UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TESIS
“DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS PARA ELECTRIFICACIÓN RURAL DE LOS TIPOS
1, 2 Y 3 EN ÁREAS NO CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA EN EL PERÚ”
CÓDIGO CTI : 0303 0007 Uso eficiente de la energía en el sector industrial y residencial-comercial
CÓDIGO UNESCO : 3322.05 Fuentes no convencionales de energía
PRESENTADO POR:
Bach. MARCOS ANAYA HUAMÁN
PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
HUANCAYO - PERÚ 2019
CARATULA ASESOR
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTOS
ÍNDICE
ÍNDICE ... II RESUMEN ... XI ABSTRACT ... XIII
INTRODUCCIÓN ...1
CAPITULO I...3
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ...3
1.1 Caracterización del Problema ...3
1.2 Formulación del Problema...3
1.3 Objetivos de la Investigación ...4
1.3.1 Objetivo general...4
1.3.2 Objetivos específicos ...4
1.4 Justificación del Estudio ...5
1.5 Limitaciones del Estudio ...5
CAPITULO II ...6
MARCO TEÓRICO ...6
2.1 Antecedentes ...6
2.2 El Recurso Solar ...6
2.2.1 Geometría solar ...6
2.2.2 Irradiación ...9
III
2.2.2.1 Radiación extraterrestre...9
2.2.2.2 Irradiación horizontal global (GHI) ... 11
2.2.2.3 Irradiancia de plano de matriz (POA) ... 12
2.2.3 Irradiancia e irradiación solar ... 12
2.3 Energía Solar Fotovoltaica ... 14
2.3.1 Beneficios de la energía fotovoltaica ... 14
2.3.2 Efecto fotovoltaico ... 15
2.3.3 Células, modulo y matriz solar ... 16
2.3.4 Diodos de derivación ... 18
2.4 Sistemas Fotovoltaicos Aislados... 18
2.4.1 Módulos fotovoltaicos... 19
2.4.2 Controlador/regulador ... 23
2.4.3 Baterías ... 24
2.4.3.1 Tipos de batería... 25
2.4.3.2 Capacidad de la batería ... 26
2.4.3.3 Montaje del sistema de batería ... 28
2.4.3.4 Autonomía ... 29
2.4.4 Inversor ... 29
2.4.4.1 Especificaciones y características del inversor ... 30
2.5 Tipos de Sistemas Fotovoltaicos Autónomos a Evaluar ... 33
2.5.1 Instalación autónoma tipo 1 (vivienda) ... 33
2.5.2 Instalación autónoma tipo 2 (entidades de salud) ... 34
2.5.3 Instalación autónoma tipo 3 (escuelas) ... 35
2.6 Datos meteorológicos ... 37
2.7 Orientación de los paneles ... 37
2.8 Sombras y mapas de trayectoria solar ... 38
2.9 Índice de rendimiento ... 39
2.10 Fracción solar ... 40
2.11 Factor turbidez de Linke ... 40
2.12 Descripción general del software PVsyst ... 40
2.12.1 Diseño preliminar ... 41
2.12.2 Diseño completo ... 41
2.12.3 Bases de datos ... 42
2.12.4 Herramientas ... 42
2.13 Diseño del proyecto ... 43
2.14 Conceptos Básicos ... 44
2.15 Hipótesis ... 46
2.16 Operacionalización de Variables ... 46
CAPITULO III... 47
METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN ... 47
3.1 Tipo de Investigación ... 47
3.2 Nivel de Investigación ... 47
3.3 Métodos de Investigación ... 47
3.4 Población y Muestra ... 48
3.5 Instrumentos de Recopilación de Datos ... 48
3.6 Procedimientos de Recopilación de Datos ... 48
3.7 Procedimiento de Análisis de Resultados... 49
CAPITULO IV ... 50
RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN ... 50
4.1 Datos... 50
V
4.1.1. Consumo de energía de la carga ... 50
4.1.2 Valores meteorológicos ... 51
4.1.3 Horizonte de sombras en el mapa de trayectoria solar... 53
4.1.4 Especificaciones técnicas de componentes. ... 54
4.2 Resultados ... 56
4.2.1 Resultados principales... 56
4.2.2 Índice de rendimiento y fracción solar ... 60
4.2.3 Pérdidas durante todo el año ... 61
4.3 Pruebas de Hipótesis ... 62
4.4 Discusión de Resultados ... 62
CONCLUSIONES... 63
RECOMENDACIONES ... 65
BIBLIOGRAFÍA ... 66
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Posición del sol. ...7
Figura 2. Radiación espectral extraterrestre (masa de aire AM = 0). ... 10
Figura 3. Variación anual de la radiación extraterrestre. ... 10
Figura 4. Radiación directa, difusa y reflejada. ... 11
Figura 5. Efecto fotovoltaico. ... 16
Figura 6. Célula solar monocristalino. ... 16
Figura 7. Célula, módulo y matriz fotovoltaica. ... 17
Figura 8. Construcción de un panel fotovoltaico. ... 17
Figura 9. Célula fotovoltaica paralela con diodos de derivación... 18
Figura 10. Curvas de corriente versus tensión y, de potencia versus tensión. ... 19
Figura 11. Curva de corriente versus tensión con irradiancia. ... 21
Figura 12. Curva de corriente versus tensión con temperatura. ... 21
Figura 13. Componentes referenciales de la Instalación Tipo 1... 33
Figura 14. Componentes referenciales de la Instalación tipo 2 y tipo 3. ... 36
Figura 15. Horizonte de sombras lejanas de la localidad de Coasa-Carabaya-Puno. ... 38
Figura 16. Proyección de Consumo para Instalaciones Autónoma Tipo 1. ... 50
Figura 17. Proyección de Consumo para Instalaciones Autónoma Tipo 2 ... 51
Figura 18. Proyección de Consumo para Instalaciones Autónoma Tipo 3. ... 51
Figura 19. Datos meteorológicos de Puerto Galilea-Condorcanqui-Amazonas. ... 52
Figura 20. Datos meteorológicos de Ticlacayan... 52
Figura 21. Datos meteorológicos de Mariscal Cáceres. ... 53
Figura 22. Horizonte de sombras lejanas de Puerto Galilea-Condorcanqui-Amazonas. ... 53
Figura 23. Horizonte de sombras lejanas de Ticlacayan-Pasco... 54
Figura 24. Horizonte de sombras lejanas de Mariscal Cáceres-Camaná-Arequipa. ... 54
Figura 25. Especificaciones técnicas del panel fotovoltaico utilizado. ... 55
Figura 26. Especificaciones técnicas de la batería utilizada. ... 55
Figura 27. Resultados principales del SFVA tipo 1 de Puerto Galilea. ... 56
Figura 28. Resultados principales del SFVA tipo 2 de Puerto Galilea. ... 57
Figura 29. Resultados principales del SFVA tipo 3 de Puerto Galilea. ... 57
Figura 30. Resultados principales del SFVA tipo 1 de Ticlacayan. ... 58
Figura 31. Resultados principales del SFVA tipo 2 de Ticlacayan. ... 58
Figura 32. Resultados principales del SFVA tipo 3 de Ticlacayan. ... 59
Figura 33. Resultados principales del SFVA tipo 1 de Mariscal Cáceres. ... 59
Figura 34. Resultados principales del SFVA tipo 2 de Mariscal Cáceres. ... 60
Figura 35. Resultados principales del SFVA tipo 3 de Mariscal Cáceres. ... 60
VII ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Características de tipos más comunes de baterías. ... 26
Tabla 2. Operacionalización de variables ... 46
Tabla 3. Índice de rendimiento y la fracción solar durante todo el año. ... 61
Tabla 4. Pérdidas de energía durante todo el año. ... 61
ASESOR:
Ing. EDGAR RODRÍGUEZ GARCÍA
IX
DEDICATORIA
A mis padres, por haberme forjado como la persona que soy, el presente logro se los debo a ustedes. Me formaron con reglas esenciales y algunas libertades, pero lo más importante es la motivación que me infunden para alcanzar mis objetivos.
Gracias mamá y papá.
AGRADECIMIENTOS
La decisión de iniciar y culminar este trabajo implicó una actividad considerable, donde sin la ayuda de muchas personas no hubiera sido posible. Agradezco a mi familia, a los docentes de la FIEE-UNCP por sus enseñanzas y a todos los compañeros de estudios quienes contribuyeron a que este sueño se haga realidad.
XI
RESUMEN
El propósito del presente trabajo fue el diseño y simulación de tres tipos de sistema fotovoltaico autónomo (SFVA) para electrificación rural en tres lugares del Perú en áreas no conectadas a la red eléctrica para su evaluación, es decir, si cumplen con el suministro de energía a cada tipo de carga y en cada localidad instalada.
Con los datos mínimos de consumo energético diario de cada uno de las cargas que exige la subasta para los tres tipos de SFA, la irradiación solar, datos meteorológicos, inclinación del plano captador, características del panel fotovoltaico, características de la batería, características del controlador y definición del horizonte del lugar, se diseñaron y simularon mediante el software PVsyst tres generadores fotovoltaicos para cada uno de los siguientes lugares: Puerto Galilea en Amazonas, Ticlacayan en Pasco y Mariscal Cáceres en Arequipa, los cuales nos dieron los resultados de energía disponible, energía no utilizada (batería llena), energía faltante, energía suministrada al usuario, necesidad de energía del usuario, fracción solar (Energía utilizada/energía necesitada), índice de rendimiento, perdida de sistema y carga de la batería, diagrama entrada/salida diaria durante un año y diagrama de pérdidas durante todo el año.
Los resultados no indican que, de los tres tipos de sistemas fotovoltaicos autónomos de cada lugar, solamente uno de estos nueve sistemas cumple con la necesidad de energía de la carga.
Entonces los resultados reflejan que, del total de sistemas fotovoltaicos autónomos instalados dentro del territorio peruano, la mayoría no cumplirá con el objetivo de suministrar de energía a la carga como fue el propósito de la “Subasta de Suministro de Electricidad con recursos energéticos renovable en áreas no conectadas a red” realizado el año 2014 por el Osinergmin.
XIII ABSTRACT
The purpose of this work was the design and simulation of three types of autonomous photovoltaic system (SFVA) for rural electrification in three places in Peru in areas not connected to the electricity grid for evaluation, that is, if they comply with the energy supply to each type of load and in each locality installed.
With the minimum data of daily energy consumption of each of the loads required by the auction for the three types of SFVA, solar irradiation, meteorological data, inclination of the collector plane, characteristics of the photovoltaic panel, characteristics of the battery, characteristics of the controller and definition of the horizon of the place, three photovoltaic generators were designed and simulated using the PVsyst software for each of the following places: Puerto Galilea in Amazonas, Ticlacayan in Pasco and Mariscal Cáceres in Arequipa, which gave us the results of available energy, unused energy (full battery), missing energy, energy supplied to the user, user's energy need, solar fraction (energy used / energy needed), performance index, system loss and battery charge, daily input / output diagram for one year and diagram of losses throughout the year.
The results do not indicate that, of the three types of autonomous photovoltaic systems at each location, only one of these nine systems meets the load's energy need.
Then the results reflect that, of the total of autonomous photovoltaic systems installed within the Peruvian territory, the majority will not meet the objective of supplying energy to the load as was the purpose of the “Auction of Electricity Supply with renewable energy resources in areas not connected to the network” carried out in 2014 by Osinergmin.
El motivo de realizar el presente trabajo es la evaluación técnica del diseño de sistemas fotovoltaicos autónomos de los tipos 1, 2 y 3; razón de la “Subasta de Suministro de Electricidad con recursos energéticos renovable en áreas no conectadas a red” realizado el año 2014 por el Osinergmin.
Inicialmente se revisaron trabajos de diseño sistemas fotovoltaicos autónomos que utilizaron el programa PVsyst en versiones anteriores a la que usamos nosotros, pero no se encontró trabajos de evaluación de tales sistemas como realizamos nosotros.
El diseño realizado de los sistemas fotovoltaicos autónomos en base a la irradiación solar y datos meteorológicos del lugar, el consumo diario de energía eléctrica proyectado para cada tipo de sistema y las condiciones mininas exigidas en las bases de la subasta, nos permite evaluar si cumplen con el requerimiento de energía eléctrica proyectada para cada una de las tres cargas en los tres lugares previamente escogidos.
Para el cumplimiento del objetivo, en primera instancia se realiza el diseño y simulación de nueve sistemas fotovoltaicos autónomos, correspondientes a tres tipos para cada localidad con las condiciones mínimas que exige la subasta, con los resultados obtenidos procedemos a evaluar la cantidad de energía que puede suministrar cada sistema, y luego comparamos con la energía que necesita cada una de las cargas de los nueve sistemas.
Los datos que exige “Subasta de suministro de electricidad con recursos energéticos renovable en áreas no conectadas a red” son: para el tipo 1, la carga total es de 60 W, consumo de energía diario de 230 Wh/día a una tensión de 12 Vcc, controlador de 12 V 10 A/10 A, un generador fotovoltaico 85 Wp, batería de capacidad nominal mínima de 90 Ah C100; para el tipo 2, la carga total es de 385 W, consumo de energía diario de 1175 Wh/día a una tensión de 220 Vca, controlador de 1,25·Icc A de la matriz fotovoltaica, un generador fotovoltaico 425 Wp, batería de capacidad nominal mínima de 360 Ah C100, y para el tipo
2 3, la carga total es de 670 W, consumo de energía diario de 1927 Wh/día a una tensión de 220 Vca, controlador de 1,25·Icc A de la matriz fotovoltaica, un generador fotovoltaico 850 Wp, batería de capacidad nominal mínima de 720 Ah C100. La batería o banco de baterías deben tener una autonomía de dos días.
El diseño y la simulación de un sistema fotovoltaico es un paso que debe estar incluido antes de realizar la instalación, porque con los resultados nos determina la producción de energía del sistema y con ello corregir errores desconocidos que se está cometiendo en un proyecto nuevo o evaluar un proyecto que ya está diseñado.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1 Caracterización del Problema
En el Perú se encuentran zonas rurales aisladas donde la red eléctrica tal vez nunca llegue debido a que en este caso no son rentables para las empresas distribuidoras de energía eléctrica, también encontramos localidades donde las viviendas son muy dispersas y en poca cantidad de igual modo se tiene misma dificultad.
Para cubrir este déficit una de las soluciones es el empleo de las energías renovables que siguen siendo una tecnología nueva. A pesar de buena radiación solar en la costa y en la sierra, no está desarrollada y alcanza un porcentaje muy bajo de producción de energía.
La propuesta es el diseño de sistemas fotovoltaicos autónomos (SFVA) comercial de los tipos 1, 2 y 3 que cumplan con los requerimientos de las bases de la “Subasta de suministro de electricidad con recursos energéticos renovable en áreas no conectadas a red”
que fueron licitados y construidos hasta el año 2017. El fin es de realizar una evaluación técnica de las instalaciones de los generadores fotovoltaicos existentes con los sistemas fotovoltaicos diseñados por nosotros y obtener como resultados la calidad del trabajo realizado por la empresa que realizó los términos de referencia de la subasta de los sistemas fotovoltaicos de los tipos 1, 2 y 3.
El estudio realizado y los resultados son en base al consumo de energía de los sistemas fotovoltaicos autónomos de los tipos 1, 2 y 3 y, se ha tomado como muestra tres localidades del norte centro y sur ubicados en la costa sierra y selva del Perú.
1.2 Formulación del Problema 1.2.1 Problema general
4
¿Qué elementos deben ser considerados y utilizados para el diseño y la evaluación de los sistemas fotovoltaicos autónomos para electrificación rural de los tipos 1, 2 y 3 en lugares donde no están presente las redes eléctricas?
1.2.2 problemas específicos
• ¿Qué software nos serviría para el diseño de los sistemas fotovoltaicos autónomos para que con el resultado se pueda evaluar la investigación?
• ¿En base a que se realizaría la evaluación de los resultados para establecer semejanzas o diferencias con los sistemas fotovoltaicos autónomos motivo del presente trabajo?
1.3 Objetivos de la Investigación 1.3.1 Objetivo general
Diseñar sistemas fotovoltaicos autónomos en base a la irradiación solar y datos meteorológicos del lugar, el consumo diario de energía eléctrica proyectado para los tipos 1, 2 y 3, y las condiciones mininas exigidas en las bases de la “Subasta de suministro de electricidad con recursos energéticos renovable en áreas no conectadas a red”, para evaluar si cumplen con el requerimiento de energía eléctrica proyectada por cada una de las cargas en tres localidades del territorio peruano.
1.3.2 Objetivos específicos
• Diseñar sistemas fotovoltaicos autónomos mediante el software PVsyst en base a la irradiación solar y datos meteorológicos del lugar, el consumo diario de energía eléctrica proyectado para los tipos 1, 2 y 3, y las condiciones mininas exigidas; en tres lugares del territorio peruano.
• Evaluar los resultados para establecer semejanzas o diferencias con los sistemas fotovoltaicos autónomos de la “Subasta de suministro de electricidad con recursos energéticos renovable en áreas no conectadas a red”.
1.4 Justificación del Estudio
En el año 2014 se realizó una “Subasta de suministro de electricidad con recursos energéticos renovable en áreas no conectadas a red”, entre ellos se encontraban electrificación con SFVA, los cuales ya fueron instalados en diferentes lugares de nuestro país, pero se ha notado que, tales instalaciones no son las más adecuadas entonces es necesario realizar una evaluación de los mismos.
Para lograr el objetivo de diseño de los SFVA se utilizaron las normas y criterios establecidos para este tipo de labor y luego de tenerlo terminado se hará una evaluación comparativa entre nuestros diseños y las infraestructuras instaladas.
Muchos ciudadanos pobres del Perú viven en localidades remotas, desconectadas de la red eléctrica nacional. Debido a que su demanda de energía es baja, no es rentable para las compañías eléctricas proporcionarles electricidad, por lo tanto, es necesario buscar alternativas que cubran este déficit de energía en los hogares antes señalados.
1.5 Limitaciones del Estudio
En el presente trabajo de tesis se realiza una evaluación técnica del diseño de SFVA para electrificación rural de los tipos 1, 2 y 3 realizado en lugares que se encuentran en tres pueblos del territorio peruano no conectados a las redes eléctricas. No se realiza la evaluación económica de los sistemas aludidos.
CAPITULO II MARCO TEÓRICO 2.1 Antecedentes
(García, 2015), en su Trabajo de Fin de Grado “Simulación de instalaciones fotovoltaicas con PVsyst” en la Universidad de Jaén de España, analiza el proceso de diseño de sistemas fotovoltaicos con el software PVsyst mediante la resolución de una serie de instalaciones muy comunes, a la vez que variadas, con explicaciones detalladas de cada paso del proceso y analiza los resultados obtenidos.
(Irwan, y otros, 2015), en la “Conferencia internacional de 2015 sobre energía alternativa en países en desarrollo y economías emergentes” presentó el trabajo de investigación titulado “Evaluación del sistema fotovoltaico autónomo utilizando el software PVsyst”, que trata sobre la evaluación del sistema fotovoltaico autónomo utilizando el software PVsyst para desarrollar un sistema confiable y predecir la producción anual de energía. Determina la cantidad total de energía eléctrica generada por la matriz fotovoltaica que se suministra a la carga y los diversos tipos de pérdidas de potencia. Obtiene como resultado el tamaño óptimo de la configuración del sistema. Además, halla el flujo total de energía a través de todo el sistema y también predice la energía suministrada a la carga.
2.2 El Recurso Solar 2.2.1 Geometría solar
La posición del sol en relación con el observador en la superficie de la tierra es una entrada importante requerida al modelar el rendimiento del sistema fotovoltaico. La posición del sol se describe utilizando la convención que se muestra en la Figura 1. En la figura, Z
es el ángulo cenital del sol, Az es el ángulo de azimut de la superficie, s es el ángulo de azimut solar, al igual que el ángulo de elevación solar igual a 90°- Z, T es el ángulo de inclinación de la superficie y AOI es el ángulo de incidencia del sol.
Figura 1. Posición del sol.
Para tener una comprensión clara de los ángulos en la Figura 1, el punto de partida es definir los siguientes parámetros:
Ángulo de azimut solar (s) es el ángulo de la posición del sol con respecto al eje norte-sur.
Ángulo de elevación solar (s) se define como la altura del sol, es decir, el ángulo entre el horizonte local directamente debajo del sol y el centro del disco del sol. Se expresa usando el ángulo de declinación () y la latitud local () del sitio de la siguiente manera:
s = 90° - + (1)
Ángulo de declinación () se define como el ángulo entre el sol y el ecuador. Su valor varía entre -23,45 ° a 23,45 ° en relación con el día del año asignado. El ángulo de declinación se expresa de la siguiente manera:
δ = 23,45∙sen [360
365(284+NOD)] (2)
Donde, NOD o número de días es el día del año a partir del 1 de enero.
Tiempo solar local (LST) se define como el tiempo exacto en la longitud donde se coloca el observador y se expresa de la siguiente manera:
8 LST= tiempoh+EQT+lonact-lonref
15 (3)
Donde, lonact es la longitud real, lonref es la longitud de referencia, y EQT es la ecuación de tiempo que se define como la diferencia entre los tiempos solares verdadero y medio y se expresa de la siguiente manera:
EQT = 0,123∙cos [360
365(88+NOD)] -0,167∙sen [720
365(10+NOD)] (4)
y
tiempoh = horas +minutos
60 +segundos
3600 (5)
Ángulo horario () es una medida de la hora de cualquier día con respecto a la hora en que el sol está en su punto más alto en el cielo (mediodía solar). El ángulo horario se define utilizando la hora solar local (LST) de la siguiente manera:
= (12 - LST)·15 (6)
Ángulo cenital (Z) es la posición angular del sol con respecto a un eje/línea perpendicular a la superficie de la tierra y está dada por:
𝜃𝐴𝑂𝐼 = 𝑐𝑜𝑠−1[𝑐𝑜𝑠(𝜙)𝑐𝑜𝑠(𝛿)𝑐𝑜𝑠(𝜔) + 𝑠𝑒𝑛(𝛿)𝑠𝑒𝑛(𝜙)] (7) Donde, es el ángulo de declinación es la latitud en un lugar determinado.
Ángulo de incidencia (AOI) es el ángulo entre el haz del sol y la proyección perpendicular de la superficie (n). El ángulo de incidencia se determina de la siguiente manera:
𝜃𝐴𝑂𝐼 = 𝑐𝑜𝑠−1[𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑍)𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑇) + 𝑠𝑒𝑛(𝜃𝑍)𝑠𝑒𝑛(𝜃𝑇)𝑐𝑜𝑠(𝛾𝑆− 𝜃𝐴𝑧)] (8) Donde, Z es el ángulo cenital del sol, T es el ángulo de inclinación de la superficie,
s es el ángulo azimutal del sol y Az es el ángulo azimutal de la superficie.
Masa de aire absoluta (AMa) es la medida relativa de la longitud óptica de la atmósfera, que simplemente se aproxima de la siguiente manera:
𝐴𝑀 = 1
𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑍) = 𝑠𝑒𝑐(𝜃𝑍) (9)
La aproximación de la masa de aire es bastante precisa para ángulos cenitales inferiores a 80°, por lo que cuando el sol está cerca del horizonte se justifican modelos más precisos y complejos. La masa de aire real (AMactual) a cierta altitud (alt) se obtiene de la siguiente manera:
𝐴𝑀𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 = 𝑒−0,0001184∙𝑎𝑙𝑡
𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑍) + 0,5057(96,08 − 𝜃𝑍)−1,634 (10) Al nivel del mar, la masa de aire es igual a 1 cuando (Z = 0), es decir, cuando el sol está directamente sobre la cabeza. La masa de aire aumenta a medida que el camino de la luz solar directa a través de la atmósfera se alarga, es decir, cuando el ángulo cenital se hace más grande. Por otro lado, el espesor de la atmósfera disminuye a medida que aumenta la elevación del terreno y, por lo tanto, se reduce la masa de aire.
2.2.2 Irradiación
El incidente de radiación solar en la celda o módulo FV es el punto de partida para la generación de energía eléctrica. La irradiancia se define como la medición instantánea de la energía solar sobre un área y se mide en W/m2. Mientras que la insolación o irradiación es una medida de la cantidad de energía solar acumulada en la superficie de un área dentro de un período de tiempo.
2.2.2.1 Radiación extraterrestre.
La radiación solar se compone de muchas longitudes de onda () que transportan diferentes cantidades de energía.
Alrededor del 98% de la radiación solar es transportada por ondas con longitudes de 0,3 3 µm. La figura 2 muestra la radiación extraterrestre espectral para las ondas ultravioleta, visible e infrarroja en las regiones ( <0,38 µm), (0,38 µm < <0,78 µm) y (>
0,78 µm), respectivamente. La región ultravioleta contiene aproximadamente el 6,5% de la
10 energía total, mientras que la región visible contiene el 47,9% de la antera y el infrarrojo contiene el 45,6% restante de la energía total.
Figura 2. Radiación espectral extraterrestre (masa de aire AM = 0).
La Figura 3 muestra la radiación extraterrestre (Go) o la intensidad del sol incidente en una superficie tangente a la parte superior de la atmósfera de la Tierra. La radiación extraterrestre se expresa en un plano que es normal al sol en W/m2 y su valor cambia a lo largo del año de acuerdo con la distancia sol-tierra que varía previsiblemente durante el año debido a la órbita elíptica de la tierra.
Figura 3. Variación anual de la radiación extraterrestre.
La irradiación extraterrestre puede representarse empíricamente mediante las ecuaciones que siguen:
𝐺𝑜 = 𝐺𝑠𝑐 ∙ (𝑅𝑎𝑣 𝑅 )
2
(11)
(Rav R )
2
=1,00011+0,034221 cos(b) +0,00128sen(b)+0,000719 cos(2b) + 0,000077sen(2b)
(12)
Donde, Gsc es la constante solar, igual a 1367 W/m2, R es la distancia real de la Tierra al Sol según el día del año, Rav es la distancia media de la Tierra al Sol, 𝑏 = 2𝜋 𝐷𝐴
365 radianes y DA es el día del año, dado como un número entero.
2.2.2.2 Irradiación horizontal global (GHI)
La irradiancia horizontal global (GHI) es la cantidad de irradiancia terrestre que alcanza una superficie horizontal a la superficie de la tierra. Se puede medir con una variedad de instrumentos como piranómetros y celdas de referencia PV. Si la Irradiancia Horizontal Global (G) no se puede medir directamente, se puede calcular a partir de la irradiancia horizontal difusa (Gd) y directa irradiancia normal (Gn) usando la ecuación que sigue:
G = Gd + Gncos (Z) (13)
Donde, Z es el ángulo cenital del sol.
Figura 4. Radiación directa, difusa y reflejada.
La irradiancia horizontal difusa (DHI) es la irradiancia terrestre dispersada por la atmósfera y recibida por una superficie horizontal como se muestra en la Figura 4. Por lo general, se mide con un piranómetro, bloqueando el componente del haz de la radiación y,
12 si no se mide, se puede calcular de acuerdo con la ecuación 13. La irradiancia normal directa (DNI) proviene del haz del sol como se muestra en la figura 4 y se puede medir directamente con un pirheliómetro.
La DNI se puede calcular de acuerdo con la ecuación 13, pero si las mediciones de radiación difusa y global no están disponibles, se utilizan modelos para estimarlo.
2.2.2.3 Irradiancia de plano de matriz (POA)
En general, las aplicaciones solares se inclinan a un cierto ángulo óptimo para maximizar el rendimiento energético de salida. Por lo tanto, es necesario determinar la irradiación incidente de superficie inclinada a partir de la medición horizontal. La irradiancia del plano de matriz (Gt) se determina como sigue:
Gt = Gb,t + Gg,t + Gd,t (14)
Donde, Gb,t es el componente de irradiación de haz directo en el plano de la matriz, Gg,t es la irradiancia reflejada en el suelo en el plano de la matriz y Gd,t es el componente de irradiancia difusa del cielo en el plano de la matriz. El componente de haz de POA directo se calcula a partir de los valores de DNI de la siguiente manera:
Gb,t = Gn·cos(AOI) (15)
Donde, Gn es la irradiancia normal directa y AOI es el ángulo de incidencia solar en la superficie de la matriz. El componente de irradiancia difusa reflejada en el suelo se determina de la siguiente manera:
𝐺𝑔,𝑡 = 𝐺 ∙ 𝜌𝑔∙1 − 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑇)
2 (16)
Donde, g es el albedo de tierra y T es el ángulo de inclinación de la superficie.
2.2.3 Irradiancia e irradiación solar
La irradiancia solar es la potencia por unidad de área (watts por metro cuadrado, W/m2), recibida del sol en forma de radiación electromagnética.
La irradiancia solar a menudo se integra durante un período de tiempo determinado para formar la energía radiante emitida en el entorno (julios por metro cuadrado, J/m2), durante ese período de tiempo. Este irradiancia solar integrada se denomina irradiación solar (energía), exposición solar, insolación solar, o simplemente insolación.
La energía (H, kWh/m2), es producto de la irradiancia solar medida en W/m2 y evaluada durante todo el día.
H = ∫ Idt
t2
t1
(17)
Donde, t1 es la hora inicial del día, t2 es hora final del día y I la irradiancia solar instantánea. Como no es fácilmente posible hacer esta evaluación en cualquier momento y en cualquier lugar, se recurre el siguiente artificio para efectos de cálculo de ingeniería, que nos permite resolver con facilidad la integral anterior y obtener el valor de la energía acumulada diariamente:
H = I(t2-t1) (18)
Resultado de la integral anterior suponiendo irradiancia constante.
El rendimiento eléctrico máximo de todo aparato fotovoltaico (célula, módulo, panel o arreglo) se produce cuando sobre él incide el sol con 1 kW/m2 de irradiancia solar.
El sol incidiendo sobre una superficie fotovoltaica de 1 kW/m2 lo excita para que genere una potencia eléctrica considerada como máxima potencia o “potencia pico” y se la representa por Wp y se le mide en Watts.
Esta potencia eléctrica máxima (Pm) es el resultado de la generación constante de una corriente eléctrica continua de Im amperios y Vm voltios durante el intervalo t2 – t1; es decir:
Pm = Im·Vm (19)
Si el sol de 1 kW/m2 de potencia incide de manera constante sobre la superficie fotovoltaica, ésta generará una Pm (W o kW) también de manera constante.
14 En consecuencia y de acuerdo con H = I(t2-t1), hacemos el siguiente cálculo de energía:
H=1 kW
m2 (t2-t1) (20)
Siendo H la energía diaria del lugar medida en kWh/m2, entonces:
(t2-t1)=H kWh m⁄ 2
1 kW m⁄ 2 =H hora (21)
Por lo tanto, en “ese lugar” (cualquier lugar) tendremos H horas de sol de 1 kW/m2 que excitarán cualquier superficie fotovoltaica para que ésta genere su “potencia pico” es decir:
Pm = Im·Vm (22)
Consecuentemente aquella superficie fotovoltaica en “ese lugar” enviara diariamente a la batería del SFV una carga eléctrica equivalente a Im·H Ah (Amperio·hora).
2.3 Energía Solar Fotovoltaica
La energía solar fotovoltaica convierte directamente la luz solar en electricidad, utilizando una tecnología basada en el efecto fotovoltaico. Cuando la radiación del sol golpea una de las caras de una célula fotoeléctrica (muchas de las cuales forman un panel solar), produce un diferencial de tensión eléctrico entre ambas caras que hace que los electrones fluyan entre una y otra, generando una corriente eléctrica.
Cuando comenzó la tecnología fotovoltaica, proporcionaba energía eléctrica a los satélites. El desarrollo de la tecnología de los paneles fotovoltaicos se aceleró desde la década de 1950 y ahora se ha convertido en una alternativa poderosa al uso de combustibles fósiles por ser una fuente de energía limpia, renovable, infinita y silenciosa. Además, requiere de poco mantenimiento.
2.3.1 Beneficios de la energía fotovoltaica
La electricidad generada por paneles solares fotovoltaicos es inagotable y no contamina, por lo que contribuye al desarrollo sostenible y favorece el empleo local. Del
mismo modo, se puede explotar de dos maneras diferentes: se vende a la red eléctrica o se consume en lugares aislados donde no hay una red eléctrica convencional.
Como tal, es un sistema especialmente efectivo para áreas remotas y rurales, que no pueden ser alcanzadas por líneas de energía eléctrica, o son difíciles o costosas de instalar, y en países que reciben muchas horas de luz solar por año.
El costo de instalación y mantenimiento de paneles solares, cuya vida útil promedio es de 30 años, se ha reducido notablemente en los últimos años, a medida que se desarrolla la tecnología fotovoltaica. Requiere una inversión inicial y un pequeño presupuesto operativo, pero, una vez que se instala el sistema fotovoltaico, el "combustible" es gratuito y está disponible de por vida. Los principales beneficios de la energía fotovoltaica son:
• Renovable
• Inagotable
• No contaminante
• Escalable, desde sistemas domésticos hasta grandes plantas.
• Apropiado para zonas rurales o remotas.
• Contribuye al desarrollo sostenible.
• Promueve el empleo local.
2.3.2 Efecto fotovoltaico
Cuando un semiconductor se ilumina con luz que tiene una energía mayor que su energía de banda prohibida, la luz se absorbe en el semiconductor y se generan pares de electrones. Esos electrones y agujeros fotoinducidos se recombinan posteriormente. Si se aplica un campo eléctrico al semiconductor, algunos de los portadores fotoinducidos participan en la conducción eléctrica y esto conduce a una disminución de la resistencia eléctrica del semiconductor. Esto se llama fotoconducción. Si hay una unión pn en el área iluminada, los electrones y los agujeros están separados por el campo eléctrico incorporado
16 en la unión pn sin ningún sesgo eléctrico, y se genera una fuerza electromotriz entre los semiconductores del lado p y n generado. Esto se llama efecto fotovoltaico (figura 5).
Figura 5. Efecto fotovoltaico.
2.3.3 Células, modulo y matriz solar
La célula solar es un dispositivo electrónico fabricado con material semiconductor, generalmente en forma de unión pn, que convierte directamente una fracción de la energía contenida en la luz solar en energía eléctrica utilizando las propiedades electrónicas de los semiconductores.
El elemento básico de un sistema fotovoltaico es la célula fotovoltaica, también llamada celda solar. En la figura 6 se muestra un ejemplo de una célula solar hecha de silicio monocristalino. Esta sola célula fotovoltaica tiene la forma de un cuadrado, pero faltan sus cuatro esquinas.
Figura 6. Célula solar monocristalino.
Para aumentar su utilidad, varias células fotovoltaicas individuales se interconectan juntas en un paquete sellado y resistente a la intemperie llamado panel (módulo). Por
ejemplo, un panel (módulo) de 12 V tendrá 36 células conectadas en serie y un panel (módulo) de 24 V tendrá 72 células fotovoltaicas conectadas en serie.
Para lograr la tensión y la corriente deseados, los módulos están conectados en serie y en paralelo a lo que se llama una matriz fotovoltaica. La flexibilidad del sistema fotovoltaico modular permite a los diseñadores crear sistemas de energía solar que pueden satisfacer una amplia variedad de necesidades eléctricas. La figura 7 muestra la célula, el panel (módulo) y la matriz fotovoltaica.
Figura 7. Célula, módulo y matriz fotovoltaica.
Figura 8. Construcción de un panel fotovoltaico.
Las células son muy delgadas y frágiles, por lo que se intercalan entre una lámina frontal transparente, generalmente vidrio, y una lámina posterior de respaldo, generalmente vidrio o un tipo de plástico resistente. Esto los protege de roturas y del clima. Se coloca un marco de aluminio alrededor del módulo para permitir una fácil fijación a una estructura de
18 soporte. La imagen de la figura 8 muestra un módulo con células con las partes que lo conforman.
2.3.4 Diodos de derivación
Como se mencionó, las células fotovoltaicas están conectadas en serie y en paralelo para formar un panel (módulo) fotovoltaico. El número de células en serie indica la tensión del panel (módulo), mientras que el número de células paralelas indica la corriente. Si muchas células están conectadas en serie, el degradado de células individuales puede conducir a la destrucción de la célula degradada o del material de laminación, por lo que el panel (módulo) puede ampollarse y explotar. Para evitar tal condición operativa, los diodos de derivación se conectan antiparalelos a las células solares como en la figura 9.
Como consecuencia, no pueden surgir diferencias de tensión mayores en la dirección de corriente inversa de las células solares. En la práctica, es suficiente conectar un diodo de derivación por cada 15-20 células. Los diodos de derivación también permiten que la corriente fluya a través del módulo fotovoltaico cuando está parcialmente degradado, incluso si tiene un tensión y potencia reducidos. Los diodos de derivación no causan ninguna pérdida, porque bajo operación normal, la corriente no fluye a través de ellos.
Figura 9. Célula fotovoltaica paralela con diodos de derivación.
2.4 Sistemas Fotovoltaicos Aislados
Este tipo de sistemas fotovoltaicos generan electricidad de modo independiente, no están conectados a la red eléctrica, están compuestos por: módulos fotovoltaicos, controlador-regulador, batería o banco de baterías si es que alimentan a una carga de corriente continua, y más un inversor si es que alimentan una carga de corriente alterna.
2.4.1 Módulos fotovoltaicos
Es importante comprender la tensión fundamental y las salidas de corriente de los módulos fotovoltaicos y cómo varían con los cambios de la temperatura y de la intensidad de la luz solar (irradiancia).
Los módulos fotovoltaicos están clasificados con dos valores de tensión diferentes:
tensión de circuito abierto y tensión de potencia máxima. La tensión de circuito abierto ocurre cuando no hay ninguna carga conectada a los módulos fotovoltaicos y la corriente no fluye. La tensión de máxima potencia es la cantidad de tensión producido por el módulo que corresponde a la cantidad máxima de energía para ese módulo.
Figura 10. Curvas de corriente versus tensión y, de potencia versus tensión.
La línea amarilla en la figura 10, es una curva típica de corriente versus tensión, muestra que la tensión de circuito abierto (Voc) el valor ocurre en el lado inferior derecho de la curva. En este punto, la tensión está en su máximo, y el flujo de corriente es cero. La tensión de máxima potencia (Vmp) está directamente debajo de la rodilla de la curva que se muestra. Voc es siempre un valor mayor que Vmp para módulos fotovoltaicos. Los fabricantes de módulos comúnmente mostrarán la potencia versus la tensión en el mismo gráfico, como se ve con la línea azul.
20 Si dibuja una línea recta hacia abajo desde la rodilla de la curva IV, se cruza con el valor de Vmp. Si también dibuja una línea recta a la izquierda de la rodilla, se cruza con el valor de corriente de potencia máxima (Imp). El producto de esos dos valores (Vmp·Imp) da como resultado el valor de potencia máxima en watt. El punto final que se muestra en la esquina superior izquierda de la figura 10 es la corriente de cortocircuito (Isc). Ese es el escenario donde los terminales positivo y negativo del módulo fotovoltaico están en contacto directo. Si bien esta situación puede no dañar el módulo, la corriente fluye dentro de los módulos, y se debe tener cuidado al interrumpir el flujo de corriente. La desconexión inadecuada puede provocar un arco de CC que puede ser difícil de extinguir.
Todos los módulos fotovoltaicos enumerarán los cinco valores en sus hojas de especificaciones y, como requisito de listado, en una etiqueta adjunta a cada módulo. Los valores informados siempre están en condiciones de prueba estándar (STC). Para los valores de tensión y corriente del módulo, los dos valores críticos de STC son para temperatura (25
°C) e irradiancia (1000 W/m2).
El valor de la temperatura es para el módulo fotovoltaico en sí, que será una función de la temperatura ambiente. El valor de irradiancia puede estar relacionado con un día soleado y brillante a nivel del mar. Ambos valores variarán en el transcurso de un día. Por lo tanto, es su trabajo darse cuenta de cómo estos cambios en las condiciones ambientales afectan la tensión y la corriente.
La cantidad de corriente producida por un módulo fotovoltaico es directamente proporcional a la intensidad del sol. Los niveles más altos de irradiancia harán que más electrones fluyan de las células fotovoltaicas a la carga unida. La cantidad de tensión producida por el módulo fotovoltaico se ve afectada por el valor de irradiancia, pero no tanto como se puede pensar inicialmente. De hecho, la figura 11 muestra el gráfico de la curva tensión-corriente de un módulo típico en respuesta a la irradiancia. La tensión del módulo
fotovoltaico cambia muy poco con niveles variables de irradiancia. Los módulos fotovoltaicos cristalinos producirán aproximadamente el 90% de su tensión nominal a niveles de irradiancia de aproximadamente 200 W/m2. A medida que el valor de irradiancia continúa aumentando, también lo hace la tensión, pero a una velocidad mucho más lenta.
Figura 11. Curva de corriente versus tensión con irradiancia.
La salida de tensión de un módulo FV es en realidad un valor variable que se ve afectado principalmente por la temperatura. La relación entre la tensión y la temperatura del módulo es en realidad inversa. A medida que aumenta la temperatura del módulo, el valor de la tensión disminuye y viceversa. Puede ver esta correlación en la figura 12.
Figura 12. Curva de corriente versus tensión con temperatura.
La tensión de salida variable es un factor importante tanto para temperaturas frías como para temperaturas calientes, y ambos deben considerarse durante el diseño del sistema.
22 Cuando las temperaturas son frías, el módulo FV aumentará de tensión. Cuando hace calor, la tensión del módulo caerá. Ambos son hechos simples e inevitables en el diseño fotovoltaico. Por lo tanto, siempre que tenga en cuenta ambos correctamente, no tendrá ningún problema en el rendimiento de su matriz, al menos no debido a las tensiones.
Los fabricantes de módulos fotovoltaicos informarán la cantidad de cambio que experimentan sus módulos en forma de coeficientes de temperatura (TC), con mayor frecuencia en términos de un porcentaje por grado Celsius (por ejemplo, TC Voc = - 0,35%/°C). Esto significa que, por cada grado de cambio de temperatura, el Voc del módulo cambiará en la dirección opuesta en un 0,35%. Por ejemplo, si el módulo fotovoltaico se enfriara en 1 °C, la tensión fotovoltaica aumentaría en un 0,35%. Este valor específico resulta ser común para los módulos fotovoltaicos cristalinos.
Hay dos puntos adicionales para hacer en los valores TC. Uno, hay dos TC para cada módulo fotovoltaico: uno para el Voc y otro para el Vmp. La cantidad de cambio experimentado por cada uno es diferente y debe calcularse de manera diferente. En segundo lugar, los fabricantes de módulos fotovoltaicos califican sus módulos a 25 °C. Esto significa que, al aplicar coeficientes de temperatura, debe calcular cuántos grados Celsius está operando el módulo fotovoltaico a partir del valor STC de 25 °C.
Los módulos fotovoltaicos se "despertarán" todas las mañanas con muy poca luz solar.
Debido a que la matriz fotovoltaica se encuentra afuera, las temperaturas de los módulos serán exactamente el mismo valor que el aire nocturno. Debido a que el sol en realidad no está golpeando la matriz de inmediato, los módulos no producirán inmediatamente ninguna corriente, lo que significa que irán inmediatamente a la tensión de circuito abierto. Si la temperatura del módulo es menor que el valor STC de 25 °C, el valor Voc del módulo en realidad será mayor que el valor que figura en la etiqueta de listado del módulo. Para nuestra discusión, consideraremos que la temperatura del módulo es igual a la temperatura ambiente
al amanecer. Usted estimará la nueva tensión del módulo para verificar que demasiados módulos fotovoltaicos no se coloquen en serie y excedan el valor de entrada máximo de la electrónica de potencia.
Una vez que el sol salga un poco y pueda alcanzar la matriz, habrá suficiente irradiancia para permitir que fluya la corriente, lo que provocará que la tensión del módulo caiga de Voc a un valor cercano al punto Vmp. Donde el valor de tensión cae exactamente es una función de la temperatura del módulo fotovoltaico. A medida que avanza el día, y el módulo está expuesto al sol durante un período de tiempo más prolongado, la temperatura del módulo seguirá aumentando. El calor que finalmente alcanza el módulo fotovoltaico depende de la temperatura ambiente y de lo cerca que esté el módulo de cualquier cosa que pueda atrapar el calor, como un techo.
2.4.2 Controlador/regulador
Un controlador de carga o, alternativamente, un regulador de carga es básicamente un regulador de voltaje y/o corriente, para evitar que las baterías se sobrecarguen. Regula la tensión y la corriente que proviene de los paneles solares y va a la batería. Por ejemplo, la mayoría de los paneles de “12 volts” producen alrededor de 16 a 20 volts, por lo que, si no hay regulación, las baterías se dañarán por sobrecarga.
Entonces surge la pregunta obvia: “¿por qué los paneles no están hechos para producir 12 voltios?”. La razón es que, si haces eso, los paneles proporcionarán energía solo cuando estén fríos, en condiciones perfectas y a pleno sol. Esto no es algo con lo que pueda contar en la mayoría de los lugares. Los paneles deben proporcionar algo de voltaje adicional para que cuando la luz del sol sea baja en el cielo, o si tiene una fuerte neblina, una capa de nubes o altas temperaturas, todavía obtendrá algo de salida del panel, por lo que el panel debe apagar al menos 12,7 voltios en las peores condiciones.
24 La función principal de un controlador de carga es mantener la batería en el estado de carga más alto posible. El controlador de carga protege la batería de la sobrecarga y desconecta la carga para evitar una descarga profunda. Idealmente, el controlador de carga controla directamente el estado de la batería. El controlador verifica el estado de carga de la batería entre pulsos y se ajusta cada vez. Esta técnica permite que la corriente sea efectivamente “cónica” y el resultado es equivalente a la carga de “voltaje constante”. Sin el control de carga, la corriente del módulo fotovoltaico fluirá hacia la batería proporcional a la irradiancia, ya sea que la batería deba cargarse o no. Si la batería está completamente cargada, una carga no regulada hará que la tensión de la batería alcance niveles extremadamente altos, causando gases severos, pérdida de electrolitos, calentamiento interno y corrosión acelerada. Por lo tanto, el controlador de carga mantiene la salud y extiende la vida útil de la batería.
2.4.3 Baterías
Las baterías almacenan y producen energía según sea necesario. En los sistemas fotovoltaicos, capturan la energía excedente generada por el sistema fotovoltaico para permitirle almacenar energía para su uso posterior. Las baterías recargables convierten la energía eléctrica en energía química. Dependiendo del sistema fotovoltaico particular, las baterías pueden ayudarlo a usar más energía recolectada por su sistema fotovoltaico. Las baterías pueden proporcionar energía cuando las cargas eléctricas requieren más energía que la que generan los paneles fotovoltaicos. Esto puede deberse a la generación de menos electricidad debido a condiciones climáticas adversas, uso de energía mayor que la normal u otras anomalías con la recolección de energía fotovoltaica. Las baterías también ayudan a establecer la tensión de funcionamiento de corriente continua para los componentes auxiliares requeridos en el sistema FV. Sin embargo, pueden ser costosos y cada sistema debe diseñarse extremadamente bien para que valga la pena el gasto adicional.
Durante el día:
• El sistema fotovoltaico genera energía eléctrica a partir de energía solar.
• El sistema verificará si toda la generación de energía se puede usar para alimentar su hogar.
• Cualquier energía excedente se usará para cargar la batería.
Por la noche o cuando hay poca generación de energía:
• El sistema fotovoltaico genera poca o ninguna energía eléctrica.
• La energía se suministra del sistema de batería.
Los sistemas fotovoltaicos que tienen batería de respaldo cuestan mucho más para instalar porque se requieren muchos otros equipos, como inversores, baterías y controladores de carga. El diseño y la instalación de estos sistemas implican realizar un análisis de carga y cableado específico en subpaneles específicos. El tamaño de la batería se basa en la carga eléctrica diaria promedio y la cantidad de días de almacenamiento de la batería.
2.4.3.1 Tipos de batería
Existen muchos tipos de baterías que se pueden usar en sistemas fotovoltaicos. El tipo de ácido de plomo es el más común, pero las baterías de iones de litio se están volviendo más populares.
La Tabla 1, compara estos dos tipos de baterías más comunes. La fuerza motriz (batería de tracción) es una batería de plomo-ácido diseñada para su uso en aplicaciones de descarga profunda, como vehículos eléctricos. Las baterías de tracción se usan en sistemas fotovoltaicos independientes y difieren de las baterías de descarga profunda porque usan placas más gruesas y pesadas y conexiones intercelulares fuertes para resistir las tensiones mecánicas de las descargas profundas.
Las baterías inundadas tienen una solución líquida de electrolitos. Las baterías de plomo-ácido ventiladas liberan gases de hidrógeno y oxígeno; por lo tanto, se debe
26 proporcionar una ventilación adecuada para los sistemas de baterías ventiladas y selladas.
Por lo general, es aconsejable proporcionar requisitos de ventilación adecuados similares a un calentador de agua de combustión. No hay requisitos específicos de ventilación, las celdas ventiladas deben incorporar un parallamas para ayudar a prevenir explosiones de fuentes de ignición externas, y las baterías selladas deben tener respiraderos de alivio de presión.
Tabla 1
Características de tipos más comunes de baterías.
Baterías de iones de litio Baterías de plomo ácido
• Se está volviendo más común en los sistemas de almacenamiento de energía solar fotovoltaica conectados a la red doméstica
• Más caro
• Más liviano y más pequeño
• Requiere un controlador integrado para administrar la carga y descarga
• Más eficiente
• Puede descargar más energía almacenada
• Mayor vida útil esperada
• Se utiliza para sistemas de almacenamiento fuera de la red donde se requiere almacenamiento adicional
• Menos costoso
• Más pesado y más grande
• Requiere un buen proceso de carga y descarga para mantener la salud de la batería
• Menos eficiente
• Vida útil más corta
Las baterías de plomo-ácido reguladas por válvula tienen un electrolito a base de gel y no tienen los mismos requisitos de mantenimiento que las baterías de plomo-ácido ventiladas. Sin embargo, son menos tolerantes a sobrecargas y temperaturas más altas, además de ser más caros.
2.4.3.2 Capacidad de la batería
Los sistemas de almacenamiento de baterías a menudo tienen potencias nominales en kilovatios (kW) y generalmente tienen entre 1 y 7 kW. La potencia nominal es la capacidad de la batería para proporcionar energía. La medida de la capacidad de almacenamiento de la batería es en amperios-hora (Ah) o kilovatios-hora (kWh). Una batería de 12 voltios con capacidad de 480 Ah almacena 2,25 kWh de energía. Esto suele ser mayor que la capacidad real de las baterías porque:
• Las baterías pierden algo de energía durante la carga y descarga
• Las baterías no pueden descargarse completamente
La producción de energía de la batería es afectada por el diseño y la química de la batería, el número de placas, las dimensiones de la placa y la gravedad específica del electrolito afectan la potencia de salida. La capacidad real de la batería siempre es menor que la capacidad nominal de la batería. La antigüedad de la batería afecta la capacidad de la batería utilizable, es decir, la temperatura de funcionamiento y la velocidad de descarga. La
"profundidad de descarga" para los sistemas típicos de baterías de plomo-ácido es aproximadamente del 50%, y es del 75% para las baterías de iones de litio.
La velocidad de carga o descarga se expresa como una relación entre la capacidad de la batería (C) y el período de tiempo de carga o descarga en horas. Una batería de 50 Ah descargada a 5 A durante 10 horas tiene una clasificación de C/10 o una velocidad de descarga de 10 horas. La capacidad eléctrica se puede dar alternativamente en amperios-hora (Ah); donde Ah·Voltaje = kWh. El porcentaje de capacidad de batería disponible se llama estado de carga. La profundidad de descarga es el porcentaje de capacidad que se ha eliminado. Estos dos están relacionados por lo siguiente:
Estado de carga + profundidad de descarga = 100%
La profundidad de descarga permitida es aproximadamente del 75 al 80% para las baterías de ciclo profundo. En climas muy fríos, las baterías deben protegerse de la congelación porque la densidad del electrolito disminuye al aumentar la temperatura.
Una batería de plomo-ácido de 6 kWh con una profundidad de descarga del 50%, tendría una capacidad utilizable de 3 kWh y otra batería de plomo-ácido de 6 kWh con una profundidad de descarga del 75%, tendría una capacidad utilizable de 4,5 kWh.
La vida útil de una batería depende de la química de la batería y del número de ciclos (ciclos completos de carga y descarga de la batería) a los que se someten. La vida útil de la batería generalmente se da en años o ciclos de carga y descarga. Un ejemplo sería una
28 especificación de 10 años o 10 000 ciclos. A menudo, el rendimiento de la batería se controlará a través del sistema fotovoltaico para que sepa cuándo deben reemplazarse.
Al mirar las especificaciones de la batería, hay muchos factores a considerar:
Capacidad, voltaje, tasas de carga/descarga, ciclo de vida, tamaño, peso, plomo inundado o de ácido-plomo regulada por válvula (VRLA), seguridad, condiciones ambientales, requisitos de almacenamiento, garantía y costos.
Los sistemas fotovoltaicos requieren un controlador de carga para proteger las baterías de la sobrecarga. Una regla general es que, si la tasa de carga máxima de los módulos fotovoltaicos multiplicada por una hora es igual al 3% de la capacidad nominal de amperios por hora de la batería o mayor, se requiere un controlador de carga. Una batería que está sobrecargada puede crear una condición peligrosa y reduce en gran medida su vida útil. Por lo tanto, los controladores de carga deben tener protección contra sobrecarga incorporada.
Los requisitos de las instalaciones de baterías limitan el voltaje de las baterías de plomo-ácido a no más de 48 voltios. Esto implica 24 células de plomo-ácido de 2 voltios conectadas en serie o 40 células de níquel-cadmio de 1,2 voltios alcalinas en serie. Las instalaciones de baterías deben incluir espacios de trabajo adecuados, espacios libres y ventilación. Si las baterías conectadas juntas producen más de 48 V, entonces las baterías deben estar separadas o conectadas de manera que solo permitan un máximo de 48 voltios.
2.4.3.3 Montaje del sistema de batería
Los bastidores y bandejas para montar sistemas de baterías generalmente están hechos de metal, fibra de vidrio u otros materiales no conductores. Los estantes de metal deben pintarse o cubrirse con aislamiento para protegerlos de las fugas de electrolitos de las baterías. Los bastidores conductores no deben ubicarse a menos de 150 mm de la parte superior de las cajas de la batería. Todos los bastidores conductores deben estar
correctamente conectados a tierra y deben instalarse dispositivos de sobrecorriente que limiten la corriente.
Al instalar sistemas de baterías, se necesitan precauciones especiales de seguridad. Las baterías presentan riesgos tales como electrolitos cáusticos, altas corrientes de cortocircuito, riesgos de arco eléctrico e hidrógeno y oxígeno gaseoso. Los sistemas de alto voltaje pueden tener riesgos de arco eléctrico. Las baterías también son muy pesadas y, a veces, es necesario moverlas utilizando los métodos adecuados admitidos por el fabricante.
2.4.3.4 Autonomía
El número de días que una batería completamente cargada puede cumplir con la carga del sistema sin recargar se denomina autonomía. La autonomía se puede calcular utilizando la carga diaria promedio, la capacidad nominal de la batería y la profundidad de descarga máxima permitida. Lo básico para seleccionar la batería del tamaño adecuado es:
• Calcule la carga del sistema.
• Seleccione el número de días de autonomía que la batería pueda cumplir con el sistema.
• Use la profundidad de descarga adecuada para calcular las Ah utilizables.
Si la carga del sistema es de 75 Ah por día y se selecciona una batería de 300 Ah con una profundidad de descarga permitida del 75%, entonces habría 225 Ah utilizables. El diseño de la batería generaría 225 Ah / (75 Ah / día) = 3 días. Ciertas cargas pueden necesitar más de 3 días de autonomía.
2.4.4 Inversor
Para utilizar la electricidad de un generador fotovoltaico en su hogar, primero debe convertirse de corriente directa a corriente alterna. Esto se debe a que la mayoría de las cargas eléctricas (lámparas, electrodomésticos, herramientas, etc.) funcionan con corriente alterna. En un sistema de energía solar, un inversor realiza esta función vital. Un circuito de
30 interruptores de encendido/apagado manipula la polaridad actual para que cambie de un lado a otro, al igual que la corriente suministrada por la red pública. Luego, la electricidad pasa a través de una bobina transformadora, que ajusta la tensión a 220 voltios y 60 Hz.
Técnicamente, un inversor solar se conoce como unidad de acondicionamiento de energía, ya que realiza otros trabajos además de cambiar CC a CA. Pero ese nombre suena un poco raro, por lo que la mayoría de la gente lo llama inversor. Y en caso de que se lo pregunte, un rectificador convierte CA a CC, mientras que un inversor hace lo contrario o inverso. De ahí su nombre.
Juntos, el inversor y los módulos fotovoltaicos comprenden los artículos más caros de cada sistema eléctrico solar doméstico.
2.4.4.1 Especificaciones y características del inversor
Las características principales a considerar incluyen:
• Tipo de inversor (conectado a la red, independiente, bimodal, microinversor).
• Capacidad de salida de CA en watt.
• Rango de tensión de entrada de CC.
• Tensión de CC mínimo de arranque (una especificación difícil de encontrar, pero importante).
• Rango de tensión de punto de máxima potencia.
• Rango operativo de temperatura ambiente (si en el lugar hace mucho calor o frío).
• Garantía.
Aquí hay un vistazo más de cerca a cada una de las especificaciones del producto:
Potencia nominal: los modelos de inversor se designan por los watts que producen, al igual que los módulos fotovoltaicos. Como se explicó anteriormente, el tamaño que elija depende del tamaño de la matriz fotovoltaica (en watts). Sin embargo, si está comprando un
inversor independiente, su tamaño dependerá de su carga máxima de CA y el banco de baterías.
Tensión de entrada: los inversores ofrecen un rango de tensión para acomodar diferentes diseños y tamaños de matrices FV, así como la irradiancia en constante cambio a lo largo del día (y el año). Un diseñador de sistemas fotovoltaicos debe asegurarse de que la tensión de matriz máximo posible sea menor que el número alto en el rango. Al mismo tiempo, la tensión de arranque del inversor no debe ser tan alto que el equipo no se encienda durante los períodos de baja irradiación, o en días realmente calurosos cuando la tensión del cable cae independientemente de la irradiancia. Idealmente, la tensión máxima de circuito abierto de su matriz debe ser de aproximadamente dos tercios a tres cuartos del extremo superior en el rango de operación del inversor. Por ejemplo, un rango de inversor de 150- 450 voltios sería adecuado para una matriz configurada para 300 a 400 voltios CC.
Salida de CA: esta es la carga máxima que sus electrodomésticos y otros dispositivos eléctricos pueden esperar obtener del inversor al mismo tiempo. Para los sistemas normales conectados a la red, esta especificación no es un gran problema, ya que la red siempre está ahí para complementar cualquier potencia generada por una matriz FV. Para un sistema independiente, la clasificación de salida de CA es mucho mayor y generalmente requiere que se realice un análisis de carga.
Potencia de sobretensión: al igual que la especificación anterior, esta es principalmente importante para inversores independientes y bimodales. Muchos electrodomésticos y herramientas requieren una explosión adicional de energía para arrancar sus motores. El pico de tensión que acompaña a estos momentos puede durar una décima de segundo, o unos segundos. Eso significa que el inversor debe ser capaz de enviar la corriente extra durante ese tiempo.
32 Clasificación de eficiencia: al igual que los módulos solares, un inversor está clasificado por su eficiencia en el procesamiento de la energía disponible. La clasificación tiene en cuenta las pérdidas de corriente debidas al calentamiento de los circuitos, los bajos niveles de tensión, los cambios en la forma en que fluye o se almacena la corriente y el consumo interno de energía de la unidad. Sin embargo, tenga cuidado con una calificación de eficiencia única que figura en una hoja de especificaciones del producto. La eficiencia real de un inversor debe variar con las diferentes cargas que encuentra (o incluso sin cargas).
Por esta razón, un inversor anunciado con un 90 por ciento de eficiencia “máxima” no puede ser mejor que uno con un 85 por ciento de eficiencia máxima. Una mejor especificación (si puede encontrarla) es la “eficiencia ponderada”. A veces puede encontrar un gráfico en la hoja de especificaciones, conocido como la curva de eficiencia, que proporciona una imagen más detallada de la capacidad del inversor para producir energía.
Tenga en cuenta que la eficiencia disminuye significativamente cuando se utiliza menos del 20% de la potencia de salida. Sin embargo, la eficiencia sigue siendo muy superior al 90%. Además, la variación entre una tensión por ejemplo de 400 VDC y una tensión 125 VDC no es significativa.
Tipo de onda sinusoidal: Los inversores más eficientes mueven la electricidad para ajustarse a lo que se conoce como onda sinusoidal pura. Muchos inversores populares fuera de la red utilizan una onda sinusoidal modificada, que es mucho más barata de comprar que un inversor con una onda sinusoidal pura. Sin embargo, corre el riesgo de destruir sus equipos eléctricos (especialmente las computadoras) con esta corriente eléctrica de menor calidad. Una onda sinusoidal modificada también puede hacer que un electrodoméstico o una herramienta utilicen más energía de lo que lo haría de otra manera, lo que puede quemar un motor u otro circuito. Aún menos costosos son los inversores de onda cuadrada, que probablemente no deberían usarse fuera de un granero.
