proyecto final de sistemas fotovoltÁicos tema: “anÁlisis...

PROYECTO FINAL DE SISTEMAS FOTOVOLTÁICOS

TEMA: “ANÁLISIS COMPLETO: PROPUESTA TÉCNICO ECONÓMICA DE UNA

INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTÁICA CONECTADA A RED ELÉCTRICA.”

ESTUDIANTE: FELIPE PALTA

Resumen

En este informe se presenta un análisis detallado que conlleva desde la evaluación del

sitio en cuestión (Edificio Ala Norte de la Universidad Autónoma de Occidente),

pasando por el análisis de sombras, estimación del recurso solar, selección de

componentes, predimensionado de la instalación, simulación computacional y análisis

económico, con el objetivo de mostrar una posible instalación para la generación de

energía renovable haciendo uso de los sistemas fotovoltaicos.

Se presenta de manera detallada cada uno de los anteriores pasos para la culminación

de lo que se denomina un informe “técnico-económico”.

Teniendo un archivo suministrado por el docente, el cual representa el modelo

tridimiensional del edificio, mótivo de análisis, para el posterior diseño e implementación de

un sistema de módulos fotovoltáicos. Dicha edificación esta modelada en el Software CAD

SketchUp y es la representada por la Fig.1 y la Fig.2 las cuales representan una vista de

soslayo y desde arriba de la edificación, respectivamente.

Figura 1. Vista de soslayo de la edificación de estudio.

Se plantea, realizar un análisis haciendo uso del Software SketchUp, con el mótivo de estimar

la posible área útil para el aprovechamiento del recurso solar y así permitr la instalación de

células fotovoltaicas.

Figura 2. Vista desde arriba de la edificación de estudio.

Para realizar dicho análisis haciendo uso del Software en SketchUp, se debe pensar

principalemnte en realizar un análisis de sombras perninente, el cual permita observar y

estimar las áreas mas provechosas para una posible instalación de los módulos fotovoltáicos.

Para esto, es de vital importancia resaltar que el Software Google SketchUp, tiene una

herramienta llamada Ajustes de Sombras, la cual dependiendo del mes, dia, hora, año y

posición geosatelital real en el la tierra (Latitud-Longitud), permite observar el modelamiento

de sombras a lo largo del año, causadas por el movimiento contínuo del Sol sobre el trazo

geométrico, que en este caso es representado por el edificio mostrado en la Fig. 1 y la Fig.2.

Gracias al archivo suministrado, se puede observar que en la herramienta de Ajustes de

Somrbas, existe un parámetro ya modificado con anterioridad. Este parámetro es el Tiempo

Universal Coordinado (UTC), el cual como su nombre lo indica, presenta el estandar

principal de tiempo real que regula el tiempo sobre el mundo con exactitud. El UTC divide

por secciones el planeta tierra en 25 porciones, la cuales, les corresponde un determinado

tiempo horario en específico, como se presenta en la Fig.3. Se puede observar con detalle

que las divisiones realizadas, no son igual como tal, y esto se realizó con el motivo de

generalizar porciones terrestres ya unificadas, como países y demás.

Figura 3. División del tiempo universal coordinado.

El valor ya puesto del UTC en el archivo suministrado de SketchUp es UTC-5, como se

puede apreciar en la Fig.4.

Figura 4. Recuadro Ajustes de sombras, con el UTC en -5.

Dicho valor indica perfectamente gracias a la Fig.3, la estructura está bajo un tiempo horario

ubicado en el grupo -5, es decir que esta puede comprender a una gama amplia de países,

bien sea a Perú, Ecuador, Colombia, Panamá, Haití, Jamáica, Cuba, las Bahamas, gran parte

terriotial del sureste y noreste de los Estados Unidos de Norte América o gran parte territorial

de nuevo del sureste hata el noreste de Canadá y evidentemente islas o pequeñas porciones

terrestres compredidas en dicho grupo del UTC.

La trayectoria de la tierra, indica en gran parte muchos de los fénomenos que se conocen hoy

en día. Gracias a la inclinación de aproximadamente 23.5° de la tierra respecto al plano del

Ecuador que parte por la mitad a la tierra e indica los hemisferios existentes (Sur y Norte)

mostrado en la Fig. 5, se poseen las estaciones del año, puesto que habrán momentos a lo

largo del año, en los cuales la luz solar impacte sobre los hemisferios de una manera

determinada. Dichos movientos generan cuatro de los fénomenos ya conocidos, los cuales

son, los dos solsticios (Verano e Invierno) y los dos equinoccios (Otoño y primavera).

Figura 5. Izquierda (Hemisferio sur -norte) y derecha (Hemisferio Oriental - Occidental).

Como se había nombrado anteriormente, gracias a la inclinación de la tierra, el sol solo se

proyecta en una porción de la tierra a lo largo de está, como lo mostrado en la Fig.6

Figura 6. Sol sobre la tierra justo sobre el Ecuador terrestre (1 de los dos equinoccios).

De la Fig.6 se puede observar con detalle que existen tres líneas importantes y son las lineas

de los extremos: Trópico de Cáncer Arriba y Trópico de Capricornio Abajo, puntos donde

ocurren momentos a lo largo del año, donde el Sol incide con mayor angulo (llamado

declinación del Sol) al hemisferio Norte (Trópico de cáncer) y hemisferio Sur (Trópico de

capricornio). Al llegar a las líneas extremas se llega a los solsticios. Mientras que la línea

central, es el plano del ecuador donde ocurren los dos equinoccios (otoño o verano),

dependiendo de cual era la trayectoria inmediatamente anterior del sol. También es

importante resaltar de la Fig.6 que el sol siempre sale por el este y se oculta por el oeste.

Por tanto y por dicha geomtría solar, en los dos Hemisferios ocurre totalmente lo contrario

en cuento a estaciones, solsticios y equinoccios respecta. Lo anterior se puede observar con

mayor claridad mediante la Fig.7

Figura 7. Geometría solar: Moviento de los solsticios y los equinoccios sobre la tierra.

Siendo una base fudamental la teoría anteriormente mostrada se puede dar respuesta a una

de las preguntas planteadas que es:

Identificar claramente mediante tablas la información del recuerso solar:

Por tanto, obviamente es claro tener en cuenta que, para realizar el objetivo final el cual

necesita de la instalación de los paneles fotovoltaicos, es necesario realizar un análisis de las

condiciones climatológicas del lugar y otros parámetros decisivos para tener una primera

estimación de si es viable o no realizar la instalación de los paneles fotovoltaicos.

Para tener acceso a estós recursos y datos para un lugar específico, se decidió realizar uso de

la base de datos de la NASA, con la página https://eosweb.larc.nasa.gov/sse/ la cual posee

una base de datos muy confiables tomados mes a mes durante 22 años de seguido.

Primero, entonces es necesario poder tener las coordenadas del lugar en cuestión que es lo

que necesita la página de la NASA para poder arrojar toda la información deseada.

Para esto, se accedió a la indexación de google maps, y se escogió el lugar para poder

obetener el valor de las coordenadas. Esto se presenta a continuación mediante la Fig.8

Figura 8. Coordenas de geoposicionamiento del sitio en cuestión.

Como se puede observar de la Fig.8 al ubicarse sobre la posición geográfica del sitio de

interés google maps, arroja las coordenadas satelitales de 3.35° de latitud y -76.52° de

longitud.

Teniendo entonces los valores exactos de la geoposición terreste, se procede a realizar la

búsqueda de los datos hístoricos suministrados por la base de datos de la NASA, para esto se

realiza el ingreso mostrado en la Fig.9.

https://eosweb.larc.nasa.gov/sse/

Figura 9. Ingreso de las coordenadas para obtención de los datos.

Una vez ingresados las coordenadas, se seleccionaron, según criterios de ingeniera los

siguientes parámetros para poder ponderar una posible instalación fotovoltáica:

Parametrós para la cocina solar: radiación promedio, radiación a medio dia.

Parametrós para el dimensionado y direccionamiento de los paneles solares y

aplicaciones térmicas: radiación incidente promedio mensual sobre superficie

horizontal (kWh/m2/día), mínimo y máxima diferencia de la radiación promedio

mensual, radiación incidente difusa mensual promedio sobre superfice horizontal,

radiación normal directa promedio mensual, mínimo y máximo diferencia para la

radiación normal directa promedio.

Geometría Solar: Horas de luz promedio mensuales, declinación promedio

mensual, angulo horario de la puesta del sol promedio mensual.

Meterología para la temperatura: rango de temperatura diaria promedio.

Información de soporte: Albedo promedio mensual.

Al haber escogido los anteriores parámetros, se presentan los resultados obtenidos de la base

de datos, mostrando esto en las posteriores figuras 10, 11, 12, 13 y 14.

PARAMETROS PARA LA COCINA SOLAR:

Figura 10. Parámetros para la cocina solar.

PARAMETROS PARA EL DIMENSIONADO Y DIRECCIONAMIENTO DE LOS

PANELES SOLARES Y APLICACIONES TÉRMICAS:

Figura 11. Parámetros para el dimensionamiento.

GEOMETRÍA SOLAR:

Figura 12. Parámetros de la geometría solar.

METEOROLOGÍA PARA LA TEMPERATURA:

Figura 13. Parámetros para meteorología en cuestiones de la temperatura.

INFORMACIÓN DE SOPORTE:

Figura 14. Parámetros para el albedo.

Teniendo los anteriores parámetros de interés, se puede observar que el sitio posee unas muy

buenas condiciones para el trabajo e implementación de un posible sistema fotovoltáico,

puesto que si se observa la irradiación mensual promedio se encuentra que siempre tiene

valores superiores a los 4 kWh/m2/día, lo cual es un buen indicador de que el

aprovechamiento del recurso solar para este sítio anualmente puede ser bastante alto debido

al tan buen valor de producción de energía promedio anual. Otro dato que es bastante

interesante para la instalación es el valor de albedo que se puede tener sobre el sitio, el cual

da un promedio de 0.16 al año, entiendose que el sitio tienes unas condiciones de no reflexión

de los rayos incidentes del sol bastante alta, lo cual es bueno para este tipo de aplicaciones,

puesto que la idea es poder tener aprovechamiento total de los rayos del sol y así poder tener

mucha más ganancia en la producción de energía solar fotovoltaica. De manera análoga se

puede observar que también se posee un valor de indice de claridad alto relativamente 0.66

en promedio, es decir no se presentan en su mayoría nubes, por lo que esto es bastante

beneficioso para un posible sistema fotovoltáico debido a que se entederá que los rayos e

incidencia del sol será muy buena a lo largo del año.

Teniendo de antemano, está primer aproximación o idea de si es factible o no realizar la

instalación de los paneles fotovoltáicos, entonces se procede a realizar un posterior analisis

de sombras el cual es mucho mas rigoroso y específico en campo, lo cual permitirá obtener

información mas detallada útil para el proceso.

Observando las proyecciones de sombra del edificio:

Entonces, inmediatamente es fácil apropiarse de los conceptos y analizar los dos puntos mas

extremos del año, para los cuales el sol incide sobre esa porción terrestre, es decir se debe de observar

como es la proyección de sombras para los dias de solsticio de verano y solsticio de inverno.

Colocando aleatoramiente el 22 de Junio y 22 de diciembre, días aproximados de los Solsticios

(Indeterminado hasta el momento) a una hora aleatoria de las 4 pm, donde se presencia una gran

proyección de sombras, se obtiene lo siguiente mostrado por la Fig.15 .

Pero primero, se determinó los puntos cardinales que el programa maneja, haciendo análisis a las dos

siguientes imágenes mostradas en una sola Fig.16

Figura 16. Salida y Puesta del sol para determinar los puntos cardinales en el

Software SketchUp.

Evidentemente de la Fig.16 cuando el sol sale a las horas de la mañana 6:30 am se genera

una proyección de sombras demasiado pronunciada, debido a que este se asoma casí que

paralelo al edifico por el Este, generando sombras que apuntan al Oeste. Contrario a lo

anterior cuando el sol se pone u oculta aproximadamente a las 6:17 pm, queda casi paralelo

a la otra cara del edificio por el lado Oeste, dejando una proyeccion de sombras demasiada

pronunciada a lado Este del edificio.

Ahora, una vez entendido la ubicación de los puntos cardinales del Software, se continua con

el analisis anteriormente nombrado.

Figura 15. Solsticios indeterminados para 22 junio y 22 de diciembre.

Inmediatamente de la Fig.15 se puede observar los dos efectos esperados:

Para el día 22 de Junio a las 4 pm cuando el sol ya tiene una tendencia a ocultarse se

observa una proyección de sombras hacia el sureste. Esto se da debido a que el Sol

en ese momento debe encontrarse posicionado en la parte donde más se incide en el

hemisferio Norte, es decir al ser un dia extremo de solsticio, el ángulo de la

declinación solar debe ser el máximo de +23.5° aproximadamente (Es decir sobre el

trópico de Cáncer). Por tanto este día corresponde al Soslticio de Verano.

Para el día 22 de diciembre a las 4 pm cuando el sol ya tiene tendencia a ocultarse se

observa una proyección de somrbas hacia el noreste. Esto se da debido a que el Sol

en ese momento debe de econtrarse posicionado en la parte donde menos se incide

en el hemisferio Norte (más lejos está), es decir al ser un dia extremo de solsticio, el

ángulo de la declinación debe de ser el mínimo de -23.5° aproximadamente (És decir

sobre el trópico de Capricornio). Por tanto este día corresponde al Sosticio de

Invierno.

Entonces, en conclusión según el análisis para los solsticios, el edificio está ubicado en en

el HEMISFERIO NORTE.

Ahora, a continuación, se procede a realizar una estimación del valor de latitud a la cual es

probable que se encuentre dicho eficio.

Evidentemente para realizar dicho cálculo, es necesario tener presente algunos conceptos de

la geometría solar. Por tanto es fácil deducir dicho cálculo si se observa la Gráfica 1.

Gráfica 1. Ánalisis de algunos ángulos de la geometría solar (Izquierda) y la estimación de

la altura solar B (Derecha).

Si se observa con detalle la Gráfica 1 se puede detallar que existe una relación geométrica

entre la altitud de una posición, la declinación solar y la altura solar como tal. En el Software

Sketchup, debido a su facilidad de recorrer cada uno de los días del mes, rápidademente

podemos ubicarnos sobre un día con declinación solar conocida (Esto también a que ya se

determinó el hemisferio): Solsticios 𝛿 = ± 23.5° y equinoccios 𝛿 = 0°. De la misma

Gráfica 1 en la parte derecha, se puede observar un cálculo sencillo para la altura solar,

haciendo uso de la proyección de sombras, conociendo el valor de longitud (L) de dicha

sombra y la altura (d) del objeto que la genera.

Siendo así lo anteriomente nombrado, se decide tomar un día de Equinoccio de otoño

equivalente al 22 de septiembre. Debido a que se sabe de antemano que para este solsticio la

declinación solar es 0°, debido a que el sol esta justamente situado sobre el plano del ecuador,

entonces, solo bastaría calcular la altura solar. Pero cabe resaltar que se debe de calcular

dicho 𝛽 valor a medio día.

Ahora, lo que se realizó fue colocar un objeto en forma de ‘poste’, para realizar el mismo

análisis que se ve en la parte derecha del Gráfica 1. Esto se presenta mediante el Gráfica 2.

Gráfica 2. Ánalisis de algunos ángulos de la geometría solar (Izquierda) y la estimación de

la altura solar B (Derecha).

Observando la Gráfica 2, se puede observar la insercción de un poste demarcado en un rojo,

al igual que el posicionamiento del día 22 de septiembre a las 12:00 pm equivalente al

equinoccio de otoño. Cabe resaltar que la altura de dicho poste es de d=10.56 m. Si se observa

con más detalle, se puede encontrar una línea punteada la cual muestra una linea

perpendicular a la sombra proyectada a esa hora. En dicho tope de distancia, el valor de la

sombra proyectada es de L=0.57 m.

Por tanto, para el cálculo del valor de la altura solar 𝜷 a medio día se tiene que de la Gráfica

1 la relación entré el ángulo en cuestión 𝛽, la altura del poste d y la proyección de la sombra

L, se obtiene mediante la función trigonométrica Tangente, donde:

𝑇𝑎𝑛( 𝛽 ) =ℎ

𝐿=

10.56 𝑚

0.57 𝑚

Al despejar se obtiene:

𝛽 = 𝑇𝑎𝑛−1 (10.56 𝑚

0.57 𝑚) = 86.91°

𝛽 = 86.91°

Ahora, sabiendo que 𝛿 = 0°, se puede despejar la latitud correspondiente:

𝜙 − 𝛿 + 𝛽 = 90°;

𝜙 = 90° − 86.91° + 0° = 3.09°

Y así finalmente, se puede encotrar el valor de la latitud correspondiente al punto donde

se encuentra el edificio con un valor aproximado de 3.09°.

Habiendo tenido claro, ya la ubicación del hemisferio y la latitud de del edificio, se procede

a realizar una estimación de posible área últil para la utilización de los Paneles Solares. Para

esto entonces se realiza de nuevo un estudio de sombras, sobre las áreas disponibles en la

edificación para el posible aprovechamiento del recurso solar. Primero, se denota las Áreas

disponibles mostradas en la Fig. 17

Figura 17. Posibles Zonas para el aprovechamiento del recurso solar.

De la Fig.10, es importante resaltar que con ayuda del Software, se reliazó una estamición

del área de cada una de las zonas, quedando así:

Zona A= 468 m2 aproximadamente.

Zona B= 456 m2 aproximadamente.

Zona C= 532 m2 aproximadamente.

Zona D= 315 m2 aproximadamente.

Dando un total de 1771 532 m2 aproximadamente, con la oportunidad del aprovechamiento

del recurso solar.

Por tanto, lo que se realizó fue un análisis para el peor de todos los días, es decir el día en el

que el Sol estás mas alejado del hemisferio Norte y por tanto genera, una proyección de

sombras mucho mas pronunciada. Para el caso en análisis, el peor de estos días sería

aproximadamente el 22 de diciembre, día en el que ocurre el solsticio de invierno para este

hemisferio de trabajo.

Por tanto, lo que se muestra a continuación es una serie de pruebas para cada una de las horas

de dicho día y así poder analizar con claridad la proyección de las sombras.

Figura 18. Proyección de sombras en el solsticio de inverno desde las 6:15 am hasta las

9:15 am.

6:15 AM 7:15 AM

8:15 AM 9:15 AM

10:15 AM 11:15 AM

12:15 PM 1:15 PM

2:15 PM

Figura 20. Proyección de sombras en el solsticio de inverno desde las 3:15 pm hasta las

6:15 pm.

Por tanto, como se puede observar de las figuras 11, 12 y 13 existen zonas detemerniadas

que a simple vista son viables para la colocación de paneles solares. Si se analiza con

detenemiento las mejores zonas son la Zona A y la Zona C.

Estas Zonas reciben una cantidad de radiación solar bastante interesante a lo largo de un día:

La Zona C recibe 7 horas continuas de radiación solar sin nigún tipo de proyección

de sombras a excepción de alrededor de las 3 pm de la tarde donde se alcanza a

percibir unas leves proyecciones de sombra, que pueden ser considerados

insignifacantes.

3:15 PM 4:15 PM

5:15 PM 6:15 PM

La zona C tiene para el día mas pésimo que se supone existe para unas células de paneles

fotovoltaicos un aprovechamiento de la luz solar de un 58.33% de las 12 horas de luz

aproximadas que se tienen para este edificio ubicado a dicha latitud.

La Zona A recibe 8 horas continuas de radiación solar sin nigún tipo de proyección

de sombras. Esta área es de hecho las más indicada para la utilización de los paneles

solares, debido a su angulo de inclinación y al no tener objetos que generen

proyección de somrbas, aprovecha aproximadamente un 66.66% de las 12 horas de

luz aproximadas que se tienen para este edificio ubicado a dicha latitud.

En cambio las zonas D y B si presetan una proyección de sombras demasiada pronunciada,

y evidentemente, como era de esperar precisamente se debe a los muros que tienen en sus

bordes los cuales, según el movimiento del sol generan una generación de sombras que hacen

que no se aproveche el área de dichas zonas.

El gran problema no solo encuentra en este mes, porque quizá se podría pensar en utilizar

específicas áreas de las zonas D y B, pero en realidad esto no soluciona nada, debido

precisamente al moviento del sol. A continuacíon se muestra un pequeño análisis de nuevo

de la edificación pero esta vez mes a mes para notar la diferencia en el moviemiento del sol.

Cabe resaltar que se realiza desde el solsticio de verano al solsticio a el día 22 de noviembre.

Mediante la Fig.21 se presenta lo anteriormente nombrado.

Gráfica 3 Estimación de los lugares donde probablemente nunca da sombra a lo largo del

año aproximadanente de 6 a 7 horas diarias.

En la Grafica 3 se observa como un análisis extra, las áreas estimativas donde jamás habrá

proyección de sombra en el edificio a lo largo del año aproximadament de 6 a 7 horas diarias,

lo que hace que de esta manera se observe como ya se habia nombrado anterormente la parte

inicial Zona C es la mejor para colocar los paneles fotovoltaicos. Aparte, existen unas áreas

que gracias al moviento del sol de las zonas B y D podrían ser aprovechados pero no son del

todo útiles debidó a su pequeña área, por tanto se descartan. La Zona A no se coloca debido

a que es una zona muy buena, solo tiene una proyección de sol de entre 5 a 6 horas diarias.

Figura 21. Proyección de sombras cada día 22 desde el mes junio a noviembre.

JUNIO JULIO

AGOSTO SEPTTIEMBRE

OCTUBRE NOVIEMBRE

Evidentemente debido al moviento del sol a lo largo del año especialmente entre los solsticios

se puede observar mediante la Fig.21 que las zonas D y B tienen una proyección de sombras

que empieza cuando en el solsticio de verano al esconderse el sol por el oeste no está tan

alejado de la zona sobre el hemisferio norte, por tan la proyeccion de sombras debido a la

arquitectura del edificio tiende a ser hacia el sureste y se va cambiando de posición respecto

pasan los meses y el sol se aleja más llegando hasta el solsticio de inverno donde las sombras

se empiezan a proyectar hacia el noreste. Como esto es repetitivo para el período entre enero

y junio pero al revés en cada zona D y B, entonces significa que la mitad del año una zona

esta casi totalmente cubierta y la otra parcialmente cubierta, mientras que en la otra mitad del

año cambian. Esto igual sigue siendo no provechoso para el uso de los paneles fotovoltaicos

en dicha zona, entonces se decide no colocar en esta zona paneles para evitar un gasto

innecesario y generar pérdidas al exponer tanto los paneles fotovoltaicos a zonas de sombra.

Por tanto de nuevo se debe de resaltar entonces que como conclusión para esta parte del

análisis de sombras, se puede detallar que las AREAS útiles para la instalación de un

sistema fotovoltáico serían las AREAS ZONA A y ZONA C.

Se presenta la montea del sitio en cuestión mediante la Fig. 22

Figura 22. Montea horizontal para el sitio en cuestión con coordenadas Lat. 3.4°N y Log

76.5°W.

La Fig.22 muestra la montea del sitio en cuestión obtenida gracias al software PVsyst.

Entonces, debido a que se ve bastante factible realizar una instalación de paneles

fotovoltaicos sobre las ZONAS A y C, entonces se procederá a mostrar un proceso de

predimensionado para poder obtener el número estimativo de inversores y paneles que

serían necesarios para la instalación sobre áreas y ádemas el valor de la potencia que

probablemente se produciría al conectarse a red.

Selección de los módulos e inversor:

Primero que todo, con el fin de mostrar la metodología de pre-dimensionado, es totalemente

necesario realizar la selección de los modulos fotovoltaicos y el inversor a utilizar. Para esto

lo que se realizó fue una minusiosa busqueda en internet haciendo alegoría a los mejores

modulos fotovoltaicos existentes, así como los mejores inversores de conexión a la red

existentes, encontrando de esta manera lo siguiente:

Módulo fotovoltáico de silicio monocristalino STP255S-20/Wdb de la marca

Suntech.

Inversor de conexión a la red CPS SCA23KTL-D0/US-480 de la marca Chint

Power Systems.

Evidentemente fueron escogidos aleotoriamente para realizar la prueba del predimensionado

posteriormente, por tanto no se puede asegurar que el uso de estos equipos sea totalmente

correcto, puesto que quizás se deba de reemplazar alguno de estos, dependiendo si se cumple

con los criterios del método de pre-dimensionado que será mostrado a continuación.

Pero antes de lo ya nombrado, se mostrarán parámetros importantes sobre la normatividad

STC y NOCT de los dispositivos. Se escogieron los parámetros verdaderamente importantes

para realizar el posterior dimensionamiento y entonces de esta manera poder realizar

eficientemente los cálculos pertinentes.

PARA EL MÓDULO FOTOVOLTÁICO:

Se presenta a continuación con la siguiente Fig.23

Figura 23. Módulo fotovoltáico escogido.

Y los parámetros importantes se presentan a continuación en las tablas 1, 2 y 3.

Parámetros Unidades Valores

Referencia y fabricante del módulo. STP255S

Potencia nominal W 255

Tolerancia % 5

Eficiencia % 15.7

Vmpp V 30.8

Impp A 8.28

Isc A 8.76

Voc V 37.6

Tabla 1. Parámetros eléctricos a STC. Condiciones estándar de prueba.


Potencia nominal W 188

Vmpp V 28.2

Impp A 6.65

Isc A 7.07

Voc V 34.08

Tabla 2. Parámetros eléctricos a NOCT.


Temperatura nominal de la célula °C 45 ± 2

Coeficiente de potencia %/°C -0.44

Coeficiente de tencion Voc %/°C -0.34

Coeficiente de tensión Vmpp ----o---- ----o----

Coeficiente de corriente Isc %/°C 0.060

Tabla 3. Características térmicas.

Cabe resaltar que toda la información mostrada en las Tablas 1, 2 y 3 fue tomada del

respectivo datasheet suministrado por el fabricante.

Otro de los motivos por el cual se realizó la elección de este módulo fue la confiablidad en

el tiempo de duración de este, el cual es en promedio de 25 años, como lo muestra la Fig. 24.

Figura 24. Variación de la eficiencia del módulo con el paso del tiempo.

Como se puede observar de la Fig.24, evidentemente es módulo demasiado confiable, puesto

que su eficiencia con el paso de decae un 20% en 2 años, cosa que es bastante bueno en

términos de que el módulo responde satisfactoriamente con su producción y sobretodo

aseguramiento de la producción de energía por lo mínimo 25 años.

PARA EL INVERSOR CON CONEXIÓN A LA RED:

Se presenta a continuación con la siguiente Fig.25

Figura 25. Inversor con conexión a la red escogido.

Al igual que los paneles fotovoltáicos, se presenta mediante la Tabla 4 parámetros

importantes para el pre-dimensionado que se mostrará a continuación. Estos son:


Max potencia FV (@ STC) kW 31

Max potencia DC (@ cos𝜑 = 1) kW 24

Max tensión DC V 1000

Tensión DC nominal ----o---- ----o----

Rango tensión MPP ----o---- ----o----

Mín tensión DC / Tensión DC inicio V 300/480 hasta 900/800 (desconex)

Entradas MPPT ----o---- 2

Max corriente MPPT ----o---- ----o----

Tabla 4. Parámetros eléctricos del lado de DC.

De nuevo es importante resaltar que estos valores fueron tomados del datasheet suministrado

por el fabricante.

Ahora si, una vez seleccionado el modulo fotovoltáico y el inversor de conexión a la red, se

prodecerá a mostrar como se realizá el proceso de pre-dimensionado, para poder obtener un

estimativo de cuanta producción de energpia posiblemente se podría producir si se instala un

sistema fotovoltáico sobre el sitio en cuestión para las ZONAS A y C.

El procedimiento para el pre-dimensionado se llevo a cabo siguiento la base de el “METODO

DE DIMENSIONADO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A RED

ELÉCTRICA (SFVR) [6 - 7]” generado por Epsa y suministrado por el docente.

Pre-dimensionado de la instalación:

Para realizar el pre-dimensionamiento de la instalación es necesario saber cuantos modulos

fotoltáicos caben para cada Area. Pero se coloca la primer restricción y es que halla por lo

mínimo 1cm de diferencia entre cada panel. Esto se realiza por norma y con el objetivo

posicionar correctamente los módulos fotovoltáicos.

Para este análisis se segmentara en dos partes: ZONA A y ZONA C. Por tnato se inicia con

la Zona A.

ZONA A: Posee un valor de Área útil de 291.51 m2, y se muestra puesto que las

correspondiente medidas son:

Figura 26. Zona A.

Ahora, las dimensiones del panel ya mostradas anterioemente en la Fig.23 se presentan en la

Fig.27 pero en metros.

Figura 27. Dimensiones del panel fotovoltáico en metros.

Se prueba la opción de poner los paneles verticalmente, para esto entonces:

5.26 𝑚

1.64 𝑚= 3,207 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 3 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛 20.7 𝑐𝑚

55.42 𝑚

0.992 𝑚= 55.866 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 55 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛 86,6 𝑐𝑚

Por tanto, para cumplir el valor del centímetro de diferencia, se coloca el espacio entre

paneles (laterales y superior):

86,6 𝑐𝑚

55 𝑚𝑜𝑑 − 1=

1,6 𝑐𝑚

𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 𝐿𝑎𝑡𝑒𝑟𝑎𝑙

20.7 𝑐𝑚

3 𝑚𝑜𝑑 − 1=

10,35 𝑐𝑚

𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 𝑆𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟

Quedando entonces una posible distribución así como la mostrada en la Fig.28

Figura 28. Posible distribución zona A paneles verticales.

Este método de posicionamiento de los paneles, dará como resultado 165 módulos.

Ahora, se prueba la opción de poner los paneles horizontalmente, para esto entonces:

5.26 𝑚


55.42 𝑚




79,2 𝑐𝑚

33 𝑚𝑜𝑑 − 1=

2,475 𝑐𝑚


30.2 𝑐𝑚

5 𝑚𝑜𝑑 − 1=

7,55 𝑐𝑚



Figura 29. Posible distribución zona A paneles horizontales.

Este método de posicionamiento de los paneles, dará como resultado 165 módulos de nuevo.

Por tanto, como conclusión de las dos maneras resulta el mismo número de paneles 165. Por

lo tanto se escoge la opción “paneles puestos horizontalmente”.

ZONA C: Posee un valor de Área útil de 388,66 m2, y se muestra puesto que las

correspondiente medidas son:

Figura 30. Zona C.

Para poder analizar más facilmente la zona que no es regular se parte en dos rectangulos, los

cuales están dividios en 1. y 2. Por la línea punteada en rojo.

Zona C. 1:


5.5 𝑚

1.64 𝑚= 3,38 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 3 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛 38,41 𝑐𝑚

54.85 𝑚




29.23 𝑐𝑚

55 𝑚𝑜𝑑 − 1=

0,541 𝑐𝑚


38.41 𝑐𝑚

3 𝑚𝑜𝑑 − 1=

19,20 𝑐𝑚


Si se observa con detalle las distancias superiores son mayores al 1 cm y no existe ningún

tipo de problema, mientras que si existe problema para los espacios laterales debido a que

quedaria unicamente 0.541 cm de espacio entre los módulos, por tanto la única ópcion para

acomodar esto sería colocando 30 modulos en vez de 55.

Este método de posicionamiento de los paneles, dará como resultado 90 módulos de nuevo.

Se prueba la opción de poner los paneles horizontalmente, para esto entonces:

5.55 𝑚


54.85 𝑚




44.51 𝑐𝑚

33 𝑚𝑜𝑑 − 1=

1.39 𝑐𝑚


59,47 𝑐𝑚

5 𝑚𝑜𝑑 − 1=

14,86 𝑐𝑚



Figura 31. Posible distribución zona C.1 paneles horizontales.

Por tanto la zona C.1 es mejor utilizar esta distribución horizontal, la cual respeta el ancho

entre paneles correctos, lo cual dará un valor de 165 paneles.

Zona C. 2:


7.2 𝑚 − 0.01𝑚


11.68 𝑚




77.4 𝑐𝑚

11 𝑚𝑜𝑑 − 1=

7.74 𝑐𝑚


38.41 𝑐𝑚

4 𝑚𝑜𝑑 − 1=

12,80 𝑐𝑚



Figura 32. Posible distribución zona C.2 paneles verticales.

Por tanto la zona C.2 quedaría de esta manera con 44 módulos.

Se prueba la opción de poner los paneles horizontalmente, para esto entonces:

7.2 𝑚 − 0.01𝑚

0.992 𝑚= 7.247 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 7 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛 24,7 𝑐𝑚

11.68 𝑚

1,64 𝑚= 7.12 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 7,12 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛 2,19 𝑐𝑚



12,19 𝑐𝑚

7 𝑚𝑜𝑑 − 1=

2.03 𝑐𝑚


24.7 𝑐𝑚

7 𝑚𝑜𝑑 − 1=

4.1 𝑐𝑚


Figura 33. Posible distribución zona C.2 paneles horizontales.

Por lo tanto respetando la separción entre los paneles se obtendrán 49 módulos, lo que es un

poco mayor que los 44 puestos en la otra posición, por tanto se escogen de manera horizontal.

Entonces, al final en conclusión se tendrá que se pueden usar 165 paneles para la zona A, y

214 paneles para la zona C.

POR TANTO SE ESTIMAN ENTONCES UN TOTAL DE 379 MODULOS.

Teniendo claro lo anterior, entonces lo que procede a realizar es los cálculos de los rangos de

tensión y corriente estableciendo un rango de operación:

𝑉𝑜𝑐𝑀𝐴𝑋 = 𝑉𝑜𝑐 + 𝑉𝑜𝑐 ∙ (𝑇𝑚𝑜𝑑𝑚𝑖𝑛 ∙ 𝐶𝑡𝑒𝑚𝑝_𝑣𝑜𝑐)

Es necesario entonces saber la temperatura del módulo, dependiendo de la temperatura del

aire (Obviamente un rango).

Para cali se tiene y estima un rango de 15°C a 40°C como máximo. S=80mW/cm2

𝑇𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜 = 𝑇𝑎𝑖𝑟𝑒 + (𝑁𝑂𝐶𝑇 − 20

80) ∙ 𝑆

Temperatura del módulo máxima:

𝑇𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜_𝑚𝑎𝑥 = 40°𝐶 + (45°𝐶 − 20

80 𝑚𝑊𝑐𝑚2⁄

) ∙ 80 𝑚𝑊𝑐𝑚2⁄ = 65°𝐶

Temperatura del módulo mínima:

𝑇𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜_𝑚𝑎𝑥 = 15°𝐶 + (45°𝐶 − 20

80 𝑚𝑊𝑐𝑚2⁄

) ∙ 80 𝑚𝑊𝑐𝑚2⁄ = 40°𝐶

Máxima tensión de circuito abierto:

𝑉𝑜𝑐𝑀𝐴𝑋 = 37.6𝑉 + 37.6𝑉 ∙ (40°𝐶 ∙ −0.34

100) = 32,48 𝑉

Mínima tensión de circuito abierto:

𝑉𝑜𝑐𝑀𝐼𝑁 = 37.6𝑉 + 37.6𝑉 ∙ (65°𝐶 ∙ −0.34

100) = 29,29 𝑉

Mínima tensión de punto de potencia:

𝑉𝑀𝑀𝑃𝑚𝑖𝑛 = 30,8 𝑉 + 30,8𝑉 ∙ (65°𝐶 ∙ (−0,34

100)) = 23,99𝑉

Máxima tensión de punto de potencia:

𝑉𝑀𝑀𝑃𝑚𝑎𝑥 = 30,8 𝑉 + 30,8𝑉 ∙ (40°𝐶 ∙ (−0,34

100)) = 26,61𝑉

Mínima corriente de corto circuito:

𝐼𝑠𝑐𝑚𝑖𝑛 = 7,07𝐴 + 7,07𝐴 ∙ (40°𝐶 ∙ (0,060

100)) = 7,239𝐴

Máxima corriente de corto circuito:

𝐼𝑠𝑐𝑚𝑎𝑥 = 7,07𝐴 + 7,07𝐴 ∙ (65°𝐶 ∙ (0,060

100)) = 7,345𝐴

Ahora se procede a realizar la correción de potencia del inversor:

𝑉𝑚𝑖𝑛𝑀𝑃𝑃

𝑉𝑚𝑚𝑝𝑚𝑖𝑛=

480𝑉

23,99𝑉= 20

𝑉𝑚𝑎𝑥𝑀𝑃𝑃

𝑉𝑚𝑚𝑝𝑚𝑎𝑥=

800𝑉

26,61𝑉= 30

Si se observa el valor escogido para el rango de tensión MPP es que suministra el inversor

de arranque a desconexión 480V-800V.

Como la tensión máxima DC=1000V y la máxima tensión Voc=32,38V el número máximo

de módulos es 1000V/32.48Vdc=30.78

De está manera se certifica que el valor máximo de módulos para conectar en serie es de 30.

Continuando con la metodología se procede a realizar el ajuste en el número de cadenas y

módulos al inversor:

Máxima tensión de circuito abierto del SFV:

𝑉𝑜𝑐𝑀𝐴𝑋𝑆𝐹𝑉 = 30 ∙ 32,48𝑉 = 974,4𝑉

Mínima tensión de circuito abierto del SFV:

𝑉𝑜𝑐𝑀𝐼𝑁𝑆𝐹𝑉 = 30 ∙ 29,29𝑉 = 878,7𝑉

Mínima tensión de punto de máxima potencia del SFV:

𝑉𝑚𝑝𝑝𝑀𝐼𝑁𝑆𝐹𝑉 = 30 ∙ 23,99𝑉 = 719𝑉

Máxima tensión de punto de máxima potencia del SFV:

𝑉𝑚𝑝𝑝𝑀𝐴𝑋𝑆𝐹𝑉 = 30 ∙ 26,61𝑉 = 798,3𝑉

Máxima corriente de corto circuito del SFV=

𝐼𝑠𝑐𝑀𝐴𝑋𝑆𝐹𝑉 = 2 ∙ 7,345 𝐴 = 14,69𝐴

Por este lado se puede corroborar que no existe problema, puesto que son 25 A por cada

entrada MPPT. Entonces:

# 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑑𝑒𝑛𝑎𝑠 =25𝐴 𝑝𝑜𝑟 1 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑀𝑃𝑃𝑇

7,345 𝐴= 3 𝑐𝑎𝑑𝑒𝑛𝑎𝑠 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 𝑝𝑜𝑟 1 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑀𝑃𝑃𝑇

Por tanto, para poder realizar una correcta conexión la cual cumpla con los criterios y

condiciones anteriormente descritas, entonces se opta por conectar 2 cadenas de 25 módulos

por entrada MPPT. Esto se comprueba debido a que:

La potencia por entrada del SFV será:

𝑃𝑆𝐹𝑉 = 25 ∙ 2 ∙ 255𝑊 = 12,75𝑘𝑊 𝑝𝑜𝑟 𝑢𝑛𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑀𝑃𝑃𝑇

Y como el inversor tiene 2 entradas entonces, este valor por 2:

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑆𝐹𝑉 = 2 ∙ 12,75𝑘𝑊 = 25,5𝑘𝑊

Para lo cual es prudente estar entre el rango del 90 y 95% de este valor:

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝐼𝑁𝑉𝐸𝑅𝑆𝑂𝑅 = (0,9 − 0,95) ∙ 25,5𝑘𝑊

𝐏𝐨𝐭𝐞𝐧𝐜𝐢𝐚𝐈𝐍𝐕𝐄𝐑𝐒𝐎𝐑 = 𝟐𝟐, 𝟗𝟓𝐤𝐖 − 𝟐𝟒, 𝟐𝟐𝟓𝐤𝐖

Lo cual esta dentro del rango de la máxima potencia del inversor e inclusive justo. Por lo que

dicha distribución de ajuste de cadenas y modulos en serie se deja como se acaba de mostrar

anteriormente. Es decir:

Se pueden conectar 25 módulos en serie em cada entrada, donde cada entrada soporta 2

cadenas, dando un total de 100 modulos por cada inversor.

Por tanto, teniendo en cuenta la anterior conclusión llegada, entonces ahora lo que se hará es

decidir y seleccionar según la cantidad de módulos, cuantos inversores deberán ser

empleados para cada zona.

ZONA A:

Posee de 165 módulos, entonces se toman 100 para 1 inversor dejarlo totalmente ocupado y

en funcionamiento, mientras que los 65 que faltan deben de ser redistribuidos para equilibrar

la potencia en el inversor, por tanto se conectan a una de las entradas 2 cadenas de 20 módulos

cada uno y la otra entrada solo 1 cadena de 20 módulos, descartando así 5 módulos y dejando

un total de 160 módulos para la zona A.

ZONA C:

Posee 214 módulos, entonces se toman 100 para 1 inversor y los otros 100 para otro inversor,

mientras que quedarian 14 sobrantes, lo cual por mas manera que se trate de organizar no va

a ser correcto debido a que el inversor quedaría demasiado subdimensionado para tan pocos

modulos, por tanto esos módulos se descartan totalmente, dejando solo los dos inversores

ocupados.

Entonces dando como resumen principal para está parte del informe técnico – económico, se

muestra como quedará repartido las areas con inversores y módulos.

ZONA A: Se presenta en la Fig.34

ZONA C: Se presenta en la Fig.35

Figura 35. Zona C totalmente distribuida con paneles e inversores.

Por último se muestra entonces el valor de la posible generación de energía solar fotovoltáica

mediante la tabla 5.

Zona Potencia

A 255

𝑊

𝑚𝑜𝑑∙ 160𝑚𝑜𝑑 = 𝟒𝟎. 𝟖𝒌𝑾

C 255

𝑊

𝑚𝑜𝑑∙ 200𝑚𝑜𝑑 = 𝟓𝟏𝒌𝑾

TOTAL del SFV 91.8kW

Tabla 5. Resumen de pontencia generada por zonas y total.

De la Tabla 5, se puede observar entonces que, por el método de pre-dimensionado que se

realizó anteriormente y que asegura tener una aproximación muy buena, se podrá encontrar

que todo el sistema fotovoltáico segíun se especificó en las Fig 34 y 35, tendrá una

producción aproximada de 91.8kW en total.

Por tanto, lo que se realizará a continuación será hacer uso del Software PVsyst para tratar

de modelar dicha distribución anteriormente mostrada y comprobar que los valores

seleccionados de cadenas y modulos en seríe están correctos para dar con un valor de

producción de potencia como la que se llegó en la Tabla 5.

Simulación computacional haciendo uso del software PVsyst:

El software Pvsyst, es un programa el cual sirve para precisamente realizar simulaciones

computacionales que pueden estimar la producción energética de un sistema. Para esto es

neceserio ser cuidadoso con el ingreso de los datos, puesto que se debe de tener en cuenta

que hay que manejar multiples variables para poder llegar a un resultado final y óptimo. Aquí

se presentará de manera sencilla pero concisa los pasos para la realización de la simulación

con la que se pudó corroborar los datos anteriormente mostrados.

Primeramente, es necesario ingresar la ubicación en la cual uno desea realizar la posible

“instalación” fotovoltáica. Para esto se debe de ir a la base de datos e ingresar con ayuda del

google maps la ubicación de interes. Esto se presenta a continuación en la Fig.36, la cual

tambien presenta el ingreso de la base de datos para la climatología mensual que por supuesto

será heredada de la base de datos de la NASA.

Si se observa con detalle el recuadro de la parte inferior de la Fig.36, se resalta que las

unidades de radiación son dadas originalmente en kWh/m2 mes, pero se cambia a kWh/m2

día, lo cual es realizado automáticamente por el programa interpolando. Se debe de trabajar

así puesto que es la base principal para los cálculos.

Por tanto ahora, se ingresa a Diseño del proyecto y por supuesto Sistema conectado a la

red, donde se creará un nuevo archivo el cual debe de sér modificado en multiples parámetros

que se mostrarán a continuación:

Primeramente es necesario realizar los cambios en el sistema respecto al tema de

Configuraciones del Albedo, la cual se muestra a continuación:

Figura 37. Configuraciones del Albedo para todo el sistema en general.

En la Fig.37 se observa que es necesario ingresar las condiciones límites para el sitio en

cuestión, el cual es Santiago de Cali en el Valle del Cauca, lo cual se ingreso, temperaturas

cotidianas reales. Por ejemplo, se ingreso una temperatura totalmente baja de 15°C que

evidentemente es la misma para el campo de inverno, puesto que acá no se posee de dicha

estación climatológica entonces teoricamente sería la misma. De igual manera los valores de

temperatura para el módulo normal y sobre verano son exactamente los mostrados en el

proceso de pre-dimensionado. Los demás parámetros quedan por defecto, menos la tensión

IEC la cual debe ir en 1000V para el valor del inversor. Puesto que este valor es especificado

por la comisión electromecánica internacional.

Despues de llenado la parte de las Configuraciones de Albedo, se prosigue entonces a

realizar el ingreso de los parametrós para empezar a configurar cada Área, pero para esto es

importante tener en cuenta algo muy importante y respecto al tema de Orientación. Como

existe la Zona A y la Zona C, se debería de realizar en una sola variante del sistema, pero

resulta que una zona tiene un plano de inclinación diferente a otra, por tanto es necesario

entonces realizar dos variantes del sistema para poder modelar correctamente los cálculos

mostrados anteriormente. En la Fig.17 se puede observar la inclinación que presenta la zona

A.

Por tanto, ya se mencionó que se crearán dos variantes del sistema. Una para la zona C y la

otra para la Zona A.

Entonces se empezará realizando el análisis para la zona C.

INGRESO DE LOS PARÁMETROS PARA LA ZONA C:

La Zona C es una zona la cual es totalmente plana, es decir no posee ningún tipo de

inclinación sobre el plano de la tierra. Una vez creada la variante del sistema Zona C, al tratar

de ingresar en la ópcion Orientación, se requiere que se ingrese tanto la inclinación que los

paneles tendrán y ademas de esto el valor del Acimut de la edificación.

La inclinación: Debido a como ya se mencionó anteriormente, y que además se puede

observar en la Fig.17, dicha zona no posee inclinación ,entonces se debe de pensar en que es

necesario realizar la inclinación de los paneles por temas de auto-limpieza y facilidad de no

tener sombras tan fácilmente si se dejan totalmente planos. Un valor típico de inclinación de

los paneles puede ser de 15°C debido a que su factor de transposición hasta ese punto es de

0.99, es decir casí uno obteniendo practicamente nada de pérdidas por ser inclinado así.

Valores superiores de inclinación forcan una reducción el factor de transposición lo cual

genería una menor incidencia de los rayos de sol, lo cual no es provechoso pues disminuiría

la producción de energía fotovoltáica. Por tanto el valor seleccionado para esto es de 15°C,

generando un factor de transposición del 0.99 como lo mostrado en la Fig.38

Figura 38. Inclinación de los paneles para la Zona C con el valor del factor de

transposición.

Acimut: Para este caso, el acimut es como siempre el ángulo formado entre la dirección de

referencia que generalmente siempre es norte y una línea entre el observador y un punto de

interés previsto en el mismo plano que la dirección de referencia. En este caso, como la

referencia es por donde el sol sale, es decir por el Este, por tanto es necesario saber a que

ángulo respecto a este punto el edificio (donde obviamente iran los paneles) se encuentra.

Para este cálculo fue necesario realizar el cálculo dentro del programa de google Sketchup

donde se tiene módelado el edifico. Estó se muestra a continuación en la Fig.39.

Figura 39. Ángulo acimut del edificio.

Por tanto, como se observa es facíl ver que el valor fue de 50°C.

Entonces una vez tenídos estos datos se ingresan para está variante del sistema así: Fig.40

Figura 40. Parámetros orientación variante del sistema Zona C.

Ahora, una vez seleccionado y seteado este parametro se procedió a realizar el ingreso de los

módulos. Para esto tambien hay que tener muy en cuenta que como lo muestra la Fig.35

existen dos inversores lo que se convierte que para esta variante del sistema se tendran dos

sub-campos, uno para el Inversor 1 y el otro para el Inversor 2, por tanto se muestra como se

ingresó estó acontinuación:

Figura 41. Parámetros ingresados para el Inversor 1 Zona C.

De la Fig 41. Se puede observar que tal cual como se había específicado anteriormente, se

hizo la selección tanto del inversor como el módulo seleccionado. Ahora si se puede observar

con detenimiento los módulos en serie tuvieron que ser reducidos en 1 es decir el valor de

estos en seríe paso de ser 25 a 24, puesto que si se colocaba dicho valor de 25 generaba un

error, diciendo que se excedía un límite de tensión. Pero precisamente este es el ajuste que

obivamente se generá haciendo uso de la simulación, puesto que claro, esta toma muchos

mas valores quizas reales de la implementación. Por tanto finalmente este inversor quedó con

una entrada de 96 módulos. Es evidente que haber realizado dicho cambio no genera ningún

tipo de problema puesto que se sigue respetando todas las condiciones, tanto de tensión,

corriente, y más que todo de área.

Ahora acontinuación se presenta mediante la Fig.42 el ingreso para el inversor 2 Zona C.

Recordar que esté módulo quedó exacamtente con los mismos módulos que el inversor 1, por

tanto se esperaría realizar exactamente la misma correción para este inversor en cuanto la

reducción del número de los módulos.

Figura 42. Parámetros ingresados para el Inversor 2 Zona C.

Evidentemente se corroboró que de nuevo se debió de realizar una corrección en la cantidad

de módulos en serie.

Ahora, entonces se puede observar que inmediatamente el programa ya genera un valor de

potencia Nominal del sistema FV, la cual por teoría debe de ser lo más aproximada posible

a la calculada teóricamente en el método del pre-dimensionado. Esta se muestra en la Fig.43.

Figura 43. Resultados para la variante del sistema Zona C.

Cumpliendo con todo y marcado en verde los resultados se puede observar que según los el

programa PVsyst muestra que para la Zona C, existe una producción de Potencia de 49 kWp

la cual teoricamente solo difiere en 2kWp que fue el resultado obtenido por los calculos y

que se puede observar en la Tabla 5. Evidentemente era de esperar, como ya se nombró,

puesto que el programa es mucho mas conservador y considera muchas más perdidas en

cuanto los calculos teoricos no las registra tan detalladamente.

INGRESO DE LOS PARÁMETROS PARA LA ZONA A:

La Zona A es una zona la cual está inclinada, lo cual es provechoso a la hora de la instalación

de los paneles fotovoltáicos, puesto que de alguna manera u otra viendolo desde el aspecto

económico no se necesita realizar la inclinación forzada de los paneles ahorrando dinero y

tiempo, pero también tiene otra desventaja y es que, si posee una inclinación mayor a 15°C,

entonces ,el factor de transposición será cada vez menor dando una disminución algo notoria

en la producción de la energía fotovoltáica.

La inclinación: Haciendo uso de nuevo de la herramienta Sketchup, se encontró entonces el

ángulo de está zona. Esto se muestra en la Fig.44

Figura 44. Ángulo de inclinación de la zona A.

Entonces, haciendo uso de la herramienta transportador, se econtró que el valor de la

inclinación de dicha zona es de 25,9°C.

Por tanto, se ingresa los valores y se obtiene un nuevo valor para el factor de transposición

como se había nombrado. Este valor si se observa con detalle queda en 0.97, lo cual no es

tan malo, puesto que no es un valor tan bajo el cual afecte de manera tan drástica para la

producción de la energía del sistema fotovoltáico.

A continuación mediante la Fig.45 se presenta el valor de inclinación generado y además de

esto, el valor resultado para la trasnposición de este.

Figura 45. Inclinación de los paneles para la Zona A con el valor del factor de

transposición.

Para el valor del acimut, pues es fácil notar que es el mismo, puesto que no se ha movido del

edificio, solo de zona.

Por tanto los datos ingresados para esta otra variante del sistema Zona A, se presetan en la

Fig.46. Afourtunadamente tener la distribución de los paneles con una inclinación

“inducida”, es demasiado provechoso, ya que este angulo puede facilitar como se había

nombrado la limpieza de los paneles.

Figura 46. Parámetros orientación variante del sistema Zona A.

Ahora, una vez seleccionado y seteado este parametro se procedió a realizar el ingreso de los

módulos. Para esto tambien hay que tener muy en cuenta que como lo muestra la Fig.34

existen dos inversores lo que se convierte que para esta variante del sistema se tendran dos

sub-campos, uno para el Inversor 1 y el otro para el Inversor 2, por tanto se muestra como se

ingresó estó acontinuación. Evidentemente esto es el mismo procedimiento que se realizó

anteriormente, es decir de nuevo al crear los dos nuevos sub-campos para cada uno de los

inversores, se debió de ingresar los valores ya calculados en la zona de pre-dimensionado.

Figura 47. Parámetros ingresados para el Inversor 1 Zona A.

Figura 48. Parámetros ingresados para el Inversor 2 Zona A.

De las figuras mostradas anteriormente entonces se puede observar que, el inversor 1 de la

Zona A, es igual que los anteriores inversores de la Zona C, es decír se coloco totalmente

lleno pero se debió de descartar 1 módulo en serie para poder no tener el error por superación

de la tensión en el inversor, esto se puede observar en la Fig.47. Mientras tanto, de otro lado

en la Fig.48 se puede observar que se agregó otro modulo de más en los de serie para así de

esta manera poder tener 63 modulos, los cuales no interfieren debido a que los máximos a

tener son 65, por tanto esta vez se reordenaron aumentando simplemente a 3 cadenas y cada

una de 21 módulos, a lo cual queda perfecto porque a 1 entrada se coloca 2 cadenas de 21

módulos y a la otra 1 cadena de 21 módulos.

Evidentemente se corroboró que de nuevo se debió de realizar una corrección en la cantidad

de módulos en serie.

Ahora, entonces se puede observar que inmediatamente el programa ya genera un valor de

potencia Nominal del sistema FV, la cual por teoría debe de ser lo más aproximada posible

a la calculada teóricamente en el método del pre-dimensionado. Esta se muestra en la Fig.49.

Figura 49. Resultados para la variante del sistema Zona A.

Cumpliendo con todo y marcado en verde los resultados se puede observar que según los el

programa PVsyst muestra que para la Zona C, existe una producción de Potencia de 40.5

kWp la cual teoricamente solo difiere en 0.3kWp que fue el resultado obtenido por los

calculos y que se puede observar en la Tabla 5. Evidentemente era de esperar, como ya se

nombró, puesto que el programa es mucho mas conservador y considera muchas más

perdidas en cuanto los calculos teoricos no las registra tan detalladamente.

Los cálculos generados por el software concuerdan con la metodología realizada

anteriormente, por tanto se puede concluir que tanto el método de predimensionado como, la

simulación computacional fueron correctamente realizadas. A continuación se presenta un

resumen comparativo entre los valores de teorico contra la simulacion. Esto en la Tabla 6.

ZONA TEÓRICO COMPUTACIONAL

A 40.8 kW 40.5 kW

C 51 kW 49 kW

TOTAL 91.8 kW 89.5 kW

Tabla 6. Resumen de pontencia generada por zonas y total comparando la parte teórica y la

simulada.

Por lo último, se presenta la simulación que el programa puede realizar para poder mostrar

durante el año la relación entre la producción de energía inyectada a la red en función de la

radiación incidente en los paneles fotovoltáicos. También se puede observar algunos de los

parámetros, como: la producción del sistema, factor de rendimiento y algunas otras cosas

más.

Para cada variante Zona A y Zona C del sistema se presenta este resultando en las respectivas

Fig. 50 y 51.

Figura 50. Simulación para la variante del sistema Zona A.

Figura 51. Símulación para la variante del sistema Zona C.

De las Fig. 50 y 51 se puede destacar que existe una relación lineal esperada entre la energía

inyectada a la red y la radiación sobre el plano. Para ambos casos no existe una dispersión

que no deje destacar una relación lineal, por tanto se corroborá la efictividad de esto. De otra

manera, tambien se observa un parámetro correcto el cual és la producción del sistema

anualmente, la cual fue 46.668MWh/año y 61.319MWh/año para las zonas A y C

respectivamente.

Por último se procede a realizar, la evaluación económica para poder culminar con el deseo

de realizar un informe técnico-económico.

Análisis Económico:

Para el análisis económico, evidentemente hay que incluir otros aspectos importantes como

lo son todo el “estructurado” para la posible culminación de lo que verdaderamente sería un

Sistema Fotovoltáico Conectado a la Red. Cuando se menciona este tipo de elementos se

hace referencia precisamente a dispositivos como:

Cableado: Se desean que sea de cobre flexible con aislamiento en PVC.

Conectores: Conector estándar para los paneles FV.

Interconectores: Conector estándar para la conexión de cadenas de paneles.

Estructura de soporte: La estructura para los módulos solares del generador

fotovoltaico estará provista de todos los elementos de sujección pertinenetes para la

instalación de los paneles, primordialmente en la Zona C, la cual requiere de una

puesta para la generación de un ángulo de inclinación de 15°C.

Inversores.

Módulos FV.

Fusibles para protección extra.

Debido a que se realizó una busqueda exhaustiva de los precios de los elementos deseados a

conectar, se pudó establecer una seríe de precios para cada uno de los elementos de tal manera

que se pudiese condiserar un presupuesto totalizado de lo que sería la instalación fotovoltáica.

Esta tabla de precios generada, se muestra en la Tabla 7. La cual indica con detalle cada uno

de los elementos dispuestos a comprar.

DISPOSITIVO CANTIDAD FABRICANTE REFERENCIA PRECIO

(UNIDAD)

US$

PRECIO

TOTAL

US$

Inversor

conexión a red

4 Chint Power

Systems

CPS SCA23KTL-

D0/US-480

2658 10632

Módulos FV 351 Suntech STP255S-20/Wdb 297 104247

Estructuras

Zona C

64 Techosun 890.07.02.S3x1642H

AJUSTABLE en ángulo

281 17984

Estructuras

Zona A

53 Techosun 890.07.02.T3X161642H

FIJA

219 11607

Fusibles 11 Techosun 700.12.01.106FB25 0.47 5.15

Conectores

MC4

8 Genérico De conexión BM31-B 21 168

Interconectores

MC4

8 Genérico De interconexión

BM31-B

3.2 25.6

Cableado 85 metros Cable 8mm para

conectores MC4

KCPI4809B 12/metro 1020

TOTAL 145689

Tabla 7. Costos por elementos y costos total de la instalación FV.

De la Tabla 7, es muy importante resaltar que los precios encontrados en internet, son precios

que estan sujetos a cambios, esto dependiendo de la demanda de mercado actual. Por tanto,

el valor para esta estimación puede ser relativo. De otra parte es importante resaltar que para

la parte de Estructuras, se decidió optar por una estructura la cual puede soportar 3 módulos

posisicionados de manera horizontal, por tanto la cantidad debe ser de 64 estrucutras, ya que

para la zona C, es necesario un estrucutrado para generar la inclinación adecuada de 15°C.

Mientras que para la Zona A solo se posicionaron estrucutras sin necesidad de que fueran

reclinables. De igual manera se opto por seleccionar un módelo que soportase 3 módulos

fotovoltáicos en posición horizontal, lo que da un total de 53 estructuras.

Estas estructuras se presetan mediante la Fig.52

Figura 52. Estructuras para la Zona C (Izquierda) y para la Zona A (Derecha).

De otra parte, los fusibles, se decidieron colocarse para cada una de las cadenas, con el

objetivo de proteger tanto los paneles como los inversores, por tanto como se observa en la

Tabla 7, son el mismo número de cadenas totales 11. Igualemente se fue cuidadoso y se

seleccionó precisamente el fusible que soporta 25 A, como tal sería la corriente máxima que

podría suceder.

Figura 53. Fusibles 25 Amperios.

Y finalmente lo relacionado con la selección de los elementos extras para la conexión de todo

se encuentra el juego de cables, conectores e interconectores para instalaciones

fotovoltáicas. Sus respectivas representación real se presenta mediante las Fig. 54

Figura 54. Juego de conexión para panaeles fotovoltáicos de cables MC4, tanto para

cadenas, uniones.

Por tanto, es reelevante mencionar que de la tabla 6 se observa que el costo de la instalación

fotovoltáica tiene un precio aproximado a los 145689 mil dolares, lo cual equivale en pesos

colombianos a aproximadamente 448274 millones de pesos.

Una vez tenido en cuenta dichos costos, se procedió a ingresar estos valores al Software

PVsyst para de esta manéra realizar la simulación y observar el informe arrojado por este.

Primero para la Zona A, se presenta en la Fig. 56

Figura 56. Ingreso de los precios para la zona A.

Luego, para la Zona C, se presenta en la Fig. 57.

Figura 57. Ingreso de los precios para la zona C.

Es importante resaltar que para el ingreso de los datos, se siguió trabajando sobre la misma

unidad monetaría que fue los dolares, puesto que así fue como se realizó la investigación de

los precios y fueron dados de esta manera. De otra parte es más factible tener los precios en

la unidad mundial, puesto que la mayoría de las empresas igualmente lo venden en dolares.

Si se observa con detalle de las Fig.56 y 57, para ambas variantes del sistema se ingreso una

tasa de impuestos del 15% que esta seleccionada por defecto, puesto que el estado impone

dicho impuesto por producción de energía. Finalmente tambien se colocó que la financiación

del sistema se realizará mediante un prestamo a 20 años, el cual exige una tasa de interés del

5%.

Los resultados entonces del Balance financiero anual, acumulado y la reducción de emisiones

de CO2, se presentan en las siguientes Fig. 58 y 59 para las variantes del sistema Zona A y C

respectivamente.

Figura 58. Balance financiero anual (Izquierda), Balance financiero acumulado (Derecha)

y reducción del CO2 Zona A (Abajo)..

Figura 59. Balance financiero anual (Izquierda), Balance financiero acumulado (Derecha)

y reducción del CO2 Zona A (Abajo).

Por último se presenta el Informe, donde se puede observar una descrpción detallada del

sistema FV. Todo desde el geoposicionamiento hasta la descripción de los componentes y

por supuesto un balance de ahorros al reducir la emisión de CO2.

Figura 60. Página 1 zona A.

En la pagina 2 del informe se presenta enontoces la producción de energía normalizada a lo

largo del año y tambien se presenta el factor de rendimiento del sistema, el cual

afortunadamente en la Fig.61 casí constante a lo largo del año.


En la página 3, se puede observar mediante la Fig.61 el diagrama de perdidas que el sistema

sufre a lo largo del año, llegando a la conclusión que de los 1511KwH/m2 de irradiación

global incidente sobre la superfice la estrucutra, se inyectan a la red 48.9MWh en el año.


Si se observa con detalle la Fig.61 se puede analizar que muestra el diagrama de como paso

a paso se van perdiendo unidades de potencia productivas para la generación que es inyectada

a la red finalmente.

Son en total 17 procesos los que pasan para llegar a la producción de energía.

Figura 62. Página 5 y 6 zona A de descripción general y reducción de CO2.

A continuación se presentan las mismas hojas del informe pero para la variante del sistema

Zona C.

Figura 63. Página 1 zona C.

Figura 66. Página 6 zona C

Una vez realizada la anterior simulación haciendo uso del Software PVsyst, se procedió a

realizar otra simulación también bastante completa que abarca el análisis económico

haciendo uso de otro software llamado RETScreen, con la finalidad de poder observar en el

transcurso de los 25 años que se desea el sistema esté en pie, se pueda recuperar la inversión

y cuando se pueda incurrir en ganancias.

Para la inicialización de dicho Software, se procede a ingresar los parámetros que indican el

tipo de producción de energía, especificando que se trata de un sistema fotovoltáico el cual

irá conectado a la red. También es importante mencionar que este software afortunadamente

se conecta directamente con la base de datos de la NASA, cosa que es interesante puesto que

como así mismo se realizarón los calculos anteriormente, pues de esta misma manera se

trabajará sobre la misma evidencia. Otro aspecto importante que se debe de resaltar es que la

estación de la NASA meteorológica a la cual tiene acceso este programa está ubicada en el

Aeropuerto Alfonso Bonilla Aragón, lo cual de antemano le ingresa un poco de incertidumbre

a los cálculos debido a que este sitio respecto al de análisis que es la Universidad Autónoma

de Occidente se encuentra un poco alejado, alrededor de 30 Km. Otro aspecto importante a

señalar es que se siguió trabajando con las mismas unidades monetarias ya trabajadas

anteriormente, es decir los dólares. La Fig.67 presenta el ingreso de los datos.

Figura 67. Ingreso general de los parámetros a RETScreen.

Una vez configurada la posición geográfica, se procedió a observar y corroborar que los datos

arrojados por la NASA también se observar correctamente e iguales que los que la base datos

tiene. Esto se observa mediante la Fig.68.

Figura 68. Valores de la base de datos de la NASA.

Ahora, una vez seleccionado lo anterior, se debe de seleccionar y diligenciar la pestaña de

modelo de energía, donde como primer aspecto imporante es la selección del módulo

fotovoltáico usado y además de esto tambien el número de módulos a usar. En esta instancia

es demasido importante resaltar que no se encontró el módulo fotovoltáico utilizado, por lo

que fue necesario escoger otro módulo de otra marca con características muy similares a el

módulo utilizado. El módulo entonces que realizó el reemplazo fue el de la marca

SolarWorld de 255W y de silicio monocristalino.

Una vez ingresado lo anterior y el número de modulos usados (351), se procedió a rellenar

el campo de Sistema eléctrico de potencia del caso propuesto, así:

Figura 69. Sistema eléctrico de potencia del caso propuesto.

De la Fig.69, se puede observar que el factor de utilización usado fue del 15% y la tarifa de

exportación de electricidad que es tomada de la información arrojada por el PVsyst fue del

1,4.

También se lleno y diligencio, la tabla de análisis de emisiones, seleccionando precisamente

la base del sistema eléctrico que para este caso es sede Colombia y tipo Carbón.

Esta información es presentada en la Fig.70.

Figura 70. Análisis de emisiones.

Y por último y casi mas importante se ingresa los valores equivalentes a el análisis financiero,

donde se puede destacar la tasa de inflación, el tiempo de vida del proyecto, la relación de

deuda, tasa de interés de la deuda y la duración de la deuda.

Figura 70. Análisis de financiero.

De la Fig.70 es importante resaltar que los valores seleccionados de la tasa de inflación son

los actuales a la fecha y adémas se colocó una tasa de interés del 5% para tratar de condonar

la deuda en un periodo de 20 años.

Por último afortunadamente, se puede observar precisamente lo más importante que es, la

recuperación de la inversión aproximadamente en 10 años.

Figura 71. Recuperación de la inversión.

CONCLUSIONES

Existen diferentes métodos de pre-dimensionado a la hora de realizar un construcción

y diseño para la producción de energía.

Un primer estimativo de energía que no asegura ninguna confianza es según el area

disponible calcular la potencia.

Los parámetros para el análisis de sombras son fundamentales al momento de realizar

análisis sobre sitios para montajes de sistemas fotovoltáicos.

Analizar la montea solar puede dar una perspectiva más global del comportamiento

del sitio en cuestión respecto a las trayectorías del sol.

Es importante usar una inclinación forzada sobre paneles que se encuentren

totalmente a 0°C para así poder ayudar con los efectos de suciedad. El valor

recomendado es de 15°C debido a que el factor de transposición no disminuye.

El uso de las herramientas como el PVsyst, sirven precisamente para dimensionar

sistemas de conexión fotovoltáicos, puesto que al tener en cuenta parametros del

dimensioanado teórico, se pueden corroborar mediante este tipo de Sotware para observar

rendimientos y análisis económicos.

De manera general se pudó observar que el diseño de los sistemas fotovoltáicos es un

tema de energía renovables muy provechoso para Colombía, puesto que en muchas de

las inversiones se pueden justificar dichos costos para en un futuro recuperar las

inversiones y así de esta manera obtener energía limpia y económica.

REFERENCIAS

1. Sistema solar fotovoltáicos, disponible en el sitio web:

http://www.conermex.com.mx/informacion-de-interes/los-sistemas-

fotovoltaicos.html

2. Inversores de conexión a red, disponible en el sitio web:

http://www.upv.es/gep/Central_Solar/inversor.htm

3. Energías renovables, disponible en el sitio web:

http://www1.upme.gov.co/elfuturoeshoy/?gclid=CNDfn7TDqMkCFc4XHwodX

1EOdg

4. Sistemas fotovoltáicos, disponible en el sitio web:

http://www.energreencol.com/energia_solar/

5. Precios sistemas Fotovoltáicos, disponible en el sitio web:

http://www.technosun.com/es/descargas/lista-precios-solar-fotovoltaica.php

http://www.conermex.com.mx/informacion-de-interes/los-sistemas-fotovoltaicos.html

http://www.conermex.com.mx/informacion-de-interes/los-sistemas-fotovoltaicos.html

http://www.upv.es/gep/Central_Solar/inversor.htm

http://www1.upme.gov.co/elfuturoeshoy/?gclid=CNDfn7TDqMkCFc4XHwodX1EOdg

http://www1.upme.gov.co/elfuturoeshoy/?gclid=CNDfn7TDqMkCFc4XHwodX1EOdg

http://www.energreencol.com/energia_solar/

http://www.technosun.com/es/descargas/lista-precios-solar-fotovoltaica.php

proyecto final de sistemas fotovoltÁicos tema: “anÁlisis...

Documents