ser preferentemente hacia el Sur geográfico y en ningún caso

al Norte, si el montaje es horizontal, la ganancia energética es menor, pero puede

ser aceptable estimándose una reducción en la producción de menos el 10% [11,

20].

Evaluación de las pérdidas de sistema

Es necesario tener en cuenta las pérdidas/caídas de tensión introducidas por los

componentes que forman el sistema (baterías, regulador de carga, cables de

conexión, etc.) Suponiendo que las pérdidas totales del sistema sean

aproximadamente del 30%, entonces es necesario aumentar en el mismo

porcentaje la potencia pico del SFV [13].

Selección del inversor

El inversor es uno de los componentes más importantes en los sistemas

conectados a red, ya que maximiza la producción de corriente del dispositivo FV y

optimiza el paso de energía entre el módulo y la carga. Es un dispositivo que

transforma la energía continua producida por los módulos (12 V, 24 V, 48 V) en

energía alterna (generalmente 220 V), para alimentar el sistema y/o introducirla en

la red con la que trabaja en régimen de intercambio. Existen diferentes tipos de

inversores, pero se recomienda seleccionarlo en función del tamaño de la

instalación que se pretende realizar. El inversor se instala entre el SFV y el punto

de conexión a la red. En el mercado también se encuentran inversores

incorporados a los módulos FV, formando un único sistema compacto que se

puede conectar directamente a las cargas, debe proporcionar la potencia que

pueda estar conectada, ya sea así el caso más crítico es cuando todas las cargas

están conectadas al sistema ( ). Así que el tipo que hay que utilizar se puede

identificar una vez decidida la potencia del SFV y por lo tanto el número de

17

módulos FV. En el caso de un sistema aislado, es necesario evaluar la potencia

total máxima que tendrá que conectarse al inversor además de tener en cuenta la

forma de la onda producida [13, 20].

1.5.2 Clasificación de los SFV por su estructura

Los SFV, independientemente de su utilización y del tamaño de potencia, se

pueden dividir en dos categorías [2]:

Aislados.

Conectados a la red.

Los sistemas aislados, por el hecho de no estar conectados a la red eléctrica,

normalmente están equipados con sistemas de acumulación de la energía

producida. La acumulación es necesaria porque el SFV puede proporcionar

energía sólo en las horas diurnas, mientras que a menudo la mayor demanda por

parte del usuario se concentra en las horas de la tarde y de la noche. Durante la

fase de radiación es necesario prever una acumulación de la energía no

inmediatamente utilizada, que es proporcionada a la carga cuando la energía

disponible es reducida e incluso nula. Una configuración de este tipo implica que el

SFV debe estar dimensionado de forma que permita, durante las horas de

radiación, la alimentación de la carga y de la recarga de las baterías de

acumulación [2].

Los sistemas conectados a la red normalmente no tienen sistemas de

acumulación, ya que la energía producida durante las horas de radiación es

canalizada a la red eléctrica; y durante las horas de radiación escasa o nula, la

carga viene alimentada por la red. Un sistema de este tipo desde el punto de vista

de la continuidad de servicio resulta más fiable que uno no conectado a la red que

en caso de avería no tiene posibilidad de alimentación alternativa. La tarea de los

sistemas conectados a la red es la de introducir en la red la mayor cantidad

18

posible de energía. Es necesario tener en cuenta que en el caso especial de un

sistema conectado a la red sin acumulación; es la red misma la que desempeña la

tarea de acumulador de capacidad infinita y la carga la representa el usuario

conectado a la red. La estructura física de un SFV aislado o conectado a la red

puede ser muy diferente, pero se pueden distinguir tres elementos [2]:

El campo FV.

Sistema de acondicionamiento de la potencia.

Sistema de adquisición de datos.

Sistema fotovoltaico conectado a la red (SFCR)

Los principales componentes que forman un SFCR son [13]:

Módulos FV.

Inversor para la conexión a red.

Dispositivo de intercambio con la red eléctrica.

Contador de energía bidireccional.

Los módulos FV para SFCR están disponibles en capacidades de 100 Wp a 300

Wp nominales. Esta potencia corresponde a condiciones normalizadas con

radiación solar de 1 000 W/m2, temperatura de modulo de 25ºC y sin viento. Las

tensiones nominales de módulos y arreglos en sistemas autónomos pueden ser de

12 V, 24 V y 48 V, convenientes para acoplarse a bancos de baterías, sin embargo

en sistemas conectados con la red se configuran tensiones más elevadas,

típicamente de 90 V a 600 V. Determinada la energía consumida, esta tiene que

ser suministrada por una fuente y es representada por un panel de módulos FV

conectados entre sí de tal forma que son capaces de suministrar la energía

necesaria para alimentar la carga eléctrica. Por lo tanto, no solo deben ser

capaces de suministrar la energía que se consume a lo largo del día, sino estar un

poco sobredimensionados como lo muestra la ecuación 1.5 [13, 26].

19

(1.5)

Donde:

M= Número de módulos FV, sin unidades.

EC= Energía consumida diariamente, W-h.

Egm= Energía generada diariamente por cada módulo, W-h.

Nsis= Eficiencia combinada de los controladores, baterías e inversores.

Como cada fabricante suministra la eficiencia de sus equipos electrónicos, el

término Nsis se puede obtener multiplicando la eficiencia de cada uno de los

elementos (controlador de carga, inversor, etc.). Sin embargo la ecuación 1.5 no

contempla los parámetros técnicos de los módulos, un factor de

sobredimensionamiento, ni el nivel de radiación en el área de estudio, por lo que la

ecuación anterior se modifica a la ecuación 1.6 [26].

(1.6)

Donde:

M= Número de módulos FV, sin unidades.

Ec= Energía consumida diariamente, W-h.

Vm= Tensión máxima del módulo, V.

Im= Corriente máxima del módulo, A.

hp= Radiación en la localidad, hp.

Contador de intercambio de energía

El contador mide la energía producida por el SFCR durante su periodo de

funcionamiento, necesita dos contadores ubicados entre el inversor y la red; uno

para cuantificar la energía que se genera e inyecta en la red para su posterior

20

remuneración, y el otro para cuantificar también el pequeño consumo del inversor

FV en ausencia de radiación solar, así como garantía para la compañía eléctrica

de posibles consumos que el titular de la instalación pudiera hacer. El consumo de

electricidad del edificio se realiza desde la red con su propio contador, siendo una

instalación totalmente independiente y en paralelo con la instalación FV [13, 20].

El mantenimiento de los SFCR es mínimo, y de carácter preventivo; no tiene

partes móviles sometidas a desgaste, ni requiere cambio de piezas ni lubricación.

Entre otras cuestiones, se considera recomendable realizar revisiones periódicas

de las instalaciones, para asegurar que todos los componentes funcionan

correctamente. Dos aspectos a tener en cuenta son, asegurar que ningún

obstáculo haga sombra sobre los módulos, y mantener limpias las caras

expuestas al sol de los módulos FV. Los SFCR tienen muy pocas posibilidades de

avería, especialmente si la instalación se ha realizado correctamente y si se

efectúa un mantenimiento preventivo. Básicamente, las posibles reparaciones que

puedan ser necesarias son las mismas que cualquier aparato o sistema eléctrico,

y que están al alcance de cualquier electricista autorizado. En muchos casos se

pueden prevenir las averías, mediante la instalación de elementos de protección

como los interruptores termomagnéticos [20].

En los SFCR, como en cualquier otro tipo de instalación eléctrica de tensión baja,

existe la posibilidad de descarga eléctrica y/o cortocircuito. Aunque el riesgo es

muy bajo, para evitarlo existen los dispositivos de protección que se montan en las

instalaciones normales: termomagnéticos, derivaciones a tierras, aislantes, etc.

Los tejados FV no deben suponer un riesgo añadido para las personas ocupantes

del edificio, ni para la red eléctrica y sus equipos. Para prevenir riesgos, hay que

tener en cuenta la importancia de la conexión a tierra de todos los elementos

metálicos como medida importante para la seguridad de las personas. Los SFCR

no conllevan la exigencia de instalar pararrayos, aunque la instalación de

conductores a tierra en los elementos externos puede contribuir a disminuir el

efecto electrostático de los rayos [20].

21

1.6. COSTOS DE UN SFV

Existen dos conceptos de costo que se debe tomar en cuenta al considerar la

adquisición de un SFV: el costo de inversión y el costo de energía. El costo de

inversión de un SFV depende de diversos factores, como son [13]:

La capacidad del sistema.

La preparación y ejecución del proyecto, lo que incluye diseño, instalación,

conexión y puesta en marcha del sistema.

Las características tecnológicas y económicas de los componentes,

principalmente de los módulos y el inversor.

Si el sistema se instala en el techo o a nivel de piso, o bien, si será un

elemento integral de techos y fachadas.

El costo de energía se refiere al costo por cada kW-h de electricidad producida

por el SFV. En el ámbito técnico se denomina costo nivelado de energía y se

puede comparar directamente contra el precio de electricidad de la red. En su

determinación intervienen los siguientes factores [13]:

El monto de la inversión.

La eficiencia con la cual se estará efectuado la conversión de energía solar

a eléctrica.

La localidad donde se instalará el sistema.

La afectación por sombras.

La vida útil del sistema.

Los SFV requieren una importante inversión de capital inicial, pero dependen de

las condiciones locales como, la normatividad, radiación solar, espacio disponible,

impacto ambiental y su vida útil esta entre 25 años y 30 años. En algunos casos,

la inversión inicial se amortiza sólo por el hecho de que el costo para electrificar la

zona es superior al de la instalación de un SFV. En muchas ocasiones el SFV

presenta un costo por kW-h producido notablemente superior al costo del kW-h

22

comprado de la red eléctrica. Por ello, la rentabilidad de la instalación depende

mucho de los incentivos por parte de las administraciones públicas. Para obtener

un costo por kW-h producido por un SFV comparable al kW-h comprado de la red,

es necesario contar con la financiación de subvenciones en porcentaje entre 70%

y 80% [13].

1.7. CONTRATO DE CONEXIÓN A LA RED

Los requisitos para realizar un contrato de conexión a la red en pequeña escala

con CFE, son:

Que se tenga un contrato de suministro normal en tensión baja.

Que las instalaciones cumplan con las Normas Oficiales Mexicanas y con

las especificaciones de CFE.

Que la potencia de la fuente no sea mayor de 10 kW si la instalación es en

domicilio o de 30 kW si la instalación es en negocio.

Para realizar un contrato de conexión a la red en media escala, son:

Que se tenga un contrato de suministro normal en media tensión.

Que las instalaciones cumplan con las Normas Oficiales Mexicanas y con

las especificaciones de CFE.

Que la potencia de la fuente no sea mayor de 500 kV.

La duración del contrato es indefinida y puede terminarse cuando se desee,

avisando a CFE 30 días antes [17].

Procedimiento para realizar el contrato de conexión a la red

1) Solicitud – Acudir a la agencia comercial de CFE más cercana llevando el

formato de solicitud lleno.

23

La persona que realice el trámite deberá ser el titular del contrato de

suministro si es persona física; o el representante legal si se trata de una

persona moral. En ambos casos se requiere presentar identificación oficial.

Si se trata de persona moral, el representante deberá de presentar también

la documentación que acredite la constitución de la sociedad y el

otorgamiento de facultades de la misma hacia la persona que realiza el

trámite.

2) Número de solicitud – Recibirá un número de solicitud. Con este número se

podrá dar seguimiento a la solicitud de conexión a la red.

3) Revisión de la instalación y requerimiento de obras – Personal del área

técnica de CFE acudirá al domicilio para revisar que el sistema FV cumpla

con los requisitos técnicos correspondientes. CFE informará de los

resultados de la revisión, y en su caso de que la obra que se requiera

construir o modificar para efectuar la conexión a la red, el gasto correrá a

cargo del solicitante.

4) Firma del contrato y pago del importe – Una vez que haya sido aprobado

técnicamente, la persona que realiza el trámite acudirá nuevamente a la

agencia comercial de CFE más cercana a firmar su contrato de conexión a

la red y a pagar el importe correspondiente a la diferencia de costos de los

medidores.

5) Instalación del medidor bidireccional – Personal técnico de CFE acudirá al

domicilio a cambiar el medidor.

6) Contrato de conexión a la red – A partir de ese momento, se tendrá un

contrato de conexión a la red con CFE [11].

2.1.

2.2.

2.3.

ESTADO DEL ARTE

25

2.1. SFCR EN LA UAM-IZTAPALAPA

El proyecto se inició en 2007 con la impartición del diplomado de SFCR por

investigadores del Instituto de Investigaciones Eléctricas, en el que participaron

integrantes del personal académico y administrativo de la UAM-Iztapalapa, así

como estudiantes de los últimos trimestres de las licenciaturas de Ingeniería en

Energía y de Ingeniería Electrónica. En primer lugar se realizó un estudio de

prefactibilidad técnica de un SFCR de 60 kWp. Posteriormente se creó un

documento con las especificaciones técnicas y se convocó a una licitación pública.

Como resultado del proceso de licitación pública se adjudicó el proyecto llave en

mano de la instalación de un SFV de 60 kWp con un sistema de monitoreo a la

empresa Tenesol. Como objetivos y alcances del proyecto pueden mencionarse

los siguientes [18]:

Explorar y experimentar el funcionamiento de sistemas alternos de

generadores de energía eléctrica no contaminante.

Disminuir el consumo de energía eléctrica derivada de combustibles

fósiles.

Contribuir a la mejora de la calidad ambiental al disminuir la emisión de

contaminantes.

Formación de recursos humanos.

Asesorar a los posibles usuarios de esta tecnología.

Contribuir a la normatividad como resultado de monitorear y caracterizar el

comportamiento e interacción con la línea de distribución del sistema

eléctrico.

El SFCR se ubica en la azotea del edificio B que es un inmueble de 4 niveles

(figura 2.1.). En la planta baja se encuentran un auditorio y las oficinas de

sistemas escolares. Los otros 3 niveles están ocupados por aulas. Previo a la

instalación del SFV se realizó una obra civil para construir las bases en las que se

anclaron los soportes metálicos que sostienen a los módulos FV. También se

26

construyó el cuarto que alberga los inversores, los gabinetes que resguardan el

sistema de adquisición de datos y el tablero divisionario del SFV. Asimismo se

construyó una escalera para tener acceso a la azotea y un barandal de protección.

Para la instalación de los soportes, el equipo técnico trabajó en la alineación y

trazado de la ubicación de las bases de fijación, en la distribución de perfiles,

instalación de taquetes de fijación y nivelación de las bases. Antes de proceder a

la instalación de los módulos se realizó una operación de mantenimiento del

impermeabilizante. En el cuarto de control se colocaron los soportes de los

interruptores termomagnéticos y de los inversores, las canaletas para los cables y

los tableros generales (figura 2.2.). El SFV consta de 286 módulos de 210 Wp y 21

inversores. Los módulos están orientados al sur magnético y tienen una inclinación

de 19° [18,19].

Figura 2.1. SFCR en la UAM Iztapalapa.

27

Figura 2.2. Cuarto de control.

Los miembros de la comunidad universitaria pueden en todo momento consultar

en dos pantallas que se encuentran en sitios accesibles, la potencia generada en

tiempo real, la energía acumulada desde la puesta en funcionamiento del sistema

y la cantidad de emisiones de CO2 no emitidas a la atmósfera como lo muestra la

figura 2.3 [19].

Figura 2.3. Tablero de pantalla para consulta.

28

Por último se optó por crear un laboratorio de energía FV donde actualmente las

actividades básicas que se realizarán en el SFCR son:

Evaluar el desempeño de un SFCR trifásico de 60 kWp a través de

monitorear, caracterizar y evaluar el comportamiento operacional y su

interacción con la red eléctrica.

Realizar prácticas de campo para la formación de recursos humanos, que

habiliten a los estudiantes a diseñar SFCR a través de un dimensionado

correcto (evaluar el recurso solar, el efecto en la eficiencia de la

temperatura, la inclinación, el sombreado, la orientación, etc.).

2.2. SFCR EN EL RESTAURANTE Y TIENDA THE GREEN CORNER

El techo del local de The Green Corner Coyoacán está cubierto por 204 módulos

FV capaces de generar 30 000 W de energía eléctrica (figura 2.4.). El sistema

permitirá que dejen de consumirse en promedio 120 kW-h por día. Además, por

estar conectado a la red de distribución pública su diseño le permite inyectar los

excedentes de energía para que sean aprovechados por otros usuarios, con lo

cual se realiza una contribución positiva a la sociedad (figura 2.5.). En términos

generales, el desempeño operacional del SFCR en el inmueble durante el periodo

de análisis reportó un comportamiento bastante aceptable; sin embargo, se estima

que éste se puede mejorar sustancialmente mediante la reducción y/o la

eliminación de los efectos negativos que tienen sobre el desempeño global del

sistema: tanto el consumo eléctrico nocturno del SFV cuando éste pasa a la

condición de “espera” por la terminación del ciclo solar, como por la condición de

sombreado sobre la superficie del SFV originada por las protecciones en el

perímetro de éste.

La eliminación potencial del consumo eléctrico que demanda el SFV durante la

noche, en conjunción con la eliminación del problema de sombreado sobre la

superficie de los módulos FV; operativamente representa, en términos globales, un

29

aumento en la relación de desempeño del SFV de 54.5% a 68.4% y por ende un

incremento del factor de planta de 11.1% a 13.9%. El incremento en el factor de

planta significa a su vez un incremento de aproximadamente 7500 kW-h/año en la

producción final de la planta; esto es, un aumento de 25% respecto a la

producción de electricidad actual del sistema. Económicamente esto tiene un

impacto proporcional al incremento en la producción de electricidad. Asumiendo

un precio hipotético fijo de 2.3 $/kW-h en la tarifa eléctrica aplicable (de acuerdo

con información histórica para tarifa 2), se tendría un ahorro de 1437.00 $/mes

(17250.00 $/año) en el pago de energía al proveedor el servicio eléctrico [22].

Figura 2.4. SFV en el techo del inmueble.

Figura 2.5. Fachada principal del inmueble.

30

2.3. MUSEO TECNOLÓGICO DE LA CFE (MUTEC)

El SFCR tiene una capacidad de 30 kWp ±2%, los módulos FV están en la

plataforma de concreto que actualmente ocupa la maqueta de la “Planta

Geotérmica de Cerro Prieto, B. C.” del MUTEC (figura 2.6.). El SFV cuenta con

módulos FV, estructura soporte, sistema de acondicionamiento de potencia

trifásico (inversores), equipos de medición, adquisición y visualización de datos,

protecciones, interruptores, canalizaciones, cableado; así como todo lo necesario

para una operación eficiente y está conectado a la red eléctrica de distribución. El

proyecto abarca el suministro e instalación de los equipos y materiales, además de

las pruebas y puesta en servicio del SFV completo [23].

Figura 2.6. Museo Tecnológico de la CFE, Ciudad de México.

31

El SFV se instaló en las áreas exteriores de las instalaciones del MUTEC, las

cuales se localizan en la ciudad de México, D. F., ubicadas en la Av. Grande del

Bosque s/n 2ª sección del Bosque de Chapultepec (figura 2.7) [23].

Figura 2.7. Museo Tecnológico de la CFE, Ciudad de México.

2.4. CASA EL MANATIAL

Situada en el Parque Ecológico Loreto y Peña Pobre en la Ciudad de México, la

Casa Ecológica Autosuficiente es una propuesta de la Fundación El Manantial,

una institución privada que fomenta la cultura ecológica y la utilización de energías

alternas en México, esta vivienda está diseñada y construida para reducir el

consumo de la energía convencional, el consumo de agua y posee un sistema de

tratamiento y reutilización de las aguas residuales. Funciona con un 100% de

energía solar a través de un sistema de celdas fotovoltaicas que generan energía

eléctrica limpia y de un sistema solar térmico independiente para calentar el agua,

este sistema constructivo usa materiales naturales como tierra estabilizada

32

(adobe) y madera. Su diseño arquitectónico favorece el control climático al interior

de la vivienda de forma natural y también posee un sistema de biodigestión para

reciclar la basura orgánica y extraer bio-gas, además de contar con un

invernadero (figura 2.8) [24].

Figura 2.8. Casa el Manantial.

2.5. PROYECTO VALLE DE LAS MISIONES, MEXICALI, BC

El 12 de octubre de 2006 en Mexicali B. C., fueron entregadas las primeras casas

en México con SFCR. El fraccionamiento cuenta con 220 casas de interés social

con 1 kW FV c/u (figura 2.9).Esto permite que cada vivienda provista con este

sistema, sea capaz de producir una parte importante de la energía que consume.

Con esto se estima que una vivienda de este tipo puede producir hasta el 50%

anual de su consumo de energía eléctrica, resultando en un ahorro sustancial en

la facturación proveniente de la CFE (figura 2.10) [21].

33

Figura 2.9. Fraccionamiento Valle de las Misiones.

Figura 2.10. Viviendas con SFCR.

2.6. SANYO SOLAR ARK

Es un edificio de 315 m de largo x 37 m de alto, diseñado a partir de formas

curvadas, un edificio puente, un cuadrado curvo y gigante forrado de 5000 paneles

FV. Se construyó en el 2005 para la exposición universal de Aichi, como un icono

de lo que puede conseguir la arquitectura integrada con las tecnologías

productoras de energías renovables. Lo particular, es que este edificio surgió a

partir de un error, hace varios años Sanyo anunció la construcción de la central de

34

energía solar más grande del mundo, con 3.4 MW de potencia, para celebrar su

quincuagésimo aniversario.

Para este proyecto tenían previsto aplicar tecnología de punta, la más

desarrollada, un sistema híbrido de cristal de silicio con un 15% de rendimiento.

Pero el proyecto fracasó a causa de un fraude detectado en la fabricación de estas

celdas solares ya que Sanyo etiquetaba sus paneles predecesores de esta

tecnología híbrida con rendimientos mayores a los reales. Ahí surgió la idea de

aplicar esta tecnología en la construcción de un edificio para mostrar su

arrepentimiento por este error, su buena voluntad y determinación por reconocer

públicamente su equivocación y por mantener la calidad.

Cuenta con celdas FV recicladas procedentes del proyecto abortado y produce

500, 000 kW-h al año, tiene una potencia instalada de 630 kW, además en su

interior hay un museo sobre la energía solar (figura 2.11) [25].

Figura 2.11. Sanyo Solar Ark.

2.4.

2.5.

2.6.

CÁLCULO DEL SISTEMA

FOTOVOLTAICO

36

3.1. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL SFCR.

Para el cálculo, diseño e instalación del sistema fotovoltaico se requiere seguir

los pasos del diagrama de flujo que se muestran en la figura 3.1.

Figura 3.1. Diagrama de flujo.

37

A continuación se describe cada uno de los pasos que marca la metodología de la

figura 3.1.

1. Para realizar el cálculo del sistema fotovoltaico, se debe de obtener la carga

instalada de luminarias del edificio 3 de la ESIME Zacatenco.

2. En este paso se calcula la energía consumida, con base a las horas en que

se utilizan las luminarias en el edificio.

3. El paso siguiente es seleccionar el módulo FV e inversor de un fabricante.

4. Lo siguiente es calcular el número total de paneles FV que sean adecuados

para la carga instalada en el edificio 3.

5. A continuación se calcula el arreglo del panel FV dependiendo de las

especificaciones de entrada/salida del inversor y panel.

6. Para transformar la corriente continua en corriente alterna se usan

inversores, este paso consiste en calcular el número de inversores para el

sistema fotovoltaico.

7. Ya seleccionados los paneles fotovoltaicos, se procede a calcular el área

total que ocuparan estos; si excede el área total disponible, se tiene que

volver a seleccionar el módulo FV e inversor, tal como lo se describe en el

paso 2 y seguir los pasos correspondientes. Si el área es la adecuada se

continúa con la metodología.

8. Después se calcula la inclinación, sombras y distancia entre paneles que

son necesarios para un buen uso y aprovechamiento de estos.

9. En este paso se refiere al diagrama de distribución de los paneles FV sobre

el techo del edificio.

10. Lo que sigue es realizar el diagrama de instalación eléctrica de los paneles

FV, que incluye conexión serie y paralelo.

11. En este paso se realiza el diagrama de anclaje de los paneles FV sobre el

techo del edificio, en donde se explicara cómo serán instalados los paneles

fotovoltaicos en la azotea del edificio 3 y la manera en que serán anclados

al mismo.

38

12. La determinación de los conductores en este paso, se hace necesaria para

tener en cuenta la normatividad que debe ser utilizada en la selección de

los conductores.

13. En este paso se hará el diagrama unifilar del SFV.

3.2. DETERMINACIÓN DE LA CARGA INSTALADA EN EL EDIFICIO 3

En esta sección se realizó un inventario de luminarias en cada planta del edificio

en donde se encontró que las luminarias instaladas tienen las siguientes

características: Luminaria de empotrar en plafón reticular de 60 cm x 90 cm, con

una reflectancia mínima del 93% y una eficiencia del 71%, con 2 lámparas

fluorescentes tipo CURVALUM (T-8) de 32 W, con un balastro electrónico de 2 x

32 W de encendido rápido (figura 3.2), factor de potencia > 0.98, THD ≤ 10%,

tensión universal de 120 V -127 V de corriente alterna, 60 Hz; marca PHILIPS [40].

En la sección de los cubículos de profesores, las luminarias son diferentes a las

anteriores y tienen las siguientes características: Luminaria de empotrar en plafón

reticular de 90 cm x 90 cm, con una reflectancia mínima del 93% y una eficiencia

del 71%, con 2 lámparas fluorescentes tipo CURVALUM de 64 W, con un balastro

electrónico de 2 x 64 W de encendido rápido, factor de potencia > 0.98, un THD ≤

10%, tensión universal de 120 V-127 V de corriente alterna, 60 Hz; marca PHILIPS

[40].

Figura 3.2. Luminarias tipo Curvalum (2 X 32 W).

39

Se considera que las luminarias de los pasillos, laboratorios, corredores, escaleras

y baños se utilizan las 12 horas que hay de clases, 6 horas del turno matutino y 6

horas del vespertino. En los cubículos y salas de profesores se toma un tiempo de

trabajo de 6 horas, ya que aproximadamente la mitad de los profesores están

dando clases y la otra mitad están en sus cubículos.

El tiempo de trabajo de la biblioteca es de 10 horas, el horario que tiene es de 10

a.m. hasta 8 p.m. El salón de telecomunicaciones y los baños personales casi no

están en uso, por lo que se consideran 3 horas como máximo.

La figura 3.3 muestra el número y distribución de luminarias existentes en la planta

baja del edificio 3 de la ESIME Zacatenco para calcular la carga instalada (tabla

3.1).

Figura 3.3. Localización de luminarias en la planta baja.

Tabla 3.1. Luminarias existentes en la planta baja.

No. Sección Número de luminarias Carga [W] Tiempo de utilización [h]

1 Pasillo 29 1856 12

2 Laboratorio 1 12 768 12

3 Cubículos 3 192 12


5 Corredor 12 768 12




9 Baños 12 768 12


11 Biblioteca 135 8640 10

- Total 248 15872 124

40

De la tabla 3.1, se tiene que la carga total para la planta baja (P1) es de 15 872 W.

El promedio de tiempo de utilización (T1) de la planta baja se calcula dividiendo el

tiempo total entre el número de secciones como se muestra en la ecuación 3.1.

(3.1)

En la figura 3.4 se muestra el número de luminarias existentes en el primer piso

del edificio 3 para el cálculo de la carga instalada (tabla 3.2).

Figura 3.4. Localización de luminarias en el primer piso.

Tabla 3.2. Luminarias existentes en primer piso.


1 Pasillo 54 3456 12

2 Salones 117 7488 12

3 Escaleras 4 256 12

4 Baños 12 768 12

5 Baño personal 2 128 3

6 Sala de profesores 11 704 6


8 Telecomunicaciones 1 64 3

- Total 239 15296 66

La carga total para el primer piso (P2) es de 15 296 W. El promedio de tiempo se

calcula con la ecuación 3.1.

41

La figura 3.5 muestra el número de luminarias existentes en el segundo piso para

el cálculo de la carga instalada (tabla 3.3).

Figura 3.5. Localización de luminarias en el segundo piso.

Tabla 3.3. Luminarias existentes en segundo piso.


1 Pasillo 54 3456 12

2 Salones 117 7488 12


4 Baños 12 768 12





- Total 239 15296 66

La carga total para el segundo piso (P3) es igual a 15296 W. El promedio de

tiempo se calcula utilizando la ecuación 3.1.

La figura 3.6 muestra el número de luminarias existentes en el tercer piso para el

cálculo de la carga instalada tabla 3.4).

Figura 3.6. Localización de luminarias en el tercer piso.

42

Tabla 3.4. Luminarias existentes en tercer piso.


1 Pasillo 54 3456 12

2 Salones 117 7488 12


4 Baños 12 768 12





- Total 239 15552 66

La carga total para el tercer piso (P4) es de 15 552 W. El promedio de tiempo se

calcula utilizando la ecuación 3.1.

La figura 3.7 muestra el número de luminarias existentes en el área de cubículos

de los profesores para el cálculo de la carga instalada (tabla 3.5).

Figura 3.7. Localización de luminarias en los cubículos de los profesores.

Tabla 3.5. Luminarias existentes en cubículos de profesores.


1 Cubículo 1 60 3840 6

2 Cubículo 2 40 2560 6

3 Cubículo 3 40 2560 6

- Total 140 8960 18

43

La carga total para el cubículo de profesores (P5) es de 8 960 W. El promedio de

tiempo se calcula utilizando la ecuación 3.1.

Sumando las cargas totales de cada nivel ( ) en la ecuación 1.3 se

obtiene la carga total del edificio.

3.3. ENERGÍA CONSUMIDA

Con la ecuación 3.2 se calcula el promedio de tiempo total de utilización del

edificio; dividiendo la suma de los promedios T1, T2, T3, T4 y T5 entre el número de

niveles, como se muestra a continuación:

(3.2)

Se obtiene un tiempo de 8.4 h, pero debido a que se toman valores de tiempo en

luminarias cuando todo el edificio está operando, esto quiere decir que todas las

luminarias están encendidas, por lo que se redondea la cifra a 8 hrs por día.

La energía consumida diariamente se calcula aplicando la ecuación 1.2, con los

datos de la potencia total y el tiempo promedio, siendo esta de:

44

3.4. SELECCIÓN DE LOS MÓDULOS FV E INVERSOR

Una vez obtenida la energía consumida diariamente, se selecciona un proveedor

de módulos FV. Una de las principales razones para la selección de los módulos

es la eficiencia y su potencia pico, ya que a mayor eficiencia y potencia, menor

número de módulos por instalación y área a utilizar. En este caso se optaron por

módulos monocristalinos de 240 W (figura 3.8), ya que su potencia es una de la

más alta en su clase y su material tiene una mayor eficiencia a comparación de

otros materiales, además de que permite al módulo operar sin problemas en

múltiples configuraciones de montaje, más datos del modulo FV se muestran en el

anexo 1.

Considerando que el inversor a utilizar debe proporcionar la potencia que pueda

estar conectada al sistema y las características de la instalación (monofásica,

trifásica, etc) en donde el caso más crítico es cuando todas las cargas ( )

están conectadas al SFV, así como los parámetros de entrada del inversor, por lo

que se selecciona un inversor para conexión a la red (figura 3.9) con una potencia

máxima de salida de 30 kW, tensión nominal de 120 V/208 V de corriente alterna,

3 fases, 4 hilos, sistema estrella de la marca Schneider Electric, cuyas

características se muestran en el anexo 2.

Figura 3.8. Módulo monocristalino.

45

Figura 3.9. Inversor para conexión a la red.

3.5. CÁLCULO DEL NÚMERO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Considerando las especificaciones de salida del módulo FV que se encuentra en

el anexo 1, las (Horas pico) de la tabla 1.1 y la obtenida, se calcula el

número de módulos que necesita el sistema FV con la ecuación 1.5

De acuerdo al cálculo se tienen que utilizar 447 módulos FV para cubrir la carga

requerida de luminarias en el edificio.

3.6. CÁLCULO DEL ARREGLO DE LOS PANELES FV

Para calcular el número de filas de módulos en serie que se van a conectar para

un inversor, se emplea la ecuación 3.3, y para calcular el número de columnas de

módulos en paralelo, se emplea la ecuación 3.4.

46

El arreglo de los paneles FV se determina con base a las especificaciones de

entrada del inversor y especificaciones de salida del panel FV.

(3.3)

(3.4)

Se considera un promedio de tensión de entrada del inversor entre el intervalo de

180 V y 430 V de las especificaciones para tomar un solo valor de tensión de

entrada.

Aplicando la ecuación 3.3 se obtiene el número de filas en serie.

Aplicando la ecuación 3.4 se obtiene el número de columnas en paralelo.

Con las filas y columnas calculadas, el arreglo quedaría como se muestra en la

figura 3.10.

Figura 3.10. Arreglo de los paneles FV.

47

Se observa que cada fila y cada columna están integradas por 10 módulos, por lo

que se tiene 100 módulos conectados por inversor. Para asegurar si la tensión de

los 10 módulos en serie no rebasa la tensión de entrada del inversor se hace la

siguiente comprobación, multiplicando el número de módulos por la tensión de

salida de cada módulo.

El valor de la tensión de los módulos se encuentra dentro del intervalo de tensión

del inversor que es entre 180 V y 430 V, por lo que el arreglo es correcto.

Al igual que los módulos en serie, se hace la misma comprobación para los

módulos en paralelo, en este caso se multiplica la corriente de salida del módulo

por el número de módulos en paralelo.

El valor de la corriente de los módulos se encuentra dentro del valor de corriente

de entrada del inversor que es de 80 A, por lo que es correcto el arreglo.

Es importante mencionar que el arreglo fotovoltaico no necesariamente tiene que

tener la configuración ni el número de módulos como el de la figura 3.10, esto solo

se refiere a las conexiones en serie y paralelo entre los módulos para tener las

condiciones necesarias de entrada del inversor.

3.7. DETERMINACIÓN DE NÚMERO DE LOS INVERSORES

Tomando el total de módulos FV en el arreglo y el número de módulos que

necesita el sistema FV para cubrir la carga, el número de inversores se obtiene de

la ecuación 3.5.

48

(3.5)

Para asegurar que los 4 inversores cubren la potencia requerida por la carga del

edificio, se hace la siguiente comprobación, multiplicando el número de inversores

por la potencia de salida del inversor.

El valor de la potencia total de los 4 inversores (120 kW) es mayor que la potencia

total de la carga (70.976 kW) por lo que el número de inversores es adecuado

para el sistema FV.

3.8. DIMENSIONAMIENTO DEL PANEL FV

El panel FV se puede dimensionar de muchas formas dependiendo del área que

se tenga disponible en el techo del edificio. En este caso las dimensiones del

edificio se muestran en la siguiente figura 3.11.

Figura 3.11. Dimensiones de la azotea del edificio.

El área que se va a ocupar es la sombreada de la figura 3.11. Teniendo las

dimensiones de los módulos y los arreglos por inversor, se distribuye el arreglo de

49

la figura 3.10 de tal manera que no rebase al área a utilizar y tomando en cuenta

como recomendación que el número de módulos que se pueden conectar en serie

son 15 o menos, por lo que las dimensiones de los dos tipos de paneles FV que se

van a utilizar quedan de la siguiente manera (figura 3.12, 3.13).

Figura 3.12. Panel fotovoltaico con 20 módulos.

Figura 3.13. Panel fotovoltaico con 24 módulos.

Se instalaran 10 paneles como el de la figura 3.12 y 10 paneles como el de la

figura 3.13, para así obtener las condiciones de entrada de cada inversor, además

se observa que se tendrían 440 módulos en el sistema FV, aproximándose a los

447 módulos ya calculados, es importante aclarar que no es necesario que el

sistema FV requiera exactamente los 447 módulos para que este entregue la

50

potencia deseada, ya que el inversor entrega esa potencia cuando opera en

condiciones normales.

Para asegurar que el área del techo es adecuada para la instalación de los

paneles FV se hace la siguiente comprobación, utilizando las dimensiones del

edificio y las áreas de los dos tipos de paneles.

Por lo que el área es suficiente para colocar los paneles FV.

3.9. CÁLCULO DE INCLINACIÓN, SOMBRAS Y DISTANCIA ENTRE

PANELES

Teniendo en cuenta que la trayectoria del Sol durante un día es de Este a Oeste,

pero la trayectoria durante un año es de Norte a Sur (figura 3.14) se requiere que

los paneles fijos se coloquen inclinados hacia el Sur (figura 3.15). El ángulo óptimo

del panel que garantice su mejor aprovechamiento varía de acuerdo al lugar, por

lo que el cálculo de inclinación del panel FV se obtiene de acuerdo a la ecuación

1.4 y el valor de la latitud para el D. F. se obtiene de la tabla 1.2.

3.14. Trayectoria del sol.

51

Figura 3.15. Orientación de la estructura fija para maximizar la captación de radiación solar a

lo largo del año.

La distancia entre paneles se establece de tal forma que al medio día, la sombra

de la arista superior del panel se proyecte, como máximo, sobre la arista inferior

del panel siguiente, tal y como se observa en la figura 3.16.

Figura 3.16. Distancia mínima entre aristas de paneles.

Donde:

dmin: Distancia mínima entre aristas de paneles para evitar sombras, m.

L: Longitud del panel (columna de módulos en paralelo), m.

h: Altura solar al medio día, m.

52

β: Grado de inclinación del panel respecto a la horizontal, º.

θ: Ángulo de la sombra respecto a la horizontal, º.

a: Distancia de la arista inferior de un panel a la arista inferior del otro, m.

b: Distancia de la arista inferior del panel a la arista superior del mismo respecto a

la horizontal, m.

Una vez obtenido el grado de inclinación del panel que es 30º y la longitud del

panel (L) que es 4 m, se calcula la altura solar al medio día.

Con los mismos datos se calcula la distancia “b”.

Considerando el ángulo de inclinación del panel y los ángulos rectos que se

forman, se complementan los demás ángulos y se determina que el ángulo θ es

de 60º. Enseguida se calcula la distancia “a”, utilizando como dato la altura (h) y el

ángulo θ.

Por último se suma la distancia “a” más la distancia “b” para obtener la distancia

mínima entre aristas de paneles, para evitar la sombra sobre otro panel.

Por lo que la distancia entre las aristas inferiores tiene que ser igual o mayor a

4.61 m (figura 3.17).

53

Figura 3.17. Distancia entre aristas inferiores.

La distancia que debe de haber entre el final de un panel y el inicio de otro (d) es

igual a menos la distancia del modulo (L), por lo que la distancia (d) es igual

a 0.61 m (figura 3.18).

Figura 3.18. Distancia entre paneles.

3.10. DIAGRAMA DE DISTRIBUCIÓN DE LOS PANELES FV

Considerando las dimensiones de los paneles y el área del techo del edificio se

tomará una distancia entre paneles de 0.8 m. para mayor fiabilidad. Distribuyendo

los paneles como se muestra en la figura 3.19 y con una separación de 0.8 m.

entre los paneles de las filas y columnas, se observa que el área es suficiente para

54

instalar 20 paneles, 10 con 20 módulos respectivamente y 10 con 24 módulos, lo

cual daría un total de 440 módulos FV.

Figura 3.19. Distribución en el área de la azotea del edificio.

Sin embargo el acomodo de los paneles se hace de la siguiente manera (figura

3.20), en donde se observa que se tiene un espacio de 0.8 m entre cada panel así

se tiene una mejor comodidad de caminar al momento de dar mantenimiento a los

paneles FV. Además los paneles tienen una inclinación de 5 grados, así se tiene

un beneficio en la captación solar con respecto a la trayectoria que tiene el Sol.

Figura 3.20. Acomodo del panel FV.

De esta manera la distribución de los paneles fotovoltaicos en el área de la azotea

del edificio quedaría como se muestra en la figura 3.21.

55

Figura 3.21. Distribución de los paneles FV.

3.11. DIAGRAMA DE CONEXIÓN DE LOS MÓDULOS FV

La conexión de los módulos de los dos tipos de paneles a utilizar se hace de la

siguiente manera, dos secciones de 10 módulos se conectan en serie y así mismo

estas en paralelo, por lo que el panel se encuentra en conexión mixta como se

muestra en la figura 3.22.

Figura 3.22. Conexión del panel FV.

Conectando 5 paneles en paralelo para ambos tipos de paneles (figura 3.23, 3.24),

se obtendrán los módulos en serie y paralelo requeridos de acuerdo al cálculo del

arreglo (3.10).

56

Figura 3.23. Conexión del arreglo de 5 paneles FV de 20 módulos.

Figura 3.24. Conexión del arreglo de 5 paneles FV de 24 módulos.

3.12. DIAGRAMA DE INSTALACIÓN DE ANCLAJE DE LOS MÓDULOS FV

La instalación se hará sobre la superficie de techo del edificio, por lo que se

considera adecuado utilizar una estructura fija tipo alfa. Las especificaciones de la

estructura seleccionada se pueden ver en el anexo 3.

Estructura (fija)

La estructura es altamente resistente, estable para el diseño y dimensionado de la

estructura que soporta los módulos FV teniendo en cuenta todas las sobrecargas,

57

tanto las reales por el peso de la misma estructura, así como las consideradas por

condiciones meteorológicas (figuras 3.25 y 3.26).

Figura 3.25. Estructura para el módulo fotovoltaico.

Figura 3.26. Medidas de la estructura para los módulos FV (vista lateral).

Se utilizan dos estructuras como la de la figura 3.25, ya que esta estructura se

puede ajustar dependiendo de la cantidad de módulos del panel. El tornillo que se

utiliza para el anclaje de las estructuras es como se muestra en la figura 3.27, con

una longitud de 70 cm.

Figura 3.27. Tornillo de acero.

58

Para el anclaje de las estructuras se realizan bases de hormigón sobre el techo

del edificio (figura 3.28), para cada tornillo de la estructura.

Figura 3.28. Base de hormigón.

El panel con su estructura anclada en las bases de hormigón queda como se

muestra en la figura 3.29. En la figura 3.30. se muestra la distribución de los

paneles sobre el techo del edificio.

Figura 3.29. Anclaje de los paneles FV.

59

Figura 3.30. Distribución de paneles sobre el edificio.

3.13. SELECCIÓN DE LOS CONDUCTORES

De acuerdo al artículo 690-8 de la NOM-001-SEDE-2005, menciona las siguientes

recomendaciones para la selección del cable conductor para un sistema

fotovoltaico [32].

a) Capacidad de conducción de corriente eléctrica y dispositivos de

protección contra sobrecorriente. La capacidad de conducción de

60

corriente eléctrica de los conductores y la especificación o ajuste de los

dispositivos de protección contra sobrecorriente en un circuito de un

sistema solar fotovoltaico no deben ser menores a 125% de la corriente

eléctrica calculada.

b) Cable con conductor dúplex. Se permite cable tipo TWD-UV en circuitos

de la fuente fotovoltaica, cuando se instalen a la intemperie y expuestos a

los rayos del Sol.

c) Cables y cordones flexibles. Cuando se usen cables y cordones flexibles

para conectar las partes móviles de seguidores solares, se debe cumplir

con lo indicado en el Artículo 400 y deben ser cordones para uso extra rudo

Tipos ST, SO o W, adecuados para uso en intemperie y resistentes al agua

y a la luz del Sol.

Para la puesta a tierra se hace referencia a los siguientes artículos [32].

690-41. Puesta a tierra del sistema. Para una fuente de energía fotovoltaica, un

conductor de un sistema de dos conductores especificado a más de 50 V o un

conductor neutro de un sistema de tres conductores, deben ser puestos a tierra

sólidamente.

690-43. Puesta a tierra del equipo. Las partes metálicas de los marcos de los

módulos, del equipo y de las envolventes de conductores que no lleven corriente

eléctrica, deben ser puestas a tierra sin importar la tensión eléctrica.

690-45. Tamaño nominal del conductor de puesta a tierra del equipo. En

sistemas donde la corriente eléctrica de corto circuito disponible de la fuente

fotovoltaica sea menor que dos veces la corriente eléctrica especificada del

dispositivo de protección contra sobrecorriente, el conductor de puesta a tierra del

equipo, no debe ser de menor tamaño nominal al requerido para los conductores

del circuito.

61

690-62. Capacidad del conductor neutro puesto a tierra. Si una unidad de

acondicionamiento de energía monofásica, dos hilos, se conecta al neutro puesto

a tierra y a un solo conductor de fase de un sistema de tres hilos o a un sistema

trifásico estrella de cuatro hilos, la suma de la carga máxima conectada entre el

neutro puesto a tierra y cualquier conductor de fase, más la capacidad de salida

de la unidad de acondicionamiento de energía, no debe exceder la capacidad de

conducción de corriente del conductor neutro puesto a tierra.

Por lo que los cables indicados para el SFCR son los cables tipo PV ZZ-F (AS) de

la marca TOPSOLAR (figura 3.31), ya que las propiedades que ofrecen los

convierten en los ideales para aplicaciones fotovoltaicas [33].

Figura 3.31. Cables tipo PV ZZ-F (AS).

Estos cables soportan temperaturas extremas, humedad, acciones químicas,

servicios móviles. Todo ello garantizando las máximas prestaciones de seguridad

en caso de incendio. Los cables tipo PV ZZ-F (AS) para paneles solares son de

muy fácil instalación y ofrecen un rendimiento alto y fiabilidad a largo plazo en

instalaciones fotovoltaicas, fabricados con poliolefinas especiales, estos cables

unipolares con doble aislamiento tienen capacidad para transportar corriente

continua hasta 1800 V de manera eficiente.

La prestación más demandada para un cable fotovoltaico es la de ofrecer una

vida útil de al menos 25 años de perfecta funcionalidad en cualquier instalación

fotovoltaica que esté correctamente diseñada y en adecuadas condiciones de uso

62

y mantenimiento durante ese período. Las principales características de un cable

tipo PV ZZ-F (AS) se pueden resumir en tres conceptos:

Resistencia térmica, que se comprueba mediante ensayos de endurancia

térmica.

Resistencia climática (UV, frío, humedad), que se comprueba mediante

ensayos de resistencia a la intemperie.

Resistencia al incendio, que se comprueba mediante ensayos específicos de

incendio.

Los materiales de aislamiento y de cubierta han de ser de alta calidad, reticulados,

de alta resistencia mecánica además de flexible. El conductor de los cables del

cableado de los módulos y hasta la caja de conexiones debe ser estañado, ya que

confiere una mayor resistencia a la posible corrosión por oxidación.

3.14. DIAGRAMA UNIFILAR

Para la instalación, también se debe contar con un diagrama unifilar (figura 3.32),

en donde se muestran los equipos que contiene el sistema fotovoltaico, tales como

la acometida, transformador, contador bidireccional (que tiene la función de

contabilizar la energía recibida por la compañía suministradora y la energía que es

enviada al sistema eléctrico), interruptores de transferencia, tableros para cada

piso, inversores, paneles solares.

63

Figura 3.32. Diagrama unifilar del SFV.

64

3.15. MANTENIMIENTO DEL SFCR

Para tener un control optimo general del SFCR y de las tareas particulares a

realizar, la forma de hacerlas y reportes de operación a llenar, se deben de llevar a

cabo tres tipos principales de mantenimiento:

1 Mantenimiento Preventivo

2 Mantenimiento Correctivo

3 Mantenimiento Predictivo

MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Tiene por objeto prevenir el funcionamiento ineficiente de un sistema,

manteniendo las mismas condiciones óptimas que existían en su puesta en

marcha inicial y minimizando el riesgo de aparición de averías. Las operaciones

relativas al mantenimiento preventivo de la instalación se realizarán siguiendo un

esquema realizado previamente con todas las tareas asignadas, donde para

mayor comodidad se pueden ver reflejadas en una tabla donde se indicará la tarea

a realizar y su periodicidad en el tiempo. En todo mantenimiento preventivo se

debe de prestar una atención mayor a aquellos equipos e instalaciones que

hubieran sido objeto de un mayor número de incidencias según el registro de

historial que se lleve.

El mantenimiento de los paneles FV es mínimo, no tiene partes móviles sometidas

a desgaste, no requiere cambio de piezas (salvo que se rompan por alguna

circunstancia no prevista) o lubricación. Dos aspectos a tener en cuenta son por

asegurar que ningún obstáculo haga sombra sobre los módulos y mantener

limpios los módulos FV donde normalmente la lluvia se encarga de realizar la

limpieza de los mismos.

Las tareas a realizar son:

a. Inspección visual de residuos.

65

b. Limpieza de paneles.

c. Inspección del cableado de los paneles.

d. Control de las características eléctricas del módulo.

e. Inspección de la estructura metálica.

f. Efecto sombra.

Se debe realizar el mantenimiento en las siguientes partes:

Cajas de agrupamiento.

Cuadros eléctricos.

Canalización y cableado.

Sistema de puesta a tierra.

Medición de la resistividad de los suelos.

Mantenimiento del inversor de conexión a red.

Mantenimiento del terreno.

Estas tareas de mantenimiento se deben realizar al menos una vez al año.

MANTENIMIENTO CORRECTIVO

Se conoce como mantenimiento correctivo a toda operación de reparación de

averías o defectos que puedan surgir en la instalación fotovoltaica. Normalmente

se puede subsanar la situación con el reemplazo de los elementos dañados,

aunque otras veces es necesaria una reparación y debe de realizarse por personal

especializado. En este tipo de mantenimiento es fundamental el tiempo de

respuesta, teniendo en cuenta que el tiempo perdido en la reparación repercute en

la producción del SFV. Un punto fundamental en el mantenimiento correctivo es la

pronta detección de la falla, por el método o recurso disponible que sea. Luego de

detectada la falla el siguiente paso es ubicarlo dentro del sistema fotovoltaico; se

debe de tener controlado los stock de repuestos, de esta manera se determinará

el tipo de falla, la urgencia de la misma, el motivo de la avería, el personal técnico

66

encargado de solucionarlo y el material necesario cuando se presentan las fallas y

se requiere hacer un análisis.

MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Los trabajos de mantenimiento predictivo del SFV consistirán en la atención diaria

a las contingencias. Las actividades a realizar serán, controlar las operaciones de

arranque y paro de los sistemas, inversores, la vigilancia y supervisión de la

adecuada operación de producción, el análisis de las señales, alarmas y

parámetros de la planta fotovoltaica como corrientes, tensiones, potencias; y la

adecuada intervención para evitar averías graves. Actualmente, la mayoría de

fabricantes de inversores y de aplicaciones ofrecen productos que registran,

comparan y analizan parámetros que permiten garantizar el funcionamiento

correcto de la instalación. A este sistema de registro de datos y comunicación con

los equipos se le conoce como monitorización. Algunos de los datos que estos

sistemas deben registrar y controlar, son la tensión, intensidad de corriente y

potencia.

EVALUACIÓN ECONÓMICA

68

4.1. COSTO DEL SFV

En el capítulo anterior se describió el cálculo y diseño del SFV, por lo que para

llevar a cabo la instalación es necesario determinar el costo aproximado del

material utilizado, de la mano de obra y de los especialistas que se requerirán en

el proceso de la instalación. Tomando en cuenta que el sistema debe ser instalado

en un plazo de 2 meses, el personal que se requiere es el siguiente:

6 Ayudantes generales

3 Herreros

3 Electricistas

3 Albañiles

1 Ingeniero

De acuerdo con la Comisión Nacional de Salarios Mínimos, vigente enero 2011,

indica los salarios mínimos que deberán cubrirse para los distintos oficios y sus

pagos durante el tiempo establecido, en donde la zona correspondiente para el

Distrito Federal es la zona “a”. En la tabla 4.1 se muestran los salarios del

personal que se requiere para la instalación [34].

Tabla 4.1. Salario de los trabajadores.

Oficio Zona “a”, salario de

una jornada

Pago quincenal por

trabajador

Número de trabajadores

Total quincenal

Oficial de albañilería $87.17 $1,307.55 3 $3,922.65

Ayudante general $75.61 $1,134.15 6 $6,804.90

Herrero $83.97 $1,259.55 3 $3,778.65

Electricista instalador $85.20 $1,278.00 3 $3,834.00

Ingeniero responsable $1,000.00 $15,000.00 1 $15,000.00

Para obtener el salario total se considera que los 2 meses comprenden de 4

quincenas, de esta manera se obtiene el total a pagar que se muestra en la tabla

4.2.

69

Tabla 4.2. Salario total a pagar de los trabajadores.

Oficio Pago bimestral

Oficiales de albañilería $15,690.60

Ayudantes generales $27,219.60

Herreros $15,114.60

Electricistas instaladores $15,336.00

Ingeniero responsable $60,000.00

Total $133,360.80

Realizando una suma de cada pago bimestral por oficio, se obtiene el costo total

por mano de obra para la instalación del sistema fotovoltaico de 133,360.80 pesos

M. N.

4.2. TOTAL DEL MATERIAL UTILIZADO

Los precios del material que se utilizará fueron proporcionados por las empresas

en dólares y tomando en cuenta que un dólar está en 13.59 pesos M. N; los

precios ya transformados a pesos M. N. se muestran en la tabla 4.3 [36].

Tabla 4.3. Material utilizado.

Equipo Cantidad Precio unitario Total

Módulo de 240 W 440 $ 6,084 $ 2,676,960.00

Inversor 4 $ 93,617.68 $ 374,470.72

Estructura de acero (bases de hormigón, tornillos de sujeción)

40 $ 750 $ 30,000.00

Herramientas y material auxiliar

-- Aproximado $ 20,000.00

$ 20,000.00

Para tener el costo total del SFV se tiene que sumar el costo del material utilizado mas el

costo de mano de obra por instalación, quedando como sigue:

De esta forma el costo total aproximado del sistema fotovoltaico es de Tres millones,

Doscientos treinta y cuatro mil, Setecientos noventa y dos, pesos M. N.

70

4.3. CÁLCULO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA PROPUESTA CON

PANELES FOTOVOLTAICOS

Para obtener la energía que será generada durante la vida útil de los paneles FV

que es de 30 años, se calcula con la ecuación 4.1.

Si se requiere saber la energía generada mensual solo se debe de dividir entre el

número de meses totales que son 360 meses.

La energía total generada mensual es de 17,023.6 kW h, que es la que se puede

aprovechar en un mes en condiciones óptimas de radiación solar. Considerando

esto se puede conocer el ahorro económico que se tiene durante un mes de

energía eléctrica consumida.

4.4. COSTO POR CONSUMO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA CON

PANELES FOTOVOLTAICOS

Una vez obtenida la energía generada del sistema FV, se calculara el costo por

consumo con paneles FV (mensual), tomando en consideración la carga que se

tiene en el edificio y la tarifa correspondiente de CFE será OM que es igual a

$1.346 por KW-h consumida [35].

71

Con esto se tiene un ahorro de 23,322.32 pesos M. N. por cada mes de

facturación, que es un gran ahorro ya que con esto se puede amortizar el costo

inicial del SFV.

4.5. AMORTIZACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

En esta sección se calculara el tiempo, en que el sistema fotovoltaico tendrá una

amortización económica y la viabilidad del proyecto si es que se pretende llevar a

cabo. Teniendo los siguientes datos se puede calcular el tiempo en que se tendrá

una amortización:

Costo total del sistema: $ 3, 234,792.00

Costo por consumo (ahorro mensual): $ 23,322.32

Con el resultado anterior se puede observar que en 138.69 meses

(aproximadamente 11 años con 6 meses), habrá una amortización en el costo

inicial del sistema fotovoltaico.

4.6. FINANCIAMIENTO POR MEDIO DE LAS ADMINISTRACIONES

GUBERNAMENTALES

SEMARNAT CON BONOS DE CARBONO

Un bono de carbono representa el derecho a emitir una tonelada de dióxido de

carbono, beneficiando a las empresas que no emiten o disminuyen la emisión y

haciendo pagar a las que emiten más de lo permitido. Las reducciones de

emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) se miden en toneladas de CO2

http://es.wikipedia.org/wiki/Di%C3%B3xido_de_carbono

http://es.wikipedia.org/wiki/Di%C3%B3xido_de_carbono

72

equivalente, y se traducen en Certificados de Emisiones Reducidas (CER). Un

CER equivale a una tonelada de CO2 que se deja de emitir a la atmósfera, y

puede ser vendido en el mercado de carbono a otros países. Los tipos de

proyectos que pueden aplicar a una certificación son de generación de energía

renovable y mejoramiento de eficiencia energética.

La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) de México

está elaborando una guía para ayudar a los proyectos que estén interesados en la

captura de carbono. La guía definirá los pasos que un proyecto necesita dar para

reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y cumplir con los

requerimientos internacionales para certificación de mecanismos de desarrollo

limpio (MDL). Las compañías podrían entonces vender certificados de emisiones

reducidas (CER) en el mercado internacional. México ya ha certificado cinco

proyectos equivalentes a la captura de 6 millones de toneladas (Mt) de dióxido de

carbono y durante el 2012 el país espera aprobar nuevos proyectos para 4Mt más.

En un esfuerzo por reducir las emisiones que provocan el cambio climático en el

planeta, como el calentamiento global o efecto invernadero [36].

SE Y CONACYT CON FONDO DE INNOVACIÓN TECNOLÓGICA

Desde hace cuatro años, la Secretaría de Economía (SE) y el Consejo Nacional

de Ciencia y Tecnología (CONACYT) han otorgado apoyos que suman más de

1000 millones de pesos a cerca de 400 micro, pequeñas y medianas empresas

(MiPYMES) mexicanas a fin de desarrollar proyectos de innovación tecnológica e

impulsar el crecimiento en tecnologías limpias. El Fondo de Innovación

Tecnológica SE-CONACYT (en adelante FIT) se ha convertido en un mecanismo

de apoyo para apuntalar la estrategia de las PYMES y de las personas con

proyectos en generación de energías renovables. Fundación de México-Estados

Unidos para la Ciencia (FUMEC) contactó al FIT con el propósito de sumarse al

apoyo de este Fondo [37].

http://es.wikipedia.org/wiki/Cambio_clim%C3%A1tico

http://es.wikipedia.org/wiki/Calentamiento_global

http://es.wikipedia.org/wiki/Efecto_invernadero

73

SENER CON PROGRAMAS DE APOYO Y FINANCIAMIENTO

La secretaria del medio ambiente (SMA) junto con la asociación nacional de

energía solar (ANES) y el Instituto de ciencia y tecnología del Distrito Federal

(ICyTDF) está apoyando proyectos de energías renovables por medio del

programa Plan verde, además la secretaria de energía (SENER), la comisión

reguladora de energía (CRE) y Comisión Nacional para el Uso de Eficiente de la

Energía elaboraron un portal que pretende facilitar las inversiones en fuentes

renovables de energía en México y contiene información sobre el potencial, estado

actual, marco legal, regulatorio y normativo, programas de fomento, opciones de

financiamiento donde algunos de estos programas son [38, 39]:

Legislación para el sector eléctrico

Ley del servicio público de energía eléctrica y su reglamento (LSPEE)

Ley para el aprovechamiento de energías renovables y el financiamiento de la

transición energética

Ley de la comisión reguladora de energía (CRE)

Constitución política de los Estados Unidos Mexicanos

Modelo de Contrato de Compromiso de Compraventa de Energía Eléctrica

para Pequeño Productor (CCPP)

Metodología para la Determinación del Costo Total de Corto Plazo (CTCP)

para el Pago de la Energía Eléctrica que Entregan los Permisionarios a la CFE

(MpD-CTCP)

75

La finalidad del presente trabajo es proponer una metodología de un sistema

fotovoltaico conectado a la red eléctrica de la CFE para uso en luminarias del

edificio 3 de la ESIME Zacatenco, la cual cubra con los requisitos indispensables

que son, una generación limpia de energía eléctrica por medio de los paneles FV,

el máximo aprovechamiento de la radiación solar posible, un ahorro económico

considerable durante un periodo de tiempo; todo esto se podrá ver reflejado en la

viabilidad y costo del sistema fotovoltaico, así como el tiempo de amortización del

proyecto. Para este caso, en la metodología propuesta el costo total del sistema

fotovoltaico es de 3,234,792.00 pesos M. N. que incluye los costos de mano de

obra y del equipo que se utilizará para la instalación del sistema FV. Donde el

sistema FV genera al mes 17,023.6 kW-h lo que es igual 23,322.32 pesos M. N.

de ahorro tomando como referencia la tarifa OM de la compañía CFE. Por lo tanto

el tiempo de amortización del proyecto es de 11 años con 6 meses, el cual entra

en un intervalo de 7 a 12 años, que es un tiempo de amortización para un sistema

fotovoltaico de mediana escala. Este costo se puede reducir aun mas con los

planes de financiamiento, que ofrecen las instituciones gubernamentales, tales

como la Secretaría de Economía (SE) y el Consejo Nacional de Ciencia y

Tecnología (CONACYT), otorgando apoyos al desarrollo e impulso de proyectos

destinados a la generación y tecnologías limpias. También la Secretaría de Medio

Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) provee estímulos económicos con

bonos de carbono. Ahora solo es cuestión de motivar a las administraciones

gubernamentales para desarrollar este tipo de proyectos no solo para aplicación

de la escuela sino en todo lugar y bajo cualquier condición.

77

[1] Carrillo García Elizabeth, ahorro y uso eficiente de energía eléctrica para el

alumbrado en edificios de la escuela superior de comercio y administración unidad

santo tomas, 2000, tesis de licenciatura, pág. 4.

[2] Miguel Ángel Sánchez Maza, energía solar fotovoltaica, limusa, 2010, pág. 9.

[3] Rosas Irís Guevara González, etal, uso de la energía solar en sustitución de

gas licuado en áreas urbanas, programa universitario de energía y el instituto de

investigaciones económicas de la UNAM, 1999, pág. 1.

[4] Tomás Perales Benito, instalación de paneles solares térmicos, alfa omega,

tercera edición 2008, pág. 9.

[5] Gaceta politécnica numero 840, 1 de marzo de 2011 año XLVII VOL 13, Foro

ambiental, pág. 6

[6].http://www.encb.ipn.mx/WPS/WCM/CONNECT/4B4E4E80427269AA9A18BE06

23BCABD/OPTIMIZATEL3428.PDF?MOD=AJPERES&CACHEID=4b4e4e804272

69aa9a18be0623bcabd2 pág. 10, Febrero 2011.

[7] http://www.conuee.gob.mx/wb/CONAE/CONA_606_fotovoltaica Febrero 2011.

[8]http://www.conuee.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/7369/8/e

dificaciones.pdf Febrero del 2011.

[9] http://148.206.53.231/UAMI11325.pdf, pág. 13, Abril 2011.

[10]http://funcosa.com.mx/descargas/03_folletos/ecotecnias/ecotecnias.pdf Abril

2011.

http://www.encb.ipn.mx/WPS/WCM/CONNECT/4B4E4E80427269AA9A18BE0623BCABD/OPTIMIZATEL3428.PDF?MOD=AJPERES&CACHEID=4b4e4e80427269aa9a18be0623bcabd2



http://www.conuee.gob.mx/wb/CONAE/CONA_606_fotovoltaica

http://www.conuee.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/7369/8/edificaciones.pdf

http://www.conuee.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/7369/8/edificaciones.pdf

http://148.206.53.231/UAMI11325.pdf

http://funcosa.com.mx/descargas/03_folletos/ecotecnias/ecotecnias.pdf

78

[11] Guía del usuario, sistemas fotovoltaicos interconectados con la red

aplicaciones de pequeña escala, primera edición, versión electrónica, México

2010.

[12] http://www.iea.org/papers/2010/pv_roadmap.pdf. Mayo 2011

[13]http://www.cecu.es/campanas/medio%20ambiente/res&rue/htm/dossier/2%20f

otovoltaica.htm Mayo 2011.

[14] http://www.mexicoprofesional.com/eduqativa/tecnologia/silicio/silicio.html

Mayo 2011

[15]http://www.autocity.com/manualesreparacion/index.html?nivelAcceso=3&codig

o=208&cat= Mayo 2011.

[16]http://spaceformwords.wordpress.com/category/instalaciones-fotovoltaicas

Mayo 2011.

[17] http://www.cfe.gob.mx/sustentabilidad/energiarenovable/Paginas/default.aspx

Mayo 2011.

[18] Revista de energías renovables ANES, vol. 1, núm. 4, año 1, diciembre 2009.

[19] Mireya Ruiz Amelio, etal, 2do Coloquio internacional de sistemas fotovoltaicos

conectados a la red, sistema fotovoltaico en la UAM Iztapalapa.

[20] http://www.greenpeace.org/raw/content/espana/reports/gu-a-solar.pdf Junio

2011.

[21] http://www.ingcon.com.mx/ft/VecindarioFotovoltaico.pdf Junio 2011.

http://www.iea.org/papers/2010/pv_roadmap.pdf

http://www.mexicoprofesional.com/eduqativa/tecnologia/silicio/silicio.html

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http://www.ingcon.com.mx/ft/VecindarioFotovoltaico.pdf

79

[22] http://www.thegreencorner.org/images/stories/pdfs/artculo%20anes07-sfv-

08.pdf Junio 2011.

[23] http://www.conermex.com.mx/noticias/museo-de-tecnologia-cfe-inaugura-sistema-interconectado-conermex.html

[24] http://www.elmanantial.org.mx/talleres_casa.html Agosto del 2011

[25] http://www.perelloarquitectos.com/verNoticia.php?id=484 Agosto del 2011

[26]José Antonio Urbano Castelán, aplicaciones de sistemas fotovoltaicos, curso de la asociación nacional de energía solar, 2009.

[27] http://www.solartec.mx/insolacion.html , septiembre del 2011.

[28] http://www.tutiempo.net/clima/MEXICO_CITY/08-2011/766800.htm, Septiembre del 2011

[29] http://panel.solartecmexico.com/descargas/S60MC.pdf, septiembre 2011.

[30] http://www.schneiderelectric.com.mx/documents/solutions/xantrex.pdf, septiembre 2011.

[31] http://www.conectavol.com/index.php/es/productos/soluciones-campo-solar,

septiembre 2011.

[32] NOM-001-SEDE-2005, artículo 690-sistemas solares fotovoltaicos

[33]http://www.topcable.com/bajatension.php?id=30&gclid=CNWR1vKenawCFSFrt

godcEmV2w , noviembre 2011

[34]http://www.conasami.gob.mx/pdf/tabla_salarios_minimos/2011/01_01_2011.pd

f, noviembre 2011

[35] http://www.cfe.gob.mx/negocio/conocetarifa/Paginas/Tarifas.aspx, noviembre

2011

http://www.thegreencorner.org/images/stories/pdfs/artculo%20anes07-sfv-08.pdf

http://www.thegreencorner.org/images/stories/pdfs/artculo%20anes07-sfv-08.pdf

http://www.conermex.com.mx/noticias/museo-de-tecnologia-cfe-inaugura-sistema-interconectado-conermex.html

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http://www.elmanantial.org.mx/talleres_casa.html%20%20Agosto%20del%202011

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http://www.tutiempo.net/clima/MEXICO_CITY/08-2011/766800.htm

http://panel.solartecmexico.com/descargas/S60MC.pdf

http://www.schneiderelectric.com.mx/documents/solutions/xantrex.pdf

http://www.conectavol.com/index.php/es/productos/soluciones-campo-solar

http://www.topcable.com/bajatension.php?id=30&gclid=CNWR1vKenawCFSFrtgodcEmV2w

http://www.topcable.com/bajatension.php?id=30&gclid=CNWR1vKenawCFSFrtgodcEmV2w

http://www.conasami.gob.mx/pdf/tabla_salarios_minimos/2011/01_01_2011.pdf

http://www.conasami.gob.mx/pdf/tabla_salarios_minimos/2011/01_01_2011.pdf

http://www.cfe.gob.mx/negocio/conocetarifa/Paginas/Tarifas.aspx

80

[36] El Mercado de los bonos de carbono, Mecanismo de Desarrollo Limpio. Ing. Eduardo Sanhueza, ex miembro de la Junta del Protocolo de Kyoto, Conferencia en THE GREEN EXPO, 28 septiembre del 2011 [37]http://www.fumec.org.mx/v5/index.php?option=com_content&view=article&id=2

72%3Afit&catid=68%3Ajunio&Itemid=152&lang=es, Noviembre 2011

[38]http://www.sma.df.gob.mx/planverde/, Noviembre 2011

[39] http://www.renovables.gob.mx/ Noviembre 2011

http://www.fumec.org.mx/v5/index.php?option=com_content&view=article&id=272%3Afit&catid=68%3Ajunio&Itemid=152&lang=es

http://www.fumec.org.mx/v5/index.php?option=com_content&view=article&id=272%3Afit&catid=68%3Ajunio&Itemid=152&lang=es

http://www.sma.df.gob.mx/planverde/

http://www.renovables.gob.mx/

81

ANEXOS

82

A1: Especificaciones del módulo seleccionado [29]

83

A2: Especificaciones del inversor seleccionado [30]

84

A3: Especificaciones de la estructura seleccionada [31]

85

A4: Especificaciones del cable conductor [33]

metodología de un sistema fotovoltaico conectado a la red ... · tomacorrientes no están...

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