UNIVERSIDAD DON BOSCO FACULTAD DE INGENIERIA TRABAJO DE GRADUACION PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA DISEÑO DE UN SISTEMA DE GENERADORES FOTOVOLTAICOS CON CONEXIÓN A LA RED EN LA UNIVERSIDAD DON BOSCO PRESENTADO POR: JOSE ALBERTO MENDOZA MELENDEZ OLMAR ENILBER ESTRADA RODRIGUEZ ASESOR: ING. MARLON JAVIER RODRIGUEZ SEPTIEMBRE, 2010 EL SALVADOR, CENTRO AMERICA UNIVERSIDAD DON BOSCO FACULTAD DE INGENIERIA RECTOR ING. FEDERICO MIGUEL HUGUET SECRETARIA GENERAL INGA. YESENIA XIOMARA MARTINEZ OVIEDO DECANO ING. ERNESTO GODOFREDO GIRON SEPTIEMBRE, 2010 EL SALVADOR, CENTRO AMERICA UNIVERSIDAD DON BOSCO FACULTAD DE INGENIERIA TRABAJO DE GRADUACION PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA ASESOR ING. MARLON JAVIER RODRIGUEZ LECTOR ING. MOISES ROBERTO GUERRA MENJÍVAR ADMINISTRADOR ING. ERICK ALEXANDER BLANCO GULLÉN SEPTIEMBRE, 2010 EL SALVADOR, CENTRO AMERICA i DEDICATORIAS Y AGRADECIMIENTOS Principalmente a Dios, mi familia que son las personas que me ayudaron en los momentos que necesite y a mis queridos amigos que con esfuerzo y dedicación seguimos nuestras metas. Olmar Enilber Estrada Rodríguez ii A Dios todopoderoso. Por haberme permitido llegar hasta este momento por ser mi guía, por llenarme de sabiduría y fortaleza, en todos los momentos alegres y difíciles de mi vida. A mis padres, Alberto y Maribel, por ser mis guías y modelos a seguir, gracias por su comprensión y haberme enseñado a valorar lo que tengo e inculcarme valores, como el compañerismo, la responsabilidad y la solidaridad con los demás. A mis tíos Luis y Lidia, por ser también mis modelos a seguir, gracias por todo su apoyo, consejos, cariño y por mostrarme con ejemplos el valor de la familia. A mis Hermanos Ernesto y Jessica, por todos los momentos inolvidables que hemos vivido y por los que quedan por vivir y por ser bastiones de mi vida personal. A mi esposa Jaissella Ivette, por estar siempre a mi lado en esta última etapa de mi carrera, animándome y apoyándome para concluirla. A mi querida hija Gabriela Alejandra, como razón y motor de superación, motivación e inspiración, gracias por estar siempre presente. José Alberto Mendoza Meléndez iii ÍNDICE GENERAL INTRODUCCION…………………………………………………….... 1 I. Definición del tema …………………………………………………... 3 II. Objetivo general………………………………………………………. 3 III. Objetivos específicos………………………………………………… 3 1. CAPITULO I: MARCO TEORICO…………………………………… 5 1.1 La radiación solar……………………………………………………... 5 1.2 Concepto de hora solar pico…………………………………………. 11 1.3 Células fotovoltaicas………………………………………………….. 12 1.3.1 Historia de Las Células Fotovoltaicas………………………………. 14 1.3.2 Desarrollo de la células fotovoltaicas……………………………….. 16 1.3.3 Perdidas en una célula fotovoltaica…………………………………. 17 1.4 Tipos de células fotovoltaicas……………………………………….. 18 1.5 Parámetros de una célula fotovoltaica……………………………… 20 1.6 Comportamiento de la celda al variar la radiación y la temperatura……………………………………………………………. 22 1.7 Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red…………………… 24 1.7.1 Conexión de la instalación con la red eléctrica……………………... 28 1.7.2 Sistemas conectados a la red pública……………………………… 30 1.8 El módulo fotovoltaico………………………………………………… 32 1.9 Inversores DC/AC…………………………………………………….. 34 1.9.1 Tipos de inversores……………………………………………………. 34 1.9.1.1 Inversor de onda cuadrada…………………………………………… 34 1.9.1.2 Inversor de onda senoidal modificada………………………………. 35 1.9.1.3 Inversor de onda senoidal…………………………………………….. 36 1.9.2 Características de los inversores conectados a la red eléctrica…. 36 iv 1.9.2.1 Componentes del inversor conectado a la red……………………... 37 2. CAPITULO II: ANALISIS DE SOMBRA Y SELECCIÓN DEL AREA ADECUADA EN LOS EDIFICIOS DE LA UNIVERSIDAD DON BOSCO…………………………………………………………... 40 2.1 Introducción a las áreas a evaluar…………………………………... 40 2.2 Cubierta Inclinada…………………………………………………….. 46 2.3 Pérdidas por sombreado……………………………………………... 48 2.3.1 Angulo azimut o desviación norte-sur………………………………. 49 2.3.2 Cálculo de pérdidas de radiación solar por sombras……………… 52 2.3.3 Elevaciones de edificios en el campus de la Universidad Don Bosco…………………………………………………………………… 67 2.4 Pérdidas por orientación e inclinación……………………………… 73 2.5 Selección del área adecuada en los edificios de la Universidad Don Bosco……………………………………………………………... 78 2.6 Análisis de Pérdidas para el Multigimnasio Don Bosco…………... 81 3. CAPITULO III: DIMENSIONAMIENTO DE LA INSTALACION…... 87 3.1 El generador fotovoltaico o campo solar…………………………… 87 3.1.1 Selección del módulo fotovoltaico…………………………………… 88 3.1.2 Distribución de los módulos fotovoltaicos en el techo de los edificios seleccionados en la Universidad Don Bosco……………. 91 3.1.3 Potencia instalada y energía producida…………………………….. 104 3.2 Selección de los inversores………………………………………….. 109 3.3 Conexión de los inversores………………………………………….. 110 3.3.1 Arreglo string o cadena para módulos fotovoltaicos………………. 110 3.3.2 Conexión de los módulos fotovoltaicos a los inversores y tableros………………………………………………………………..... 110 3.3.3 Dimensionamiento del conductor……………………………………. 120 3.4 Montaje…………………………………………………………………. 127 v 3.4.1 Montaje de los módulos fotovoltaicos……………………………… 131 3.4.2 Montaje de los inversores……………………………………………. 134 4. CAPITULO IV: ANALISIS DE COSTOS DE MATERIALES Y EQUIPOS……………………………………………………………..... 134 4.1 Análisis de costos de los módulos fotovoltaicos…………………… 134 4.2 Análisis de costos de los inversores………………………………… 135 4.3 Análisis de costos de la instalación eléctrica………………………. 136 4.4 Análisis de costos del montaje y obra civil…………………………. 138 4.5 Análisis de costos de mano de obra e inversión total…………….. 139 5. CAPITULO V: EVALUACION ECONOMICA 144 5.1 Tasa Interna de Retorno (TIR)……………………………………… 145 5.2 Valor Actual Neto (VAN)……………………………………………… 146 5.3 Costo Anual Uniforme Equivalente (CAUE)………………………... 147 5.3.1 Método de la relación beneficio/costo (B / C)……………………… 147 5.4 Técnica de depreciación utilizada…………………………………… 148 5.5 Primera alternativa de financiamiento………………………………. 149 5.5.1 Descripción primera alternativa de financiamiento………………… 149 5.5.2 Resumen de la primera alternativa con financiamiento bancario... 150 5.5.3 Análisis económico con financiamiento bancario………………….. 150 5.6 Segunda alternativa de financiamiento……………………………... 162 5.6.1 Descripción segunda alternativa de financiamiento……………….. 162 5.6.2 Resumen de la segunda alternativa con cooperación…………….. 163 5.6.3 Análisis económico considerando cooperación……………………. 164 5.7 Selección de alternativa financiera………………………………….. 168 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………….. 171 6.1 Recomendaciones……………………………………………………... 171 6.2 Conclusiones…………………………………………………………… 174 7. FUENTES DE INFORMACION………………………………………. 175 vi 7.1 Bibliografía……………………………………………………………… 175 7.2 Referencia sitios web…………………………………………………. 176 8. GLOSARIO DE TERMINOS………………………………………….. 177 9. ANEXOS………………………………………………………………... 182 1 INTRODUCCION Con el fin de presentar una alternativa acorde a la realidad en nuestro país con respecto a los altos costos para la generación de energía eléctrica, abordamos el tema: “DISEÑO DE UN SISTEMA DE GENERADORES FOTOVOLTAICOS CON CONEXIÓN A LA RED EN LA UNIVERSIDAD DON BOSCO”; en el cual se evaluará disminución de pago en la facturación en la Universidad Don Bosco. Actualmente los países desarrollados implementan cada vez sistemas de generación fotovoltaica con conexión a la red de distribución de energía eléctrica, tal es el caso que se presenta en este diseño, el cual estará compuesto por cinco capítulos. En este documento se presenta la teoría de todos los elementos que forman parte en una instalación solar fotovoltaica. Así como también aspectos relacionados con la construcción de los mismos. También se hace mención de los aspectos técnicos y características eléctricas de los mismos, también se presentan las hojas técnicas de paneles solares, inversores disponibles comercialmente en el mercado. La elaboración y selección de área adecuada se abordará, teniendo como base para dicha selección el estudio de sombras, siendo un apartado de importancia. Se abordará el tema del dimensionamiento de la instalación solar a proponer en el diseño. Para realizar dicho dimensionamiento se hace uso del concepto de hora solar pico, el cual es explicado y aplicado en dicho capítulo. Seguidamente se realiza un censo de la carga conectada en los edificios de la Universidad Don Bosco, con el objetivo de dimensionar correctamente la instalación y cuantificar su efecto sobre la disminución de la demanda de la Universidad Don Bosco. 2 Al final se presenta el diseño eléctrico final de la instalación solar fotovoltaica propuesta, así como el montaje y distribución física sugerida para los módulos fotovoltaicos. Para el análisis de costos de materiales y equipos, se consultará en el mercado nacional e internacional, los diferentes precios de insumos para la instalación del diseño de esta propuesta. La evaluación económica incluirá la rentabilidad, según el costo de los insumos con sus precios actuales, tomando en cuenta la vida útil, el desembolso inicial entre otros parámetros. Es de esta forma que teniendo algunos criterios de ingeniería se pretende que la universidad cuente con un diseño de este tipo que es a su ves cada día más importante, debido a los costos que conlleva la generación convencional de energía y su diversificación de nuevas fuentes de energía. 3 I. Definición del tema El estudio evalua la pre-factibilidad de un sistema de generación de energía eléctrica, a partir de energía solar fotovoltaica con conexión a red en la Universidad Don Bosco. El estudio incluye, el diseño de la instalación y la evaluación económica, comparando tecnologías y precios de los componentes e insumos del sistema en el mercado nacional e internacional. II. Objetivo General Diseñar y presentar una propuesta de un sistema de generación de energía eléctrica utilizando tecnología fotovoltaica, para ser aplicado en la universidad Don Bosco conectado a la red y así evaluar un ahorro en la facturación de energía, además demostrar la factibilidad técnica y hacer un análisis económico de la implementación del sistema. III. Objetivos específicos 1. Investigar los tipos y características técnicas de los dispositivos disponibles comercialmente que puedan ser utilizados en el sistema de generación de energía eléctrica por medio de generadores fotovoltaicos, y de esta manera proponer los que mejor se adapten a las necesidades del diseño. 2. Estudio de sombras evaluación y selección de la áreas de los edificios en la Universidad Don Bosco. 3. Realizar el diseño y dimensionamiento del sistema de generación de energía eléctrica utilizando módulos fotovoltaicos. 4. Presentar montaje y ubicación idónea de los módulos fotovoltaicos en las áreas distribuidos en los edificios que posee la UDB. 4 5. Proponer protecciones eléctricas, cableado y montaje de los dispositivos involucrados en la instalación. 6. Realizar el análisis económico de este sistema fotovoltaico. 5 CAPITULO I: 1. MARCO TEÓRICO 1.1 La radiación solar El sol es una estrella cuya superficie se encuentra a una temperatura de 6000 K o 5,726 ºC, y debido a complejas reacciones que producen una pérdida de masa, esta se convierte en energía. Dicha energía, liberada del sol se transmite al exterior mediante la denominada radiación solar. El sol es la estrella más cercana a la Tierra y está catalogada como una estrella enana amarilla. Sus regiones interiores son totalmente inaccesibles a la observación directa y es allí donde ocurren temperaturas de unos 20 millones de grados necesarios para producir las reacciones nucleares que producen su energía. La capa más externa que es la que produce casi toda la radiación observada se llama fotosfera y tiene una temperatura de unos 6000 K. Tiene sólo una anchura de entre 200 y 300 km. Por encima de ella está la cromosfera con una anchura de unos 15,000 km. Más exterior aún es la corona solar una parte muy tenue y caliente que se extiende varios millones de kilómetros y que sólo es visible durante los eclipses solares totales. La superficie de la fotosfera aparece conformada de un gran número de gránulos brillantes producidos por las células de convección. También aparecen fenómenos cíclicos que conforman la actividad solar como manchas solares, fáculas, protuberancias solares, etc. Estos procesos que tienen lugar a diferentes profundidades, van acompañados siempre de emisión de energía que se superpone a la principal emisión de la fotosfera y que hace que el Sol se aleje ligeramente en su emisión de energía del cuerpo negro a cortas longitudes de onda por la emisión de rayos X y a largas longitudes por los fenómenos 6 nombrados, destacando que no es la emisión igual cuando el Sol está en calma que activo. Además la cromosfera y corona absorben y emiten radiación que se superpone a la principal fuente que es la fotosfera. Es el flujo de energía que recibimos del sol en forma de ondas electromagnéticas de diferentes frecuencias (luz visible, infrarroja y ultravioleta). Aproximadamente la mitad de las que recibimos, comprendidas entre 0.4μm y 0.7μm (figura 1.1) pueden ser detectadas por el ojo humano, constituyendo lo que conocemos como luz visible. De la otra mitad, la mayoría se sitúa en la parte infrarroja del espectro y una pequeña parte en la ultravioleta. La porción de esta radiación que no es absorbida por la atmósfera, es la que produce quemaduras en la piel a la gente que se expone muchas horas al sol sin protección. La radiación solar se mide normalmente con un instrumento denominado piranómetro. Si examinamos el espectro de la radiación solar, (figura 1.1), observamos que la mayor parte de la energía emitida por el sol se encuentra en la parte visible de dicho espectro y esta represente el 47% de la total. Figura 1.1 Espectro de radiación solar estándar, longitud de onda y frecuencia 7 En función de cómo reciben la radiación solar los objetos situados en la superficie terrestre, se pueden distinguir estos tipos de radiación: Radiación directa: Es aquella que llega directamente del sol sin haber sufrido cambio alguno en su dirección. Este tipo de radiación se caracteriza por proyectar una sombra definida de los objetos opacos que la interceptan. Radiación difusa: Parte de la radiación que atraviesa la atmósfera es reflejada por las nubes o absorbida por éstas. Esta radiación, que se denomina difusa, va en todas direcciones, como consecuencia de las reflexiones y absorciones, no sólo de las nubes sino de las partículas de polvo atmosférico, montañas, árboles, edificios, el propio suelo, etc. Este tipo de radiación se caracteriza por no producir sombra alguna respecto a los objetos opacos interpuestos. Las superficies horizontales son las que más radiación difusa reciben, ya que ven toda la bóveda celeste, mientras que las verticales reciben menos porque sólo ven la mitad. Radiación reflejada: La radiación reflejada es, como su nombre indica, aquella reflejada por la superficie terrestre. La cantidad de radiación depende del coeficiente de reflexión de la superficie, también llamado albedo. Las superficies horizontales no reciben ninguna radiación reflejada, porque no ven ninguna superficie terrestre y las superficies verticales son las que más radiación reflejada reciben. Radiación global: Es la radiación total. Es la suma de las tres radiaciones. En un día despejado, con cielo limpio, la radiación directa es preponderante sobre la radiación difusa. Por el contrario, en un día nublado no existe radiación directa y la totalidad de la radiación que incide es difusa. Los distintos tipos de colectores solares aprovechan de forma distinta la radiación solar. Los colectores solares planos, por ejemplo, captan la radiación total (directa + difusa), sin embargo, los colectores de concentración sólo captan la radiación 8 directa. Por esta razón, los colectores de concentración suelen situarse en zonas de muy poca nubosidad y con pocas brumas, en el interior, alejadas de las costas. Es cierto que las radiaciones ultravioleta son muy energéticas, pero también es cierto que son poco abundantes, ya que sólo el 7% del total pertenece a dicho tipo de radiación. Al contrario ocurre con las radiaciones infrarrojas que son muy abundantes (46% del total) pero mucho menos energéticas que las anteriores. Dirección de incidencia de la irradiación solar: El estudio de la dirección con la cual incide la irradiación solar sobre los cuerpos situados en la superficie terrestre, es de especial importancia cuando se desea conocer su comportamiento al ser reflejada. La dirección en que el rayo salga reflejado dependerá del incidente. Con tal fin se establece un modelo que distingue entre dos componentes de la irradiación incidente sobre un punto: La irradiación solar directa y la irradiación solar difusa. Irradiación Solar: Directa es aquella que llega al cuerpo desde la dirección del Sol. Irradiación Solar: Difusa es aquella cuya dirección ha sido modificada por diversas circunstancias (densidad atmosférica, partículas u objetos con los que chocar, remisiones de cuerpos, etc.). Por sus características esta luz se considera venida de todas direcciones. La suma de ambas es la irradiación total incidente. La superficie del planeta está expuesta a la radiación proveniente del sol. La tasa de irradiación depende en cada instante del ángulo que forman la normal a la superficie en el punto considerado y la dirección de incidencia de los rayos solares. Por supuesto, dada la lejanía del Sol respecto de nuestro planeta, podemos suponer, con muy buena aproximación, que los rayos del Sol inciden 9 esencialmente paralelos sobre el planeta. No obstante, en cada punto del mismo, localmente considerado, la inclinación de la superficie respecto a dichos rayos depende de la latitud y de la hora del día para una cierta localización en longitud. Dicha inclinación puede definirse a través del ángulo que forman el vector normal a la superficie en dicho punto y el vector paralelo a la dirección de incidencia de la radiación solar. Radiación ultravioleta: Es la radiación ultravioleta de menor longitud de onda (360 nm), lleva mucha energía e interfiere con los enlaces moleculares. Especialmente las de menos de 300 nm que pueden alterar las moléculas de ADN, muy importantes para la vida. Estas ondas son absorbidas por la parte alta de la atmósfera, especialmente por la capa de ozono. Es importante protegerse de este tipo de radiación ya que por su acción sobre el ADN está asociada con el cáncer de piel. Sólo las nubes tipo cúmulos de gran desarrollo vertical atenúan éstas radiaciones prácticamente a cero. El resto de las formaciones tales como cirrus, estratos y cúmulos de poco desarrollo vertical no las atenúan, por lo cual es importante la protección aún en días nublados. Es importante tener especial cuidado cuando se desarrollan nubes cúmulos, ya que éstas pueden llegar a actuar como espejos y difusores e incrementar las intensidades de los rayos ultravioleta y por consiguiente el riesgo solar. Algunas nubes tenues pueden tener el efecto de lupa. Luz visible: A radiación correspondiente a la zona visible cuya longitud de onda está entre 360 nm (violeta) y 760 nm (rojo), por la energía que lleva, tiene gran influencia en los seres vivos. La luz visible atraviesa con bastante eficacia la atmósfera limpia, pero cuando hay nubes o masas de polvo parte de ella es absorbida o reflejada. 10 Radiación infrarroja: La radiación infrarroja de más de 760 nm, es la que corresponde a longitudes de onda más largas y lleva poca energía asociada. Su efecto aumenta la agitación de las moléculas, provocando el aumento de la temperatura. El CO2, el vapor de agua y las pequeñas gotas de agua que forman las nubes absorben con mucha intensidad las radiaciones infrarrojas. La atmósfera se desempeña como un filtro, ya que mediante sus diferentes capas distribuyen la energía solar para que a la superficie terrestre sólo llegue una pequeña parte de esa energía. La parte externa de la atmósfera absorbe parte de las radiaciones reflejando el resto directamente al espacio exterior, mientras que otras pasarán a la Tierra y luego serán irradiadas. Esto produce el denominado balance térmico, cuyo resultado es el ciclo del equilibrio radiante. Radiación recibida por la Tierra Porcentaje (%) Radiación absorbida por la Tierra Porcentaje (%) Directa a la Tierra 26% Por la atmósfera 16% Indirecta a la Tierra. 11% Por las nubes. 2% Difusa a la Tierra. 14% Por ozono y otros gases. 1% Pérdida de radiación por reflexión. 4% Total de radiación 47% 19% Tabla 1.1 Radiación recibida y absorbida por la Tierra Energía Solar reflejada Porcentaje (%) Radiación reflejada por los materiales terrestres (Indirectamente) 10% Radiación reflejada por las nubes (directamente) 24% Total 34% Tabla 1.2 Energía solar reflejada 11 Se observa cómo se distribuye el 100% de la energía proveniente del sol, un 34% (tabla1.2) regresa al espacio exterior, de forma directa 24% o indirecta 10%. Un 19% de la energía es absorbida por la atmósfera, mientras que la Tierra recibe un 47% ambas serán regresadas al espacio exterior (Tabla 1.1). Esta distribución de la energía hace posible el balance energético en la Tierra. La radiación solar recibida fuera de la atmósfera terrestre es de 1,353 W/m2, medida sobre una superficie perpendicular a la dirección de su propagación. A este valor se le denomina constante solar y difiere sensiblemente del que recibimos en la superficie terrestre. Esta disminución de energía recibida del sol está justificada por el paso obligatorio que ha de hacer la radiación a través de la atmósfera, y se produce fundamentalmente por tres factores: a) Gases atmosféricos (nitrógeno, oxigeno, ozono, etc.) b) Vapor de agua c) Polvo La contaminación de estos elementos hace que sobre la superficie terrestre y al nivel del mar sólo se reciban 1,000 W/m2, valor que incluso solo se alcanza en días despejados, cuando el aire es muy transparente. 1.2 El concepto de hora solar pico (hsp) Como se menciono anteriormente, la radiación solar no es uniforme durante el día, pues inicia desde cero al amanecer, llega a su máximo cerca del mediodía, para luego decrecer hasta desaparecer en la noche. La radiación solar cerca del mediodía es muy cercana a 1,000 W/m2, tal como se esquematiza en la figura 1.2. Sin embargo, el tiempo durante el cual se mantiene este nivel de radiación es muy corto, y el objetivo de definir un número de horas solares pico es “resumir” la radiación de todo el día en unas pocas horas en donde se tenga un nivel de 12 radiación de 1,000 W/m2. Por tanto, de acuerdo a la figura 1.2 nosotros podemos afirmar que la cantidad de energía que se irradió durante todo el día es igual a la que se irradiara durante un número de hsp (marcada por el rectángulo amarillo). Figur a 1.2 Energía recibida real y radiación equivalente en hsp Por ejemplo, si decimos que en El Salvador se tiene un promedio de 5 hsp, decimos que la energía percibida del sol en un día promedio es igual a la que se recibiera en un día, que tuviera cinco horas de mediodía (1,000 W/m2) y el resto de total oscuridad. 1.3 Células fotovoltaicas La célula fotovoltaica (figura 1.3) es un dispositivo semiconductor capaz de convertir la luz en electricidad de una forma directa e inmediata, basadas en el efecto denominado “efecto fotovoltaico”, es decir, que se genera una fuerza electromotriz en el material al ser incidido por una radiación luminosa (figura 1.4). 13 Figura 1.3 Célula fotovoltaica Figura 1.4 Ilustración del efecto fotoeléctrico Para comprender un poco más este efecto, recordemos que toda la materia está hecha de átomos y de electrones gravitando alrededor de ellos (cargas eléctricas negativas elementales) y que una corriente eléctrica es un flujo de electrones; en un aislante eléctrico, los electrones de la materia están ligados a los átomos y no pueden desplazarse; en un conductor eléctrico (por ejemplo un alambre de cobre), los electrones son totalmente libres de circular y permiten el paso de una corriente; en un semiconductor la situación es intermedia: los electrones contenidos en la materia no pueden circular, a menos que tengan una aportación de energía para liberarlos de sus átomos. Cuando la luz penetra en aquél, los fotones aportan una energía que permite a los electrones liberarse y desplazarse en la materia; Entonces hay corriente eléctrica bajo exposición a la luz. http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:CellStructure-SiCrystal-eng.jpg 14 El semiconductor más utilizado está disponible en cantidades incalculables en la superficie de la Tierra, ya que se presenta en la arena en forma de silicio y de silicatos: hablamos del silicio (Si). El compone los circuitos integrados que originaron una considerable expansión de la electrónica moderna. A grandes rasgos, un fotogenerador es una placa de silicio que se pone, entre dos electrodos metálicos, (+) y (-), para recolectar la corriente producida. 1.3.1 Historia de la célula fotovoltaica. El efecto fotovoltaico fue descubierto por el francés Alexandre Edmond Bequerel en 1838 cuando tenía solo 19 años. Bequerel estaba experimentando con una pila electrolítica con electrodos de platino cuando comprobó que la corriente subía en uno de los electrodos cuando este se exponía al sol. En 1883 el inventor norteamericano Charles Fritts construye la primera celda solar con una eficiencia del 1%. La primera celda solar fue construida utilizando como semiconductor el Selenio con una muy delgada capa de oro. Debido al alto costo de esta celda se utilizó para usos diferentes a la generación de electricidad. Las aplicaciones de la celda de Selenio fueron para sensores de luz en la exposición de cámaras fotográficas. La celda de Silicio que hoy día utilizan proviene de la patente del inventor norteamericano Russell Ohl. Fue construida en 1940 y patentada en 1946, aunque Sven Ason Berglund había patentado, con anterioridad, un método que trataba de incrementar la capacidad de las células fotosensibles. 15 La época moderna de la celda de Silicio llega en 1954 en los Laboratios Bells. Accidentalmente experimentando con semiconductores se encontró que el Silicio con algunas impurezas era muy sensitivo a la luz. Estos avances contribuyeron a la fabricación de la primera célula solar comercial con una conversión de la energía solar de aproximadamente el 6%. La URSS lanzó su primer satélite espacial en el año 1957, y los EEUU un año después. En el diseño de éste se usaron células solares creadas por Peter Iles en un esfuerzo encabezado por la compañía Hoffman Electronics. La primera nave espacial que usó paneles solares fue el satélite norteamericano Vanguard 1, lanzado en marzo de 1958. Este hito generó un gran interés en la producción y lanzamiento de satélites geoestacionarios para el desarrollo de las comunicaciones, en los que la energía provendría de un dispositivo de captación de la luz solar. Fue un desarrollo crucial que estimuló la investigación por parte de algunos gobiernos y que impulsó la mejora de los paneles solares. En 1970 la primera célula solar con heteroestructura de arseniuro de galio (GaAs) y altamente eficiente se desarrolló en la extinta URSS por Zhore Alferov y su equipo de investigación. La primera compañía que manufacturó paneles solares en cantidades industriales, a partir de uniones simples de arseniuro de galio, (GaAs5), con una eficiencia de AM0 (Air Mass Zero) del 17% fue la norteamericana ASEC (Applied Solar Energy Corporation) Una celda de uniones simples de GaAs llegó al 19% de eficiencia AM0 en 1993. ASEC desarrolló la primera celda de doble unión para las naves espaciales usadas en los EEUU, con una eficiencia de un 20% aproximadamente. Estas celdas no usan el germanio como segunda celda, pero usan una celda basada en GaAs con diferentes tipos de dopaje. De manera excepcional, las células de doble unión de GaAs pueden llegar a producir eficiencias AM0 del http://es.wikipedia.org/wiki/Vanguard_1 http://es.wikipedia.org/wiki/Geoestacionario http://es.wikipedia.org/wiki/Arseniuro_de_galio http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Zhore_Alferov&action=edit&redlink=1 16 orden del 22%. Las uniones triples comienzan con eficiencias del orden del 24% en el 2000, 26% en el 2002, 28% en el 2005, y han llegado, de manera corriente al 30% en el 2007. En 2007, dos compañías norteamericanas Emcore Photovoltaics y Spectrolab, producen el 95% de las células solares del 28% de eficiencia. 1.3.2 Desarrollo de las células fotovoltaicas. La primera generación de células fotovoltaicas consistía en una gran superficie de cristal simple. Una simple capa con unión diodo p-n, capaz de generar energía eléctrica a partir de fuentes de luz con longitudes de onda similares a las que llegan a la superficie de la Tierra provenientes del Sol. La segunda generación de materiales fotovoltaicos se basa en el uso de depósitos muy delgados de semiconductores sobre obleas con concentradores. Hay dos clases de células fotovoltaicas: las espaciales y las terrestres. Las células espaciales, usualmente, tienen eficiencias AM0 (Air Mass Zero) más altas (28- 30%), pero tienen un coste por vatio más alto. En las aplicaciones terrestres la película delgada se ha desarrollado usando procesos de bajo coste, pero tienen una más baja eficiencia AM0 (7-9%), y por razones evidentes, se cuestionan para aplicaciones espaciales. La segunda generación de células solares constituye un pequeño segmento del mercado fotovoltaico terrestre, y aproximadamente el 90% del mercado espacial. La tercera generación de células fotovoltaicas que se están proponiendo en la actualidad (2007), son muy diferentes de los dispositivos semiconductores de las generaciones anteriores, ya que realmente no presentan la tradicional unión p-n para separar los portadores de carga foto generada. Para aplicaciones terrestres, se encuentran en fase de investigación dispositivos que incluyen células foto http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Emcore_Photovoltaics&action=edit&redlink=1 http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Spectrolab&action=edit&redlink=1 17 electroquímicas, células solares de polímeros, células solares de nano cristales y células solares de tintas sensibilizadas. Una hipotética cuarta generación de células solares consistiría en una tecnología fotovoltaica compuesta en las que se mezclan, conjuntamente, nanopartículas con polímeros para fabricar una capa simple multiespectral. Posteriormente, varias capas delgadas multiespectrales se podrían apilar para fabricar las células solares multiespectrales definitivas. Células que son más eficientes, y baratas. Basadas en esta idea, y la tecnología multiunión, se han usado en las misiones de Marte que ha llevado a cabo la NASA. La primera capa es la que convierte los diferentes tipos de luz, la segunda es para la conversión de energía y la última es una capa para el espectro infrarrojo. De esta manera se convierte algo del calor en energía aprovechable. El resultado es una excelente célula solar compuesta. La investigación de base para esta generación se está supervisando y dirigiendo por parte de la DARPA (Defense Advanced Research Projects Agency) para determinar si esta tecnología es viable o no. Entre las compañías que se encuentran trabajando en esta cuarta generación se encuentran Xsunx, Konarka Technologies, Inc., Nanosolar, Dyesol y Nanosys 1.3.3 Pérdidas en una célula fotovoltaica. Las máximas potencias que células fotovoltaicas de laboratorio (no de las disponibles comercialmente) han alcanzado, oscilan entre el 25%-30%, lo que indica que aproximadamente el 70%-75% de la energía incidente se pierde. Estas pérdidas son básicamente debidas a los siguientes factores: Energía de los fotones incidentes: Es debido a que la energía de los fotones incidentes no es suficiente como para liberar un electrón del metal, o por el 18 contrario tiene demasiada energía y ésta es disipada en forma de calor. Por este factor es perdida aproximadamente 50% de la energía total incidente. Pérdidas por recombinación: Provocado porque ciertos electrones que ya han sido liberados vuelven a enlazarse a un protón. Por este factor es perdida aproximadamente 15% de la energía total incidente. Pérdidas por reflexión: Es debido a que parte de la energía que alcanza la oblea de silicio es reflejada. Para disminuir la reflexión la oblea es tratada con recubrimientos que logran que la energía total reflejada sea de aproximadamente 10% de la energía incidente. Pérdidas por los contactos eléctricos: Es provocado por la “sombra” que la rejilla colectora frontal crea sobre la oblea de silicio. Las pérdidas por este factor son aproximadamente del 8% de la energía total incidente. Pérdidas por resistencia serie: Es energía pérdida debido al efecto Joule, el cual es presentado en este caso al circular corriente a través del silicio. Por este factor se pierde alrededor de 2%-3% de la energía inicial. Debido a estos factores de pérdidas las células disponibles comercialmente tienen eficiencias máximas de alrededor de 15% 1.4 Tipos de Células fotovoltaicas. Células de Arseniuro de Galio: Son células que alcanzan las más altas eficiencias, siendo estas de 27%- 28% aproximadamente. Además, con poco material activo se logra la eficiencia elevada y pueden trabajar a altas temperaturas sin presentar 19 pérdidas considerables, esto las hace aptas para ser aplicadas en sistemas de concentración, es decir, recibir irradiaciones de más de un sol. Sin embargo, el material usado es escaso y su proceso de fabricación es altamente costoso, por lo que su producción en masa aún no ha sido desarrollada, ya que no presenta por el momento ventajas comerciales. Células de Silicio Amorfo: Presenta la ventaja de utilizar mucho menos material que las de silicio monocristalino, pudiendo ser hasta 50 veces más delgadas. Las eficiencias actuales de estas células son del 12% aprox. siendo mayores en algunas versiones llamadas multicapas, es decir, que superpones varias uniones pn, cada una sensible a una determinada radiación, aumentando de esta manera la eficiencia total. Sin embargo una vez más, estas células presentan el problema de su rápido degrado, lo que limita su uso a dispositivos de corta vida, como calculadoras, relojes, etc. (Tabla 1.3). Células de Silicio Policristalino: Se les denomina policristalino debido a que su estructura no es un solo cristal, sino varios, lo que le da un aspecto irregular. El proceso de fabricación es un tanto menos costoso que el de los monocristalinos, y por tanto su precio es levemente menor. Las eficiencias actuales rondan el 15% y hasta 18%. (Tabla 1.3). Células de Silicio Monocristalino: Son las más utilizadas en la práctica para aplicaciones profesionales de electrificación. Su estructura es un único (mono) cristal y por tanto su apariencia es uniforme y los módulos siempre presentan espacios entre las 20 células, pues por el momento no se pueden fabricar en forma totalmente cuadrada. (Tabla 1.3). CÉLULAS RENDIMI- ENTO LABORA- TORIO RENDIMIENTO DIRECTO CARACTERISTI- CAS FABRICACIÓN MONOCRISTALINO 28% 18 – 22 % Son típicos los azules homogéneos y la conexión de las células en sí. Se obtienen de silicio puro fundido y dopado con boro. POLICRISTALINO 20- 22% 15 - 18 % La superficie está estructura en cristales y contiene distintos tonos azules. Igual que en el monocristalino , pero se disminuye el número de fases de cristalización. AMORFO 18% < 12 % Tiene un color homogéneo (marrón), pero no existe conexión visible entre las células. Tiene la ventaja de depositarse en forma de lámina delgada y sobre un sulfato como vidrio o plástico. Tabla 1.3 Células fotovoltaicas construidas con Silicio y sus eficiencias 1.5 Parámetros de una célula fotovoltaica. La curva intensidad de corriente-tensión (I-V) que define el comportamiento de una célula fotovoltaica está representada por la curva de la figura 1.5 21 Figura 1.5 Curva I-V de una Célula Fotovoltaica Intensidad de Corriente de Cortocircuito (Icc ó Isc): Es la corriente máxima que la celda puede dar, y lo hace cuando su salida se encuentra en cortocircuito (V=0). La forma de medirla es colocando un amperímetro directamente entre la terminal positiva y negativa. El valor de la Icc variará según la radiación solar y temperatura a la que esté expuesta la celda. Tensión de Circuito Abierto (Vca ó Voc): Es el voltaje máximo que la celda puede dar entre las terminales positiva y negativa. Este voltaje se da en ausencia de carga eléctrica (I=0). La forma de medirla es colocando un voltímetro entre los bornes sin conectar ninguna otra carga. El valor depondrá del nivel de insolación y temperatura de la celda. Potencia Pico (Wp): Es la máxima potencia eléctrica que la celda puede entregar. Ese es un punto de la curva I-V, en donde el producto del voltaje por corriente es máximo. 22 Factor de Forma (FF): Se define como la siguiente expresión: FF = (Ip ×Vp)/(Icc ×Vca) Este valor siempre será menor a uno, mientras más cercano a la unidad es, de mejor calidad es la celda. Este factor nos da una idea sobre la forma de la curva I-V, un factor de forma igual a la unidad indicaría que la curva es totalmente cuadrada, tal como el cuadro rayado mostrado en la figura 1.4, mientras más bajo de la unidad esté, la curva es más inclinada, lo que nos indica que el comportamiento de la celda es más inestable. Valores típicos del FF para celdas comerciales son entre 0.7 y 0.8, mostrando las celdas de silicio monocristalino un mejor FF que las de policristalino. Eficiencia de Conversión o Rendimiento: La eficiencia de conversión de energía solar a energía eléctrica es otro parámetro que da una idea de la calidad de una celda solar, la cual se define como: η = Wp /Wr En donde Wp es la potencia pico y Wr es la potencia que llega a la celda solar en forma de radiación de luz. 1.6 Comportamiento de la celda al variar la radiación solar y la temperatura. El comportamiento de una célula fotovoltaica es dependiente del nivel de radiación solar que llegue a la celda, así como también de la temperatura de la misma. En forma práctica podemos considerar que la Icc de una celda solar se mantiene invariable a medida cambia la temperatura, siempre y cuando se mantenga una 23 radiación constante. Sin embargo, el Vca de la celda disminuye al aumentar la temperatura de la celda y viceversa. Este efecto es mostrado en la Figura 1.6 para una celda en particular. Figura 1.6 Comportamiento de la celda al variar la temperatura (radiación constante) Por otro lado, se puede considerar que el Vca permanece casi constante a radiaciones mayores de 200 W/m2, siempre y cuando se mantenga una temperatura constante. No obstante, la corriente de cortocircuito aumenta a medida se incrementa la iluminación incidente y viceversa. Este efecto es mostrado en la figura 1.7 para una celda en particular. Figura 1.7 Comportamiento de la celda al variar la radiación solar (temperatura constante) 24 Derivado de lo dicho anteriormente, se obtienen dos parámetros que nos hablan del comportamiento de una celda respecto a los cambios de temperatura, estos son: α: Variación de la Icc respecto a la temperatura, el cual adopta un valor típico de 0.63 mA/ºC. β: Variación del Vca respecto a la temperatura, el cual adopta un valor típico de -2.3 mV/ºC. Ahora cuando superponemos los efectos del cambio de voltaje y corriente respecto a la temperatura, concluimos que la eficiencia η baja al aumentar la temperatura, mientras que aumenta a temperaturas frías, dicho efecto se observa gráficamente en la figura 1.8 para una celda en particular a una radiación solar de 100 mW/cm2. Figura 1.8 Variación del rendimiento respecto a la temperatura 1.7 Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red Desde hace ya varios años que se realiza las primeras experiencias en sistemas fotovoltaicos que suministran la energía producida directamente a la red eléctrica 25 convencional, evitándose así el uso de acumuladores o baterías, cuyo costo tiene gran repercusión en el precio final de la instalación, y ahorrando un gasto importante dentro de lo que es un esquema clásico de una instalación fotovoltaica. El esquema mas general de una instalación conectada a la red eléctrica estaría formado por de conjunto de módulos fotovoltaicos y un conjunto de inversores (Figura 1.9) Figura 1.9 Esquema general de una instalación fotovoltaica conectada a la red En principio una instalación fotovoltaica conectada a la red estaría formada por el conjunto de módulos fotovoltaicos y el grupo de inversores capaz de convertir la corriente continua del grupo solar en corriente alterna, inyectándola en la misma frecuencia y fase que la existente en cada momento en la red de distribución. Figura 1.10 Esquema general a bloques de una instalación fotovoltaica conectada a la red 26 El concepto de inyección a red tiene un amplio margen de aplicaciones, desde pequeños sistemas de pocos kilowatt pico (kWp) de potencia instalada hasta centrales de varios megawatt pico (MWp). En la figura 1.11 se muestra un diagrama de los componentes principales de un sistema de conexión a red. Figura 1.11 Componentes de un sistema fotovoltaico conectado a la red Es conveniente incluir, tras el inversor, un transformador para aislamiento un interruptor automático de desconexión, cuando la tensión de la red está fuera de márgenes (vigilante de tensión) y el correspondiente contador. (Figura 1.12) Figura 1.12 Esquema General de un sistema fotovoltaico conectado a la red El generador fotovoltaico capta la radiación solar y la transforma en energía eléctrica, que en lugar de ser almacenada en baterías, como en los sistemas aislados e híbridos, se puede utilizar directamente en el consumo o entregarla a la 27 red eléctrica de distribución. Estas dos funciones las realiza un inversor de corriente directa a corriente alterna especialmente diseñado para esta aplicación. El generador fotovoltaico o campo de paneles se puede integrar a techos o fachadas en las viviendas y edificios, o en estructuras especiales. Es conveniente incluir, tras el inversor, un transformador para aislamiento, un interruptor automático de desconexión, para cuando la tensión de la red está fuera de márgenes (vigilante de tensión) y el correspondiente contador, en serie con el habitual y en sentido inverso, para medir la energía eléctrica inyectada en la red. El carácter modular de la tecnología fotovoltaica permite, al contrario que en la mayoría de las fuentes convencionales, un costo unitario y una eficiencia independiente del tamaño o la escala de la instalación; por ello los pequeños sistemas presentan un gran interés para la producción de energía descentralizada o independencia del usuario o consumidor. Entre las principales ventajas de estos sistemas se pueden mencionar las siguientes: Al generar en el mismo punto en que se produce el consumo, se eliminan las pérdidas en la transmisión (8-12 %) y de distribución (16-22 %) de la energía eléctrica. No producen contaminación ni efecto nocivo. Son sistemas modulares: permiten inversiones de forma progresiva. Los costos de operación y mantenimiento son incomparablemente inferiores a los de las termoeléctricas. Inicialmente, los sistemas fotovoltaicos de conexión a red se desarrollaron para centrales fotovoltaicas de gran tamaño. Tras comprobarse en la práctica que estas centrales trabajaban correctamente y en la medida en que avanzó el desarrollo de 28 la electrónica, se comenzaron a diseñar sistemas de menor envergadura, más pequeños y manejables. con la finalidad de ser instalados a modo de pequeñas centrales. 1.7.1 Conexión de la instalación con la red eléctrica En instalaciones pequeñas donde la conexión a red se hace en baja tensión tanto en monofásico como en trifásico, el esquema general para el caso monofásico seria la figura 1.13 En esta se observa tres bloques bien definidos y diferenciados, que son: 1. El Campo fotovoltaico, con una caja de conexión donde se reciben las líneas de los módulos y que es conveniente disponga de bornes seleccionables o preparadas para cortocircuitar y evitar problemas a la hora de manipular los módulos que caso de tener uno dañado. 2. Inversor, con sus borneras de entrada positivo y negativo, para el campo solar y salido (corriente alterna), así como el correspondiente borne para tierra de uso indispensable para este tipo de instalaciones. Debe mencionarse respecto a este punto que el punto de tierra debe ser único y general para la instalación y a este irán a parar todos los puntos tierra de cada equipo, así se evitaran graves accidentes. 3. Armario general de protección y medida, que deberá contener en serie: un interruptor termomagnético, un interruptor diferencial, un contador de la energía producida y otro que en contraposición medirá el consumo del sistema fotovoltaico. Independiente a estos dos contadores se encuentra el utilizado para el consumo eléctrico del usuario que se dispusiera antes de la conexión a red de los módulos. 29 Generalmente las conexiones a red trifásicas, si son de baja potencia suelen instalarse colocando tres inversores monofásicos conectados uno a uno en cada fase, esto supone que el circuito eléctrico estará formado por tres campos solares. Para sistemas más potentes se utiliza un inversor trifásico. En el esquema de la figura 1.14 Se puede observar el circuito eléctrico para una instalación trifásica con conexión a red utilizando tres inversores Figura 1.13 Esquema general a bloques de una instalación monofásica conectada a la red 30 Figura 1.14 Esquema general de una instalación fotovoltaica trifásica conectada a la red 1.7.2 Sistemas conectados a la red pública Cuando se requiera conectar una instalación fotovoltaica a la red de distribución, debe hacerse bajo un acuerdo con la compañía distribuidora local, acatando sus propios reglamentos de seguridad. Sin embargo, los siguientes son requerimientos 31 típicos que las compañías distribuidoras piden que las instalaciones a conectarse cumplan: La suma de las potencias del sistema fotovoltaico en régimen especial conectado a una línea de baja tensión no debe superar la capacidad de transporte de potencia de dicha línea en el punto de conexión, si este se encuentra en un centro de transformación la potencia conectada no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación. La variación de la tensión debido a la conexión y desconexión del sistema no debe superar un 5% en el bus de potencia al que se encuentra conectado. La conexión a la red debe hacerse por medio de un inversor trifásico para potencias mayores a 5 kW y por medio de inversores monofásicos a una de las distintas fases de un sistema trifásico para potencias menores a 5 kW. Cuando no haya tensión en la red el sistema fotovoltaico no podrá funcionar en isla. Las protecciones que deben existir en los sistemas fotovoltaicos son las siguientes: Debe existir una separación galvánica entre la red eléctrica y el sistema fotovoltaico por medio de un transformador de seguridad. Esta protección acostumbran traerlas adjuntas los inversores internamente. Debe existir un interruptor general manual (magnetotérmico omnipolar) con intensidad de cortocircuito determinado por la empresa distribuidora con la que se hace el trato. Este interruptor debe estar accesible a la compañía en todo momento para realizar la desconexión manual sin problemas. Este 32 interruptor puede ser bloqueado por la distribuidora para garantizar la desconexión del sistema fotovoltaico en caso de ser necesario. Debe existir un interruptor automático de la interconexión para la desconexión automática en caso de pérdida de tensión y/o frecuencia accionados por relés de máxima y mínima tensión (1.1 y 0.8 U n respectivamente) y de máxima y mínima frecuencia (61 y 59 Hz respectivamente). Todas las protecciones antes mencionadas pueden ir en un cuadro común de protecciones a la salida del sistema fotovoltaico. En conjunto con estas protecciones deben existir mediciones de energía servida y de consumo para su respectivo cobro o facturación respectivamente. Estos medidores de energía deben ser independientes el uno con el otro. Si ese fuera el caso (sistema fotovoltaico con dos medidores o contadores) se deben identificar los contadores para que no haya confusión a la hora de la lectura del mismo, identificándolos de la siguiente manera: Contador que mide la energía que sale del sistema fotovoltaico – “Salida”, Contador que mide la energía de consumo del sistema fotovoltaico– “Entrada”. 1.8 El módulo fotovoltaico Un módulo fotovoltaico es un conjunto de celdas solares conectadas de tal forma que reúna condiciones óptimas para su integración en sistemas de generación de energía, siendo compatibles, tanto en voltaje como en potencia, con las necesidades y equipos existentes en el mercado. (Figura 1.15). 33 Los módulos disponibles comercialmente vienen en tensiones de 12VDC y 24VDC, existiendo muy pocos de 6VDC, con potencias que van desde unos 10W hasta aproximadamente 150W. Las partes con las que todo módulo fotovoltaico está conformado, independientemente del tipo de celda que utilice, son las siguientes: Las celdas fotovoltaicas (elemento generador) Cubierta frontal transparente (generalmente vidrio templado), el cual protege a las celdas de la intemperie a la vez que permite el paso de la luz. Enmarcado y sistema de fijación, el cual será usado para sujetar el módulo al lugar donde funcionará. Conexiones eléctricas de salida (terminales positiva y negativa), la cuales se encuentran generalmente en cajas de conexión a prueba de intemperie en la parte posterior del módulo. Figura 1.15 Módulo fotovoltaico Típicos 34 1.9 Inversores DC/AC La transformación del voltaje continuo a voltaje alterno es necesario en todos los procesos en los que se parte de una fuente generadora que proporciona una tensión continua. (Celdas solares, celdas de combustible, etc.) O bien de un medio de almacenamiento en el que la energía eléctrica se ofrece como corriente continua (baterías). Los convertidores electrónicos que realizan la conversión DC- AC se denominan inversores, en la figura 1.16, se muestra su símbolo eléctrico. Se distingue entre inversores con conmutación a frecuencia fundamental o natural de salida, con técnicas multinivel, e inversores con conmutación a alta frecuencia y salida sinusoidal, estos últimos son de nuestro interés ya que son actualmente los más utilizados para instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red. Figura 1.16 Símbolo de un convertidor DC/AC o Inversor 1.9.1 Tipos de Inversores 1.9.1 .1 Inversores de onda cuadrada La mayoría de los inversores funcionan haciendo pasar la corriente continua a través de un transformador, primero en una dirección y luego en otra. El dispositivo de conmutación que cambia la dirección de la corriente debe actuar con rapidez. A medida que la corriente pasa a través de la cara primaria del transformador, la polaridad cambia 120 veces cada segundo. Como consecuencia, 35 la corriente que sale del secundario del transformador va alternándose, en una frecuencia de 60 ciclos completos por segundo. La dirección del flujo de corriente a través de la cara primaria del transformador se cambia muy bruscamente, de manera que la forma de onda del secundario es "cuadrada", representada en la figura 1.17, mediante color morado. Los inversores de onda cuadrada son más baratos, pero normalmente son también los menos eficientes. Producen demasiados armónicos que generan interferencias (ruidos). No son aptos para motores de inducción. 1.9.1.2 Inversores de onda senoidal modificada Son más sofisticados y caros, y utilizan técnicas de modulación de ancho de impulso. El ancho de la onda es modificada para acercarla lo más posible a una onda senoidal. La salida no es todavía una auténtica onda senoidal, pero está bastante próxima. El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada. En la figura 1.17, se representa en color azul. Son los que mejor relación calidad/precio ofrecen para la conexión de la mayoría de equipo no especializado. Figura1.17 Diferentes formas de onda en corriente alterna (60Hz) 36 1.9.1.3 Inversores de onda senoidal Con una electrónica más elaborada se puede conseguir una onda senoidal pura. Hasta hace poco tiempo estos inversores eran grandes y caros, además de ser poco eficientes (a veces sólo un 40% de eficiencia). Últimamente se han desarrollado nuevos inversores senoidales con una eficiencia del 90% o más, dependiendo de la potencia. La incorporación de microprocesadores de última generación permite aumentar las prestaciones de los inversores con servicios de valor añadido como telecontrol, contaje de energía consumida. Sin embargo su coste es mayor que el de los inversores menos sofisticados, (Figura 1.17). Puesto que sólo los motores de inducción y los más sofisticados aparatos o cargas requieren una forma de onda senoidal pura, normalmente es preferible utilizar inversores menos caros y más eficientes. 1.9.2 Características de los inversores conectados a la red eléctrica Los inversores que se utilizan para inyectar potencia a la red eléctrica deben cumplir con ciertas características mínimas como, seguimiento del máximo punto de potencia del generador fotovoltaico, conexión o desconexión de la red en función de las condiciones de esta y de la irradiancia que incide sobre el generador, detección de pérdidas de aislamiento, medidas de energía etc. Puesto que la salida de los inversores está conectada a la red eléctrica, el sincronismo con esta es un aspecto fundamental en el funcionamiento del inversor. El control principal debe ser algo prioritario, el cual se realiza mediante un seguimiento muy sensible de cualquier cambio que se dé en la red. Ello permite introducir las correcciones necesarias cada cierto tiempo. El control de la red se 37 realiza mediante un circuito analógico, que permite ajustes del sistema, mediciones de tensión, corriente y factor de potencia. Al arrancar los inversores, hay que esperar un tiempo hasta que empiecen a funcionar, esto se debe a que tienen que sincronizarse con la red. Es necesario que estén conectados a la red para poder arrancar. Para conseguir el mejor rendimiento de la instalación, el sistema de control de los inversores trabaja detectando continuamente el punto de máxima potencia (MPPT) de la característica tensión-corriente de los paneles fotovoltaicos. La situación de dicho punto de máxima potencia es variable, dependiendo de diversos factores ambientales, como variaciones en la radiación solar recibida o por variaciones de la temperatura de los paneles. A partir de los parámetros de la red eléctrica, de la situación del sincronismo, y el seguimiento del punto de máxima potencia, el sistema de control principal del inversor comunica al generador de forma de onda senoidal S.P.W.M. las acciones a realizar en cada momento. Durante los períodos nocturnos el inversor permanece parado vigilando los valores de tensión del bus DC del generador fotovoltaico. Al amanecer, la tensión del generador fotovoltaico aumenta, lo que pone en funcionamiento el inversor que comienza a inyectar corriente en la red si la potencia disponible en paneles supera un valor umbral o mínimo. 1.9.2.1 Componentes fundamentales de un inversor conectado a la red Control principal: Realmente se trata de la parte que incluye todos los elementos de control general, así como la propia generación de onda, que se suele basar en un sistema de modulación por ancho de pulso (PWM). En el control se incluye 38 también una gran parte del sistema de protecciones, así como funciones adicionales relacionadas con la construcción de la forma de onda. Etapa de potencia: Esta etapa, según los módulos disponibles, puede ser única, de la potencia del inversor, o modular, en cuyo caso se utilizan varias hasta obtener la potencia deseada. Es cierto que la reiteración de componentes en el caso de los sistemas modulares hace decrecer la fiabilidad, pero en contra partida nos asegura el funcionamiento, aunque sea limitado, en caso de fallo de alguna de las etapas en paralelo. Las últimas tecnologías apuestan firmemente por el trabajo en alta frecuencia de los puentes semiconductores, consiguiendo mucho mejor rendimiento, así como tamaños y pesos sensiblemente menores que los que no usan alta frecuencia para su funcionamiento. No obstante, el empleo de tecnología clásica en baja frecuencia sigue imperando en parte del mercado por sus buenos resultados, fiabilidad y bajo coste, siendo quizá su único inconveniente el mayor tamaño que presenta, aunque a decir verdad, sus medidas para uso en sistemas domésticos de 1 KW a 5KW no suponen gran dificultad a la hora de su instalación en cualquier lugar de la vivienda fotovoltaica conectada a la red. Toda etapa de potencia debe incorporar su correspondiente filtro de salida, cuya misión es el filtrado de la onda por un dispositivo LC, así como evitar el rizado en la tensión recibida de los módulos fotovoltaicos. 39 Control de red: Se trata de un modulo clave del conjunto del inversor, ya que su misión es hacer de interface entre la red y el control principal para el correcto funcionamiento del conjunto. En este circuito recae la tarea de sincronizar perfectamente la forma de onda generada hasta este momento por el inversor (Control principal + etapa de potencia) a la de la red eléctrica, ajustando la tensión, el sincronismo, el control de fase, etc. Seguidor del máximo punto de potencia: Su misión consiste en acoplar la entrada del inversor a generadores de potencia instantánea variables, como son los módulos fotovoltaicos, obteniendo de esta forma la mayor cantidad de energía disponible en cada momento del campo solar. En otras palabras, se encarga constantemente de mantener el punto de trabajo de los módulos fotovoltaicos en los valores de mayor potencia posible, dependiendo de la radiación existente en cada momento. 40 CAPITULO II: 2. ANALISIS DE SOMBRA Y SELECCIÓN DE AREA ADECUADA EN LOS EDIFICIOS DE LA UNIVERSIDAD DON BOSCO. 2.1 Introducción a las áreas a evaluar El uso de soluciones solares fotovoltaicas sobre cubiertas son las más habituales en los edificios, tanto de uso industrial como en otro tipo de edificios. A la hora de decidirse por esta solución energética hay que tener en cuenta varios aspectos fundamentales: Análisis del emplazamiento. Hay que analizar con detalle la accesibilidad y la seguridad que ofrece el espacio en el que se quiere instalar una cubierta solar fotovoltaica, así como la superficie disponible. Además, hay que estudiar al detalle la orientación y las sombras que puede haber sobre esta superficie, con el fin de diseñar una cubierta solar lo más eficiente posible y con la que se obtendrá un mayor rendimiento. Diseño de la instalación. Éste es el segundo paso a seguir tras tener claro el emplazamiento de la solución solar fotovoltaica. Es importante elegir una tecnología y un producto que se ajuste al lugar en el que estará ubicada la instalación solar, así como las condiciones climáticas. Ejecución de la instalación. Un vez que se ha decidido qué tipo de instalación se va a realizar, cómo se va a realizar y qué componentes son los más adecuados (tipo de módulos, inversores, etc.), llega el momento de que el proyecto se convierta en una realidad. 41 Mantenimiento. Las instalaciones solares fotovoltaicas tienen una vida útil de unos 30 años. Actualmente existen sistemas muy avanzados de monitorización que permiten controlar en cada momento la producción de la planta. Para realizar un estudio de las superficies disponibles para realizar la instalación de generadores fotovoltaicos en el campus de la Universidad Don Bosco nos valimos de algunos recursos para determinar las zonas más favorables para realizar la instalación y también que nos permitan cuantificar las pérdidas debido a los siguientes tres factores. Pérdidas por sombras Pérdidas por orientación Pérdidas por inclinación Los análisis antes descrito en este capítulo tomara en cuenta los valores de área en metros cuadrados dados en la tabla 2.1, estos fueron tomados de los planos de la universidad mediante el programa de dibujo Autocad. Estos mismos se obtuvieron considerando el mayor valor de área efectiva según la distribución de los techos para cada uno de los edificios. Los edificios considerados para el análisis se muestran en la figura 2.1 42 Figura 2.1 Vista planta del Campus Universidad Don Bosco. Nombre del edificio Área (A1) m² Área (A2) m² Aulas A 149.7 57.4 Aulas B 149.7 57.4 Aulas C 149.7 57.4 Magna A 51.9 24.9 Magna B 51.9 24.9 Magna C 182.0 0 Edificio de ortesis y prótesis 226.5 50.1 Citt Edificio 3 253.4 135.8 Citt Edificio 4 253.4 135.8 Citt Edificio 5 253.4 135.8 Citt Edificio 6 253.4 135.8 Edifico de profesores 72.5 29.2 Edificio administrativo R 72.5 29.2 Total 2,120.1 873.7 Tabla 2.1 Área de techos en los edificios de la Universidad Don Bosco. 1 1 Área calculada con ayuda del software AUTOCAD, midiendo en el plano de planta de la UDB 43 En las figuras 2.2, 2.3, 2.4, 2.5, 2.6, 2.7, 2.8 se muestran la vista en planta del techo en los edificios más representativos y el área a considerar para el análisis de pérdidas energéticas. Para el caso de los edificios de aulas A, B y C, la distribución de áreas es idéntica así como también los edificios del CITT. Figura 2.2 Vista en planta del edificio de aulas A y área a considerar. Figura 2.3 Vista en planta del aula magna A y el área a considerar. 44 Figura 2.4 vista en planta del Edificio 3 CITT (Laboratorios de Electrónica). Figura 2.5 Vista en planta Edificio Administrativo R y el área considerada. 45 Figura 2.6 Vista en planta aula magna C y área considerada. Figura 2.7 Vista en planta Edificio 8 CITT (ortesis y prótesis). 46 Figura 2.8 Vista en planta Edificio de profesores En el caso de los techos de los edificios del campus de la universidad el ángulo de inclinación es de aproximadamente 12°, el cual pudo medirse utilizando un nivel de burbuja que tiene incorporado un inclinometro de aguja, aprovechando esto, para nuestro estudio consideraremos este mismo ángulo al cual los paneles fotovoltaicos serán instalados en las áreas antes descritas. 2.2 Cubierta inclinada Las cubiertas o tejados inclinados son una solución constructiva muy antigua para facilitar la evacuación del agua. Está pendiente siempre y cuando esté orientada con un ángulo razonable hacia el sur, se puede aprovechar para proyectar una instalación fotovoltaica. Las plantas solares de este tipo se realizan normalmente sobre la cubierta, y su montaje es una de las soluciones más sencillas. Además, se puede instalar los módulos, sin la necesidad de calcular la distancia mínima entre módulos 47 consecutivos, ya que debido a la pendiente de la cubierta, los modulos no se harán sombra entre sí. Figura 2.9 Techo Edificio Ortesis y Prótesis Básicamente, hay dos posibles soluciones. Una es colocar una estructura encima de la cubierta, y la otra integrar la instalación al mismo nivel del techo. En función de la piel de la cubierta y la sujeción a la estructura se eligen diferentes tipos de anclaje para garantizar una instalación segura. Las inclemencias del tiempo no deberán interferir en la sujeción de los módulos, que siempre debe ofrecer la máxima garantía de seguridad. 48 2.3 Pérdidas por sombras Las pérdidas por sombras en los sistemas fotovoltaicos convencionales serán evaluadas por cualquier estructura cercana que pueda disminuir la captación de energía en los panales en una área determinada para el montaje de estos, para ello como se ha dicho antes nos apoyaremos en recursos confiables para dicho propósito. Es así que en la búsqueda de esta herramienta encontramos un software llamado censol 5 distribuido en Europa y específicamente en España. Figura 2.10 Menú principal software Censol 5 Pérdidas por sombreado al evaluarlas mediante el software censol 5 nos permiten: Estimación de las pérdidas anuales de captación debidas a la presencia de obstáculos, para cualquier latitud, inclinación y orientación de los captadores. Edición gráfica de obstáculos y superposición sobre la ventana solar. 49 Es así que para algunos edificios pre-seleccionamos calculamos las perdidas por sombra para la selección, a continuación hacemos la descripción de cómo lo hicimos. Para el cálculo de perdidas por sombrado es necesario definir el ángulo azimut del captador, es decir su desviación respecto del eje norte-sur, la inclinación a la que los módulos se montaran la cual será de 12º y la latitud del lugar la cual será 13.73º N ,que corresponde al municipio de Soyapango. 2.3.1 Angulo Azimut o desviación norte-sur. El ángulo azimut o la desviación norte-sur se define como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. Valores típicos son 0º para módulos orientados al sur, -90º para módulos orientados al este y +90º para módulos orientados al oeste. Figura 2.11 Desviación Norte sur de un captador o panel solar 50 Para asignar el signo y el sentido del ángulo desviación se utiliza la figura 2.12 Figura 2.12 Signo y sentido ángulo azimut. 2 2 Tomado del documento básico HE5, ahorro de energía, sección 5 contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica, España. 51 Para calcular el ángulo de desviación asumimos que nuestro captador se encuentra dentro del área seleccionada sobre el techo de los edificios del campus, como puede observarse en la figura 2.13 para el edificio de aulas C. Figura 2.13 Angulo de desviación N-S para el edificio de aulas C. Considerando lo anterior en la tabla 2.2 Se muestran la desviación norte-sur de cada área seleccionada en el techo de los edificios de la Universidad Don Bosco. 52 Edificio Área (A1) Área (A2) Orientación N-S (grados ) (A1) Orientación N-S (grados ) (A2) Inclinación Techos (grados) Aulas A 149.7 57.4 27 -64 12 Aulas B 149.7 57.4 26 -64 12 Aulas C 149.7 57.4 26 -64 12 Magna A 51.9 24.9 26 -64 12 Magna B 51.9 24.9 26 -64 12 Magna C 182.0 0.0 26 No aplica 12 Edificio de ortesis y protesis 226.5 50.1 25 -64 12 Citt Edificio 3 132.4 158.0 26 -64 12 Citt Edificio 4 132.4 158.0 26 -64 12 Citt Edificio 5 132.4 158.0 26 -64 12 Citt Edificio 6 132.4 158.0 24 -64 12 Edifico de profesores 72.5 29.2 -20 70 12 Edificio administrativo R 72.5 29.2 -20 70 12 Tabla 2.2 Desviación Norte Sur Edificios UDB 2.3.2 Cálculo de pérdidas de radiación solar por sombras En este apartado buscaremos cuantificar las pérdidas mediante los siguientes puntos:  Localizar los principales obstáculos, estableciendo sus coordenadas de posición.  Representar el perfil de obstáculos en el diagrama de trayectorias del sol.  Calculo de perdidas por sombreado. 53 Para entender como el software calcula las perdidas por sombreado analizaremos primero un ejemplo sencillo en el cual el área donde se ubicaran los captadores tiene solo un obstáculo circundante que produce sombra. Ejemplo: Instalación solar formada por una fila de captadores solares situada sobre un edificio de 3 plantas. El edificio forma -30º con la dirección sur, esto es, está en dirección S-SE. El centro de la fila se marca mediante el punto y se sitúa a 2 metros del borde del edificio, supondremos una inclinación 15º. Figura 2.13 vista en planta del ejemplo de aplicación software Para realizar el cálculo de sombras se marcan 5 puntos en el edificio que va a producir sombras sobre los captadores. Se supone que la diferencia de altura entre los edificios es de 7 metros. Lo primero es definir nuestro marco de referencia, es decir, un sistema de ejes cartesianos que nos permitan asignar coordenadas a los puntos seleccionados que representaran al obstáculo visto desde el área donde se ubicara el captador, 54 tomamos nuestro origen en el centro de la fila o al centro del área donde se ubicarán nuestros módulos. Figura 2.14 Coordenadas cartesianas del ejemplo de aplicación Se adopta la convención de signos mostrada en la figura 2.14 para el marco referencial y se obtienen las coordenadas de los puntos que generaran sombra visto desde los captadores solares en metros. Los datos de entrada para el software son el ángulo azimut visto desde el área donde estarán los módulos y el ángulo de elevación para cada punto seleccionado, debemos recordar que la selección de los puntos, se realiza con el fin de representar el perfil de sombra del edificio u objeto que esta frente al área que nos interesa evaluar. 55 Para calcular el ángulo azimut primero debemos calcular el Angulo horizontal para cada punto seleccionado, como ya conocemos las coordenadas que básicamente son distancias en metros calculamos el ángulo del triangulo rectángulo para cada punto, como se muestra en la figura 2.15. punto 1 para definir el obstáculo altura (X) θ Origen Captador base del triangulo (Y) Figura 2.15 Triangulo rectángulo formado por las coordenadas x-y, para cada punto seleccionado. El ángulo teta (θ), es el ángulo horizontal o el ángulo visto de planta con respecto al eje Y. Para el caso del punto 1 del obstáculo aproximadamente - 49. 4º, como puede verse en la figura 2.16 Figura 2.16 Se muestra, (vista en planta), el ángulo horizontal para el punto 1 y la desviación N-S 56 Para calcular el ángulo azimut visto desde los captadores utilizamos la siguiente ecuación. Donde: θ: es el ángulo Azimut. α : Es la desviación norte sur θcaptador: Es el ángulo horizontal Para calcular el ángulo de elevación o la altura, calculamos primero la hipotenusa del triangulo de la figura 2.16. Utilizando el teorema de Pitágoras. Una vez calculada la hipotenusa del triangulo visto de planta, esta se convierte en la base del triangulo que nos deja ver la elevación visto de perfil. En la figura 2.17 se muestra la vista de los edificios y el triangulo que nos da el ángulo de elevación para el primer punto del objeto. Para calcular el ángulo de elevación α, utilizamos la definición de la función arcotangente. Figura 2.17. Vista de perfil de los edificios, mostrando el ángulo de elevación para el punto 1 57 Este cálculo se hace para los 5 puntos que defina el perfil de sombra del objeto, para este ejemplo se obtienen los valores de azimut y elevación mostrados en la tabla 2.3 X Y Z Angulo horizontal Azimut Altura -14 12 7 -49.40 -79.40 20.79 -6 12 7 -26.57 -56.57 27.55 0 12 7 0.00 -30.00 30.26 6 12 7 26.57 -3.43 27.55 11 12 7 42.51 12.51 23.27 Tabla 2.3 Coordenadas del ejemplo de aplicación censol 5 Seleccionamos en el menú principal del censol 5 la opción pérdidas por sombreado, como se muestra en la figura 2.18. Figura 2. 18 Menú principal Censol 5 Aparecerá la pantalla para el cálculo, en la cual debemos introducir los datos de latitud, desviación norte sur e inclinación de los paneles. Ver figura 2.19 para 58 nuestro ejemplo aproximamos nuestra latitud a 14º Norte, desviación -30º e inclinación 15º. Una vez introducidos los datos anteriores procedemos a dibujar el objeto utilizando las coordenadas calculadas, es decir, el azimut y la altura. Damos click al botón editar obstáculo y aparecerá la pantalla mostrada en la figura 2. Y colocamos los pares azimut-altura que dan forma al obstáculo, rellenamos el interior ya que es un objeto solido, como se muestra en la figura 2.20 Figura 2.19 Pantalla de cálculo de perdidas por sombra censol 5 Una vez editado el objeto volvemos, a la pantalla de cálculo dando clic en volver a diagrama y calculamos las perdidas dando clic en el botón calcular perdidas que para este caso son de un 5%, ver figura 2.21 59 Figura 2.20 Pantalla de edición de obstáculos Censol 5 Figura 2.21 Calculo de pérdidas ejemplo de aplicación. 60 El siguiente ejemplo se plantea con el propósito de explicar la metodología empleada para el cálculo de perdidas por sombra en áreas de los techos de los edificios de la Universidad Don Bosco. . La instalación solar en el edificio de la magna C está formada por el “área 1” situada sobre el techo y es mostrada en la figura siguiente, la magna c tiene una desviación norte-sur de 26° y los puntos donde ubicamos las obstáculos son los puntos (p1, p2, p3, p4) todos referidos a los ejes XY, que asumiremos convencionalmente y que pasan sobre el centro del “área 1” Figura 2.22. Vista en planta magna C y sus obstáculos circundantes El establecimiento de las coordenadas en el plano está realizado en Auto CAD la determinación de la altura (Δz) se realizo según el lugar en estudio con instrumentos de medición. 61 Área 1 x y Δz p1 -20,16 -14,89 0 p2 -8,32 -26,59 3,5 p3 11,53 -26,59 3,5 p4 22,86 -14,89 0 Tabla 2.4 Coordenadas para el objeto circundante a la magna C Ya con el establecimiento de las coordenadas se buscara:  Determinación del ángulo horizontal  Determinar el azimut  Determinar la altura Esto tendrá como meta proporcionar los insumos que más adelante se explicara a detalle para la realización de estudio de sombras para cada una de las áreas en análisis, esto se hará con el software Censol 5. Con ayuda de las hojas de cálculo se determina el ángulo horizontal, para ello se supondrá lo siguiente: Siendo α; el ángulo horizontal en grados. Para el p1 el valor es 36° aproximadamente. 62 Para determinar el azimut emplearemos nuevamente una hora de cálculo con el fin de facilitar el trabajo, que se podría hacer con una calculadora de bolsillo. Esto se realizara utilizando la siguiente fórmula: Esto nos dice que el valor del azimut será la suma de el ángulo horizontal más la desviación norte-sur de los captadores, en este caso tomaremos la desviación que es variable en los edificios. Figura 2.23 Perfil general de los edificios en el campus de la Universidad Don Bosco 63 Figura 2.24. Vista en planta general del techo en los edificios de la Universidad Don Bosco. Figura 2.25 Vista en planta del área ocupada por captadores y el edificio 8 Citt En el caso específico de p1 el valor obtenido de θ es de 62° aproximadamente. Finalmente el último insumo que se necesita para la elaboración de análisis por 64 sombra mediante el software censol 5 es la determinación de la altura medida en grados. Para cada uno de los puntos (p1, p2, p3, p4) se deberá hacer el mismo análisis, es así que en la siguiente figura generalizamos para cinco puntos y se muestra la vista. Figura 2.26 Vista en planta de los puntos, que forman el perfil de sombra Edificio 8 Citt. Una forma un poco mas practica de ver el anterior diagrama es el siguiente donde es necesario determinar D1. Donde: D1: se calcula por la ley de Pitágoras 65 La fórmula para determinar la altura es la siguiente: β=arctg (Δz /√ (xˆ2+yˆ2)) Para el caso específico de p2 el valor de β es de 7.16° En resumen a continuación se presenta la captura de pantalla que se realizo en la hora de cálculo para nuestro ejemplo del edificio magna C. Tabla 2.5 Coordenadas de obstáculos y perdidas para la magna C Es así que en la opción del programa censol 5 “pérdidas por sombreado” introducimos los datos en los cuales hemos trabajado. Los puntos (p1, p2, p3, p4) representan el perfil de sombra que hace el edificio de ortesis y prótesis al edificio de la magna C, además deberemos introducir los valores latitud del lugar, inclinación en este caso del techo y la desviación con respecto al eje formado entre norte-sur . 66 Área 1 azimut (º) altura (º) p1 62.45 0.00 p2 98.63 7.16 p3 -40.56 6.89 p4 -7.08 0.00 Tabla 2.6 Coordenadas angulares del obstáculo circundante al área seleccionada magna C Plotemos los puntos mediante la opción “editar obstáculos” y mediante la opción “calcular perdidas” nos muestra el porcentaje de cuanto dejamos de percibir de energía por sombreado, esto se muestra en la grafica de la figura 2.27. Figura 2.27 Perfil de sombra ploteado en Censol5 magna C Para el caso especifico del edificio magna C el porcentage de perdidas por sombreado es de 0% 67 Figura 2.28 Promedio de pérdidas anuales por sombra 2.3.3 Elevaciones de edificios en el campus de la Universidad Don Bosco. Las elevaciones en los edificios del campus de la Universidad Don Bosco es importante estudiarlos debido a las pérdidas que estos pueden producir a las áreas preseleccionadas para el estudio. Empezaremos describiendo este apartado en las aulas estándar A, B, C. De antemano hay que subrayar que solo tomaremos en cuenta elevaciones debido a la infraestructura, dejando a un lado por el momento los árboles que pudiesen producir sombras en las áreas de montajes para los módulos fotovoltaicos. En los techos en los que se ha realizado los estudios de perdidas por de sombras circundantes, orientación e inclinación se ha considerado la siguiente convención; para los techos del centro de Investigación y Transferencia de Tecnología (CITT), el área 1 está compuesta por dos regiones debido a que tiene la misma inclinación y la misma orientación norte-sur. En cuanto el área 2; se compone de una solo región sobre los techos, como se muestra en la figura siguiente. 68 Figura 2.29.Vista en planta de las dos clases de techos en el campus; a) edificios 3, 4, 5 y 6 del CITT. b) Aulas estándar y magnas A, B, C, edifico de ortesis y prótesis, edificio de profesores y administrativo R Las pérdidas por sombras obtenidas en el edificio de las aulas estándar A, son aproximadamente de cero por ciento, y se debe a que los edificios circundantes tiene la misma altura como se ve en la figura siguiente, esto hace que en áreas preseleccionadas sea factible el montaje de paneles fotovoltaicos en este edificio. Figura 2.30: Izquierda Centro de Desarrollo Integral Universitario, derecha aulas estándar C En las aulas estándar A y B la diferencia de alturas es mínima, y así mismo como en el caso anterior las perdidas por sombras son cero esta condición hace favorable la instalación de paneles fotovoltaicos, en estas áreas preseleccionadas. 69 Figura 2.31, Izquierda aulas estándar B, derecha aulas estándar A En el caso del edificio magna A, las pérdidas solamente por sombras alcanzan valores de cuatro por ciento para el área 1 y de trece por ciento para el área 2, esto nos hará considerar si este edificio cumple o no con las para la generación de energía eléctrica. Figura 2.32, izquierda magna A, derecha fondo aulas estándar A Las perdidas por sombras en la magna B, en el área 1 y en el área 2 son tres por ciento y de dieciocho por ciento respectivamente, esto nos hará considerar según un criterio que se presentara más adelante la selección o descarte de estas áreas. 70 Figura 2.33 Izquierda aulas estándar B, derecha magna B, La diferencia en alturas para el estudio de sombras entre la Magna C y el edificio de ortesis y prótesis es de 3.5 metros aproximadamente, esta diferencia así como en los casos anteriores es tomada desde el punto central de la ubicación del montaje de los paneles fotovoltaicos en la magna C hasta el punto más alto de el techo del edificio de ortesis y prótesis. La figura 2.34 muestra la elevación existente. La región seleccionada en el edificio de la magna C solo es el área 1. Las perdidas las pérdidas promedio anuales por sombras son de cero por ciento, lo cual para fines de generación en este estudio es muy favorable. Figura 2.34, Izquierda magna C, derecha edificio de ortesis y prótesis 71 En las áreas de los techos, de las zonas de laboratorio preseleccionadas para el análisis del estudio de sombras de los edificios dos áreas estas se muestran en la figura 2.35. El área 2 del techo del edificio tres está orientada al edificio dos y las pérdidas debido a estos son de uno por ciento, considerando también que esta área 2 está afectada por una especie de respiradero presente en todos los edificios del CITT. El área 1, conformada por las partes descritas al inicio en la figura 2.4, tiene un porcentaje de pérdidas de cero por ciento. La elevación en el punto más alto del respiradero de los edificios del CITT se ha estimado en 1.5 metros, esta altura es utilizada para calcular las perdidas por sombra mediante el programa censol 5. Figura 2.35. Fondo edificio número 3 donde se puede apreciar la entrada de luz y ventilación del los edificios del CITT, frente edificio número 2 La diferencia de niveles entre el edificio 4 y el edificio 3 no existe, solo se considera el punto más alto que es de 1.5 metros (antes descrito) para el estudio de sombras. Para el área 1 las pérdidas estimadas es de cero por ciento y para el área 2 el valor de perdidas por sombres es de uno por ciento que es lo que se debe a la sombra que hace el respiradero sobre esta área. 72 Figura 2.36.Izquierda edificio 4, derecha edificio 3. La diferencia de nivel considerada es de 1.5 metros. Como en los casos anteriores la diferencia de niveles es cero, y las pérdidas en las aéreas 1 y 2 son cero y uno por ciento respectivamente. Figura 2.37, Izquierda edificio 4, derecha edifico 5 Finalmente en la zona de laboratorios del campus de la universidad los edificios 5 y 6 tienen perdidas similares, en el área 1 no presenta perdidas por sombreado y el área 2 como en los casos anteriores llegan al uno por ciento. 73 Figura 2.38, Izquierda edificio 5, derecha edificio 6 Al inicio de este apartado subrayamos el hecho de no considerar las pérdidas que pueden darse por los arboles que rodean los edificios. Este es el caso particular de los edificios de profesores y el edificio administrativo, las pérdidas por sombreado por infraestructura circundantes es cero para las áreas 1 y 2. Al final de este estudio propondremos las recomendaciones respectivas. 2.4 Perdidas por orientación e inclinación El objeto de este apartado es determinar las pérdidas de radiación solar debido a la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles. Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de: a) ángulo de inclinación, β definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. Su valor es 0 para módulos horizontales y 90º para verticales. b) ángulo de azimut, α definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. Valores 74 típicos son 0º para módulos orientados al sur, -90º para módulos orientados al este y +90º para módulos orientados al oeste. Figura 2.39. Orientación e inclinación de los módulos Para el cálculo de perdidas utilizamos nuevamente el software censol 5, seleccionamos en el menú principal perdidas por posición como se muestra en la figura 2.40. Figura 2.40. Menú Principal Censol 5 Los datos que debemos ingresar al programa son la latitud, la inclinación de los módulos y la desviación norte sur. El software es capaz de calcular las pérdidas 75 promediando los doce meses del año o en un período en cual tengamos interés. Para nuestro caso y consideramos calcular las pérdidas mensuales con el software y luego promediar el año, para cada edificio. En general se consideraron dos aéreas por edificio, para cada área debe hacerse el cálculo de perdidas por orientación e inclinación mensual. Como podemos ver en la figura 2.41 en la cual se muestra el cálculo para el mes de enero del área 1 en el edificio de aulas A. Los ángulos de desviación se toman de la tabla 2.2, que para el caso del área 1 del edificio A es 26º y 12º de inclinación. Para este mes el área tiene una pérdida del 9%. Figura 2.41. Calculo por inclinación y orientación edificio de aulas A, área 1, mes enero. En la tabla 2.7 se muestran las pérdidas anuales por orientación y inclinación para las aéreas seleccionadas en los edificios del campus de la UDB. Como puede verse las perdidas oscilan entre el 5% y un 7% anualmente. En la figura 2.42 se muestra un grafico de la tendencia anual de las perdidas según el área de cada edificio. 76 Tabla 2.7. Perdidas por orientación e inclinación edificios UDB 3 3 Datos calculados mediante el software censol 5 Edificio A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 A1 A2 Aulas A 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Aulas B 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Aulas C 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Magna A 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Magna B 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Magna C 9.0% 4.0% 1.0% 2.0% 6.0% 10.0% 8.0% 4.0% 0.0% 2.0% 7.0% 10.0% 5.3% 0.0% Edificio de ortesis y protesis 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Citt Edificio 3 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Citt Edificio 4 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Citt Edificio 5 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Citt Edificio 6 9.0% 14.0% 4.0% 8.0% 1.0% 3.0% 2.0% 2.0% 6.0% 5.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 12.0% 10.0% 15.0% 5.3% 6.9% Edifico de profesores 8.0% 15.0% 4.0% 9.0% 0.0% 3.0% 2.0% 2.0% 7.0% 4.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 13.0% 10.0% 16.0% 5.2% 7.2% Edificio administrativo R 8.0% 15.0% 4.0% 9.0% 0.0% 3.0% 2.0% 2.0% 7.0% 4.0% 10.0% 7.0% 8.0% 6.0% 4.0% 3.0% 0.0% 2.0% 2.0% 6.0% 7.0% 13.0% 10.0% 16.0% 5.2% 7.2% Promediojulio agosto septiembre octubre noviembre diciembrejunioenero febrero marzo abril mayo 77 Figura 2.42 Promedio anual de perdidas por orientación e inclinación 4 4 Grafica realizada, tomando el promedio de pérdidas anuales, por orientación e inclinación calculadas con el censol 5 78 2.5 Selección del área adecuada en los edificios de la Universidad Don Bosco En la actualidad en El Salvador, no se cuenta con algún criterio para la selección de instalaciones de generación eléctrica utilizando tecnología fotovoltaica, es por eso se nos hace necesario regirnos por algunas normativas o criterios para este estudio; que nos puedan ayudar a decidir qué áreas que se plantean, son las idóneas o que pueden ser dentro de esos parámetros las indicadas, para la selección. En la búsqueda de criterios de selección, consultamos algunas normativas que se adecuen al estudio que estamos presentando. Es así que debido al avance de este tipo de tecnología con que cuenta España y la diversidad de criterios para la selección nos basamos en: “HE 5 Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica”, que es un apartado normativo del departamento de energías renovables de ese país. Como indica la grafica siguiente para junio del 2009, en España contaba con un 69% de las instalaciones más grandes del mundo. El apartado HE 5 está incluido en el “documento básico de ahorra de energías”, del años 2006 en España y consiste esencialmente, que toda persona que se adhiere a esta normativa entra automáticamente a los beneficios que el gobierno estatal ofrece por contar con un instalación de generación fotovoltaica. Éste no nuestro caso pero HE5, nos ayuda a contar con una base para el criterio de selección de las áreas de los techos en los edificios de la Universidad Don Bosco. Estos criterios son los siguientes: 79 Las pérdidas por orientación e inclinación deben ser menores o iguales al 10% Las pérdidas por el análisis de sombras deben ser menores o iguales al 10% En el caso en donde las perdidas por orientación e inclinación sean máximas; es decir de 10 % y las perdidas por sombreados también lo sean el valor total se asumirá de 15% 80 Tabla 2.8. Selección del area adecuada en los edificios de la UDB, considerando las perdidas energeticas Nombre del edificio Área (A1): perdidas por sombras Área (A2): perdidas por sombra Área (A1): perdidas por orientación e inclinación Área (A2): perdidas por orientación e inclinación selección Aulas A 0.0% 0.0% 5.3% 6.9% se acepta Aulas B 0.0% 0.0% 5.3% 6.9% se acepta Aulas C 0.0% 0.0% 5.3% 6.9% se acepta Magna A 4.0% 13.0% 5.3% 6.9% se rechaza Magna B 3.0% 18.0% 5.3% 6.9% se rechaza Magna C 0.0% No aplica 5.3% 0.0% se acepta Edificio de ortesis y protesis 0.0% 0.0% 5.3% 6.9% se acepta Citt Edificio 3 0.0% 1.0% 5.3% 6.9% se acepta Citt Edificio 4 0.0% 1.0% 5.3% 6.9% se acepta Citt Edificio 5 0.0% 1.0% 5.3% 6.9% se acepta Citt Edificio 6 0.0% 1.0% 5.3% 6.9% se acepta Edifico de profesores 0.0% 0.0% 5.2% 7.2% se acepta Edificio administrativo R 0.0% 0.0% 5.2% 7.2% se acepta 81 2.6 Análisis de pérdidas para el multigimnasio Don Bosco Consideraremos para nuestra propuesta una infraestructura más, el techo del multigimnasio Don Bosco, que a pesar que no es parte del campus de la UDB merece tomarse en cuenta debido, al gran área que posee y a que no existe una estructura física en la ciudadela Don Bosco más alta que esta, por ello esta área no tendrá perdidas por sombreado solamente por desviación N-S é inclinación. Además la subestación se encuentra muy accesible para poder conectarse a la red. En la figura 2.44 podemos observar una vista en perspectiva del muligimnasio. La desviación Norte-sur ó el ángulo azimut del multigimnasio es de 26º como podemos ver en la figura 2.45. El techo del multigimnasio está dividido en ocho tramos, cada tramo tiene una inclinación distinta por ello es necesario evaluar cada tramo con su ángulo de inclinación. Figura 2.44 Vista en perspectiva del multigimnasio 82 Figura 2.45 Vista en planta multigimnasio Don Bosco, indicando el azimut del área 83 Los tramos son definidos por las vigas o tubos que sostienen los tramos de lámina que forman el techo, cada tramo tiene una longitud aproximada de 5 metros. El primer tramo se ubica en la parte más alta del techo. Las bridas de unión entre las vigas consecutivas las tomamos como las cotas de cada tramo, como se muestra en la figura 2.46. ¡ Figura 2.46 Viga que sostiene el primer tramo de techo del multigimnasio 84 Para el primer tramo el ángulo de inclinación es de 15º, en la figura 2.47 se muestra la vista en planta de los tramos del 1 al 8 y su respectiva inclinación. Figura 2.47 Vista en planta del multigimnasio y la inclinación de cada tramo En la figura 2.48 se muestra el último tramo de techo del multigimnasio, este tiene una inclinación de 5º. Figura 2.48 Vista de perfil del tramo 8 del techo multigimnasio 85 Conociendo la inclinación para cada tramo y la desviación norte sur ó azimut, podemos utilizar nuevamente el programa censol 5 para calcular las perdidas por orientación. Como se hizo anteriormente se calcula para cada mes y luego calcular el promedio anual. Para el primer tramo se introducen la latitud, la cual se aproxima a 14º Norte, desviación N-S 26º e inclinación 15º, En la figura 2.49 puede verse la captura del programa censol 5, con los datos anteriores en el cual se calcula las pérdidas para el mes de enero, para este mes son del 7%. Figura 2.49 Captura de pantalla del programa censol 5, Calculo de pérdidas para enero En la tabla 2.9 se muestra las pérdidas mensuales calculadas con el censol 5 y el promedio anual en la última columna. La figura 2.50 muestra la tendencia de la perdida por tramo en promedio anual, estas oscilan entre 5 % al 5.6%. 86 PORCENTAJE DE PÉRDIDAS EN MULTIGIMNSIO. (%) Tabla 2.9 Pérdidas anuales para el multigimnasio en cada tramo Figura 2.50 Promedio de perdidas energeticas para el multigimnasio Don Bosco 4,80% 5,00% 5,20% 5,40% 5,60% 5,80% Perdidas Energeticas Multigimnasio Perdidas Energeticas Tramo del techo inclinación (º) enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre Promedio anual (%) Tramo 1 15 7.0 3.0 1.0 3.0 8.0 12.0 10.0 5.0 1.0 2.0 6.0 9.0 5.58 Tramo 2 13 8.0 4.0 1.0 2.0 7.0 10.0 9.0 4.0 1.0 2.0 7.0 10.0 5.42 Tramo 3 12 9.0 4.0 1.0 2.0 6.0 10.0 8.0 4.0 0.0 2.0 12.0 10.0 5.67 Tramo 4 11 9.0 4.0 1.0 2.0 6.0 9.0 8.0 3.0 0.0 3.0 8.0 11.0 5.33