121 que en el campo. Según PVGIS, las temperaturas promedio mensuales en el Valle del Mantaro son:
Tabla 16: Temperaturas promedio mensuales del Valle del Mantaro Mes Temperatura
Promedio
oC
Enero 11,86
Febrero 11,90
Marzo 11,30
Abril 11,70
Mayo 10,70
Junio 10,40
Julio 10,90
Agosto 11,70
Septiembre 11,30 Octubre 11,40 Noviembre 10,90 Diciembre 10,20 Promedio 11,19
Temperaturas promedio mensuales para el Valle del Mantaro tomadas en un punto ubicado en la zona rural localizada cerca a Sicaya Fuente: PVGIS European Comission
122 Para esta investigación se ha optado por el criterio de probar los dos tipos de paneles fotovoltaicos más usados a nivel mundial por un tema de precio y disponibilidad en el mercado. Para determinar la influencia que puede tener el rendimiento del tipo de panel sobre la producción de energía de nuestra planta de 40 MW evaluaremos el rendimiento que tiene un metro cuadrado de material monocristalino y un metro cuadrado de material policristalino.
A. Panel Fotovoltaico de Silicio Monocristalino: A continuación se muestran los datos más importantes de la ficha técnica para el panel seleccionado de la marca JINKO SOLAR de 390W.
Estos datos nos ayudaran a calcular las pérdidas por temperatura, teniendo en cuenta el NOCT (temperatura nominal de operación de la célula) que para este panel es de 45 ºC y un coeficiente porcentual de pérdidas de potencia equivalente a 0.37%
por cada grado centígrado de incremento en la temperatura de trabajo de la célula Tc con respecto al NOCT.
Tabla 18: Pérdidas porcentuales por temperatura para panel monocristalino Jinko 390Wp Mes Irradiación
W/m2 Ta
oC NOCT
oC T Coef. T Pérdidas
Enero 770,22 26,84 45 5,91 0,37% 2,19% %
Febrero 723,48 24,29 45 1,90 0,37% 0,70%
Marzo 707,34 25,84 45 2,94 0,37% 1,09%
Abril 708,95 22,75 45 -0,09 0,37% -0,03%
Mayo 723,70 22,42 45 0,04 0,37% 0,01%
Junio 704,11 22,59 45 -0,41 0,37% -0,15%
Julio 730,99 22,00 45 -0,16 0,37% -0,06%
Agosto 761,14 23,62 45 2,41 0,37% 0,89%
Septiembre 770,30 24,85 45 3,92 0,37% 1,45%
Octubre 813,06 25,40 45 5,81 0,37% 2,15%
Noviembre 813,67 26,84 45 7,27 0,37% 2,69%
Diciembre 742,20 26,34 45 4,53 0,37% 1,68%
Promedio anual : 1.05%
Fuente: Elaboración propia
En la Tabla 18 se muestra el cálculo de pérdidas porcentuales por temperatura teniendo en cuenta la temperatura máxima (Ta) a la cual se puede llegar en cada mes, la irradiación promedio diaria, el NOCT y el coeficiente de temperatura del panel.
Las pérdidas porcentuales promedio mensuales equivalentes son de 1.05 %, resultando ligeramente menores frente al 1.12 % del panel policristalino.
123 Además se tiene en cuenta que la producción de energía se rige a la garantía de potencia del fabricante de los paneles fotovoltaicos, la cual va descendiendo en forma lineal desde un 97% en el primer año hasta un 80,63 % en el año 25.
B. Paneles de silicio policristalino: A continuación se muestran los datos más importantes de la ficha técnica para el panel seleccionado de la marca CANADIAN HIKU de 390W
Tabla 19: Ficha técnica de panel policristalino CANADIAN SOLAR HIKU CS3W CANADIAN SOLAR HIKU CS3W
Potencia Nominal (Pnom) 390 W
Corriente punto de máxima potencia (Imp) 10,19 A Tension punto de máxima potencia (Vmp) 38,3 V
Corriente de corto circuito (Isc) 10,74 A
Tensión a circuito abierto (Voc) 46,8 V
Coeficiente de temperatura a PMAX -0,37 %/oC
Coeficiente de temperatura de Isc (a) -0,05 %/oC Coeficiente de temperatura d Voc (b) -0,29 %/oC Temperatura máxima de operación de la célula 42 oC
Máxima tensión del sistema 1500 V
Dimensiones 2108 x 1048 x 40 mm
Peso 24,9 Kg
Rendimiento 17,65 %
Tipo de panel Policristalino
Fuente: Ficha técnica del fabricante
Estos datos nos ayudaran a calcular las pérdidas por temperatura, teniendo en cuenta el NOCT (temperatura nominal de operación de la célula) que para este panel es de 42 ºC y un coeficiente porcentual de pérdidas de potencia equivalente a 0.37%
por cada grado centígrado de incremento en la temperatura de trabajo de la célula Tc con respecto al NOCT.
En el siguiente cuadro se muestra el cálculo de pérdidas porcentuales por temperatura teniendo en cuenta la temperatura máxima (Ta) a la cual se puede llegar en cada mes, la irradiación promedio diaria, el NOCT y el coeficiente de temperatura del panel. Se puede apreciar que el porcentaje de pérdidas por temperatura promedio es de 1.12 % mensual, el cual resulta ligeramente más elevado que el 1.05% obtenido con el panel monocristalino.
124 Tabla 20: Pérdidas por temperatura para panel CANADIAN SOLAR HIKU CS3W
Mes Irradiación
W/m2 Ta
oC NOC
oT C
T
oC Coef.
%.T oC
Pérdidas %
Enero 770,22 26,84 42 6,02 0,37% 2,23%
Febrero 723,48 24,29 42 2,19 0,37% 0,81%
Marzo 707,34 25,84 42 3,29 0,37% 1,22%
Abril 708,95 22,75 42 0,25 0,37% 0,09%
Mayo 723,70 22,42 42 0,32 0,37% 0,12%
Junio 704,11 22,59 42 -0,05 0,37% -0,02%
Julio 730,99 22,00 42 0,10 0,37% 0,04%
Agosto 761,14 23,62 42 2,55 0,37% 0,94%
Septiembre 770,30 24,85 42 4,03 0,37% 1,49%
Octubre 813,06 25,40 42 5,76 0,37% 2,13%
Noviembre 813,67 26,84 42 7,22 0,37% 2,67%
Diciembre 742,20 26,34 42 4,75 0,37% 1,76%
Promedio anual : 1,12%
Fuente: Elaboración propia.
En lo referente a la garantía, el fabricante solo especifica que se garantiza un 25% de salida de potencia lineal, pero no especifica si la linealidad es decreciente anualmente como lo hacen la mayoría de fabricantes. Por ello en los cálculos de producción de energía anual se asumirá una línea de tendencia para las pérdidas igual que en el caso del panel monocristalino.
3.1.2.2. Tipo de estructura
La selección del tipo de estructura tendrá una influencia en el diseño final de nuestra planta, ya que como veremos una presenta mejor rendimiento frente a la otra, pero los costos pueden ser más elevados, lo cual requerirá un buen análisis técnico económico.
A. Estructura fija
Es aquella formada por perfiles metálicos que adoptan una inclinación fija, los cuales están orientados según la latitud del lugar ya sea hacia el norte si el sistema fotovoltaico se encuentra en el hemisferio sur o hacia el sur si es que el sistema fotovoltaico se encuentra en el hemisferio norte. Su costo es más bajo que las estructuras tipo seguidor pero debido a que la inclinación es siempre fija, no permiten maximizar demasiado el aprovechamiento de la cosecha de energía.
Existe un método planteado por Lieu y Jensen (1981) para calcular la ganancia de radiación sobre la superficie horizontal teniendo en cuenta una inclinación de la
125 superficie colectora sobre el plano horizontal para estructuras fijas, sin embargo en esta investigación se plantea a continuación una metodología de cálculo que permite predecir el denominado factor de corrección Fc para una estructura fija, el cual tiene un desarrollo más simplificado y obtiene valores muy similares a los calculados por el método de Lieu y Jensen que utiliza las componentes de la radiación difusa para obtener la ganancia / pérdida de radiación del panel por ajuste de la inclinación.
Figura 67: Planta fotovoltaica con estructura fija
El método planteado a continuación asume la radiación incidente sobre la superficie horizontal como una componente vectorial la cual puede ser descompuesta mediante métodos geométricos con el uso de senos y cosenos.
Figura 68 Cálculo vectorial de Radiación Incidente
Representación del cálculo vectorial para hallar la radiación incidente sobre un panel montado sobre estructura fija inclinado a un ángulo diferente al de la latitud del lugar usando el método D’Angles W.
Fuente: Elaboración propia
126 Para el cálculo se toma la radiación incidente sobre la superficie horizontal R(Gdm(0)) como un vector que incide perpendicularmente a la superficie, el cual es un dato que se tiene de la estación meteorológica. Asumimos que en la posición 01 el sol tiene una declinación solar = 0º y el panel (marcado en rojo) se encuentra con una inclinación igual a la latitud del lugar. Cuando el sol se encuentra en la posición 02, existe un valor de la declinación diferente de cero. Si adicionalmente se cambia la inclinación del panel a un valor diferente al de la latitud, éste formara un ángulo con la superficie horizontal. Utilizando los ángulos y el uso de la trigonometría determinaremos el valor que toma la radiación incidente sobre el panel inclinado a un ángulo diferente al de la latitud (Ri(,)).
𝑹𝒊(𝛟,𝜷)= 𝑹(𝐆𝐝𝐦(𝟎)).𝑪𝒐𝒔(𝜷 − 𝛟 + 𝜹) 𝑪𝒐𝒔(𝛟 − 𝜹)
Se ha calculado en base a los datos de nuestra Estación Meteorológica la UC la Irradiancia sobre un metro cuadrado de superficie teniendo en cuenta la inclinación fija de la estructura. Para ello se ha de tener en cuenta los siguientes datos:
Tabla 21: Cálculo del factor de corrección por inclinación Fc
Mes R
(Gdm(0)) kWh/m2
dia
Ri() kWh/m2
dia
Fc R() kWh/m2
dia
Ropt kWh/m2
dia
Enero 5,93 5,48 0,92 5,60 7,09
Febrero 4,61 4,42 0,96 4,48 5,11
Marzo 4,73 4,78 1,01 4,79 4,88
Abril 5,11 5,45 1,07 5,41 5,11
Mayo 5,15 5,76 1,12 5,67 5,18
Junio 5,18 5,95 1,15 5,83 5,28
Julio 5,44 6,20 1,14 6,08 5,52
Agosto 5,75 6,30 1,09 6,22 5,76
Septiembre 5,66 5,88 1,04 5,87 5,73
Octubre 5,74 5,64 0,98 5,69 6,13
Noviembre 5,66 5,31 0,94 5,41 6,54
Diciembre 5,25 4,80 0,92 4,92 6,42
64,22 65,96 1,03 65,97 68,77
Cálculo del factor de corrección por inclinación Fc, donde Gdm(0) es la radiación global sobre la superficie, Ri() es la radiación sobre la superficie inclinada a 15º en una latitud 12º sur, R() es la
radiación sobre la superficie inclinada a 12º Fuente: Elaboración propia
R (Gdm(0)) es la irradiancia promedio mensual sobre una superficie plana que se tiene como dato de nuestra estación meteorológica.
127
R() es la irradiancia obtenida para una inclinación de la estructura equivalente a la de la latitud del lugar ( = 12), que para este caso será de 12o.
Ropt es la irradiancia obtenida considerando la inclinación óptima mensual, la cual se calcula teniendo en cuenta la declinación solar mensual.
Ri() es la irradiancia calculada para una posición fija ( = 15o), que difiere de la inclinación media dada por el ángulo de la latitud (= 12o), para nuestro caso debido a que la inclinación mínima recomendada por el IDAE para un panel fotovoltaico deberá de ser de 15o a fin de evitar acumulación excesiva de polvo.
Fc es el factor de corrección por cada mes en función de la ganancia o pérdida de energía debido a la inclinación de la estructura fija.
Se puede apreciar que la mejora de rendimiento de la posición inclinada a 15º con respecto a si los paneles estuvieran en forma totalmente horizontal es solo de un 3% para nuestra latitud de 12º sur y que la variación de inclinación de 12º a 15º no afecta casi en lo absoluto a la producción de energía. Se ha verificado que para otras latitudes como la de España (40º norte) el incremento porcentual de la ganancia por ajuste de inclinación de la estructura puede ser mucho mayor.
B. Estructura tipo seguidor o Smart-Tracker:
Es aquella formada por una estructura móvil, la cual es posible orientar de este a oeste siempre haciendo que el sistema busque la perpendicularidad entre los paneles solares y la línea de incidencia de radiación solar. Este sistema permite un aprovechamiento de la radiación solar bastante elevado, haciendo que se compense su mayor costo con una mejora significativa del rendimiento del sistema fotovoltaico.
Es mayormente empleado en plantas fotovoltaicas conectadas a red para mejorar el rendimiento y la producción. Se denominan también Smart-Tracker (Seguidor Inteligente) por el diseño de la empresa española GONVARRI que se viene aplicando en muchas plantas fotovoltaicas, el cual tiene un sistema inteligente que va ajustando automáticamente la orientación de los paneles según los datos que le proporciona una estación meteorológica ubicada dentro de la planta.
El modelo de GONVARRI está constituido tal como se aprecia en el esquema por 7 pilares, uno principal en el centro y seis secundarios. Cada pilar lleva montado un cabezal, el cual sostiene al torque-tubo, el cual actúa como viga de soporte para las costillas o también llamados perfiles transversales secundarios para el soporte de los paneles fotovoltaicos. El pilar principal lleva un cabezal que contiene el motor que da la fuerza de rotación a todo el torque-tubo y por tanto hace que se orienten los 84
128 paneles hacia el sol, haciendo un seguimiento de este a oeste durante el día y al anochecer vuelven a sus posición inicial a la espera de los primeros rayos de sol. El sistema está autoalimentado por dos paneles y un sistema de carga exclusivo para el funcionamiento del motor, el cual es independiente de los otros 84 paneles de generación de energía.
Figura 69: Estructura de seguidor solar TracSmart con 8 pilares Fuente: Manual del TracSmart V.7.0
Los fabricantes en sus fichas técnicas estiman en hasta un 35% el incremento porcentual máximo de la producción de energía, pero que este dependerá de muchos factores como la latitud del lugar y la estación del año. Por ello en esta tesis se plantea un método para calcular lo que denominamos “factor de corrección” ( Fc), que es un margen de ganancia de energía debido a la orientación del seguidor solar hacia el sol, teniendo en cuenta factores como la latitud del lugar, la declinación solar, el azimut y la radiación global sobre una superficie horizontal.
Mediante el análisis vectorial y el uso de las coordenadas solares se ha determinado las siguientes expresiones:
𝑅ℎ= 𝑅ℎ𝑣. cos 𝜔…….. (1) 𝑅𝑠= 𝑅. sen 𝛼 ………(2) 𝑅 =sen 𝛼𝑅𝑠 ………....(2’) 𝑅ℎ𝑣 = 𝑅. cos 𝛼 ………(3) Reemplazando (3) en (1) 𝑅ℎ= 𝑅. cos 𝛼 cos 𝜔…….. (4)
Reemplazando (2`) en (4)
129 𝑅ℎ= 𝑅𝑠
sen 𝛼. cos 𝛼 cos 𝜔…..(5) 𝑅ℎ= 𝑅𝑠
tan 𝛼. cos 𝜔 …..(5`)
Buscamos una equivalencia para el ángulo
tan 𝜃 =𝑅𝑠
𝑅ℎ. …..(6) Reemplazando (5’) en (6) 𝜃 = Arc. tan ( 𝑅𝑠
𝑅𝑠..𝑡𝑎𝑛−1.cos 𝜔)…..(7)
Figura 70: Análisis vectorial de la irradiación
Calculo vectorial para determinar la radiación incidente sobre un panel fotovoltaico montado en estructura con seguidor solar de un eje según el método D’Angles Woolcott
Fuente: Elaboración propia
𝜃 = Arc. tan (tan 𝛼 cos 𝜔)
𝑅𝑖 = 𝑅𝑠 sen 𝜃
𝐹𝑐 =𝑅𝑖 𝑅𝑠
130 Donde:
Rs = Irradiancia sobre la superficie horizontal (Gdm(0)) Ri = Irradiancia incidente sobre el seguidor de un eje.
R = Irradiancia que se conseguirá con un seguidor de doble eje.
= Angulo azimutal
= Altura solar para el día seleccionado
= Altura solar calculada teniendo en cuenta latitud y declinación solar Fc = Factor de corrección para seguidor de un eje.
Como una muestra, se han tomado los valores promedio de irradiancia global sobre la superficie del mes de enero de 2015 (Rs), calculados para cada hora del día con datos de la Estación Meteorológica de la Universidad Continental, se ha considerado una declinación solar de 21.27º para el día 16 de enero y una latitud de 12º sur. Se ha calculado la altura solar () usando su fórmula de cálculo vista en el marco teórico.
Tabla 22: Valores calculados de , Ri y Fc para el mes de Enero Wh.mRs -2
dia-2
Dec.
Solar
Lat Hora Local ts
Hora solar (h =)
Altura solar
Ri
Wh.m-2 dia-2
Ri-Rs (R) Fc
0,00 21,27 12 4:00 -120 -22,35 39,44 0,00 0,00 0,00
0,00 21,27 12 5:00 -105 -9,24 32,14 0,00 0,00 0,00
14,57 21,27 12 6:00 -90 4,33 90,00 14,57 0,00 1,00
142,65 21,27 12 7:00 -75 18,14 51,69 181,79 39,14 1,27 354,66 21,27 12 8:00 -60 32,09 51,43 453,64 98,98 1,28 540,04 21,27 12 9:00 -45 46,05 55,72 653,56 113,52 1,21 669,72 21,27 12 10:00 -30 59,86 63,31 749,60 79,88 1,12 789,18 21,27 12 11:00 -15 72,92 73,47 823,21 34,03 1,04 822,16 21,27 12 12:00 0 80,73 80,73 833,04 10,88 1,01 752,90 21,27 12 13:00 15 72,92 73,47 785,37 32,47 1,04 749,61 21,27 12 14:00 30 59,86 63,31 839,02 89,41 1,12 503,85 21,27 12 15:00 45 46,05 55,72 609,76 105,91 1,21 347,81 21,27 12 16:00 60 32,09 51,43 444,88 97,07 1,28 187,03 21,27 12 17:00 75 18,14 51,69 238,35 51,32 1,27
45,00 21,27 12 18:00 90 4,33 90,00 45,00 0,00 1,00
13,00 21,27 12 19:00 105 -9,24 32,14 24,44 11,44 1,88
5932,18 6696,24 764,06 1,13
Fuente Elaboración propia
Como se puede apreciar, sin inclinación la producción de energía sería de 5.932 kWh/m2 al día, pero con el uso del seguidor de un eje se puede maximizar la producción obteniendo 6.69 kWh/m2 al día (despreciando la eficiencia de los paneles
131 seleccionados), lo que representa un incremento bruto del 13% en la producción para el mes de enero y como veremos más adelante se puede llegar a un cremento del 34%
en el mes de junio, lo que se ajusta a lo dicho por el fabricante.
Usando esta metodología se han calculado los factores de corrección mensuales Fc para una latitud de 12º sur, los cuales se usaran en los cálculos de producción de energía de nuestra panta de 40 MW ubicada en el Valle del Mantaro.
Las tablas por cada mes se pueden consultar en el ANEXO 1.
Tabla 23: Factores de corrección Fc con el uso de seguidor Lat. 12º sur
Mes Fc
Enero 1,13
Febrero 1,12
Marzo 1,14
Abril 1,20
Mayo 1,31
Junio 1,37
Julio 1,34
Agosto 1,24
Septiembre 1,16 Octubre 1,12 Noviembre 1,11 Diciembre 1,12 Promedio 1,20
Factores de corrección Fc calculados con el uso de seguidor solar de un eje para una latitud de 12º sur
Fuente: Elaboración propia
Los valores promedio de incremento de producción de energía anual con el uso de un seguidor de un eje en el Valle del Mantaro son de un 20%, lo cual es una mejora muy significativa con respecto al uso de estructuras fijas que solamente tienen un 3%
de mejora en la producción.
C. Otros factores técnicos a tener en cuenta
Será necesario también evaluar el comportamiento del sistema de potencia antes y después del ingreso de una nueva central de generación, ya que que habrá una variación en los flujos de potencia dentro del sistema y esto ocasionará variaciones en la cargabilidad de las líneas de interconexión así como de las corrientes de corto circuito que se deberán tener en cuenta para los respectivos ajustes de los sistemas de protección. Por lo mencionado se realizaran simulaciones de flujo de potencia con el uso de DigSilent y los diagramas unifilares actualizado al 2020 para el SEIN de la zona central del Perú.
132