Source: https://www.scribd.com/document/41721492/Calculo-Energia-Solar
Timestamp: 2016-10-23 09:58:35+00:00

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BrowseBrowseInterestsBiography & MemoirBusiness & LeadershipFiction & LiteraturePolitics & EconomyHealth & WellnessSociety & CultureHappiness & Self-HelpMystery, Thriller & CrimeHistoryYoung AdultBrowse byBooksAudiobooksComicsSheet MusicBrowse allUploadSign inJoinBooksAudiobooksComicsSheet MusicUniversidad de San Carlos de Guatemala Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Mecánica EléctricaDISEÑO DE UN SISTEMA FOTOVOLTÁICO RESIDENCIAL CON CAPACIDAD PARA VENTA DE ENERGÍA A LA RED DE DISTRIBUCÍON
Oscar Marcelo Díaz Castillo Asesorado por el Ing. Otto Fernando Andrino
DISEÑO DE UN SISTEMA FOTOVOLTÁICO RESIDENCIAL CON CAPACIDAD PARA VENTA DE ENERGÍA A LA RED DE DISTRIBUCIÓN TRABAJO DE GRADUACIÓN PRESENTADO A LA JUNTA DIRECTIVA DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA POR OSCAR MARCELO DÍAZ CATILLO ASESORADO POR EL ING. OTTO FERNANDO ANDRINO AL CONFERÍRSELE EL TÍTULO DE INGENIERO MECÁNICO ELÉCTRICO
Ing. Murphy Olympo Paiz Recinos Lic. Amahán Sánchez Álvarez Ing. Julio David Galicia Celada Br. Br. Kenneth Issur Estrada Ruiz Elisa Yazminda Vides Leiva
TRIBUNAL QUE PRACTICÓ EL EXAMEN GENERAL PRIVADO DECANO Ing. Sydney Alexander Samuels Milson EXAMINADOR Ing. Otto Fernando Andrino González EXAMINADOR Ing. Gustavo Benigno Orozco Godínez EXAMINADOR Ing. Esdras Feliciano Miranda Orozco SECRETARIO Ing. Pedro Antonio Aguilar Polanco
DISEÑO DE UN SISTEMA FOTOVOLTÁICO RESIDENCIAL CON CAPACIDAD PARA VENTA DE ENERGÍA A LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Tema que me fuera asignado por la Dirección de la Escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica. el 1 de febrero de 2005.
Oscar Marcelo Díaz Castillo
. EIME 22.HONORABLE TRIBUNAL EXAMINADOR
Cumpliendo con los preceptos que establece la ley de la Universidad de San Carlos de Guatemala. ref.2005.
César Augusto Díaz Mendoza y Clara Luz Castillo de Díaz.
Rodolfo. por darme la vida y por permitir alcanzar este triunfo.
Porque en ella encontré consuelo en los momentos mas difíciles de mi vida.
Miguel Ignacio. por darme la existencia y el privilegio de obtener este triunfo. por representar lo mas importante en mi vida.
Juanita. Josefina y Adolfo. como hombre y como profesional. mi eterna gratitud por su cariño
. Graciela.ACTO QUE DEDICO A:
Por acompañarme en todo momento.
Teresa. por deberles junto a mis padres mi formación y apoyo. el cual es también suyo.
. por la hermandad que nos ha unido.
Por demostrarme su apoyo.
LA FACULTAD DE INGENIERÍA:
En especial a la Escuela de Mecánica Eléctrica. relación fraternal entre nosotros y porque sé que siempre podré
Maria Gabriela y Adolfo. por el cariño que me brindan y por darme alegría.
MIS CATEDRATICOS:
Por transmitir sus valiosos conocimientos a los futuros ingenieros.
LA UNIVERSDAD DE SAN CARLOS DE GUATEMALA:
Por ser la casa de estudios donde se forman los mejores profesionales de Guatemala y por ser “Grande entre las del mundo”. lealtad. por ser mis primeros y mejores amigos. semillero del desarrollo de nuestro país.
MIS SOBRINAS:
Gaby y Teresita. por permitir mi formación en sus ilustres aulas.MIS HERMANOS:
Oswaldo y José Fernando. afecto y sinceridad desinteresadamente. por mantener esa especial confiar en ellos.
lugar que me vio nacer y donde tengo mis mas grades anhelos y esperanzas.
.MI PAÍS:
por la valiosa ayuda prestada para la realización de este trabajo.
sugerencias para la concreción definitiva de
Ing.AGRADECIMIENTOS
A MI REVISOR:
Ing. por este trabajo. Gustavo Orozco.
Vinicio España. por permitirme realizar el año de práctica bajo su supervisión. por sus consejos apoyo en la realización de este trabajo. Otto Andrino. Carlos Aníbal Chicojay.
3 2.ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES ______________________________________ V TABLAS ________________________________________________________ VII GLOSARIO _______________________________________________________ IX RESUMEN ______________________________________________________ XIII OBJETIVOS _____________________________________________________ XV INTRODUCCIÓN-------------------------------------------------------------------------.2
Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombra _______ 29
.1 2.4 2.2 2.1. 1.
Energía solar y su importancia _______________________________ 1 1.XVII
FUNDAMENTOS SOBRE LA ENERGÍA SOLAR ________________________1
1.5 Principio de funcionamiento de la celda solar fotovoltáica_________13 Determinación del tamaño de las celdas solares en función de la Cantidad de energía eléctrica producida ______________________ 23 Ubicación de los paneles fotovoltáicos _______________________ 24 Cálculo de las pérdidas____________________________________ 25 2. Utilización de la energía solar________________________________ 5
MÓDULO SOLAR FOTOVOLTÁICO __________________________ 13 2.1.1.2. 1.5.1 Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador fotovoltáico __________________________ 25
potencia de DC requerida ______________________________________________ 20
2.2. Naturaleza de la energía solar_________________________ 2 Utilización de la energía solar en Guatemala _____________6 Utilización de la energía solar en otros países ____________ 8
2.1 Características de la interconexión a la red ______ 52 3.1. 3.2.2 Sistema aislado contra sistema conectado a la red _________ 36 3.2.2 3.1.5 3.1.1 3.2.1 Introducción ____________________________________________ 83 4.1.6 3.1.1.1.2.1.3 3.4 Sistema de interconexión y protección
_____________________________________________________________ 52 Punto de interconexión __________________ 59 Componentes y materiales del sistema ________________________ 62 Sistemas generadores fotovoltáicos ____________________ 63 Estructura de soporte _______________________________ 66 Inversores ________________________________________ 70 Cableado ________________________________________ 73 Medición ________________________________________ 74 Protección _______________________________________ 76 Puesta a tierra de la instalación fotovoltáica _____________ 77 Armónicos y compatibilidad electromagnética ___________ 78
Reparación y prueba _______________________________________ 79 Mantenimiento ___________________________________________ 80
RETRIBUCIÓN DEL KWH VERTIDO A LA RED _______________ 83 4.2.1.1 3.2.1.1 3.1.3 3.3 Esquema de conexión ______________________________ 48 3.2.1.4 3.3.1 4.3.7 3.1.3.8 3.2.2 3.1 Generación distribuida ______________________ 38 Conexiones a la red ________________________________ 40 3.2.1 Medida de la potencia instalada de una central fotovoltáica conectada a la red eléctrica ______________________________ 44 3.3
INSTALACIONES FOTOVOLTÁICAS CONECTADAS A LA RED _35 3.1 Introducción ____________________________________________ 35 3.2 Situación actual de la legislación sobre energías renovables en Situación en otros países ____________________________ 84
Guatemala ___________________________________________________________ 83
1 4.2 4.2.4.4.3 Cálculo del costo por capacidad de generación según la época del año (Ccge) _________________________________________ 95 4.4.1
Necesidad de legislación en Guatemala _______________________ 86
Propuesta para proyecto de ley como normativa para la inserción de sistemas 4.4.4 4.2 5 Discusión sobre el precio de la energía vertida ________ 98 Forma de retribución ______________________________________ 99 Retribución mensual ________________________________ 99 Retribución anual __________________________________ 100
COSTO Y RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ______________ 101 5.3 4.2 5.5.4.2 Cálculo del costo de recuperación de la inversión (CRI) ____ 91 Cálculo del costo por capacidad de generación según la región
fotovoltáicos conectados a la red en Guatemala _____________________________ 86
(Ccgr) ______________________________________________________________ 93 4.1.4. 4.5 Precio del Kwh _________________________________________ 97 4. ___________________ 90 4.1 5.5.4.4 Retribución de la energía __________________________________ 89 Modelo para determinar el precio por Kwh.1 4.3 Cálculo de la producción anual esperada _____________________ 101 Costo de un sistema fotovoltáico conectado a la red ____________ 105 Determinación del tiempo de recuperación de la inversión _______ 108
CONCLUSIONES______________________________________________ 117 RECOMENDACIONES_________________________________________ 119 BIBLIOGRAFÍA ______________________________________________ 121 ANEXO 1 _____________________________________________________ 123 ANEXO 2 _____________________________________________________ 129 ANEXO 3 _____________________________________________________ 133
UA33 telemecanique Relevador Zelio de voltaje RM4 .UA33. esquema interno
4 7 14 26 26 28 29 30 31 33 41 43 43 48 49 50 51 54 54
Distribución de la radiación solar al penetrar la atmósfera Iluminación fotovoltáica para los habitantes del caserío Pisuche Comparación de una celda fotovoltáica y un diodo Ángulo de inclinación β Ángulo de azimut α Gráfica de inclinación máxima y mínima Ilustración del ejemplo de cálculo Diagrama de trayectorias del sol Perfil de obstáculos para el ejemplo Referencias de h y d Configuración típica de un sistema conectado a la red Impacto de la energía fotogenerada sobre el patrón de demanda Comportamiento de la demanda en una residencia típica El sistema fotovoltáico es conectado entre la red y la carga El sistema fotovoltáico es conectado antes del medidor de compra Esquema de interconexión del sistema fotovoltáico con la red Diagrama unifilar para el sistema fotovoltáico para conexión a red Relevador Zelio de voltaje modelo RM4.
Profesional Line de SEG Relevador de frecuencia XF2. esquema interno Interruptor de carga multi 9. de Merlin Gerin Contactor CT. de SEG. con la carga y con la red Punto de conexión de la alimentación Esquema de conexión de paneles fotovoltáicos Modulo fotovoltáico Schott.APC. Merlin Gerin Diagrama de mando del sistema de interconexión Puntos de interconexión del sistema FV.20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41
Interruptor diferencial ID multi 9. Merlin Gerin Relevador de frecuencia XF2. modelo SAPC-165 Estructura para módulos fotovoltáicos para terraza plana o patio Estructura de soporte para módulos fotovoltáicos para tejados Salida de corriente alterna de un inversor Inversor Exeltech Xp 1.100 – 48V Medidor monofásico de energía análogo (watthorímetro) ABB Conexión serie paralelo de los módulos fotovoltáicos del proyecto Curva de generación de un sistema fotovoltáico Contraste de la demanda de una residencia y la fotogeneración Energía consumida en una residencia durante la producción Mapa de insolación promedio anual en territorio nacional Mapa de insolación promedio septiembre en territorio nacional
55 56 56 57 57 59 60 62 64 66 68 69 71 73 76 102 103 109 110 126 127
Comportamiento de la demanda diurna de energía en una residencia 109
II. III. Anexo 1 Valores típicos de k en función de la latitud Tabla de valores en caso de desconocer información Índice de capacidad de generación según la región Índice de capacidad de generación según la época Cantidad de energía fotovoltáica esperada en un día Índice de ajuste de precio según localidad de instalación Listado de componentes y su precio Cantidad de energía para el consumo y para verter a red
3 32 33 46 94 96 104 106 107 113
. IX.TABLAS
I. X. IV. V. VII VIII.
Distribución de la energía transportada al interior de la atmósfera terrestre Tabla de referencia. VI.
módulos y generadores solares.GLOSARIO
Célula solar o fotovoltáica
Dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica.
Condiciones estándar de medida
temperatura en la célula solar. en paralelo de ramas
. utilizadas universalmente para caracterizar células. Instalaciones fotovoltáicas (IFV) Aquellas que disponen de módulos fotovoltáicos para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica sin ningún paso intermedio. Generador fotovoltáico Asociación fotovoltáicas. cuya tecnología de fabricación y encapsulado es idéntica a la de los módulos fotovoltáicos que forman la instalación.
Célula de tecnología equivalente
(CTE) Célula solar encapsulada de forma independiente.
denominado punto de conexión y medida. Irradiancia Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Irradiación Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m2. de la red de la empresa distribuidora. automático
Dispositivo sobre el cual
de actúan
corte las
protecciones de interconexión. Interruptor general Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltáica.Instalaciones FV interconectadas
Aquellas que normalmente trabajan en paralelo con la empresa distribuidora. Inversor Convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente alterna.
Interruptor de la interconexión
(Contactor).
. Línea y punto de conexión y medida La línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltáicas con un punto de red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario. Se mide en kW/m2.
Potencia máxima del panel fotovoltáico en CEM. con voltaje igual a la tensión nominal del generador. en condiciones nominales de funcionamiento.
Potencia nominal del generador
Suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltáicos.Módulo o panel fotovoltáico
Conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas como único bloque.
Rama fotovoltáica
Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo.
Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas. entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie.
Potencia nominal de sistema FV
Suma de la potencia nominal de los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en las tres fases de la instalación.
así como un amplio grupo de formas de energías alternativas conectadas a la red. con el objetivo que en el momento en que exista un déficit entre la demanda de electricidad en el inmueble. éste es inyectado directamente a la línea de distribución del proveedor del servicio eléctrico. lógicamente. El objetivo es diseñar un sistema en el que la calidad de la energía eléctrica. En caso contrario. generada por el sistema fotovoltáico sea similar a la de la red. es un tipo especial de obtención de electricidad que puede ser vertido en la red con el objeto de reducir el impacto ambiental. por sus siglas en inglés) "Energías Distribuidas". cuando se demande de manera simultanea el servicio eléctrico de la red. debe ser o puede ser vendida al distribuidor. respecto a la generación fotovoltáica. así como un medio de entrega de energía al sistema que. esta electricidad obtenida en DC es procesada por medio de un inversor que mediante sistemas
sincronizados convierte la corriente continua en corriente alterna de 120/220 voltios idénticos a la de la red. llamadas o designadas por el instituto de ingenieros eléctricos y electrónicos (IEEE.
Este documento consiste en un sistema que agrupa un conjunto de paneles fotovoltáicos. esta diferencia sea cubierta por electricidad proveniente de la red eléctrica convencional. incluso. XIII
. cuando se presenta un excedente entre la demanda respecto a la generación fotovoltáica. que generan electricidad a partir de los rayos del sol.RESUMEN
Las instalaciones fotovoltáicas.
no producen ningún impacto ambiental y sobre todo. que son gratuitos. el hecho más importante es que la fuente principal de la generación (como son los rayos del sol) son
ilimitados. tomando en cuenta que luego de un tiempo se podrá recuperar el costo inicial de la inversión. y nos hacen un país dependiente del petróleo.
La instalación es muy sencilla. este sistema se convierte en herramienta medioambiental muy importante a tener en cuenta. para luego de allí obtener únicamente el beneficio económico. rápida. y evita que se tenga que generar en centrales que producen un alto impacto negativo en el ambiente.
. y además.Esta energía es totalmente renovable. Esta propuesta está enfocada a localidades o pueblos donde ya existe una desarrollada red de transporte eléctrico. permite además obtener una retribución como una ventaja extra en función a la cantidad de energía que al final sea vendida.
4. Determinar el costo de inversión del sistema. Estudiar. 5. 7. y que tenga capacidad de verter en la misma su energía excedente para su venta. así como el tiempo en el que se recuperará dicha inversión. Estudiar los principios físicos que fundamentan la producción de energía eléctrica mediante la energía del sol.
técnicas que rigen sobre
el desempeño de los
2. 6. Determinar los requerimientos mínimos para el correcto funcionamiento del sistema propuesto. Diseñar un sistema residencial fotovoltáico que sea conectado a la red de distribución de baja tensión.
Específicos. los alcances y aplicaciones del sistema. 3. Demostrar que es factible la realización del proyecto.
1. Con los estudios obtenidos dar recomendaciones y lineamientos que orienten en la medida de lo posible. así como delimitar los aspectos que lleven a la determinación de la retribución de la energía vertida a la red.OBJETIVOS
. Estudiar las características sistemas fotovoltáicos.
.) buscando así. llevan a investigadores e ingenieros a diseñar estrategias. energía solar eólica. proveniente de la necesidad de almacenar y racionar la energía. si este sistema funciona en un conjunto. presentan una eficiencia muy baja. lo cual es una finalidad de esta propuesta de tesis. es el centro del desarrollo. vengan a minimizar los mencionados efectos. es también un aspecto que empieza a despertar preocupación. en el caso de los sistemas conectados a la red de distribución. además de eso es importante explotar recursos. que conlleva la muy importante tarea de generar energía eléctrica que. así como ambiental. además de beneficios ambientales y técnicos. es el caso de la energía eléctrica que es generada por paneles solares. que a pesar de tener ya algún tiempo de existencia. en cambio. cuestiones que pueden obtenerse con ciertos ajustes a la situación. pueden elevar su rendimiento hasta el punto de ser alternativas atractivas. y que además aporta un beneficio a la comunidad. Hoy en día. también obtener beneficios económicos tan importantes. térmica. así como equipos y dispositivos que en la medida de lo posible.INTRODUCCIÓN
El alto costo económico. actualmente en muchos países como en Guatemala. recién empiezan a retomarse con seriedad (las energías renovables. debido al alto costo del servicio que se presta a la población y al impacto ambiental que todo el proceso implica. dichos aspectos y muchos más. que funcionando como sistemas aislados. además de elevar su eficiencia se convierten en una alternativa que puede ser de beneficio. etc.
1. La situación existente ha sido mantenida por los intereses geopolíticos. el sol emite más energía que la que ha consumido la humanidad a lo largo de toda su historia.
1. La potencia recibida por cada metro cuadrado en la superficie de nuestro planeta es superior a los 1000 Watt/m2.
. La potencia energética que irradia el sol al espacio es de 4xl023 Kw/h6 en todas direcciones. además. ésta es superior a la suma de 21. económicos-financieros en no cambiar los tipos de generación energética. los cuales se ven obligados a importar. dicha situación se ve influencia por los factores tecnológicos y culturales.000. son los que tienen urgencia inmediata de aplicar la energía solar. actualmente la energía solar no ha sido utilizada en gran escala.000 centrales nucleares trabajando juntas a pleno rendimiento. debido a que han existido otras fuentes relativamente fáciles de aprovechar. Pese a lo anterior. la energía solar se convierte en una alternativa viable de cara a los problemas actuales de contaminación ambiental generalizada. creando de esa manera una fuga de divisas. Los países menos desarrollados. como los combustibles fósiles. muy necesarias para su desarrollo. FUNDAMENTOS SOBRE LA ENERGIA SOLAR.1 Energía solar y su importancia. En sólo un segundo. Por lo que ante la búsqueda de nuevas fuentes de energía. El Sol como fuente de energía se caracteriza por no ser contaminante. al contrario es en extremo limpia siendo además de acceso libre e ilimitado. al no poseer los recursos naturales que suministran los combustibles fósiles.
2500 nm8. mayor será la energía transportada por ella. como son la luz visible y los rayos del infrarrojos cercanos.1. es menor entre más lejos se encuentre del sol. de los rayos ultravioleta. siendo su característica principal la diferente longitud de onda y la cantidad de energía transportada por cada una.1. La energía solar es la energía electromagnética que emite el sol. las cuales son: a) El campo electromagnético de la tierra (cinturón Van-Allen). las radiaciones que alcanzan la baja atmósfera. Dichas ondas atraviesan diversas barreras antes de llegar a la superficie terrestre. y polvos que reflejan. Naturaleza de la energía solar. es decir que. c) Nubes y gases (tanto naturales como producidos por el hombre). Las ondas electromagnéticas son de varios tipos (ver tabla I). por lo que de la energía total emitida. debido a que entre más pequeña sea su longitud. para fines prácticos se tienen longitudes de onda comprendidas entre los 250 nm . aunque deja pasar radiaciones de mayor longitud de onda.
. que se realizan en ella. retiene o absorbe una gran porción de los rayos X y Gamma. las que son responsables de todos los procesos meteorológicos y biológicos (fotosíntesis y formación de combustible fósil). b) La capa de ozono impide el paso de la mayor parte. absorben o irradian hacia el espacio exterior. y su intensidad es inversamente proporcional a la distancia. solamente llegan a la tierra unas 2 billonésimas partes.1. refractan.
Distribución de la energía transportada al interior de la atmósfera terrestre.5 100%
Debido a los diferentes filtros o barreras.5 47 39 6.00 a Total
7.38 0. que la Insolación que es la cantidad de energía solar recibida por unidad de área en la unidad de tiempo.00 a 0.
Intervalo de longitud de
% de c/ tipo
Rayos. etc. las ondas sufren una serie de perturbaciones o alteraciones al atravesar la atmósfera. De ahí se tiene. lagos. puede clasificarse en los siguientes tipos: a) Directa (o rayo de luz). esto impide establecer un valor fijo de la misma.00 2. asfalto.78 0.
. es la recibida del sol sin cambio de dirección. es aquella reflejada por superficies de cuerpos sólidos cercanos (edificios.) o por la superficie terrestre (nieve. rótulos.78 a 2. Luz visible Infrarrojo Infrarrojo
0. b) Difusa. lo que provoca que la cantidad de energía que llega sea variable.Tabla I.38 a 0. esta es aquella que es captada o recibida en la superficie terrestre cuya dirección ha sido cambiada por reflexión o refracción. etc. inclusive en un mismo punto. c) Reflejada.).
este porcentaje baja según la sombra de cada día. y a veces únicamente en ciertas horas del mismo. b) Dicha intensidad es variable. En un día claro. tanto de un día para otro. como de un momento a otro. a) Es de baja intensidad (La relación energía / área es pequeña). se realiza mediante procesos fotovoltaicos. para producir electricidad directa. Energía Solar: Utilización y aprovechamiento. Pg. Distribución de la radiación solar al penetrar la atmósfera. Esta forma de energía (la insolación) tiene en general las siguientes características. 20
La suma de la radiación directa más la difusa se llama radiación solar global (ver Figura 1) y es la que se utiliza para diversas aplicaciones La conversión de energía solar en calor.
Fuente: Acosta José.
. la insolación directa tiene un valor entre 80 % y el 85 %. ya que solamente está disponible durante el día.Figura 1. c) Es intermitente.
Estos factores dependen. nubosidad. que depende de la longitud de la trayectoria recorrida por la radiación dentro de la atmósfera. Asociada con el último factor se encuentra el grado de atenuación. los cuales son: a) Número de horas sol.2. es decir el tiempo que dura la iluminación solar. La atención tan grande que ahora provocan se debe únicamente a la posibilidad de poder utilizarlos como una alternativa económicamente viable y ecológicamente necesaria. La utilización de la energía solar para generar electricidad ha sido implementada exitosamente desde hace ya varias décadas. expresado en horas. Los primeros satélites artificiales ya iban equipados con él. con el fin de asegurar su autonomía en cuanto a energía para el funcionamiento. el que está descrito entre el rayo de luz o radiación directa y la normal a la superficie sobre la cual aquella incide. de hecho el generador solar fotovoltaico compuesto por células solares no constituye novedad alguna: tiene ya más de 40 años.Existen en general dos factores que se consideran fundamentales en la variación del grado de insolación. altitud y
. que cuanto más oblicua es la trayectoria mayor es la distancia recorrida. Utilización de la energía solar. b) Angulo de incidencia (Ф). ya sea directa o indirectamente de condiciones tales como: latitud. época del año. 1. es decir. configuración contaminación atmosférica. y por consiguiente. orográfica. la atenuación será más grande.
Utilización de la energía solar en Guatemala. El objetivo fue proveer de un sistema de refrigeración de vacunas a estas aldeas desprovistas de electricidad y evaluar la utilización de los sistemas fotovoltaicos. además. como es de suponer. En los últimos años el uso de sistemas fotovoltaicos por el Ministerio de Energía y Minas es una estrategia empleada para llevar a cavo el programa de electrificación rural ya que es mucho mas económico dicho tipo de electrificación que montar un sistema de líneas de transmisión y distribución. es relativamente reciente. La metodología desarrollada por el Proyecto ha sido aplicada por el Ministerio de Energía y Minas en otras zonas del país.
. se presentan algunos ejemplos del uso de la energía fotovoltaica en Guatemala. situadas en los Departamentos de Chimaltenango y Sacatepéquez. Se llevó a cabo el Proyecto Piloto de Refrigeración de Vacunas Mediante Sistemas Fotovoltaicos en Xecojol y Las Lomas.1. A continuación. El uso de sistemas fotovoltaicos en el área rural guatemalteca consta de sistemas de bombeo de agua. el uso de la energía solar como medio para la producción de energía eléctrica. a unos 100 kilómetros de la ciudad capital. las primeras aplicaciones de este tipo de tecnología aparecieron alrededor del principio de los años ochentas como alternativa para llevar electricidad a lugares en donde no existe una establecida red de distribución de energía eléctrica. en mayor numero en el área rural. refrigeración de vacunas y como única alternativa de fuente energética en muchas comunidades aisladas. En nuestro país. las aplicaciones se dan. existen diferentes organizaciones internacionales de ayuda como USAID que por medio de ong´s llevan a cabo también proyectos de esta índole en diversas partes de nuestra republica .2.1. sistemas de iluminación. calentamiento de agua y riego. A solicitud de las comunidades interesadas se llevó a cabo un análisis sobre las posibilidades de aprovechamiento de la energía solar y eólica en ciertos Departamentos en la que se formularon perfiles de proyectos que abarcaban el uso de la energía solar para iluminación. especialmente para la difusión de la energía eléctrica.
mujeres y niños que conforman las 77 familias del caserío Pisuche. fue uno de los objetivos que se fijó la organización de la Asociación Comunitaria de Desarrollo Integral para gestionar ante diversas entidades del Estado. Cambiar las condiciones de vida de los pobladores y dejar atrás el uso del ocote y las candelas. 15
. de San Idelfonso Ixtahuacán. aldea El Papal. siendo atendidos por parte del Fondo Nacional para la Paz (FONAPAZ) a través del Programa de Reconstrucción y Desarrollo Local (PDL). Huehuetenango. El sistema fotovoltaico ha sido acogido por los usuarios en forma muy positiva. se realizó la inauguración de la introducción de energía fotovoltaica.El proyecto se puede considerar un ejemplo a nivel nacional.004. ya que a través del PDL. la introducción del servicio de energía eléctrica. Figura 2. ya que requiere poca atención en su mantenimiento. Pg. Iluminación fotovoltaica para los habitantes del caserío Pisuche
Fuente: Diario la Hora. 9 de Octubre de 2. Buscar las mejorías necesarias para los hombres. es una realidad hoy para los pobladores del caserío Pisuche.
1. han invertido alrededor de un millo de dólares en proyectos de electrificación rural fotovoltaica donde se realizaron los estudios de pre-inversión. RTC en 1958 emprendió el desarrollo de la primera generación de módulos de 0. Asimismo. cuando la crisis de petróleo amenazaba a la economía mundial.17 kW de energía solar fotovoltaica para la instalación de 6 sistemas de refrigeración e iluminación fotovoltaica para puestos de salud de la Zona Reina. Uspantán. empresas como la Francesa RTC tienen un puesto de vanguardia en el mercado mundial.Por ultimo organizaciones como INDE. que culminó en 1960 con la colocación en Chile de una generador solar fotovoltaico de 88 W. Utilización de la energía solar en otros países. USAID. 1.65 W.2.
. FONAPAZ. que el auge global para la investigación y desarrollo de las tecnologías necesarias para la generación de electricidad por medio de la energía solar se dio principalmente en la década de los 70. CEE y EMBAJADA DE JAPON entre otros. además se han identificado a nivel de perfil 40kW de energía solar fotovoltaica para la instalación de 800 sistemas solares fotovoltaicos domiciliares.212 servicios energéticos provistos a 3.639) personas en 6 comunidades del municipio de San Gaspar Chajul. Así como. células de 19 mm de diámetro. los estudios de pre-inversión.901 familias (20. El 1 de octubre del 2001 se concluyó un estudio de pre-inversión que representa instalar una cantidad de energía cercana a los 7.3 kW de energía solar fotovoltaica para la instalación de 86 sistemas solares fotovoltaicos domiciliares. MINICIPALIDADES. que todavía funciona. 3 V. factibilidad e instalación de 2. FIS. destinada a ser empleada en 11 comunidades del Quiché. 6 comunidades de la zona Reina de Uspantán. factibilidad e instalación de 4.1 MW. Sin embargo. Se podría decir. Quiché.2. Quiché.
para asegurar la alimentación de una baliza radioeléctrica. descubre el efecto FV: en una celda electrolítica compuesta de 2 electrodos metálicos sumergidos en una solución conductora. que para tener una idea lo más completa posible y de una forma rápida se presenta el siguiente resumen de la historia de la tecnología fotovoltaica 1839 Edmund Bacquerel. Estos módulos contribuyeron la efectividad de las aplicaciones de la energía solar cuando únicamente se preocupaban por sus posibilidades unos cuantos precursores. Day observan el efecto fotovoltaico en selenio sólido. Adams y R. célula de 40 mm de diámetro. que constituían la segunda de generación de módulos solares desarrollados por RTC en 1965.
. 12V. la generación de energía aumentaba el exponer la solución a la luz. Para el balizamiento del aeropuerto de Medina. en Nigeria.En 1968 instalaba en Francia el Servicio Técnico de la Navegación Aérea. 1873 Willoughby Smith descubren la fotoconductividad del selenio. Para la televisión educativa. se instalaron generadores solares: 1. la mayor estación operacional en el plano mundial. comercializados por RTC en 1970. 1921 Albert Einstein gana el premio Nóbel por sus teorías explicativas del efecto fotovoltaico. 1877 W. 3. físico francés. El generador solar comprendía módulos solares de 2. 2.24 V. Describir las aplicaciones de la generación de electricidad por medios fotovoltaicos puede resultar aunque extremadamente interesante un tanto largo. Entre 1970 y 1975 se realizaron muchas instalaciones. 30 mm de diámetro en la célula. De este modo. es por eso.5 W. 1904 Albert Einstein publica su trabajo acerca del efecto fotovoltaico. Construyen la primera celda de selenio.G.E. 12 . aplicando módulos solares de la tercera generación de 8 W. Para los repetidores de televisión en Perú.
00 cada celda de 14 mW. y a partir de entonces se
.L.M. Es utilizado para bombear agua y abastecer 15 casas (iluminación. Las placas fotovoltaicas instaladas en el techo tienen un doble efecto: generar energía eléctrica y actuar de colector solar (Calentado el aire bajo ella. 1973 La Universidad de Delaware construye "Solar one". El sistema FV de 0. 1974 Se funda las primeras compañías de energía solar. El Lewis Research Center (leRC) de la NASA coloca las primeras aplicaciones en lugares aislados.5 %. el primer satélite artificial alimentado parcialmente con energía fotovoltaica.5 . etc. 1978 El NASA LeRC instala un sistema FV de 3. y G. el aire era llevado a un intercambiador de calor para acumularlo). Chapin. C. con una eficiencia del 2% al precio de $ 25.1951 El desarrollo de la unión p-n posibilita la producción de una celda de germanio monocristalino.). 1963 En Japón se instala un sistema fotovoltaico de 242 W en un faro. 1955 Se comercializa el primer producto fotovoltaico. lavadora. La potencia instalada de EFV supera los 500 KW.kw/h en la reserva india Papago (Arizona).S. refrigeración.1 W duró 8 años. Es utilizado hasta la llegada de las líneas eléctricas en 1983. NJ ) D. bombeo de agua. dedica exclusivamente al bombeo de agua. 1980 La empresa ARCO Solar es la primera en producir más de 1 MW/año en módulos FV. una de las primeras viviendas con energía fotovoltaica EFV. Pearson publican los resultados de su descubrimiento celdas solares de silicio con una eficiencia del 4. 1958 El 17 de marzo se lanza el Vanguard 1. 1954 Los investigadores de los Laboratorios Bell ( Murriay Hill. Fuller.
un vehículo alimentado por EFV con 1 KW atraviesa Australia. y la media 24 Km/h. aunque no a gran escala. mundial de EFV supera los 21. Ganadería y Desarrollo Rural. un avión abastecido por EFV. y un pequeño
. La velocidad máxima es de 72 Km/h. 137 por EFV sobrevuela Alemania.1981 Primer vuelo del " Solar
Challenger". Cuba y Brasil que han iniciado la implementación de proyectos.inversa. ARCO Solar construye una planta de EFV de 6 – MW en California en una extensión de 120 acres conectado a la red eléctrica general suministra energía para 2000 2500 casas. En Latinoamérica se han estado ejecutando proyectos para el aprovechamiento de la energía solar. con el eléctricamente
laboratorio. que cuenta con un Programa de Energía Renovable patrocinado por los Laboratorios Nacionales de Sandía (Estados Unidos de América) y por el Fideicomiso de Riesgo Compartido de la Secretaria Mexicana de Agricultura. hay países como México. 4000 Km en menos de 27 días. Las alas y la zona de la cola están recubiertas de 3000 células supereficientes con una FV de 0. 1992 Instalado un sistema baterías de 2. abastecida por un sistema FV de 8 KW. y las ventas superan los 250 millones de Dólares. aunque no en la cantidad que se necesitan de acuerdo a las condiciones de países poco desarrollados. Arabia Saudita. Utilizado para abastecer Antártida. En este Programa se han instalado de 1994 a 1999. una planta desalinizadora por osmosis .3 MW. Se tiene el caso de México. un avión movido superficie de 21m2.4 kWh.3 MW.KW en Lago Hoare. Chile. 1996 El " ícaro".5 . equipo de horno de microondas. Entra en funcionamiento la planta ARCO Solar Hisperia en California de 1 MW. El Solar Trek. Ese
mismo año se instala en Jeddah. iluminación computadoras e impresoras. 1982 La 1983 La producción producción mundial de EFV supera los 9. Sin embargo.
sistemas fotovoltaicos para comunicaciones.
. El Salvador y Costa Rica se han desarrollado proyectos de generación de electricidad mediante la energía solar. También en Honduras. electrificación y bombeo de agua. beneficiando aproximadamente a 20 mil personas. incluso en estos países hay proveedores de equipos solares que ofrecen sus productos y servicios a nivel Centroamericano.
2. similar a la utilizada en los diodos de estado sólido. En la transición entre las capas P y N (capas con dopaje positivo y negativo respectivamente) se forma por difusión una capa límite en la que se establece una barrera de potencial.2. resultando algo más caras que las circulares.1. la capa límite deberá encontrarse lo mas cerca posible de la superficie expuesta a la luz. MÓDULO SOLAR FOTOVOLTAICO. Las celdas fotovoltaicas modernas están formadas generalmente por una juntura semiconductora P-N de silicio de gran superficie y reducido espesor (típico: 0. Para lograr un buen rendimiento energético. pero cuando la unión P-N se emplea como generador fotovoltaico. Los portadores de carga liberados se propagan por el cristal mediante difusión o bajo la influencia de un campo eléctrico. Al incidir la luz sobre la juntura. una parte de la luz se refleja (energía perdida) y la otra penetra en el semiconductor.
.3 mm). de reducida resistencia eléctrica para no provocar caídas de tensión adicionales. La celda se completa mediante los contactos óhmicos (no rectificadores) en las capas P y N. Estas últimas se emplean cuando se requiere un óptimo aprovechamiento del espacio. como en los satélites artificiales. el sentido del flujo de los electrones es opuesto al que se observa cuando se lo usa como rectificador. Principio de funcionamiento de la celda solar fotovoltáica. Se fabrican celdas solares circulares y rectangulares de cerca de 100 mm de lado. Los fotones que ingresan con energía suficiente liberan cada uno un par electrón-hueco.
De este modo. pero si un portador minoritario (electrón en la zona P. queda atraído por el campo eléctrico de esa capa y penetra en la región en que son mayoritarios los portadores de igual signo. cualquiera que sea la región en que queda absorbido el fotón y liberados los portadores de carga.5 V entre los electrodos a circuito abierto.Los electrones pueden recombinarse durante su recorrido. hueco en la zona N) alcanza la capa límite de la barrera de potencial. el campo de la capa límite retiene los portadores mayoritarios en la región en que han sido liberados. 37
. Desde el punto de vista eléctrico. Pg. En circuito cerrado la corriente pasa por la carga del borne P al N. por el exterior de la célula. Comparación de una celda fotovoltaica y un diodo. Figura 3. el efecto fotovoltaico produce un desplazamiento de portadores que da lugar a una diferencia de potencial aprovechable de alrededor de 0. La barrera de potencial impide que el proceso se revierta.
Fuente: Acosta José. Energía Solar: Utilización y aprovechamiento. aunque puede existir una pequeña corriente de fuga. Por otro lado. las celdas fotovoltaicas pueden compararse con los diodos de silicio normales.
En la práctica. Aquí la celda funciona como fotodiodo. Analizando la curva (E) se ve. que en el primer cuadrante (1). con radiaciones de determinadas longitudes de onda (colores) proporciona más energía eléctrica que con otras. mientras que la curva (E) da la variación de esa corriente con la iluminación. la curva (O) indica la corriente inversa de fuga en la oscuridad en función de la tensión inversa. En una celda determinada. la característica no sale del origen. la tensión inversa que pueden soportar es pequeña. lo que equivale a decir que.
. la celda funciona como generador de energía. fijados en función de la resistencia óptima de carga (Rm = Vm / Im ). pues a corriente nula la tensión en bornes no es cero (Vco). siendo la región de trabajo normal de las celdas fotovoltaicas. sobre todo. las celdas fotovoltaicas trabajan con dificultad fuera del cuarto cuadrante (4). la potencia que entrega pasa por un máximo (Pm) para determinados valores de tensión (Vm) y corriente (Im). mientras que la curva correspondiente a la incidencia sobre la celda de una determinada iluminación (E). En el tercer cuadrante (3). en el cuarto cuadrante (4).Así la curva tensión-corriente trazada en la oscuridad (O) resulta igual a la de un diodo ordinario. En estas condiciones. correspondiente al diodo con polarización directa. lo que obliga a la instalación de un diodo de protección en serie para prevenir daños. Finalmente. el rendimiento energético es función del reparto espectral de los fotones. proporcional a la energía luminosa recibida. resulta de la traslación de la curva anterior.
resulta evidente que es muy importante que los paneles no reciban sombras de obstáculos cercanos. Por todo lo anterior. Análogamente. de forma que sólo recibe una parte de la energía solar que llega a las que la rodean. se añaden diodos anti-retorno. solo podrá generar una tensión limitada. Si la carga aplicada al panel solar es tal que demanda una corriente superior a dicha corriente limitada. Entonces la celda afectada funcionará como receptor si la tensión de funcionamiento se hace superior a la suya a circuito abierto. si una de las celdas conectadas en paralelo queda oscurecida.
. para proteger a las celdas del sobrecalentamiento debido a sombras parciales en la superficie del panel. situados habitualmente en la caja de conexiones. ni hacerse sombra mutuamente en cualquier horario y época del año. para proteger a las celdas del sobrecalentamiento debido a sombras parciales en la superficie del panel. situados habitualmente en la caja de conexiones. lo que también provoca su calentamiento y acarrea un riesgo de ruptura. aunque sea parcialmente. se limita la tensión inversa máxima que puede producirse añadiendo diodos en paralelo. aunque sea parcialmente. sólo podrá generar una corriente limitada. de forma que solo recibe una parte de la energía solar que llega a las que la rodean. Para solucionar este inconveniente. lo que provoca su calentamiento y acarrea un riesgo de ruptura. Para solucionar este inconveniente. la celda afectada funcionará en sentido inverso. menor a las restantes en paralelo.Si una de las celdas conectadas en serie queda oscurecida.
teniendo aplicada un carga Rm de valor optimo.
. c) Corriente optima Im: Esta magnitud es la intensidad que circula por la celda en el punto de funcionamiento optimo.Cuando se deseen utilizar celdas fotovoltaicas en instalaciones prácticas. Para una aplicación específica. Su valor es directamente proporcional a la energía solar recibida. Su valor ronda el 18%. al ser aplicada sobre una carga DM de valor óptimo. con una iluminación determinada y fija. e) Temperatura limite de funcionamiento: Esta ronda los 100 grados centígrados. El examen de estas curvas permite efectuar una selección adecuada. deberán tenerse en cuenta las siguientes características: a) Corriente de cortocircuito Icc: Esta magnitud es la intensidad que circula con la celda en cortocircuito. gran parte se cede en forma de calor. que vienen dados como distintas familias de curvas en función de la temperatura y de la iluminación recibida. con una iluminación fija y a una temperatura determinada. y el 43% restante. y por lo tanto a la superficie total y al nivel de iluminación. elegida de modo que la potencia eléctrica sea máxima. elegida de modo que la potencia eléctrica sea máxima. según la tecnología constructiva de la celda. d) Tensión optima Vm: Esta magnitud es la tensión que origina la corriente óptima. Su valor depende de la juntura utilizada y varia muy poco con la intensidad luminosa. debe consultarse los gráficos característicos de las celdas a utilizar. f) Rendimiento η: Esta magnitud es la relación entre la energía eléctrica generada y la energía luminosa recibida. Este bajo rendimiento se explica porque aproximadamente el 57% de la energía luminosa se refleja o se transforma en calor. b) Tensión de vacío Vco: Esta magnitud es la diferencia de potencial entre los bornes de la celda en ausencia de consumo.
salvo en las regiones tropicales (depende de la latitud). Por otro lado resulta importante la correcta orientación de los paneles. de los cuales los más importantes son: La transformación de energía solar en eléctrica todavía es muy cara. por lo que si incide con un ángulo que no sea recto. las instalaciones generadoras requieren que las celdas solares vayan acompañadas de otros dispositivos que aumenten su funcionalidad. Desconectadores de descarga. su aprovechamiento presenta algunos inconvenientes. Las instalaciones de energía solar ocupan grandes superficies de terreno. Si bien la energía solar no cuesta nada. de acuerdo a la latitud de la instalación (cuestión que se vera en detalle mas adelante). los rayos solares quedan anulados o atenuados. La potencia máxima de la celda se obtiene cuando la luz incide perpendicularmente a su superficie. Reguladores de tensión. 4.Estas curvas muestran que el calentamiento de las celdas provoca una disminución de su rendimiento. considerando la posición del sol en las distintas estaciones del año. Acumuladores. la superficie útil disminuirá en una cantidad proporcional al coseno del ángulo correspondiente. 3.
. La energía de radiación recibida es reducida. Paneles solares. 2. Convertidores CC/CA. 5. En general. una instalación de generación solar típica tiene los siguientes componentes: 1. Durante la noche y cuando esta nublado. Por lo tanto. por lo que se deben instalar radiadores de aletas para reducir su temperatura de trabajo.
y en muchos casos cuentan con sistemas automáticos para seguir el desplazamiento de la orientación del sol. en lo que atañe a su vida útil. resultando muy sensibles a la carga excesiva y su vida depende de las condiciones del mantenimiento. 7. Los reguladores de tensión son aparatos diseñados para la regulación y control de la carga de los acumuladores. Concentradores luminosos. como por ejemplo aluminio anodizado. Los paneles solares están formados por una gran cantidad de celdas fotovoltaicas conectadas en serie-paralelo para aumentar la tensión y la corriente que pueden entregar. lluvias. Los concentradores luminosos dirigen la energía solar hacia la superficie activa de los paneles. Los mismos ut i li z a n lentes y espejos. la cara posterior de los módulos está construida con un material de reconocida resistencia a las condiciones climáticas mas adversas. Los conversores CC/CA se emplean cuando resulta necesario transformar la corriente continua generada por las celdas fotovoltaicas en corriente alterna para los consumos que utilizan ese tipo de suministro.6. Los desconectadores de descarga son aparatos que sirven para controlar el estado de descaiga de los acumuladores. etcétera) Generalmente. y se sella con silicona para trabajar adecuadamente a la intemperie. ya que u n a excesiva descarga puede provocar daños irreparables al equipo. granizo. encapsuladas con polímeros resistentes a la radiación ultravioleta y montadas tras una superficie de vidrio especial que brinda protección contra la polución ambiental y contra los cambios bruscos del clima (heladas. a los que protegen automáticamente contra las sobrecargas. Los acumuladores generalmente son del tipo alcalino. Accesorios.
corriente. En cuanto a la normalización de estos sistemas. digamos que el Comité Técnico 82 (Solar Photovoltaic Energy Sistems) del IEC tuvo su ultima reunión en Tempe. durante mayo de 2000. desarrollando normas para celdas de silicio comunes y de película delgada. pero también debe tenerse en cuenta que todo sistema óptico produce una perdida de luz. Determinación del tamaño de las celdas solares en función de la potencia de DC requerida. tensión. es de suma importancia conocer el consumo de los aparatos o dispositivos eléctricos que se van a alimentar con la energía eléctrica obtenida a partir de la energía solar. módulos concentradores. iluminación.. pues permite la utilización de superficies sensibles menores que las que se necesitarían sin su instalación.Esta concentración mejora el rendimiento de las celdas. Arizona. dispositivos de almacenamiento de energía. potencia. los voltímetros y los amperímetros. balance de sistemas. reguladores de tensión. etcétera.
. certificación de productos y laboratorios. Los accesorios habituales son los compensadores de temperatura. tales como reguladores de tensión. Para determinar las dimensiones de la fuente solar a instalar. más el consumo de los equipos o dispositivos abastecidos. para obtener la misma potencia eléctrica. es necesario considerar diversos resultados representados por valores numéricos de energía. insolación. A fin de determinar el tamaño adecuado del panel solar a instalar. El consumo total se compone de lo que consume el sistema por medio de los dispositivos intermedios o auxiliares. tiempo y otras magnitudes.2. 2.
La energía En es igual al producto de una potencia p. El cálculo de la energía consumida (o proporcionada) se efectúa teniendo en cuenta tanto la superficie como la duración de la producción del empleo de la energía considerada. horas.1 La unidad de potencia es el vatio (W). L a unidad usual de energía adoptada en los estudios de la energía es el Julio (J). 536. 2. días y años. (1 Julio = 1/3. los valores numéricos de la energía solar anuales se dan en kj/cm2. por un tiempo t y se puede escribir de la siguiente manera: En = p x t Ec. o sus múltiplos o submúltiplos correspondientes. Dado que las isolineas de radiación solar se leen usualmente en Cal/cm².Para los estudios correspondientes a la energía solar se emplean unidades de julio o vatio. 1 día = 24 horas = 86.400 segundos 1 hora = 3.dia es necesario realizar además la siguiente conversión 1 julio = O 23889 Calorías Por otro lado. se puede evaluar en segundos. El tiempo t.
. Para poder explicar mejor la relación entre las unidades de magnitudes tales como la energía.6000 segundos).760 horas = 31. la superficie y el tiempo se proponen los siguientes ejemplos.600 segundos. La conversión de cada una de estas unidades en las demás es tal como sigue: 1 año = 365 días = 8.000 segundos.
su magnitud es representada por razones prácticas. Por consiguiente. Se trata de la medida de una cantidad de electricidad designada por: Q = I x t = Corriente x tiempo. se observa que trabajar con Cal/cm². 2. por los amperio-hora (Ah).600 C (culombio). Ec. esto implica que únicamente el 10% del total de la energía solar recibida se convierte en energía eléctrica. en la practica los cálculos se realizan bajo las siguientes unidades kj/cm². ¿Cuál es entonces la energía esperada durante un mes en una superficie de 1 m²?: Como 1m² = 10. esta transforma la energía solar en eléctrica.
Un aspecto sumamente importante a tomar en cuenta a la hora de diseñar una celda solar es su rendimiento Cuando incide la radiación solar en una célula. con un rendimiento del orden del 10%. si el rendimiento de la celda es del 10% mencionado. El valor exacto lo da el fabricante para cada tipo de célula y puede ser inferior o superior a ese porcentaje.
De estos ejemplos.día. En cuanto a la electricidad.000 x 10³ Cal. se tiene: 1.2 También se tiene: 1 Ah = 3.200 x 10.
. ¿Cuál es la energía recibida en un mes por cada cm²?: 400 x 30 = l2. Ejemplo 2: Del ejemplo anterior.000 cm2.000 Cal/cm2. y debido a que las potencia de los aparatos eléctricos vienen dadas en vatios (j/s).000 = 120.dia puede proporcionar cifras no muy practicas de manejar.Ejemplo 1: Si en determinado territorio se reciben 400 Cal/cm².dia.
261.05 m² aproximadamente. así como de la bondad técnica de la instalación. habrá que multiplicar S por un factor corrector cuyo valor será evidentemente 4/π = 1. La energía es pues: 3.600 j = 345.261. 23
.6 kj. la superficie del panel solar en cm².21m².año.3889)x(365dias/ 1año) = 612kj/cm².5 veces el valor hallado. 2. en un año. la energía correspondiente al numero de días de empleo por año.1) la energía solar necesaria será de 3. como el julio es igual a 1 Ws. de su orientación e inclinación.año).día x(1 juim/0. la energía calculada es equivalente a: 96 x 3. será: S = 1.061 cm2.2. Cantidad de energía eléctrica producida.año.año (400 cal/cm².456 kj.456 x 365 = 1.440 kj .dia equivalente a 612 Kj/cm².600 = 345. y de la radiación solar que les llegue. Si el rendimiento de la celda solar es del 10% (ó 0.440 7612 = 2. La potencia nominal (en vatios pico o kilovatios pico) de los módulos nos indica la energía que producirán al medio dí a de un día soleado. es decir 10 veces más Considerando una insolación de 400 Cal/cm². mas o menos. Que reducidos a metros son: 0.Ejemplo Práctico: Un aparato cualquiera funciona durante cuatro horas y consume 2A a 12 V Su potencia es: P = 12 X 2 = 24W y la energía necesaria durante 4 horas es En = 24 x 4 = 96 Wh. lo que da: S = 0. y que el aparato en cuestión necesitara.27. Como se ésta recibiendo una energía 612 kj/cm².3. Para mayor seguridad y reserva se tomara 1.
Si las celdas requeridas no son cuadradas sino redondas. La electricidad generada por un sistema fotovoltaico depende fundamentalmente del tipo y cantidad de módulos instalados. que es de 365.
Los módulos fotovoltaicos pueden instalarse en terrazas. y se asegura la instalación de generadores fotovoltaicos en diferentes circunstancias.En esas condiciones. elementos constructivos. al menos durante las horas centrales del día (vegetación. Pero siempre hay que procurar acercarse lo más posible a las condiciones óptimas de instalación: entre 5° y 10° menos que la latitud. un modulo de 40 Wp de potencia nominal produciría 40 Wh (vatio-hora) de energía si durante una hora recibe esa radiación máxima. en que la radiación es menor. Un aspecto fundamental en la localización de los módulos es asegurar que no existen obstáculos.4. 2. En definitiva. la potencia real (y por lo tanto la energía producida) será menor. (lo que implica una inclinación entre 5º y 10° menos que la latitud) y de la época del año en la que se quiera maximizar la producción (lo normal es colocarlos para que capten el máximo de irradiación anual). asumiendo "perdidas" (lo que se deja de generar) de hasta un 5-10 % se tiene un gran abanico de posibilidades de orientación e inclinación. pero eventualmente en las fachadas: en las ventanas. aunque lo que se deja de generar por estar inclinados por encima o por debajo de este óptimo representa solo un 0. en las paredes y en las cornisas.
. Ubicación de los paneles fotovoltáicos.08% por cada grado de desviación respecto a la iluminación óptima. otros módulos. edificios. es recomendable una inclinación superior a los 15°. el resto del día. para permitir que el agua de la lluvia se escurra. En cualquier caso. tejados y patios. en los balcones.) La inclinación optima de los módulos fotovoltaicos depende de la latitud del lugar donde se van a instalar. etc. nieve.
.5. como ya se menciono anteriormente. Valores típicos 0° para módulos orientados al sur. Las pérdidas por orientación e inclinación se calculan en función de: Ángulo de inclinación β. Ángulo de azimut α.1 Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del
generador fotovoltaico. el objetivo es determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las perdidas máximas permisibles por este concepto. Un aspecto de suma importancia dentro del diseño de sistemas fotovoltaicos es la necesidad de asegurar la mayor recepción de la energía solar que incidente hacia los módulos. -90° para módulos orientados al este y 90° para módulos orientados al oeste.5. definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del modulo y el meridiano del lugar (figura 5). definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal (ver figura 4). 2. Cálculo de las pérdidas. Su valor es 0° para módulos horizontales y 90° para verticales. tanto la orientación como la inclinación de dicho sistema serán determinantes para encontrar los limites que permitan obtener las perdidas máximas permisibles dentro del mismo.2. En esta sección del proyecto.
Pg. de 41°. 19
Habiendo determinado el ángulo de azimut del generador. Para ello se utilizará la figura 6.
Fuente: Código técnico de la edificación. válida para una latitud. las pérdidas máximas por este concepto son del 10 %. Ángulo de azimut α. Sección HE5 Energía solar fotovoltaica.
Fuente: Código técnico de la edificación. Sección HE5 Energía solar fotovoltaica. determinamos en la figura 6 los límites para la inclinación en el caso de Ф = 41°.
Ángulo de inclinación β. se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima. 19
Figura 5. de la siguiente forma: Conocido el azimut.
. y para integración arquitectónica del 40 %.Figura 4. para superposición. del 20 %. Para el caso general. Ф. Pg.
se utilizará la siguiente fórmula: Pérdidas (%) = 100 x |(1.2 e-4) (β .5. 2.2 e-4) (β . y como instrumento de verificación. 2.Ф . 2.2. Si no hay intersección entre ambas.Ф + 10) 2 . Ec.10) 2 | Para β ≤ 15º Ec. Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41°. Pérdidas (%) = 100 x |(1.Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima. se obtienen los valores para latitud Ф = 41° que deberán de ser corregidos a cualquier latitud de la siguiente forma.( 3. Inclinación mínima = Inclinación (Ф = 41°) – (41° – latitud) Siendo 0° su valor mínimo.2.4.5 e-5) α²| Para 15º<β<90º Ec. las pérdidas son superiores a las permitidas y la instalación estará fuera de los límites. En casos cerca del límite. de acuerdo a las siguientes fórmulas: Inclinación máxima = Inclinación (Ф = 41°) – (41° – latitud) Ec.
. Si ambas curvas se intersectan.3.
para una localidad situada a una latitud de 29°. Pg.6. 28
. 2. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10 % (borde exterior de la región 90% . máximo para el caso general.
Gráfica de inclinación máxima y mínima.
Fuente: Código técnico de la edificación. determinamos en la figura 6 (anterior) los límites para la inclinación para el caso de Ф = 41°.Figura 6. 20
Supongamos que se trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación del generador están dentro de los límites permitidos para una instalación fotovoltaica en un tejado orientado 15° hacia el Oeste (azimut = +15°) y con una inclinación de 40° respecto a la horizontal. con la recta de azimut 15° nos proporcionan los valores (ver figura 7): Inclinación máxima = 60°. Sección HE5 Energía solar fotovoltaica. Inclinación mínima = 7° Se corrige para la latitud del lugar: Inclinación máxima = 60 ° – (41° – 29°) = 48° Ec. cuyo valor es +15°. Conocido el azimut.95%).
Inclinación mínima = 7 ° – (41° – 29°) = –5°, que está fuera de rango y se toma, por lo tanto, inclinación mínima = 0°. Figura 7. Ilustración del ejemplo de cálculo.
Fuente: Código técnico de la edificación, Sección HE5 Energía solar fotovoltaica, Pg. 21
2.5.2. Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombra. A continuación se describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debido a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie de no existir sombra alguna.
El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del sol. Los pasos a seguir son los siguientes a) Obtención del perfil de obstáculos: localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición azimut y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal). Para todo ello puede utilizarse un teodolito. b) Representación del perfil de obstáculos: Esta representación se logra gracias al diagrama de la figura 8, en el que se muestra la banda de trayectorias del sol a la largo de todo el año. Dicha banda se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del medio día y positivas después de este) e identificadas por una letra y un numero (Al, A2,.....D14).
Figura 8. Diagrama de trayectorias del sol (ambas escalas en grados sexagesimales).
Fuente: Código técnico de la edificación, Sección HE5 Energía solar fotovoltaica, Pg. 23
c) Cada una de las posiciones de la figura 8 representa el recorrido del sol en un cierto periodo de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie en estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta perdida de irradiación. Deberá escogerse como referencia para el cálculo la tabla más adecuada entre las que se encuentran en el Anexo 1 al final de este trabajo. d) Cálculo final: La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del sol permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación global que incide sobre la superficie, a lo largo del año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial, se utilizara el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción), más próximos a los valores: 0.25, 0.50, 0.75 ó 1. Ejemplo: Superficie de estudio con una inclinación 30° y orientada hacia el sudeste, con un perfil de obstáculos como se muestra a continuación en la figura 9. Figura 9. Perfil de obstáculos para el ejemplo.
Fuente: Código técnico de la edificación, Sección HE5 Energía solar fotovoltaica, Pg. 30
.99 + 0.D14) que se puede apreciar en la tabla.65 + 0.98 + 0.5 x B8 + 0. Tabla de referencia..16% = 6%
Los índices 0. Pg.84 + 0. 25-30
Cálculos: Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) = 0.5.25 x C6 + A8 + 0.5 x 1.25. l l = = 6. 0.25 x A10 = = 0. Sección HE5 Energía solar fotovoltaica.75 x 1.75 x A6 + B6 + 0.25 x 1.A2.5 x A5 + 0...Tabla II.25 x K89 + 0.25 x 0 .25 x B4 + 0.75 ó 1. 0.5 x 0.79 + 1. para luego multiplicar dicho porcentaje por el valor de la intersección que corresponde a la combinación de la letra y el numero (A1. Anexo 1.51 + 0. son utilizados como puede darse cuenta fácilmente intuyendo cual de estos indicies expresa de mejor manera el porcentaje de ocultación del total de la porción.
Esta distancia d será superior al valor obtenido por la expresión: d = h / tan (61 ° . Pg. Tabla III. se muestra la siguiente figura con algunos ejemplos: Figura 10.La distancia d. Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla III en función de la latitud del lugar. Sección HE5 Energía solar fotovoltaica. 32
. Referencias de h y d. 2.
Fuente: Código técnico de la edificación. Pg. Donde I/tan (61° .
Fuente: Código técnico de la edificación. Valores típicos de k en función de la latitud. medida sobre la horizontal. que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno.latitud) es un coeficiente adimensional denominado k. de altura h. entre unas filas de módulos obstáculo.7. 32
Con el fin de clarificar posibles dudas respecto a la toma de datos relativos a h y d. Sección HE5 Energía solar fotovoltaica.latitud) Ec.
La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión anterior.
. efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos. aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente.
Holanda. Los beneficios potenciales más importantes son:
. En países industrializados. Introducción. En términos generales. así corno a la reducción en sus costos de fabricación.3. una combinación de plantas centrales y un gran número de pequeños generadores dispersos en la red eléctrica satisfacen la demanda de electricidad. la generación foto voltaica ligada a la red se ha venido considerando gradualmente como una alternativa viable en el esquema de generación distribuida.1. así como de la realización de estos dentro de la misma. los generadores fotovoltaicos distribuidos conectados a la red pueden aportar importantes beneficios a los sistemas de distribución. a la par de un incremento cercano al 200% en su eficiencia. con un crecimiento anual del orden de 16 %. El uso de sistemas fotovoltaicos para generación de electricidad es una práctica cada vez más común en el ámbito internacional. esto es hoy en día una realidad en algunos países como Dinamarca.
3. Durante los últimos 30 años el desarrollo tecnológico en este campo ha permitido una reducción de 95 % en el costo de los módulos fotovoltaicos comerciales. Alemania y Japón. gracias a la maduración alcanzada en las tecnologías de dispositivos fotovoltaicos y convertidores estáticos de potencia. En el. Un dato que puede servir corno referencia para dimensionar el nivel de penetración de esta tecnología en estos últimos años son los más de 1200 MW de potencia pico instalada a nivel mundial. dependiendo de las características y condiciones operativas de la red de distribución. INSTALACIONES FOTOVOLTÁICAS CONECTADAS A LA RED.
2 ó 3 lámparas a 12 V y un tomacorriente para la utilización de aparatos eléctricos de bajo consumo energético diseñados especialmente para trabajar a 12 V CD. también posibilidad de postergar inversiones de capital para incrementar capacidad o reemplazo. mientras los sistemas conectados a la red deben poseer características idénticas a la de la misma.1 Sistema aislado contra sistema conectado a la red.1. Los sistemas fotovoltaicos trabajando en forma aislada y que posean un sistema de conversión de corriente continua a alterna son en nuestro país muy escasos debido a que el hecho de obtener corriente alterna implica una inversión mucho mayor en todo sentido lo cual es inalcanzable para la mayoría de los usuarios. una o dos baterías con una capacidad total menor que 150 A-h. Compensación de potencia reactiva en el alimentador.
3.Suavización de picos de demanda cuando existe cierto grado de coincidencia entre el perfil de generación fotovoltaica y el perfil de consumo del inmueble o alimentador. por un panel fotovoltaico con una capacidad menor que 100 Wp. 36
. Alivio térmico a equipos de distribución. que como ya se menciono son personas del área rural y de muy escasos recursos. La aplicación más frecuente y generalizada de la energía solar fotovoltaica es la electrificación rural de viviendas a través de sistemas individuales CD (sistemas aislados ). un regulador de carga electrónico a 12 V. Las características más sobresalientes de este tipo de configuración en comparación a una conexión de un sistema a la red son: a) El voltaje nominal en sistemas aislados es usualmente 12 V de corriente directa. Soporte de voltaje en alimentadores de distribución. Disminución de pérdidas por transmisión y distribución. lo que implica. Estos sistemas están compuestos. normalmente. Esto implica que en los sistemas aislados solamente se puede usar lámparas y aparatos que trabajen a 12 V.
un alto porcentaje de la misma. los sistemas conectados a la red pueden ser auto abastecedores de energía a una residencia en periodos de baja demanda y al mismo tiempo tienen la capacidad de tomar o verter energía a la red o de la red de distribución (si la energía eléctrica fotovoltaica tiene idénticas características a las de la red) según sea requerido. Energía vertida a la red: Por otro lado. es necesario contactar a distribuidores de equipos fotovoltaicos para comprarlas y esto representa inconvenientes en tiempos de entrega (pues se deben importar) y de costos más altos (pues son de fabricación especial). particularmente las lámparas. mientras los sistemas conectados a la red deben tener características idénticas a la de la red de distribución (de voltaje y frecuencia) con el objetivo de garantizar su compatibilidad. área donde encuentra si no la totalidad de su aplicación. el hecho de tener que almacenar la energía obtenida para luego racionarla. es un aspecto que denota que el uso de energía fotovoltaica en forma aislada presenta un muy bajo rendimiento.
. c) Almacenamiento de energía Vrs. Normalmente. en Guatemala puede ser difícil adquirir este tipo de aparatos en el comercio local. En contraste a lo anterior.b) Es importante mencionar que aunque existe una gran variedad de lámparas y electrodomésticos que trabajan a 12 V. d) Lugar de aplicación: Los sistemas aislados se convierten en Guatemala en la única alternativa energética en comunidades rurales que aun se encuentran aisladas del sistema de electrificación nacional. aumentando en gran medida el rendimiento del funcionamiento del sistema fotovoltaico al no ser necesario almacenar ni mucho menos racionar la energía producida. mientras que los sistemas conectados a la red son aplicables únicamente en localidades que poseen una establecida red de distribución de energía eléctrica o sea en el área urbana (concepto de Energías Distribuidas). sin mencionar la considerable diferencia en la inversión económica entre uno y otro.
Con el tiempo. Después. Una de estas alternativas tecnológicas es generar la energía eléctrica lo más cerca posible al lugar del consumo. incorporando ahora las ventajas de la tecnología moderna y el respaldo eléctrico de la red del sistema eléctrico. que era de 30 a 57 kilómetros. se perdió el concepto de Generación Centralizada.3. precisamente como se hacía en los albores de la industria eléctrica. Generación Distribuida. Generación distribuida. Generación Dispersa.1. Bajo este escenario. o más cotidianamente. la realidad es que tiene su origen. De hecho. Sin embargo. se tenían restricciones tecnológicas de los generadores eléctricos de corriente continua y su transporte máximo por la baja tensión.
. evolucionó hacia el esquema de Generación Centralizada. la industria eléctrica se fundamentó en la generación en el sitio del consumo. La Generación Distribuida (GD) representa un cambio en el paradigma de la generación de energía eléctrica centralizada. en los inicios mismos de la generación eléctrica. precisamente porque la central eléctrica se encontraba en el centro geométrico del consumo. pero cerca del suministro del combustible y el agua. Aunque se pudiera pensar que es un concepto nuevo. ya que las grandes centrales se encuentran en lugares distantes de las zonas de consumo. como parte del crecimiento demográfico y de la demanda de bienes y servicios. de alguna forma. para compensar cualquier requerimiento adicional de compra o venta de energía eléctrica. es decir. A esta modalidad de generación eléctrica se le conoce como Generación In-Situ.1. con corriente alterna y transformadores.1. lo que permite llevar la energía eléctrica prácticamente a cualquier punto alejado del centro de generación. la generación eléctrica se estructuró como se conoce hoy en día. mientras que los consumidores crecían a su alrededor.
en el sitio del cliente. con la opción de interactuar (comprar o vender) con la red eléctrica y. de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico. o bien en el sistema eléctrico de la empresa. Es la generación de energía eléctrica a pequeña escala cercana a la carga.000 kW. en algunos casos. Es la producción de electricidad a través de instalaciones de potencia reducida. mediante el empleo de tecnologías eficientes. Podemos decir entonces que la GD es: la generación o el almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala. o en lugares aislados fuera del alcance de la red de distribución. con la cual se maximiza el uso de los combustibles utilizados. Es la generación de energía eléctrica mediante instalaciones mucho más pequeñas que las centrales convencionales y situadas en las proximidades de las cargas. Producción de electricidad con instalaciones que son suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación. A continuación se presentan las más ilustrativas: Generación en pequeña escala instalada cerca del lugar de consumo. Son sistemas de generación eléctrica o de almacenamiento. Es la generación conectada directamente en las redes de distribución. considerando la máxima eficiencia energética.Aunque no existe una definición como tal. destacando a la cogeneración.
. Es la producción de electricidad por generadores colocados. lo más cercana al centro de carga. que están situados dentro o cerca de los centros de carga. diversos autores han tratado de explicar el concepto. comúnmente por debajo de 1.
3. al contrario que en la mayoría de las fuentes de energía convencionales. constituido por el número necesario de paneles -conectados en serie para obtener la tensión nominal de funcionamiento-. El sistema de "Conexión a red" de placas fotovoltaicas es un concepto de Energía Distribuida (ED). EFCR). El concepto de SFCR es compatible con un amplio margen de aplicaciones las cuales pueden ir desde centrales de varios megavatios hasta pequeños sistemas de unos cuantos kilovatios. En nuestro caso estamos centrados en sistemas pequeños.2. en corriente alterna con las mismas características que la red. Este básicamente está formado por un generador fotovoltaico.
. El carácter intrínsecamente modular de la tecnología fotovoltaica permite. un costo unitario relativamente independiente del tamaño de la instalación. tales como los que pueden incorporarse en un edificio o residencia (Edificios Fotovoltaicos Conectados a la Red. proporcionada por el generador fotovoltaico.1. fusibles de protección en cada una de las ramas y descargadores de tensión. Este dispositivo transforma la energía eléctrica en forma de corriente continua. El inversor se conecta tras un cuadro de conexión que incorpora los elementos de protección del sistema fotovoltaico: diodos de bloqueo. por ello los pequeños sistemas presentan un gran interés (producción de energía descentralizada u autosuficiencia del usuario o consumidor). Conexiones a la red. lo que implica que es altamente aplicable a ciudades y pueblos donde ya existe una desarrollada red de transporte eléctrico. y el número de ramas en paralelo suficiente para obtener la corriente (potencia) requerida. Un Sistema Fotovoltaico Conectado a la red (SFCR) consiste básicamente en un generador fotovoltaico acoplado a un inversor que opera en paralelo con la red eléctrica convencional.
Instituto de Investigación Eléctrica. Cuando existe un déficit entre la demanda de electricidad en el inmueble respecto a la generación fotovoltaica. Sistemas fotovoltaicos conectados a red. cuando se presenta un excedente entre la demanda respecto a la generación fotovoltaica. este diferencial es cubierto con electricidad proveniente de la red eléctrica convencional. 41
. el uso masivo de sistemas fotovoltaicos con conexión a la red (Como una alternativa de generación distribuida) ofrece beneficios potenciales tanto al sistema eléctrico como a los usuarios individuales.En una instalación como la mostrada en la figura 10. En caso contrario.
Fuente: Publicación. En este esquema la fuente de energía que provee la electricidad a las cargas es transparente en todo momento para el usuario. éste es directamente inyectado a la línea de distribución del proveedor del servicio eléctrico. Figura 11. México
Como ya se menciono anteriormente. la electricidad para alimentar las cargas en el inmueble puede venir (total o parcialmente) del sistema fotovoltaico o de la red eléctrica convencional indistintamente. Configuración típica de un sistema conectado a la red. dado que la calidad de la energía eléctrica generada por el sistema fotovoltaico es similar a la de la red eléctrica convencional.
industriales o habitacionales. puesto que. Asimismo. y en los edificios públicos en general. beneficios en la integración arquitectónica y beneficios ambientales. que se pueden aplicar en inmuebles comerciales. utilizar el sistema conectado a la red aumenta considerablemente el rendimiento del mismo. Esto debido a que el perfil de generación fotovoltaica tiene un buen grado de coincidencia con el perfil de la demanda eléctrica en el inmueble. en dicho gráfico se puede notar la inyección del fluido eléctrico a la red durante la mañana. justo cuando la generación fotovoltaica supera la demanda del usuario. además que horario de operación coincide con la característica ya mencionada. la figura 12 muestra gráficamente cómo la generación fotovoltaica incide sobre el patrón de demanda de un usuario cualquiera y abate el pico vespertino de demanda eléctrica. desde el punto de vista de los costos directos de inversión y generación (sin involucrar los costos ambientales). Dentro de los beneficios derivados de la generación eléctrica existe un gran potencia en la reducción de la demanda pico y del consumo eléctrico en horas pico. su utilidad coincide con el momento en que en la residencia el consumo es relativamente bajo y el sistema puede ser semindependiente. esto se representa gráficamente en la figura 13. Estos posibles beneficios adicionales de la generación fotovoltaica ligada a la red se pueden clasificar en tres grupos: beneficios relacionados con la producción de la energía eléctrica. el cual coincide con la temperatura ambiente máxima registrada en la zona. Dicho de otra forma.Se prevé que las
primeras aplicaciones económicamente competitivas de esta
tecnología. A manera de ejemplo.
. serán aquellas que provean beneficios adicionales o 'valor agregado' para el usuario y la empresa eléctrica.
Impacto de la energía fotogenerada sobre el patrón de demanda. Instituto de Investigación Eléctrica.
Comportamiento de la demanda en una residencia típica. México.
Fuente: Publicación.Figura 12. Sistemas fotovoltaicos conectados a red.
2. como la potencia de corriente alterna a la entrada de la red eléctrica para un campo fotovoltaico con todos sus módulos en un mismo plano y que opera. un termómetro. el error de la estimación de la potencia instalada será cada vez mayor. 1 multímetro de corriente continua (CC) y corriente alterna (CA).3. Las medidas se realizarán en un día despejado. puede usarse el propio contador de energía. y realizando algunas medidas sencillas con una célula solar calibrada. 1 pinza amperimétrica de CC y CA.1. Cuando esto no es posible. Se describe a continuación el equipo necesario para calcular la potencia instalada: 1 célula solar calibrada de tecnología equivalente. sin sombras. puede estimarse la potencia instalada utilizando datos de catálogo y de la instalación.2. En este mismo orden.
Definimos la potencia instalada en corriente alterna (CA) de una central fotovoltaica (FV) conectada a la red. La potencia instalada en CA de una central fotovoltaica puede obtenerse utilizando instrumentos de medida y procedimientos adecuados de corrección de unas condiciones de operación bajo unos determinados valores de irradiancia solar y temperatura a otras condiciones de operación diferentes. 1 termómetro de mercurio de temperatura ambiente.
Medida de la potencia instalada en una central fotovoltáica conectada a la red eléctrica. El propio inversor actuará de carga del campo fotovoltaico en el punto de máxima potencia. 44
.1. a las condiciones estándar de medida (CEM). en un margen de ± 2 horas alrededor del mediodía solar. Si tampoco se dispone de esta instrumentación. A continuación se describe con detalle el procedimiento de medida de la potencia: 1. un voltímetro y una pinza amperimétrica.
inv = Pcc.Po Rto.Tamb + (TONC ~ 20) E / 800 Donde: Pcc. 7. fov : Potencia de CC inmediatamente a la salida de los paneles FV. Rto. medida con el termómetro. fov (1 — Lcab) Pcc. normalmente. Finalmente. conexionados. las pérdidas en fusibles.
.var: módulos fotovoltaicos operan. 5. La temperatura ambiente se mide con un termómetro de mercurio. en una zona próxima a los módulos FV. conmutadores. además. Ecuaciones: Pcc. en condiciones diferentes. en 1/ °C. Tamb: Temperatura ambiente en la sombra. Rendimiento.
Temperatura de operación nominal del módulo. en °C. Se realizará la medida con el inversor encendido para que el punto de operación sea el punto de máxima potencia. Tc: Temperatura de las células solares. etc. Lcab: Pérdidas de potencia en los cableados de CC entre los paneles FV y la entrada del inversor. inv. Se medirá con la pinza amperimétrica la intensidad de CC de entrada al inversor y con un multímetro la tensión de CC en el mismo punto.3. var [1 -g (Tc . 4.25)] E/ 1000 Tc . fov . en °C. en W. El valor así obtenido se corrige con la temperatura y la irradiancia usando las ecuaciones del paso 7. en W. a la sombra. que incluye los porcentajes de pérdidas debidas a que los
Po: Potencia nominal del generador en CEM. diodos antiparalelo si hay. incluyendo. en W/m2. 6. La irradiancia se mide con la célula (CTE) situada junto a los módulos y en su mismo plano. se corrige esta potencia con las pérdidas. G: Coeficiente de temperatura de la potencia. E: Irradiancia solar. Su producto es Pcc.
Ldis: Pérdidas de potencia por dispersión de parámetros
módulos. Si se utiliza una célula de tecnología
Las pérdidas principales de cableado pueden calcularse conociendo la sección de los cables y su longitud.Ltem). Si no es posible realizar medidas. Se indican a continuación los valores de los distintos coeficientes: Todos los valores indicados pueden obtenerse de las medidas directas. Tabla de valores en caso de desconocer información. parte de ellos. equivalente.Ldis) (1 . Y obtenerse: Rto. pueden obtenerse. Tabla IV.g (Tc .
Lref: Pérdidas de potencia por reflectancia angular espectral.Lref) Donde: Lpol : Pérdidas de potencia debidas al polvo sobre los módulos FV. el término Lref es cero.25)] por (1 . de los catálogos de características técnicas de los fabricantes. cuando se utiliza un piranómetro como referencia de medidas. Cuando no se dispone de otra información más precisa pueden usarse los valores indicados en la tabla IV.Lpol) (1 .Ltem: Pérdidas medias anuales por temperatura. var = (1 . En la segunda sustituirse el término [1 . por la ecuación: 46
Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. esta diferencia se podrá incrementar entre 5 °C y 15 °C. para una irradiancia de 1000 W/m2. cercanías a carreteras. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. del tipo de célula. etc. Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del O % al día siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios". en cm2. R: es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables.Lcab = R/2 R = 0. de acuerdo con las especificaciones. el valor máximo admisible para la parte CC es 1. en cm. Normalmente las pérdidas en conmutadores. fusibles y diodos son muy pequeñas y no es necesario considerarlas. Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los módulos y los 25 °C de las condiciones estándar de medida. Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos. Si los módulos están convenientemente aireados por detrás. L: es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno).
. Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia.000002 L / S . del encapsulado y del viento. En nuestro caso. Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo. en ohmios. Para el caso de integración de edificios donde los módulos no están separados de las paredes o tejados. esta diferencia es del orden de 30 °C sobre la temperatura ambiente.5%. S: es la sección de cada cable.
Es indispensable incluir en todo proyecto de una instalación eléctrica. la primera forma es donde el sistema es conectado entre la red y la carga.3. El sistema fotovoltaico es conectado entre la red y la carga. figura 15). Figura 14. Existe en realidad dos configuraciones para interconectar el sistema fotovoltaico propuesto en esta tesis. lo cual es el objetivo de este documento y por lo tanto es el modelo que será adoptado. figura 14). Esquema de conexión (diagrama unifilar).3. la interconexión es realizada antes de los medidores de la energía comprada de la red. un esquema o diagrama ya que este es el mapa o la guía que todo electricista instalador debe interpretar si quiere llevar a la realidad lo que esta en el papel. en la segunda configuración. o sea. de cualquier tipo.1. después del punto de medición (en esta configuración la totalidad de la energía es vertida a la red de distribución.
. el consumo de la residencia ocurre entre la generación fotovoltaica y la red ( en esta configuración la energía fotovoltaica y la proveniente de la red se usan simultanea e indistintamente en el inmueble.
nos permite la flexibilidad de decidir en que lugar es mas conveniente realizar la interconexión. en algunos casos. en el sitio del cliente. el punto de interconexión estará ubicado en un punto dentro del inmueble directamente en la instalación eléctrica de la edificación (figura 16).
. y con la opción de interactuar (comprar o vender) con la red eléctrica y. En nuestro caso.Figura 15. en el cual la generación o el almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala. según el concepto de Generación Distribuida. o en lugares aislados fuera del alcance de la red de distribución. expresa que es la producción de electricidad por generadores colocados. debe ser lo más cercana al centro de carga. y que además. o bien en el sistema eléctrico de la empresa. garantizando de esa forma la interacción de la energía procedente de ambos sistemas. El sistema fotovoltaico es conectado antes del medidor de compra.
Por otra parte. considerando la máxima eficiencia energética.
Figura 16. en el cual se incluyen los componentes que integran el sistema y que sirve como referencia a la hora de realizar la instalación del sistema fotovoltaico.
Fuente: www.inersol.
. se presenta el diagrama unifilar que se propone para este proyecto.com
A continuación. Esquema de interconexión del sistema fotovoltaico con la red.
Diagrama unifilar para el sistema fotovoltaico para conexión a red.Figura 17.
Coordinación de protecciones y regulación de la tensión de la compañía: interacción del equipo de monitoreo y protección. puesto que es un elemento que consume energía y en este caso especial puede no ser tan practico su uso). Relevadores de protección. es por eso que se deben considerar los siguientes aspectos técnicos para la interconexión. Características de la interconexión a la red. Conexión del transformador: se debe tener un transformador a la salida de CA que actúa como aislamiento galvanico. la empresa distribuidora de energía requerirá del solicitante como mínimo que el excedente de energía que se este en capacidad de verter a la red no provoque condiciones inseguras para el equipo como para el personal de la empresa. que garantizaran que el voltaje y la frecuencia generada por el sistema fotovoltaico sean idénticos a los de la red y que en si un momento determinado no lo fueran. asegurando así la protección y maniobra. estarán conectados a una única tierra. Conformidad con normas de los convertidores de potencia: congruencia de la instalación con la normativa vigente y requerida por la empresa. no se utiliza. cuando el sistema fotovoltaico es relativamente pequeño.
.3.1. Equipos de calidad de servicio: equipamiento estandarizado como puede ser la medición impuesta por la empresa distribuidora. dichos relevadores actuaran sobre un interruptor automático. entre otras cosas. Es evidente que deben cumplirse una serie de requisitos indispensables para que la interconexión del sistema fotovoltaico con la red pueda darse.1. Sistema de puesta a tierra: todas las masas de la instalación fotovoltaica.3. este transformador ya viene incluido en la mayoría de inversores (algunos inversores ya lo poseen y en algunos casos. de máximo y mínimo voltaje y de máxima y mínima frecuencia. debe garantizarse que la calidad de la energía fotovoltaica sea la misma que la del sistema de distribución. tanto de la sección continua como de la alterna. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora.
1. el cual consta de un relevador de máxima y mínima frecuencia. el cual tiene como principal objetivo protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (61 y 59 Hz. un interruptor diferencial (este último como sistema de protección).1. respectivamente). se dispondrá de una protección de sobretension. alterna o continua. La clave del uso simultáneo e indistinto entre la energía fotogenerada y la proveniente de la red en la residencia.
. son de la empresa internacional Scheneider Electric. Los elementos del sistema de interconexión que se proponen en este trabajo. con un tiempo de desconexión inferior a 0.1. los cuales se repasan con poca profundidad uno a uno a continuación: Relé de medida y control Zelio marca telemecanique (medida de tensión RM4-UA33): Estos aparatos están destinados a medir un rebazamiento del umbral de tensión predeterminada.3.Mantenimiento preventivo y correctivo periódico: proceso indispensable para asegurar el correcto funcionamiento del sistema fotovoltaico y por lo tanto una correcta interacción con el sistema. Sistema de interconexión y protección.5 segundos. modelo Xf2. que tiene como objetivo la protección para la interconexión de máximo y mínimo voltaje. un contactor que sea gobernado por los relevadores. por considerarse una muy buena opción. un relevador de máximo y mínimo voltajes. La tapa puede precintarse directamente. Están dotados de una tapa transparente articulada en la parte frontal para evitar que se pueda modificar involuntariamente el reglaje. 3. así como lo que hace posible verter la energía al sistema de distribución es el sistema de interconexión y protección. ajustada al 110% de la nominal y una protección de subtención ajustada al 85% de la nominal respectivamente. a excepción del relevador de frecuencia que es de la empresa SEG power protección en su línea profesional. en la red. específicamente de la marca Telemecanique. Para evitar apariciones de sobretensiones superiores a las reglamentarias.
Relevador Zelio de voltaje RM4 .UA33. Pág. B2 o B3 y C (el voltaje de medida puede ser de DC o AC de entre 50 a 500 volts). Relevador Zelio de voltaje modelo RM4.
Interruptor de protección diferencial DPNa multi 9. Schneider Electric. la tensión que se va a controlar se aplica a los bornes B1.UA33 marca Telemecanique. 55. el detalle de los componentes de este relevador se aprecian a continuación.
Fuente: Catálogo Zelio time control.2 watt. Schneider Electric. Figura 18. esquema interno. Merlin Gerin de Schneider Electric: Son destinados al comando y protección contra sobrecorrientes de circuitos de 54
Fuente: Catálogo Zelio time control.La tensión de alimentación se aplica a los bornes A1 y A2 (la tensión de alimentación puede ser de DC o AC y puede variar entre 22 y 240). el consumo medio de potencia a voltaje nominal es de 1. La histéresis se puede ajustar para determinar los parámetros de sobre y sub tensión requeridos (ajuste de 5 a 30%). Pág. 59.
distribución específicamente para la protección del equipo de interconexión (relavadores). etc. o automáticamente. específicamente para una corriente de 25 amperios.
Fuente: Catálogo protección diferencial.
Contactor tipo CT. 2 0 3 polos.. Merlin Gerin: Los contactores CT son utilizados como interfase para controlar los circuitos de potencia de aplicaciones como: Iluminación. Los dispositivos diferenciales de esta clase aseguran el desligamiento para las corrientes diferenciales residuales alternadas senoidales. expresamente para manejar 120/240 voltios de alterna y una idéntica tensión de alimentación de la bobina. Figura 20. motores domésticos. protección de equipo y personas contra contactos indirectos y los contactos directos (30 mA). en caso de defecto de aislamiento entre un conductor activo y la tierra. sistemas de agua.
. protección contra defectos de aislamiento. superior o igual a 30mA. persianas. Interrumpe un circuito manual. de Merlin Gerin. 4 polos. Schneider Electric. cámaras climáticas. que sean repentinamente aplicadas o variando progresivamente. ventilación. bombas. Interruptor diferencial ID multi 9.
Figura 21. Contactor CT, Merlin Gerin.
Fuente: Catálogo Contactores CT, Schneider Electric.
Relevador de control de frecuencia profesional line, marca SEG serie XF2: El relé de frecuencia XF2 de la PROFESSIONAL LINE es un relé estático de medida para vigilancia de la frecuencia en tensiones alternas monofásicas y trifásicas. El relé ofrece una protección fiable contra máxima y mínima frecuencia. Las señales analógicas de entrada de las tensiones alternas se hacen llegar al relé de protección a través de los bornes L1 - L3 y N (bornes de tensión de monitoreo). El relé XF2 no precisa tensión auxiliar separada; la tensión de alimentación puede formarse directamente de las magnitudes de medida. El XF2 está equipado con una etapa de red universal de amplio margen. A los bornes A1 (L-) y A2 (L+) se pueden conectar tensiones en un margen comprendido entre 19 - 55 V DC. Los bornes A1/A3 se utilizan para conexión de tensiones comprendidas entre 50 - 750 V DC, o respectivamente 36 - 520 V AC (ambos juegos de bornes son los de alimentación). La histéresis se puede ajustar para variar la frecuencia máxima y mínima de disparo, el detalle de este dispositivo se aprecia a continuación. Figura 22. Relevador de frecuencia XF2, Profesional Line de SEG.
Fuente: Catálogo XF2, SEG. Schaltanlagen-Elektronik-Geräte GmbH & Co. KG.
Figura 23. Relevador de frecuencia XF2, de SEG, esquema interno.
Interruptor de carga multi 9, Gerlin Gerin: Los Interruptores de Carga son usados en los sectores residencial y comercial en aplicaciones industriales. Estos controlan la apertura y el cierre de carga de circuitos mono, bi o trifásicos con carga de 25 A, protegiéndolo contra sobrecorrientes, en nuestro caso se utilizará como el dispositivo principal para la protección del sistema fotovoltaico, 2 0 3 polos. Figura 24. Interruptor de carga multi 9, Merlin Gerin. o breaker
Fuente: Catálogo Interruptor de carga multi 9, Schneider Electric.
Luego de definir los componentes que integran el sistema de interconexión, es indispensable explicar la función de cada uno de ellos, así como la forma de interconexión de los mismos.
Los relevadores tienen la importante función de monitorear y sobre todo controlar que el voltaje y la frecuencia se mantengan en las condiciones adecuadas, con el objeto de asegurar que la energía producida por el sistema fotovoltaico sea de la misma calidad que la de la red, además, estos aseguran que no se inyecten sobretensiones y perturbaciones en el sistema de distribución, lo mismo ocurre con el relevador de frecuencia, que acciona su mecanismo cuando la frecuencia crece o decrece mas del margen establecido previamente, ambos al ser accionados actuaran sobre la bobina de alimentación del contactor-interruptor principal. En el momento que se interrumpa dicha alimentación, el contactor abrirá sus contactos principales desconectando el sistema fotovoltaico de la conexión que va a la residencia y a la red simultáneamente, el interruptor diferencial tiene como función la protección de personal y equipo contra sobrecorrientes de circuitos de distribución, específicamente para la protección del equipo de interconexión ( sobre todo los relavadores), protección contra defectos de aislamiento, protección de equipo y personas, contra contactos indirectos y los contactos directos (con una sensibilidad de 30 mA), los dispositivos diferenciales de esta clase aseguran el desligamiento para las corrientes diferenciales residuales alternadas senoidales, que sean repentinamente aplicadas. Por ultimo se encuentra el interruptor o flipon principal termomagnético que se encarga de la protección general de la instalación. Todo lo expresado anteriormente se puede representar en el esquema de mando de la conexión, el cual se presenta a continuación.
Del diagrama de la figura 25. Se identifican dos puntos de congruencia entre la energía del sistema fotovoltaico con la proveniente de la red. en caso que al ser accionados se abran. en el primer caso la energía fotovoltaica llega al interruptor principal de la residencia (punto donde converge 59
.Figura 25.1. K2. provocando una eventual apertura de los contactos principales del contactor y en consecuencia la desconexión del sistema fotovoltaico. Punto de interconexión. uno es en el inmueble mismo donde se mezcla la energía de uno y otro sistema para su consumo. y el otro es donde se da la interconexión directamente a la red para verter en ella la energía excedente.
3. se nota que tanto los contactos auxiliares del relevador de control de tensión como los del relevador de control de frecuencia (K1.3. pueden dejar sin alimentación a la bobina del contactor (KM1). Diagrama de mando del sistema de interconexión. K3 y K4).1.
con la energía de la red) para ser consumida. 60
. por lo que la interconexión en ese punto especifico debe cumplir al menos los siguientes requisitos: 1. dirección. Figura 26. en el segundo caso. La solicitud se acompañará de la siguiente información: a. el que pretenda adquirir esta condición. en su caso. teléfono u otro medio de contacto. es indispensable analizar con mayor detenimiento la conexión directamente a la red puesto que las empresas distribuidoras son muy cuidadosas con sus instalaciones y hasta ahora las mismas son inaccesibles a la mayoría de personas. Puntos de interconexión del sistema FV. según corresponda en función de la potencia instalada. Nombre. solicitará a la empresa distribuidora el punto y condiciones técnicas de conexión necesarias para la realización del proyecto o la documentación técnica de la instalación. con la carga y con la red. esto es representado gráficamente en la figura 26 a continuación.
Por otro lado. la energía fotogenerada excedente es medida por el contador de venta de energía para luego ser vertida a la red. Solicitud: El dueño de la instalación o.
Esquema unifilar de la instalación. será la misma que la tensión que se va a controlar (o sea. 2. por lo tanto. Potencia nominal máxima disponible de conexión en ese punto. modos de conexión y características del inversor o inversores. c. Potencia de cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión. descripción. d. En el caso de que el punto de conexión y medida para la cesión de energía por parte del titular de la instalación sea diferente del de recepción. al menos. la tensión de alimentación para los relevadores. para que los relevadores puedan restablecer sus condiciones normales de operación. incluyendo. e. b. Tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión. los siguientes extremos: a. esto se puede apreciar fácilmente en la figura 27. Situación de la instalación. en un punto antes de pasar por los contactos principales del contactor. la tensión de la energía eléctrica fotovoltaica producida). en su caso. Características técnicas de la instalación entre las que se incluirá la potencia pico del campo de paneles y potencia nominal de la instalación. Punto de conexión y medida propuesto. c. Punto propuesto para realizar la conexión. d.b. informe justificativo de esta circunstancia. la empresa distribuidora notificará al solicitante su propuesta relativa a las condiciones de conexión. en relación con la capacidad de transporte de la línea o. y descripción de los dispositivos de protección y elementos de conexión previstos.
. e. Condiciones técnicas de la instalación: En un plazo establecido a partir de la recepción de la solicitud. Por ultimo. su alimentación deberá provenir del voltaje fotogenerado. con la capacidad de transformación del centro de transformación.
exceptuando el cableado de continua.
3. lo que elimina la necesidad de colocar relés temporizadores para la reconexión. un grado de aislamiento eléctrico de tipo básico en lo que afecta tanto a equipos (módulos e inversores). como mínimo. Componentes y materiales del sistema (generalidades). A continuación se presentan generalidades sobre el conjunto de componentes y materiales que integran la instalación fotovoltaica: Como principio general se ha de asegurar.
. La instalación incorporará todos los elementos y características necesarios para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico. cajas y armarios de conexión). Figura 27.2. Punto de conexión de la alimentación. como a materiales (conductores. que será de doble aislamiento.Los relevadores tienen un tiempo programable de restablecimiento de sus características de operación.
en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad. la mayoría de las células aseguran la producción de energía desde el amanecer hasta el anochecer. asegurando la protección frente a contactos directos e indirectos. Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas y de la instalación fotovoltaica. Sistemas generadores fotovoltaicos. son los parámetros determinantes de la producción eléctrica de los paneles.1.El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red averías. Los valores de la energía media disponible de una cantidad de módulos con una orientación e inclinación determinada. cortocircuitos. Asimismo. Por lo general los módulos están constituidos por células cuadradas fotovoltaicas de silicio monocristalino o policristalino.2. encapsuladas sobre un material plástico y todo el conjunto enmarcado con un perfil metálico. sobrecargas. el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución. aprovechando todo la potencia útil suministrada por el sol. Estos paneles están formados por un número determinado de células que están protegidas por un vidrio.
. Los paneles son los elementos de generación eléctrica y se pueden disponer en serie y/o paralelo para obtener la tensión nominal requerida en cada caso (ver figura 28). 3. disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable. Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales. así como otros elementos y protecciones que resulten de la aplicación de la legislación vigente. junto con su rendimiento y su potencia nominal.
Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas y arquitectónicas según sea el caso del inmueble. Los marcos laterales. serán de aluminio o acero inoxidable. Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas o manchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células o burbujas en el encapsulante. o para módulos fotovoltaicos capa delgada. si existen. Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías de las células (normalmente incluidos con los módulos) y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de protección adecuado. su potencia máxima y corriente de cortocircuito reales referidas a condiciones estándar deberán estar comprendidas en el margen del ± 10 % de los correspondientes valores nominales de catálogo. así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación. El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante. así como estar respaldados por alguna empresa reconocida. Para que un módulo resulte aceptable.Figura 28.
El sistema de módulos fotovoltaicos deberá cumplir las siguientes condiciones: Todos los módulos deberán satisfacer especificaciones internacionales para módulos de silicio cristalino. 64
. Esquema de conexión de paneles fotovoltaicos.
se instalarán los elementos necesarios (fusibles. Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del generador.
. interruptores. y 2.5. Vienen con un marco de aluminio anodizado de alta calidad. Garantizados por 20 años. etc. con capacidad para 165 Watt de potencia de salida de DC.5. de cada una de las ramas del resto del generador. La estructura del generador se conectará a tierra.2. Los módulos fotovoltaicos seleccionados para este proyecto son distribuidos por la empresa Altertec con sede en Nicaragua. 34. Esto significa menos módulos por sistema y una instalación más rápida. los de mayor potencia disponibles.). caja de conexiones de todo clima y diodos de by-pass. Traen conectores múltiples para fácil instalación. así como las perdidas por sombra (aspectos ya considerados en las secciones 2. de forma independiente y en ambos terminales.) para la desconexión. estos son durables paneles Jumbo.77 A (a máxima potencia) son construidos con materiales de alta tecnología que permiten un gran desempeño.Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células.6 voltios (potencia máxima) significa menos módulos en serie.1. Se garantizara la correcta ubicación de los paneles con objetivo de reducir al mínimo las perdidas por orientación e inclinación. La corriente de salida es de 4. son producidos por la empresa SCHOTT-APC modelo SAPC-165.
www. siguiendo las indicaciones del fabricante.). modelo SAPC-165.A. Modulo fotovoltaico Schott. un patio. las sobrecargas del viento o algún otro elemento climático. permitirá las necesarias dilataciones térmicas.2. Estructura de soporte.
Fuente: Altertec S.altertec.Figura 29. etc.APC. teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa. con los módulos instalados.com
3. Los elementos de soporte de los módulos fotovoltaicos pueden ser de dos tipos los cuales varían de uno a otro según sea la disposición de las células ya sea si van a ser instalados en una tejado (cuando la disposición arquitectónica así lo permita) o bien con una estructura de soporte triangular (si los módulos se dispondrán en una superficie plana. de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo. ya sea una terraza.2. 66
. Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número. sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos. Las estructuras de soporte para los paneles fotovoltaicos deberán cumplir con las siguientes condiciones: La estructura soporte de módulos ha de resistir. El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos.
. en su caso. al galvanizado o protección de la estructura. En el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados. La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. La estructura soporte será calculada para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos. La estructura será diseñada para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongar su vida útil.El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico. Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos. exceptuando la sujeción de los módulos a la misma. para instalaciones sobre el suelo o terraza plana. y la posible necesidad de sustituciones de elementos. que serán de acero inoxidable. cada estructura de este tipo debe estar diseñada para soportar 2 paneles estándar.2. teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje. Se incluirán todos los accesorios y bancadas y/o anclajes. son los soportes de la figura 30. cumpliendo lo especificado en el punto sobre sombras (sección 2. tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado.5. tales como viento. etc.). La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder. Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos. La tornillería será realizada en acero inoxidable. Un buen ejemplo de soportes para módulos fotovoltaicos. los módulos se unen a la estructura por medio de tornilleria.
aspecto que se debe prever en el diseño mismo del inmueble y tomando en cuenta que en nuestro país es muy difícil que se construya una edificación diseñada para tener un techo solar y mucho menos que su techo tenga la inclinación idónea para el mismo.aet.com
. los módulos se enganchan a unos travesaños de carril. Figura 30. con unas piezas deslizantes.El otro tipo de soporte es el de las figuras 31a. Estructura para módulos fotovoltaicos diseñada para terraza plana o patio. Por ultimo es muy sencillo mandar a fabricar las estructuras para superficies planas y a un costo considerablemente adecuado. www.1). diseñados para tejados.5. este carril va paralelo al tejado y se fija con unas piezas que salen por debajo de las tejas. puesto que para instalar módulos fotovoltaicos en tejados. 31b y 31c. de las dos opciones de soportes es mas común usar los del primer tipo. estos debieron ser construidos previamente a un ángulo especifico requerido por las características de inclinación de los módulos (sección 2.
Fuente: AET solar.
aet. Estructura de soporte para módulos fotovoltaicos diseñado para tejados. (a) vista frontal.com
Fuente: AET solar. (b) vista lateral. www.Figura 31. (c) detalle del soporte.
Ello permite introducir las correcciones necesarias cada 10 milisegundos. El inversor es una parte importantísima en una instalación fotovoltaica. La tensión generada por el inversor es senoidal y se obtiene mediante la técnica de modulación de ancho de pulsos. realizando un seguimiento muy sensible a cualquier cambio en la red. y con un factor de potencia igual a 1 en cualquier condición de funcionamiento del equipo. el sincronismo con esta es un aspecto fundamental en el funcionamiento del inversor. Puesto que la salida de los inversores está conectada a la red eléctrica.
. para proporcionar una gran flexibilidad de configuración y facilitar posibles ampliaciones futuras. ya que permite la conversión de la energía eléctrica generada en DC a electricidad de CA. que permite ajustes del sistema. Inversor. El diseño de un inversor debe permitir utilizar un rango muy amplio de tensión de entrada a partir del campo fotovoltaico. corriente y factor de potencia.3. El control principal lo trata de forma prioritaria. De esta forma se hace trabajar a los transistores MOSFET de potencia a una frecuencia de conmutación de 20kHz. con lo que se consigue una forma de onda senoidal de muy baja distorsión.3. Un microcontrolador determina el tipo de onda que se genera a partir de una tabla de valores disponibles en la memoria auxiliar del sistema. mediciones de tensión. El inversor entrega una corriente a la red eléctrica con una onda senoidal idéntica a la propia de la compañía eléctrica suministradora. menor del 1% y con un contenido de armónicos bajo. El control de la red se realiza mediante un circuito analógico.2.
Principio de funcionamiento: fuente de corriente.
Todo inversor que este destinado a operar en el sistema fotovoltaico para conexión a red. 71
. con una potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día. Los inversores tienen 3 ó 2 entradas de corriente continua (una entrada para el negativo de continua. deberá cumplir con las siguientes especificaciones: Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica. Figura 32.Para conseguir el mejor rendimiento de la instalación. . otra para el positivo y además una toma de puesta a tierra ver figura 32) y una salida de corriente alterna con dos cables: uno para el Neutro y otro para la Fase. Salida de corriente alterna de un inversor. .Autoconmutados. el sistema de control de algunos inversores (solo los más caros y sofisticados) trabaja detectando continuamente el punto de máxima potencia (MPPT) de la característica tensión-corriente de los paneles fotovoltaicos. Las características básicas de los inversores serán las siguientes: .Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.
Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación. El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0. Además soportará picos de magnitud un 30% superior a las condiciones Standard de medida durante períodos de hasta 10
. Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad relativa.No funcionarán en isla o modo aislado. El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar un 10% superiores a las condiciones Standard de medida.. A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal. entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal. Los inversores cumplirán con las características de seguridad eléctrica y compatibilidad electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante).5 % de su potencia nominal. El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0. pero que.95. en el mejor de los casos 1100 watts. el cual tiene capacidad de entregar. e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo. segundos. En el caso especial de esta tesis se propone el inversor marca Exeltech modelo XP. por que será alimentado con 825 Wp se espera obtener unos 700 Wp a la salida del mismo. el inversor deberá ser capaz de inyectar el excedente de energía en la red. Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85 % y 88 % respectivamente.
Switch Remoto.100 watt de salida).2. de fabricación estadounidense y que es distribuido por la empresa Nicaragüense Altertec.altertec. El Inversor Serie XP opera cualquier carga AC en cualquier condición. aunque suficientemente fuerte para el mas extremo ambiente de trabajo.
3. 120Vac. liviano y mejor regulado inversor de onda senoidal pura disponible.
Fuente: Altertec S. es prever un eventual crecimiento o ampliaciones futuras a la potencia de corriente directa. marinas o militares. o 230Vac 50Hz. Inversor Exeltech Xp 1. 12 Vdc a 108 Vdc de entrada. o sea. esta disponible en 100Vac.A. con características como: Onda Senoidal Pura.100 – 48V. la siguiente figura muestra el inversor exeltech. fuerte.
El sistema de cableado de la instalación deberá cumplir con ciertos requisitos que se presentan a continuación: Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa para conductores eléctricos (Normas NEC).Una buena razón para sobredimensionar el inversor (de 700 a 1. Rack de Montaje incluido. si en el futuro se desea producir mayor cantidad de energía ya no será necesario cambiar el inversor. confiable. www.4
Cableado. 60Hz o 400Hz para uso en aplicaciones terrestres. Figura 33. alrededor del mundo.125 Watts a 1100 Watts. Ultra liviano. si no que solamente se necesitará colocar mayor cantidad de paneles a la entrada del mismo.
Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Se deberá prestar atención al sistema de paso de los cables por muros y techos. Medición. utilizándose cajas de derivación cada vez que sea posible. El proceso de medición es una parte fundamental de este proyecto puesto que uno de sus alcances es determinar el valor de la energía que se esta en capacidad de verter a la red (energía excedente). teniendo en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones. Básicamente hay dos formas de realizar la medición en el sistema propuesto. 3.2. Concretamente. la primera es utilizando dos contadores. Los cables que estén en el exterior se instalaran bajo tubo metálico y los interiores bajo canaleta. uno para venta y otro para compra de energía (la facturación de la energía vendida y la comprada se realizan separadamente). Los empalmes se realizaran con accesorios para tal efecto.5 % y los de la parte CA para que la caída de tensión sea inferior del 2 %. de acuerdo a normas NEC. la otra forma es utilizando un medidor bidirecional que contabilice la energía comprada como la recibida (la facturación de la energía es la diferencia entre la energía de venta y la de compra). los conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1. al aire o enterrado. seria virtualmente imposible tal operación sin un medidor de energía (contador). para cualquier condición de trabajo. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas. Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie. con objeto de anular la entrada de agua al interior. Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA.
serán precintados por la empresa distribuidora. para cada dueño del inmueble. El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de la empresa distribuidora. en caso de peligro pueden retirarse los precintos sin consentimiento de la empresa eléctrica. si se trata de un contador de entrada de energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de la instalación fotovoltaica. tanto los de entrada como los de salida de energía. Además existe la opción de colocar otro medidor de energía a la salida del inversor con la función de contabilizar la producción total de energía y determinar que porcentaje de la misma es vertida a la red y que porcentaje es utilizado en el inmueble. La ubicación de los contadores y de los equipos de medida será establecida por la empresa distribuidora. De cualquier forma. Se indicará. es importante cumplir algunas condiciones básicas que se presentan a continuación: El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos. En el caso de instalación de dos contadores la facturación de venta y de compra de energía se realizara por separado. por las condiciones tecnológicas y económicas de nuestro país.La forma de facturación se establecerá entre las partes interesadas mediante un contrato. y. se conectará un contador de salida y un contador de entrada. Todos los elementos integrantes del equipo de medida.
. es mas adecuado colocar un medidor de venta separado del de compra de energía. No obstante. A mi parecer. La energía eléctrica que el dueño de la instalación facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. en el cual. siendo en este caso obligatorio informar a la empresa distribuidora con carácter inmediato. puesto que es mas simple esta configuración (en cuanto al modo de retribución) que la de tener un solo medidor bidireccional. se establecerá claramente la forma de retribución. en su defecto.
que será un interruptor termomagnético con intensidad de cortocircuito superior a la presente en el punto de conexión. Protección.6. pg. 27
3.2. así como mantener el nivel de calidad del servicio de la red y asegurar que la calidad de la energía fotovoltaica sea de la misma calidad que la red de distribución.
. pues estas tienen como objetivo asegurar la protección de las personas y cosas. Un aspecto de suma importancia para la realización del proyecto son las protecciones. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento. Medidor monofásico de energía análogo (watthorimetro) marca ABB. El conjunto de protección deberá realizarse incluyendo lo siguiente: Interruptor general manual. la Empresa Eléctrica adopto el uso de medidores monofásicos de energía (watthorimetros) de distintas marcas como General Electric y más recientemente ABB.
Fuente: Catalogo medición monofásica de energía. ABB. El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas por la empresa distribuidora puesto que en una buena parte el equipo de protección esta enfocado para asegurar que no se provocaran problemas a la misma. con objeto de poder realizar la desconexión manual. Figura 34. por lo tanto el mismo tipo de medidores puede adoptarse para este caso en especial.Por mucho tiempo.
con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación. una vez restablecidas las condiciones normales de operación. por tanto. Puesta a tierra de la instalación fotovoltaica. asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en el material utilizado. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (61 y 59 Hz. respectivamente). para evitar en la red apariciones de sobretensiones superiores a las reglamentarias. de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático.1.3. (Todo lo anterior fue previamente tomado en cuenta en el diagrama unifilar sección 3.
. para la desconexiónconexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia.1). Protección para la interconexión de máximo y mínimo voltaje. Interruptor automático de la interconexión (contactor).2.7. esta condición de rearme ya esta incluida en los relevadores tanto de voltaje como de frecuencia. desde el punto de vista de la seguridad deberá ser obligatoriamente comprobada por los servicios en el momento de dar de alta la instalación. Por la importancia que ofrece. de limitar la tensión que con respecto a tierra puedan representar en un momento las masas metálicas. Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora. El rearme del sistema de conmutación y. se dispondrá de una protección de sobretension y una de subtención (entre 110 y 85 % respectivamente). 3.3 y en la sección 3.1.Interruptor automático diferencial. Las puestas a tierra se establecen con objeto.1.
Las condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red se definen a continuación: La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución. La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador de aislamiento galvánico (este es opcional, puesto que este puede tener una alto autoconsumo de energía), o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el desarrollo tecnológico. Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, así como de las masas del resto del suministro. En cuanto a la puesta a tierra, se adoptara la conexión de una varilla de cobre de 3 metros de longitud por 5/8 de pulgada, por cada dos módulos fotovoltaicos (que estarán acoplados en una sola estructura de soporte tipo terraza o patio plano), y una varilla de las mismas características para la tierra del inversor. 3.2.8. Armónicos y compatibilidad electromagnética. En cuanto a este aspecto se refiere, los inversores están diseñados para producir energía de alta calidad asegurando la compatibilidad con la energía de la red, sin introducción de armónicos y con un factor de potencia cercano a 1. El equipo inversor dispone de una realimentación desde el medidor de fase de manera que constantemente se realiza un auto ajustado que mantiene un factor de potencia igual a la unidad en todo momento, incluso que sea necesario provocar un desfase entre el voltaje de la red y el generado por el sistema fotovoltaico.
El inversor además dispone de un circuito digital y un micro procesador de aplicación específica que es el encargado de la generación de las señales de control que conforman la onda. Si en determinado momento la central fotovoltaica elevaran su producción de armónicos a niveles no admisibles, dicha aparición justificara la desconexión del sistema fotovoltaico. 3.3. Reparación y pruebas. La experiencia demuestra que los sistemas fotovoltaicos conectados a la red tienen muy pocas posibilidades de avería, especialmente si la instalación se ha realizado correctamente y si se realiza un mantenimiento preventivo. Básicamente las posibles reparaciones que puedan ser necesarias son las mismas que cualquier aparato o sistema eléctrico, y que están al alcance de cualquier electricista. En muchos casos se pueden prevenir las averías, mediante la instalación de elementos de protección como los interruptores termomagnéticos. En cuanto a las pruebas es recomendable realizar algunas de las cuales se hace mención a continuación: Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas. Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento. Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como su actuación, con excepción de las pruebas referidas al interruptor automático de la desconexión. Determinación de la potencia instalada, de acuerdo con el procedimiento descrito en la sección 3.1.2.1.
Haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte del suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 24 horas seguidas, sin interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema suministrado. 3.4. Mantenimiento. El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red. Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la producción y prolongar la duración de la misma: Mantenimiento preventivo. Mantenimiento correctivo. Plan de mantenimiento preventivo: operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otras, que aplicadas a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la misma. Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye: La visita a la instalación en los plazos pertinentes y cada vez que el usuario lo requiera por avería grave en la misma. El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación. Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento.
uniones. Además debe existir un registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento. en el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre. pletinas. semestrales en las que se realizarán las siguientes
. Comprobación del estado del inversor: funcionamiento. etc. limpieza. El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita anual para las instalaciones o dos actividades: Comprobación de las protecciones eléctricas. lámparas de señalizaciones.Podrán no estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía. Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas de tierra y reapriete de bornes). titulación y autorización de la empresa). Comprobación del estado de los módulos: comprobación de la situación respecto al proyecto original y verificación del estado de las conexiones. alarmas. El mantenimiento debe realizarse por personal técnico calificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. transformadores. Es indispensable la realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas. ventiladores/extractores. reaprietes.
seguridad.4. que se este en
4.1. a través de la satisfacción de las necesidades energéticas actuales y futuras (demanda).
Situación actual de la legislación sobre energías renovables en Guatemala. racionalidad y competitividad. calidad. entre otras cosas. la situación en la que actualmente se encuentran los recursos energéticos renovables en nuestro país desde el punto de vista legal. ya que sin una legislación sería virtualmente imposible la puesta en marcha del proyecto propuesto en este trabajo. es importante enumerar la importancia de la utilización racional de los recursos renovables o no y la preservación del medio ambiente. En la oferta deberán considerarse conceptos tales como: confiabilidad. para el tipo especial de generación de energía propuesto y la forma de retribución a la misma.
La política general del Sector energético de nuestro país.1. es orientar el sector de energía hacia su desarrollo sustentable (social. además se comentara la situación legal en la que proyectos de este tipo se encuentra en otros países y por ultimo se propone un proyecto de ley específicamente enfocado capacidad de entregar a la red de distribución.1 Introducción. económico y ambiental). RETRIBUCION DE KWH VERTIDO A LA RED. promoviendo el crecimiento de la oferta. suficiencia. Este capitulo es dedicado exclusivamente a analizar.
La ley de incentivos para el desarrollo de energías renovables contempla en sus nueve artículos crear el panorama adecuado que permita la inserción de este tipo de generación especial en nuestro país. Asimismo. la cual tiene como principal objetivo establecer los incentivos fiscales. importación libre de derechos de aduana y otros incentivos menores. la manera de lograr tal cosa es tomando en principio acciones legislativas que promuevan y sobre todo autoricen legalmente la utilización racional de dichos recursos. 4.
Algunos países procuran incentivar las energías renovables y no convencionales de generación de electricidad para aumentar el grado de competitividad de esas fuentes y. Esos incentivos transforman el mercado e inician una progresiva inserción comercial a esas emergentes tecnologías. por tal motivo.1. investigan el aumento de la competitividad de la industria de equipos y dispositivos de generación de electricidad a partir de fuente renovables y proporcionan sus conocimientos y experiencia a los diferentes sectores envueltos en el planeamiento. propiciar mayor participación de las mismas en su matriz energética. gerencia y uso de la energía generada por esas tecnologías. el congreso de la Republica de Guatemala en su decreto 52-2003 emite su ley de incentivos para el desarrollo de energías renovables. asegurando dentro de sus aspectos principales incentivos como la exención del pago del impuesto sobre la renta desde el inicio de la operación comercial.2. energía eólica. comercialización. económicos y administrativos para el desarrollo de proyectos de recursos renovables (hidroenergia. energía solar y energía biomasica).
.Es por eso que se ha comenzado a tomar acciones para reducir el impacto ambiental del sector energético a través de la utilización de recursos renovables. con eso. geotermia. Situación en otros países.
España. Dentro de ese escenario. diversos países están comenzando a establecer mecanismos de incentivo para la difusión del uso de la tecnología fotovoltaica como fuente descentralizada de generación de energía. sea por lo menos duplicada la contribución de las fuentes de energía renovable en el consumo total de electricidad de Alemania. adquieren experiencia en la utilización de generación distribuida de electricidad a través del uso de fuentes renovables que utilicen tecnologías no agresivas al medio ambiente.000). Estados Unidos. se apuesta que en un futuro no tan distante la relevancia de esas fuentes para los sectores energéticos mundiales y para e el medio ambiente global será significativamente mayor al actual. Australia. Se pretende que. para el 2010.
. aumentando considerablemente la contribución hecha por las energías renovables al abastecimiento de electricidad del país. en una tentativa de encontrar solución a la diferencia entre los precios de la energía renovable y la convencional aprueba una ley denominada “Act on Granting Priority to Renewable Energy Sources” (Acto sobre Fuentes de Energía Renovable. Austria. Con eso. Como ejemplo de países que están tomando en cuenta tal tipo especia de generación podemos mencionar a Alemania. en 2. Grecia. pero se hará mención especial a la experiencia alemana por considerarse de gran importancia. El objeto de esa ley es el de facilitar el desarrollo sustentable de las fuentes de energía de acuerdo con las necesidades de controlar el calentamiento global y de proteger el medio ambiente.En fin. Japón y Suecia entre otros. El gobierno alemán.
a partir del uso de fuentes renovables.1.2. Necesidad de legislación en Guatemala. Artículo 3º: Se establece como objetivo complementario favorecer en todo el territorio de la Republica de Guatemala. propendiendo a la coordinación Inter. Título I: OBJETO Y AMBITO DE APLICACIÓN Artículo 1º: El objeto de la presente ley es regular el uso de equipos de generación fotovoltaica en instalaciones domiciliarias. Artículo 2º: La presente ley es de aplicación a todos los usuarios públicos y privados de servicios eléctricos. y su conexión al sistema de distribución y comercialización de energía eléctrica establecida. a continuación se presenta un modelo que pueda servir como un proyecto de ley en el que se contemple aspectos que regulen el tipo especial de generación de energía y de facturación de energía que se presenta en este documento. para producir energía eléctrica en pequeña escala.4. Título II: DISPOSICIONES GENERALES Artículo 4º: Se entiende por equipos de generación fotovoltaica.2. por este motivo. Es de suma importancia crear en nuestro país las condiciones idóneas que promuevan y fundamenten el tipo especial de instalación que en este documento se promueve. en principio dichas condiciones deben ser de carácter legal puesto que sin una normativa no es posible siquiera pensar en la realización de un proyecto de esta índole.-jurisdiccional e inter-institucional en lo atinente a su objeto. conforme a la legislación y normas complementarias vigentes. proyecto de ley como normativa para la
inserción de sistemas fotovoltáicos conectados a la red en
. a los sistemas destinados a la captación de la radiación solar. en el ámbito de la Republica de Guatemala. Propuesta para Guatemala. la realización de nuevas inversiones en emprendimientos de producción de energía eléctrica. 4.
su funcionamiento y conexión a la red. resultará del cálculo entre la energía provista por ella y consumida de la red. cubrirán todas las condiciones y normas técnicas o legales. determinen a tal fin. Artículo 9º: Las empresas de distribución de energía eléctrica otorgarán su conformidad a todos los pedidos de instalación y/o conexión de equipos de generación fotovoltaica que les sean requeridos. deberán solicitar autorización para la instalación y conexión a la empresa de distribución correspondiente. Artículo 6º: La conexión al sistema de distribución y comercialización propuesta es del tipo net metering. no podrá superar los parámetros técnicos que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. Titulo IV: SISTEMA DE MEDICIÓN. Artículo 8º: Los elementos incluidos en la solicitud de instalación y conexión. que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica fije como necesarias para la puesta en marcha. Artículo 10º: El control del consumo de energía eléctrica normalmente provista por la red actual. se realizará a través de un único equipo de medición. el cual deberá ser especialmente homologado.
. a través de ambos sistemas. y efectivamente incorporada por estos al sistema de distribución actual de baja tensión. Título III: NORMAS DE INSTALACIÓN Artículo 7º: Los usuarios públicos y privados de servicios eléctricos que deseen incorporar a sus domicilios sistemas fotovoltaicos.Artículo 5º: El potencial nominal de generación de energía. Artículo 12º: La facturación que la empresa distribuidora presentará a los clientes. y que cumplan los requisitos establecidas en el artículo anterior. menos la energía generada por el/los equipos fotovoltaicos instalados por los usuarios. a los sistemas fotovoltaicos a instalar. y de la energía generada por el sistema fotovoltaico. que efectúa la medición neta entre la energía eléctrica consumida y la entregada a la red. Artículo 11º: El medidor tendrá la capacidad apropiada para calcular los niveles de consumo y/o provisión de energía efectivamente realizados por el usuario/productor.
Artículo 17º: Promoverá la capacitación y formación de recursos humanos en el campo específico de aplicación de los equipos de generación fotovoltaicos. y en especial a través del sistema educativo de la Nación. sobre la base de las ventajas que posee como fuente no contaminante. institutos de investigación y organizaciones no gubernamentales del sector. de la convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático". Título VIII: DE LAS CONVENCIONES INTERNACIONALES Artículo 19º: La presente ley tiene el carácter adicional al ámbito previsto por el "Mecanismo para un Desarrollo Limpio " (MDL). Título VI: DE LOS INCENTIVOS (Contemplados en el decreto 52-2003 del Congreso de la republica de Guatemala) Artículo 14º: El Gobierno de la Republica de Guatemala. como también apoyará todas aquellas actividades que faciliten la difusión general. el desarrollo de tecnologías aplicables al aprovechamiento de las fuentes de energía renovables. así como las condiciones de seguridad. no deberán alterar la perspectiva del paisaje desde el punto de vista arquitectónico. respetando la armonía de los espacios y del conjunto urbano de los lugares donde sean colocados. Título VII: DEL PAISAJE URBANO Artículo 18º: Los equipos e instalaciones reguladas en esta ley.Título V: SISTEMA DE SEGURIDAD Artículo 13º: La colocación de los sistemas fotovoltaicos y de los correspondientes equipos de medición. monitoreo y/o mantenimiento de los mismos.
. en el ámbito de su jurisdicción. para mejorar la economía de escala de los componentes de los equipos de captación solar. se corresponderán con las normas y estándares de cualidad que determinen la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. señalización. Artículo 16º: Coordinará con las universidades. Artículo 15º: El Gobierno de la Republica de Guatemala apoyará las iniciativas orientadas a impulsar la fabricación de paneles solares y otros insumos complementarios del sistema propuesto. incentivará y promoverá estudios de factibilidad para el uso generalizado de sistemas fotovoltaicos. artículo 12 del Protocolo de Kyoto.
puesto que la mayor parte de la retribución variable debería ser la componente fija. la retribución variable tiene más sentido en energías regulables o almacenables. habilita la posibilidad de obtención de los certificados de Reducción de Emisiones (contemplados en el decreto 52-2003 del Congreso de Republica de Guatemala). también hay complementos por reactiva. de lo que haya llovido ese año. correspondientes a los proyectos de inversión pública o privada destinados a la generación de energía fotovoltaica. Así los años secos. y complica los cálculos. Retribución de la energía. 4.Artículo 20º: La incorporación de los sistemas de producción de energía propuestos por la presente ley. La retribución variable es la suma del precio horario de mercado más una parte fija. Por ultimo. La retribución variable es más complicada que la fija y viene a salir igual. y lo más importante. En los años lluviosos pasa lo contrario. en donde se puede verter la energía a la red en las horas pico a un precio mayor y no hacerlo en horas valle (precio más bajo). que depende de las centrales hidroeléctricas. para la energía FV la diferencia entre precio fijo o variable podría ser mínima.
. Por otro lado. es decir. el precio de mercado está muy alto y sale mejor la retribución variable que la fija. puesto que la retribución (fuente de ingresos) es distinta cada hora. a lo largo de toda la vida de la instalación. Esto no es posible con la energía solar fotovoltaica.3. Lo normal en instalaciones pequeñas es usar la retribución fija por los siguientes motivos: La retribución variable depende del precio de mercado de la electricidad. Al hablar de retribución se puede optar por una retribución del kWh fija o variable. La retribución variable precisa de seguimiento del precio horario de la energía. como embalses.
identificando que. y los costos por servicios complementarios. costos de distribución. los cuales a su vez son compuestos por el costo de marginal del sistema. 4. es el Costo por Capacidad de Generación según la Región (Ccgr). costos por capacidad y disponibilidad. el cual tiene como principal función asegurar la recuperación del total de la inversión (mensualmente).4. vertido a la red. entre otros. es el Costo de Recuperación de Inversión (CRI). identifica 3 factores importantes que lo conforman. también es un porcentaje del costo fijo o de recuperación de la inversión. costos de transporte. los que son resultado de un exhaustivo estudio y que son fundamentados por una normativa e investigación ampliamente desarrolladas a diferencia de la generación distribuida (tipo de generación a la cual pertenece este proyecto). y por ultimo el Costo por Capacidad de Generación según la Época del año (Ccge). que en nuestro país es un concepto sino inexistente. sin una difusión. además de los costos permanentes de funcionamiento del sistema eléctrico. que a lo sumo en 15 años se alcance dicho objetivo. Todo lo anterior será tomado en cuenta con mayor detenimiento en los siguientes apartados.
. con el cual se pretende ajustar la tarifa a un precio estándar según la variación de insolación para los distintos meses del año.En el caso de este trabajo. pretendiendo de es forma. Modelo para determinar el precio por Kwh. para determinar el precio de venta de energía se debe realizar un proceso complejo en el cual se contemplan aspectos como los costos de generación. se propone un modelo matemático para determinar la retribución por el KWh. el cual es determinado por la diferencia de irradiación solar en las diferentes regiones del territorio nacional. este costo se define como un porcentaje del costo de recuperación de la inversión. el segundo factor. costo de gestión comercial y gestión de la demanda. el primero. El precio de la retribución de la energía vertida que se propone en este
Eprom: energía promedio vertida a red mensualmente durante la vida útil del sistema.
. Cálculo del costo de recuperación de la inversión (CRI). se define como el costo de cada Kwh que se espere verter a la red en un mes.1. para obtener la cantidad de dinero que costará el sistema mensualmente durante los 15 años en los que se esperada recuperar la inversión. 180: es la cantidad de meses en que se espera recuperar la inversión y se calcula de la siguiente forma: La inversión se recuperara en 180 meses pues: 25 años (12 meses/año) = 180 meses.4. Entonces el costo de recuperación de la inversión (CRI) se calcula de la siguiente manera:
CRI = (C SFV/180) Eprom Ec. dicho de otra forma. 4. para asegurar la obtención de determinada cantidad de dinero que cueste mensualmente el sistema durante los 15 años que se espera recuperar la inversión.1 Donde: CSFV: es el costo del sistema fotovoltaico incluyendo el costo de instalación.4. Este concepto surge de identificar que es necesario asegurar de alguna u otra forma que la inversión será recuperada. a que precio debería cobrarse cada KWh que se este en capacidad de verter a la red durante cada mes (en promedio).
27.20 Kwh/mes 94. si el registro de las lecturas de la energía vendida a la red en Kwh durante un año son: enero 97.52+ 106.02 12 Eprom = 94. marzo 106. el Costo de Recuperación de la Inversión (CRI) es:
CRI = (CSFV/180) = (40.36 Q/KWh en una de las partes fijas del precio y la mas importante.27.02+ 99. tomando en cuenta que el sistema completo y sus costos de instalación alcanzan los 40. En principio.02+ 92.20 KWh que en promedio se estará en capacidad de verter cada mes a 2.000 Q/ 180 meses) = 222. abril 101. octubre 99.02. julio 99. convirtiéndose los 2.02.222). noviembre 88. septiembre 88.36Q/KWh.27+ 88.02+ 101.02. Entonces.02.36 Q/KWh.27. Epron 94. mayo 83. febrero 92. Lo que significa que 222.20Kwh/mes
CRI = 2.52+ 83. junio 99.000 quetzales.
. se debe determinar cual es el promedio de energía que se verterá mensualmente: Eprom = 97.2222 quetzales cada mes costará el sistema durante los 15 años en que se espera recuperar la inversión.52+ 99.52.02+ 88.27+ 99.27+ 88. por otro lado se necesita vender los 94.02+ 88.02.20 KWh al mes.Ejemplo: Calcular cuanto debería valer cada KWh que un determinado sistema fotovoltaico esté en capacidad de verter a la red de distribución durante su vida útil.2222 Q/mes = 2.52.52.02. agosto 88.36 quetzales para asegurar que se obtendrá la cuota mensual mínima (Q 222. diciembre 88.
los incides restantes presumen una ganancia que bien puede emplearse utilizarse o destinar al proyecto mismo y que vendría a reducir aun mas el tiempo de recuperación de la inversión. siendo a mi criterio dicha ganancia un valor moderado y aceptable. se establece un costo por capacidad de generación según la región. Oriente y Occidente. Sur. además de ser junto con el costo de capacidad de generación según la época del año (definido en el siguiente apartado) partes del precio final que. Si se examina el mapa de radiación global promedio anual de la republica de Guatemala (Anexo #2 de esta tesis). Norte. por esa razón. las cuales son: Central. vendrán a ser la ganancia económica obtenida por cada Kwh que se este en capacidad de verter a la red.Puesto que se estima un porcentaje de la misma para calcular los otros dos índices que componen el precio. (Según el INSIVUMEH). Hay 5 zonas en las que se divide el territorio nacional. que permita ajustar en lo posible la tarifa o remuneración de la energía vendida a la red sin importar la región en que se desee implementar.2. Es evidente que la radiación solar directa que incide en cada región es diferente.
4. identificando que la zona sur es la que recibe anualmente en promedio la mayor cantidad de radiación solar. es fácil discernir que la capacidad para producir energía que tiene un sistema fotovoltaico se ve mermada en lugares donde la radiación solar es menor que con respecto a las de mayor insolación. puede usarse únicamente en regiones donde existe una establecida red de distribución (zonas estrictamente urbanas). dentro de las cuales se reparten los 22 departamentos de la Republica. y la mínima en las altas montañas de Huehuetenango). si se toma en cuenta este hecho. unos 250 Watt/m². la diferencia de máxima y mínima radiación entre zonas no supera el 35% (con la máxima radiación en la costa sur. Cálculo del costo por capacidad de generación según la región (Ccgr).
.4. pero hay que recordar que es sistema fotovoltaico diseñado para conexión a red.
1. si el sistema tiene las características del ejemplo del apartado 4. 94
. Ejemplo: Calcular el costo por capacidad de generación según la región de un sistema fotovoltaico conectado a la red de distribución en la localidad de El Progreso.4. Ir: índice de capacidad de generación según la región. zona Central Sur Norte Oriente Occidente Índice según la región (Ir) 15 % 8% 11 % 10 % 14 %
Así pues. 4. Índice de capacidad de generación según la región. se toma como fijo puesto que aunque varía de región en región. solo una vez y al principio del proyecto se toma en cuenta.2 Donde: Ccgr: costo por capacidad de generación según la región. la diferencia de radiación solar promedio anual entre zonas urbanas de máxima y mínima radiación no superan el 15 % y solo son de un 8% en localidades con características similares a la tomada como referencia (Escuintla) se establecen índices para cada región los cuales obedecen a la diferencia de radiación en % para cada región y que servirá para calcular el costo por capacidad de generación según la región determinado a continuación: Tabla V.Tomando en cuenta este importante hecho. el termino Ccgr se calcula de la siguiente manera: Ccgr = Ir x CRI Ec. CRI: costo de recuperación de la inversión. uno de los componentes fijos del precio de la energía vendrá a ser dado por la capacidad de generación según la ubicación del sistema.
Cálculo del costo por capacidad de generación según la época del año (Ccge). noviembre y diciembre. Entonces. según la tabla anterior. marzo y abril. el sistema tendrá menor capacidad de generar energía en la época lluviosa. la estación seca y la lluviosa correspondiéndole a cada una un índice de capacidad de generación según la época haciéndose evidente que. julio.4. Hay en el año por lo menos 7 meses de buena insolación divididos en 2 grupos: el primer grupo esta compuesto por los meses de enero. puesto que debe ajustarse a la época del año. el segundo grupo esta compuesto por los meses de octubre. agosto y septiembre.El Progreso se encuentra ubicado en la zona Central del país.
. Los restantes 5 meses se consideran la estación lluviosa donde el clima nublado prevalece y la insolación o radiación solar en el territorio disminuye. de los dos grupos el mes que típicamente presenta mayor radiación solar es el mes de marzo pudiéndose tomar el mismo como referencia para todos los demás. le corresponde un índice Ir = 15% por lo tanto: Ccgr = (0. el mismo se calcula de manera similar al costo por capacidad de generación según la región definido en el apartado anterior. febrero. siendo estos mayo. junio. 4.3.15) (2.354 Q/KWh. Este factor se identifica como la única parte del precio de la energía que es variable.36 Q/KWh) = 0. se identifican dos épocas en el año.
La determinación de estos índices es el resultado de comparar la diferencia de radiación solar entre meses tomando. considero de suma importancia mencionar que los datos de radiación solar para cada mes del año. Vulcanología. ambos pertenecientes al Instituto Nacional de Sismología. mientras que lo ideal seria tener datos de radiación solar global (para todo el país). Meteorología e Hidrológica (INSIVUMEH). el costo por capacidad de generación según la época del año Ccge se define como: Ccge = Ie x CRI Ec.3 96
. 4. como ya se dijo.2. el análisis para determinar estos índices y los del apartado 4. Índice de capacidad de generación según la época. se realizo basándome en el atlas climatológico y en el documento que lleva por nombre análisis preliminar sobre la radiación y brillo solar en Guatemala del departamento de investigación y servicios meteorológicos. datos que son representativos para esa localidad en especial y que no lo son ni siquiera para la región a la que pertenecen y mucho menos a todo el territorio nacional. por lo que los índices que se presentan a continuación.4. al mes de marzo como referencia y concluyendo que entre marzo y meses de época seca la diferencia de radiación no es mayor al 5% y entre marzo y los meses de época lluviosa la diferencia no es mayor que el 10%. que me fueron proporcionados solo contenían la información de apenas 12 estaciones repartidas en las diferentes zonas del país y que además solo proporcionan datos de radiación solar local. son un estimado de los porcentajes de diferencia de insolación entre meses del año pero de forma global. Época Seca Lluviosa Índice según la época del año (Ie) 5% 10 %
De lo anterior. Por ultimo. Tabla VI.
Después de haber determinado los componentes que integran la ecuación que define el precio de la energía. gracias a los beneficios económicos y medioambientales que ésta supone hacia el gobierno (por ayudar a reducir la
. solamente resta establecerlo como: P = CRI + Ccgr + Ccge Ec.4. 4.4 Ejemplo: Para un sistema de las características del ejemplo del apartado 4.1. Precio del KWh.354 + 0. Para la época lluviosa el Ie es el 10% por lo tanto: Ccge = (0.3. encontrar el costo por capacidad de generación en la época lluviosa.4.236 Q/KWh.4.4.10) (2.
Nota importante: Se identifica que el precio de este tipo de energía de calidad.95 Q/KWh.Donde: Ccge: costo por capacidad de generación según la época. 4. y en la ubicación y época del año de los apartados 4.4.36 + 0.36 Q/KWh) = 0. CRI: costo de recuperación de la inversión. P = (2. debería se mayor que el precio de la energía proveniente de la red. Ie: índice de capacidad de generación según la región.4.1. determinar el precio del KWh vertido a la red.236) Q/KWh = 2.2 y 4. Ejemplo: para el mismo sistema del ejemplo del apartado 4.
4. todos los aspectos a tomar en cuenta para superar las barreras de inserción de este sistema. 4. un aspecto similar esta actualmente en vigor en los países que han ratificado su participación en el protocolo de Kyoto en el cual se contempla un bono extra al precio de la energía a los generadores que estén en capacidad de producir energía sin emisión de CO2. Además. se tomará una tarifa de energía eléctrica vertida por el sistema fotovoltaico igual o ligeramente inferior a la tarifa establecida por la empresa distribuidora. de cualquier forma. el precio de la energía producida por un sistema fotovoltaico interconectado a la red de distribución debe ser mayor que el precio de la energía proveniente de la misma (casi el doble). escapan a los alcances y objetivos de este trabajo. sin mencionar una establecida normativa y legislación. debiendo absorber las anteriores entidades la diferencia entre los dos tipos de retribución.3). para efecto de los cálculos finales donde se determinará el tiempo de recuperación de la inversión (sección 5. dicho de otra forma.dependencia del estado a los combustible fósiles y al deterioro de la ecología).1. ninguna empresa distribuidora de energía eléctrica compraría energía mas cara que la que ella misma distribuye. ya que sin una legislación será virtualmente imposible la inserción de este sistema y mucho menos establecer un precio para la energía que se esté en capacidad de entregar.4. el establecimiento de una tarifa o precio por la energía eléctrica es el resultado de un exhaustivo estudio por parte de profesionales y entidades gubernamentales y privadas inmersas en el tema. así como los beneficios de alivio de pérdidas y reducción de gastos de transporte de energía a las empresas distribuidoras. por esta razón. limita grandemente la determinación de una tarifa para el caso particular de esta tesis. Como ya se determino en la sección anterior. Discusión sobre el precio de la energía vertida. pero es evidente que en nuestro país dicha tarifa no es para nada atractiva. sobre todo este último aspecto.
una retribución mensual coincide con la forma típica o mas común de remunerar un salario. pero el establecimiento de dicho contrato es un aspecto importante y necesario que escapa a los alcances de este trabajo.4. La retribución mensual es por excelencia la forma de retribución de la energía.
. La forma de retribución estará determinada por la forma de medición ya antes mencionada en el apartado 3. 4. si se utiliza un medidor bidireccional. En este trabajo se optara por la segunda opción puesto que la medición bidireccional supone un estudio exhaustivo que desemboque en un contrato o convenio en el que el dueño de la instalación y la empresa distribuidora de energía establezcan los derechos y obligaciones de cada uno y de que forma será la retribución de la energía que uno y otro proporcionen. por estas rezones y por que en nuestro país el pago de la energía recibida de la red es realizado mensualmente. se optará por una retribución de la energía excedente vertida de una forma mensual para coincidir con el pago de la energía de compra y por que el modelo de determinación del precio gira en torno a una tarifa y producción de 30 días.2. de la misma manera debería establecerse para la medición con un contador de compra uno de venta. anual).5. o sea. la retribución consistirá en que el dueño de la instalación facturará a la empresa distribuidora la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica.5. Forma de retribución. Retribución mensual. una retribución de mayor lapso de tiempo que un mes implica acumular una cantidad considerable de dinero para solventarla lo que puede ocasionar desajuste económicos.1. En el caso de instalación de dos contadores la facturación de venta y de compra de energía se realizara por separado. el cobro de la energía por mes supone ventajas sobre una retribución a mayor lapso de tiempo (trimestral semestral.5.
5.4. fue tomada en cuenta al principio de este proyecto. por ser una forma de generación y utilización de energía en nuestro país (generación distribuida).2. Retribución anual. La retribución anual es prácticamente inaplicable para este caso en especial a pesar que.
a las 17:30 p.7 Amperios (en serie el voltaje se suma y la corriente se mantiene).8 voltios y una corriente de unos 15 Amperios de corriente directa y 825 Wp de potencia de salida según lo ilustra la figura 35. su capacidad de entregar potencia ira aumentando conforme aumente la cantidad de insolación. y que deberán ser conectados de la siguiente manera: 2 módulos en serie.
COSTO Y RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN. dicha capacidad determina la cantidad máxima de potencia en watts que el sistema fotovoltaico pondrá entregar. La operación de un generador fotovoltaico esta directamente en función de la cantidad de radiación solar que incida en su superficie.6 voltios y una corriente de 14. y viceversa. el cual esta diseñado para producir unos 700 Wp a la salida del inversor y el cual es alimentado a su entrada con 5 módulos fotovoltaicos de 165 W DC marca Schott-APC modelo SAPC-165.7 Amperios (a potencia máxima).m.
. esto puede verse con total claridad en la grafica de la figura 36.1 Cálculo de la producción anual esperada. durante el periodo de tiempo de operación (aproximadamente de las 7:30 a. donde se presenta la curva de operación del sistema fotovoltaico que se propone en este trabajo.
5.5.).6 Voltios y 4. dentro de su intervalo de tiempo de operación. para obtener un voltaje de 34. por lo tanto.m. y 3 módulos conectados en paralelo.1 Amperios ( en paralelo el voltaje se mantiene y la corriente se suma). con un voltaje de 34. La capacidad de un sistema fotovoltaico a la salida del inversor se define en Wp (watts pico). la potencia pico del sistema se alcanza cuando a los módulos fotovoltaicos les llega la mayor cantidad de insolación.2 voltios y una corriente de 4. para obtener un voltaje de 69. si ambos campos (paneles en serie y en paralelo) se conectan en serie se puede obtener un voltaje de salida para el campo fotovoltaico de 103.
Por la cantidad de potencia del campo de los módulos fotovoltaicos (unos 825 Wp). Figura 35. unos 700 watts pico.
Hasta antes de las 7:30 a. coincidiendo la producción de la potencia pico con la hora de máxima radiación solar (entre las 11:30 a. conforme la radiación solar va en decremento.Los valores de salida del campo fotovoltaico son los valores de entrada para el inversor Exeltech modelo XP. 102
. y las 12:30 p. lo que implica que hay una alta compatibilidad entre la salida del campo fotovoltaico y la entrada de DC del inversor.m. Conexión serie paralelo de los módulos fotovoltaicos del proyecto. el inversor entregará a lo sumo. aspecto que también es evidente en la figura 36. el inversor fue sobredimensionado previendo posibles ampliaciones en el futuro (aumento de la potencia de entrada del inversor).).100 con capacidad de entregar 1.1. también la potencia del sistema lo hará.m. la producción de energía del sistema es prácticamente nula.100 Wp de corriente alterna y con un amplio rango de voltaje de alimentación que para este caso especifico es de 108 voltios (según el modelo) y 120/240 volts 50 o 60 Hz de AC de salida. a partir de allí. comienza a elevarse conforme avanza la hora del día debido al aumento de la radiación solar sobre la superficie del panel.m. pero.
todo este proceso se resume en la tabla VII. 103
. la cantidad de energía obtenida y sumando las aportaciones de la misma a las diferentes horas que opere el sistema. para las 8:30 a. la potencia es de 175 watts.m. Curva de generación de un sistema fotovoltaico.m.
Por otra parte la energía esperada por el sistema fotovoltaico se puede determinar examinando la curva de generación y estableciendo para cada hora de las 10 que operará. si se repite este proceso dividiendo el intervalo de 10h de hora en hora. y si se toma durante cada hora el promedio de potencia que se este en capacidad de entregar es posible conocer la cantidad de energía producida durante cada hora y sumando las distintas contribuciones se puede conocer la cantidad de energía promedio que el sistema pueda producir diariamente. si examinamos la potencia producida a las 7:30 a.Figura 36. a continuación. será aproximadamente de 105 Watts. como se indica a continuación: De la grafica de la figura 36. en esa hora de operación el sistema entregará en promedio unos 140 Watts y 140 Wh de energía producida.
5 647.5 647.5 647.5 556.5 385 542.970.38 KWh/año.115 KWh/mes.5 385 542.5 556.5 wh
La producción de energía durante un día es entonces 3. Entonces la energía esperada durante un año será:
Producción anual de energía = 1.429.9705 KWh/día) (30días) = 119.5 413 279 172 Energía (Kwh) 140 187.5 413 279 172 Total = 3.
. Pero la energía de todo un año es: (119.115 KWh/mes) (12 meses).5 647.Tabla VII.
Hora 7:30 – 8:30 8:30 – 9:30 9:30 –10:30 10:30-11:30 11:30-12:30 12:30-13:30 13:30-14:30 14:30-15:30 15:30-16:30 16:30-17:30 Rango de potencia (w) 105-175 175-280 280-490 490-595 595-700 700-595 595-518 518-308 308-250 250-94 Potencia promedio (w) 140 187.9705 Kwh/día Durante 1 mes la energía será: (3. Cantidad de energía fotovoltaica esperada en un día.
5.340 quetzales se obtiene un índice de ajuste de precio de 1. Costo de un sistema fotovoltáico conectado a la red. El costo del sistema fotovoltaico que se propone en esta tesis se compone del precio de los componentes del mismo así como los costos de instalación y si fuera necesario importar algún componente habría que incluirlo en el mismo.200 quetzales. pero se identifica que con el uso masivo de este tipo de tecnología a nivel mundial y con el avance de la ciencia se desarrollaran sistemas de este tipo cada vez mas eficientes y a un menor costo. lo que desembocara en que este tipo de generación se convierta en una opción altamente atractiva y. alimentación y hospedaje). aun mas importante. el índice para cada departamento se calcula dividiendo la cuota fija por instalación (en la Capital) que es de 1. si se realiza la misma operación para cada uno de los departamentos tomando. una instalación requerida en Sacatepéquez por ejemplo .200 quetzales) donde se supondrá no existen gastos por viáticos y se calculará un índice de ajuste de precio. a continuación. en cuanto a los costos de instalación se tomara un costo estimado para la ciudad capital (el cual se estima de uno 1. da un costo de instalación para esa localidad de 1. alimentación para 2 personas y hospedaje en lo lugares donde sea necesario se puede construir la tabla VIII. El costo de un sistema fotovoltaico para conexión a red actualmente para las condiciones precarias en que se encuentra la economía de nuestro país es considerablemente elevado. que casi cualquier persona pueda costearla. en cuenta la cantidad de gasolina. así.200 quetzales y sumándolo con los viáticos para determinado lugar (interior de la republica) y dividiéndolo por el costo fijo.11666. como ya se menciono.
. requiere 140 quetzales que sumados a la cuota fija de 1.2. el cual se define como el factor adimensional asignado para cada departamento con el cual se adaptara la cuota fija de instalación (en la Ciudad Capital) a cualquier localidad del territorio nacional (tomando como referencia las cabeceras departamentales incluyendo costos como la gasolina.
25833 1. Estados Unidos y Alemania) en sistemas de este tipo tales como: Schott-APC. Photowatt. la cual tiene su cede en Managua Nicaragua.79166 1.41666 1. Localidad Capital Sacatepéquez Chimaltenango El Progreso Escuintla Santa Rosa Chiquimula Zacapa Jutiapa Jalapa Peten Alta Verapaz Baja Verapaz Izabal Huehuetenango San Marcos Totonicapán Solola Sucihtepequez Retalhuleu Quiche Quetzaltenango Gasto de viáticos (Q) -------------------140 160 260 310 260 500 500 530 500 1.41666 2. Evergreen.54166
Los componentes principales de nuestro sistema.41666 1.21666 1. Se realizó una cotización a la empresa Altertec (Anexo 3 de esta tesis).13333 1.11666 1. la cual trabaja con marcas de reconocida trayectoria (en países como Francia.04166 1.Tabla VIII. Siemes. como lo son los módulos fotovoltaicos y el inversor deben ser importados desde otro lugar ya que en Guatemala no existen empresas especializadas en cuanto a la venta de este tipo de tecnología.250 650 550 950 950 750 650 500 600 650 600 650 Índice de ajuste de precio ----------------------------1.54166 1.54166 1.79166 1. Índice de ajuste de precio según localidad de instalación.21666 1.5 1. Astropower. entre otras.45833 1.
.5 1.44166 1.41666 1. Exeltech.54166 1.625 1.
100 Wp) -------------US$ 900-------------.Q 1. detallados en la tabla IX.Al costo
de los componentes cotizados en Altertec debe agregarse el costo de
transporte de los mismos hasta nuestro país.458.6 Cableado y Canaleta -------------------------------------------------------------------------.Q 3.575. el costo de transporte se estimó en una reconocida empresa de transporte de carga como lo es DHL.00 Envío de los módulos e inversor ------------------------------------------------------------..Q 1.00 1 interruptor Termomagnetico telemecanique multi 9 ----------------------------------.00 1 relé de frecuencia SEG XF-2 ------------------------------------------------------------.00 7 estructuras de soporte de metal ( Q 225 c/u) --------------------------------------------.10
La inversión total del sistema queda establecida en la tabla anterior. a continuación: Tabla IX. marítimo o terrestre). su peso y la forma de transportarla (transporte aéreo. el costo de envío del sistema desde Managua Nicaragua hasta la Ciudad Capital de Guatemala es de unos 3.US$ 800 c/u -------.Q 1.450.
.00 1 contactor telemecanique serie D monofásico (uso en distribución)------------------. las dimensiones (tamaño o volumen) de la carga.100 (1.140.00 1 interruptor diferencial Telemecanique Multi 9 (30 mA) ------------------------------.00 1 relé de voltaje Telemecanique RM4-UA33 ---------------------------------------------. restando únicamente agregar el costo de la instalación que esta en función de la localidad en la que se pretende implementar. vía telefónica y escogiendo transportar los componentes por tierra.Q 400. con base a estos datos.00 1 Medidor monofásico de energía ABB ( y componentes) -----------------------------.853.000. 000 quetzales.776.Q 30. Listado de componentes y su precio.Q 300.Q 550. este costo esta en función de la distancia. Después de tomar en cuenta los aspectos anteriores solo queda definir el costo de los componentes del sistema.Q 6.Q 430.Q 46.
5 módulos fotovoltaicos Schott-APC APC-165 ---------------.04 1 Inversor Senoidal Exeltech Xp-1.00 4 Varillas de cobre de 3m por 5/8´´ y acoples ( Q 85 c/u) -------------------------------.Q 280.Q 340.00 Total -----------------------------------------------------------------------------------------.
Determinación del tiempo de recuperación de la inversión. Es prácticamente imposible predecir la cantidad de energía que se verterá a la red un día determinado. aun más difícil será predecir la cantidad de energía que se espera verter en un año completo. por lo tanto resta saber o estimar los factores restantes. Para poder conocer el tiempo en el que se estima que la inversión inicial será recuperado deben tomarse en cuenta 4 factores determinantes. por oro lado. Si es imposible crear un modelo que prediga la cantidad de energía vertida a red en un día. la cantidad de energía vertida a la red durante un año. por esta razón para calcular la cantidad de energía vertida se tomara como modelo las lecturas de energía registradas por el contador de venta de energía para cada mes. el rango de tiempo de operación de un sistema fotovoltaico coincide exactamente con el periodo de baja demanda de un inmueble como pudo apreciarse en la figura 36 (la curva generación o producción de energía fotovoltaica). una residencia presenta una baja demanda de energía en buena parte del mismo. sobre todo cuando la mayor parte de los habitantes de esta no se encuentran. hasta estas alturas del trabajo ya se esta en condiciones de determinar el precio de la energía y ya se conoce la cantidad de energía que se espera producir anualmente.5. Antes de ir directamente a los cálculos es importantísimo analizar el comportamiento típico de la demanda de una residencia. el costo de el sistema completo incluyendo los costos de instalación.3. si el comportamiento de la demanda varia demasiado. la cantidad de energía que requiere el inmueble durante la operación del sistema fotovoltaico y el precio de la energía que se este en capacidad de entregar. debido a que dicho factor depende a su vez de muchos y diversos factores que pueden variar drásticamente entre una hora y otra y un día y otro y entre los que se puede mencionar: si el día esta soleado o nublado.
. durante el día. o de si la energía producida es de la calidad esperada. esto se puede ver con mejor detalle en la figura 37.
Si se hace una superposición de ambas figuras.
Contraste de la demanda de una residencia y la generación fotovoltaica.
Figura 38. y en otros vendiendo (figura 38). se hace muy fácil percibir que en determinados momentos la edificación estará comprando energía de la red y utilizando también la energía fotogenerada. Comportamiento de la demanda diurna de energía en una residencia. Figura 37.
durante el intervalo de las 7:30 de la mañana y las 17:30 de la tarde.
El espacio relleno.).5 KWh/día.m. Energía consumida en una residencia durante la producción fotovoltaica. también.500 Wh Eprom = 1.
. representa la cantidad de energía que en una residencia típica se requiere durante el periodo de tiempo antes mencionado. es necesario establecer la cantidad de energía requerida en la edificación durante las 10 horas que diariamente funciona el sistema (de las 7:30 a.m. se realiza de la siguiente forma: Si nos apegamos a la grafica. hay que establecer la cantidad de energía producida por el sistema fotovoltaico durante el mismo periodo de tiempo como determinada por la parte sombreada de la figura 38. Figura 39. el cálculo de la energía requerida.Por otra parte. a las 17:30 p. por lo tanto la energía requerida para el intervalo establecido es: Eprom = Pprom x tiempo = (150 Watts) (10horas) = 1. aproximadamente se requiere una potencia promedio de Pprom = 150 Watts.
se puede establecer cuanta energía se venderá y cuanta energía se dejará de comprar a la empresa de distribución durante ese especifico intervalo de tiempo y si se conoce el precio del Kwh de la misma. para calcular el tiempo en que se espera recuperar la inversión es necesario ser específico y delimitar todos los aspectos que intervienen en la realización del proyecto.5 KWh/día (30 días) Eprom = 45 KWh/mes. es imposible establecer la cantidad de energía que se verterá a la red durante un mes. Definida la cantidad aproximada de energía mensual que se requiere en un hogar durante las 10 horas diarias de operación del sistema fotovoltaico y tomando en cuenta las lecturas mensuales realizadas por el contador de venta de energía. se puede establecer cuanto dinero se espera obtener. la energía requerida mensualmente será: Eprom = 1. Por esta razón la única forma de calcular la cantidad de energía vertida a la red es tomando las lecturas mensuales del medidor de venta de emergía y calculando el promedio mensual. funcionando a la misma hora que lo hicieron el día anterior y durante el mismo tiempo. este aspecto pasa por el hecho que no se puede estandarizar el uso de determinada cantidad de aparatos o luminarias y esperar que al día siguiente se usen la misma combinación de los mismos. Como ya se dijo antes. Por ultimo.Si se toma en cuenta la energía requerida durante un mes (se asumen mes de 30 días). esto puede ser establecido mediante un ejemplo práctico presentado a continuación:
27+ 99.115 KWh/mes – 103.02+ 101.02+ 100. Energía Promedio FV para consumo =119. febrero 100. se utiliza en el inmueble mensualmente durante las 10horas al día de operación del sistema (la energía fotogenerada para consumo).27+ 95.52. el resultado debe ser la cantidad de energía que en promedio.27+ 95.52+ 90.77 KWh al mes.52+ 100.1.52+ 110. es de 119.52.02.52+ 110. abril 110. septiembre 95. La cantidad de energía promedio producida en un mes.27. octubre 101. con los datos anteriores determinar en cuanto tiempo de recuperación de la inversión. junio 100.115 KWh/mes si se resta de esta cantidad la energía promedio vertida en un mes 103.
. en la cabecera departamental de Escuintla. diciembre 95.52.02.1.02+ 95.02+ 95. las lecturas del medidor de venta de energía registradas durante cada mes son: enero 101.115 KWh/mes). mayo 90. que según el apartado 5. marzo 110. noviembre 95.35 KWh/mes.77 KWh/mes. según las lecturas del medidor de venta de energía.77 KWh/mes Energía Promedio FV para consumo = 15. agosto 95.02 respectivamente.02. julio 99. El primer paso es determinar cuanta energía es vertida a la red promedio cada mes: Eprom = 101. dicho sistema estará en capacidad de producir a la salida del inversor una potencia de 700 Wp de corriente alterna (según la sección 5.02 12 Eprom = 103.Ejemplo: Se desea evaluar el sistema fotovoltaico para conexión a red diseñado en este trabajo.27.52. la energía producida mensualmente es de 119.02.27.
2478 Q/KWh ---.08 Cargo por distribución -------------.77
Los 15.65 66 % Energía FV Vertida (KWh) 103.6179
Los Q 28.Q 28.14 % (10.Q 8.(15. lo que se traduce en una cantidad de dinero que mensualmente se ahorrará.0.0773 Q/usuario-mes --------------------.426 Tasa municipal -----------.Q 1.Q 1.35 KWh/mes) ---. si a esta energía se le resta la contribución fotovoltaica para el consumo se determina que en el intervalo de tiempo de interés únicamente se requieren de la red 29.Q 10.65 KWh/mes de las red para el consumo como se nota en la tabla siguiente. Tabla X.Por otra parte se requieren Eprom = 45 KWh/mes.(15.4148 al año.Q 3.8.Q 3.35 KWh/mes) ---. Energía FV consumo (KWh) 15. 113
.8037) -------------------------.2995
Cargo por distribución: Cargo fijo por cliente --------------.35 KWh/mes fotogenerados y consumidos en el inmueble se dejan de comprar a la red.08+3.829 (IVA) -----------------------------------------------------------------------------------.829+8. la cual se calcula de la siguiente forma (basado en facturas de la EEGSA):
Cargo por generación y transporte: Cargo por generación y transporte 0. Cantidad de energía para el consumo y para verter a red.6179 mensuales se traducen en Q 343.35 34 % Energía Red consumo (KWh) 29.8037 (IVA) ------------------------------------------------------------------------------------.7055 Q/KWh --.1797 Total -----------------------------------------------------------------------------------.
4. con los datos característicos de la instalación se procede a calcular el costo total del sistema ahora tomando en cuenta los costos de instalación: Para el caso particular. el tiempo real en el que será recuperada la inversión.286. con una simple regla de tres. con el sistema destinado a operar en Escuintla. Como ya se ha mencionado (en la sección 4.35 KWh/mes ________ 28. para determinar así. el precio de la energía vertida debe ser igual o ligeramente menor que el precio de la energía proveniente de la red.510. por tal razón.776.86 Quetzales (si la cantidad de energía excede los 100 KWh ya no aplica la tarifa social y habrá que tomarlo en cuenta).10 (ver tabla 9) el costo de instalación según se estimó en la tabla 8 y que para Escuintla es de 1.4. el primer paso es determinar el precio del KWh de la energía de la empresa (en este caso de la EEGSA. restando conocer la cantidad de dinero que se espera recaudar anualmente.10. de la siguiente manera: 15.
. Entonces la inversión total del sistema es de Q 48.Luego de conocer la cantidad de energía que se espera verter a red durante un mes. aspecto a tomar en cuenta a continuación.).25833 x (1. es posible determinar el valor aproximado del KWh de la EEGSA.200) = Q 1. con el objetivo de hacer factible y atractivo el proyecto. Tomando como referencia el cálculo del costo de la energía de la sección anterior. como en la sección anterior).62 Q 1 KWh/mes ________ Q = ? Del calculo anterior se obtiene que el KWh tiene un valor de 1. se debe agregar al costo total de la inversión del sistema que es de Q 46.1.
75 Q/KWh.Se opta por una tarifa de energía fotogenerada levemente menor al precio de venta de la energía de la EEGSA que es de 1. por lo tanto.245.24 KWh/año) (1. el tiempo de recuperación de la inversión se define como el total de la inversión entre la cantidad de dinero que se obtiene anualmente según la siguiente ecuación: TRI = Inversión total = 48.522. 1 años El tiempo real de recuperación de la inversión es muy grande si se toma en cuenta los 25 años que se espera dure el sistema.1 de este documento).245. Dinero al año = 2. el costo total de la inversión se reducirá hasta el punto en que un sistema fotovoltaico 115
.522.24 KWh de los 1.429. Se tiene una energía promedio vertida cada mes de 103.4 Q/ año.86 Q/KWh. pero mas adelante cuando el avance de la tecnología y la inversión masiva en proyectos de este tipo sea considerable.77 KWh lo que implica que durante todo un año se espera verter unos 1. Con el precio de la energía establecido y conociendo cuanta energía se espera verter se puede calcular cuanto dinero se obtendrá por su venta durante un año.6 Q/año.10 Dinero al año 2. Por ultimo. reduciéndolo a 1.38 KWh que se estima pueden producirse (según la sección 5. y si a esto se le suma el dinero que se ahorra por la energía que se deja de comprar de la red se tiene el ingreso económico total esperado. quedando esta ultima establecida como el precio de la energía sobre el cual se procederá a calcular el tiempo de recuperación de la inversión.75 Q/KWh) + 343. la cantidad de dinero obtenida en todo el año es: Dinero al año = (1.6 TRI = 19.286.
interconectado a la red de distribución sea altamente atractivo desde cualquier punto de vista.
1. Los sistemas fotovoltáicos, son elementos de generación de energía de gran calidad, debido a que tienen la capacidad de producir la misma, sin ningún tipo de impacto ambiental negativo, además de eso, su principal fuente de alimentación, el sol, representa un recurso energético ilimitado, limpio y sobre todo, gratuito, que debe ser aprovechado al máximo. 2. El uso de sistemas fotovoltáicos en forma masiva, como una alternativa de generación distribuida, es hoy por hoy en nuestro país, algo inalcanzable para la mayoría de personas, debido al alto costo de una tecnología de esta naturaleza, así como al poco desarrollo tecnológico de la nación.
3. Los sistemas de distribución de nuestro país, en los cuales típicamente se implementaría un sistema fotovoltáico interconectado a la red, tienden a evolucionar hacia la Generación Distribuida, por lo que en un futuro no muy lejano el sistema diseñado en este trabajo podría ser aplicado.
4. En la actualidad, en Guatemala sería imposible interconectar un sistema fotovoltáico a la red de distribución, para lograr tal cosa, es necesario superar algunas importantes barreras, entre las cuales se identifican las siguientes: barreras legales, barreras tecnológicas, barreras administrativas y barreras económicas.
5. En cuanto a la retribución de la energía vertida a la red, el precio de la energía es un aspecto que resulta de un exhaustivo y elevado estudio que permite determinarlo y que en un principio debió ser fundamentado legalmente con una normativa, caso que no sucede en sistemas fotovoltáicos interconectados a red en Guatemala, ya que en nuestro país, no se cuenta con una normativa vigente al respecto, aspecto que limita grandemente la determinación de un modelo matemático, para el precio de la energía vendida.
6. El precio de la energía fotogenerada deberá ser mayor que el de la energía proveniente de la red, ya que la energía vertida al sistema supone beneficios como la no dependencia del gobierno de la importación de combustibles fósiles al país, la reducción del deterioro ambiental, por ser energía de gran calidad ecológica, sin mencionar el alivio de pérdidas de energía al sistema de distribución y la disminución de pérdidas por transporte de energía. La diferencia entre los tipos de retribución, debería ser absorbida en parte por el gobierno y en parte por la empresa distribuidora de energía, por los beneficios obtenidos. 7. Por último, para que los beneficios económicos y ambientales, que los sistemas fotovoltáicos conectados a la red de distribución sean aprovechados, este tipo de tecnología debe implementarse en forma masiva.
1. De preferencia, emplear módulos fotovoltáicos monocristalinos sobre los policristalinos, ya que éstos entregan mayor cantidad de energía por centímetro cuadrado de superficie del panel.
2. Puede instalarse un medidor de energía a la salida del inversor, con el objetivo de conocer el total de la energía producida, en contraste con el medidor de venta que únicamente registra la energía que es vertida.
3. La capacidad del inversor debe sobredimensionarse para prever posibles ampliaciones del sistema en el futuro, consiguiendo de esta manera, agregar en adelante, mayor cantidad de módulos. 4. El transformador a la salida del inversor, debe seleccionarse cuidadosamente, ya que éste puede ser indispensable para obtener el voltaje de interconexión que sea requerido por la empresa, además de servir como aislamiento galvánico, tomando en cuenta el autoconsumo de energía del mismo.
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se generan mapas de insolación como los mostrados en las Figuras 40 y 41. A lo largo del día. puede reducirse mediante un dispositivo de seguimiento del sol. se pueden graficar mapas de insolación. Se debe tener en cuenta que las isolíneas representan valores medios. 2. que es un aparato registrador y mide la intensidad calorífica de la radiación solar global en calorías por centímetros cuadrado por día. Para medir la radiación solar se utiliza el actinógrafo Robitzch. Con los datos obtenidos por este aparato y ayudados de ciertos cálculos matemáticos. En las Figuras ¿? y ¿¿ se presentan los mapas de insolación para el mes de septiembre. 4. Confirmar de manera preliminar la viabilidad técnica del uso de paneles solares en Guatemala. Por ejemplo. siendo máxima por lo general en verano (hemisferio boreal) y mínima en invierno. así como el promedio anual. pues la energía recibida durante el año varía constantemente. humos). con el propósito de establecer cierta comparación entre la insolación durante todo el año y la época lluviosa.
El servicio meteorológico de Guatemala. la energía recibida es máxima a las 12 (hora solar) e inferior a este máximo en las demás horas de luz diurna. en función de los gases o vapores acumulados por causas meteorológicas o de orden industrial (nubes. 124
. Este inconveniente. No la hay durante la noche. También se tiene una variación de la energía recibida de acuerdo con el estado del cielo. la cual permite obtener datos de la radiación solar para fines prácticos. Los datos que en estos mapas se leen sirven para lo siguiente: a. debido a las siguientes razones: 1. 3. La energía varia con la estación del año.Estudio de factibilidad de realización del proyecto. cuenta con una red de aparatos censores de radiación solar y luz solar en todo el país.
que son los más lluviosos. se estarían descartando las posibilidades de fracaso en este tipo de proyectos. tal como se analizará más adelante. en la cual existe abundante nubosidad. Dimensionar los paneles solares en función de la potencia requerida. principalmente en los meses de junio a septiembre. que reduce el paso de los rayos solares. además de investigar la radiación global promedio anual.b. Como puede verse en la Figura 41. c. Es por eso que. de mayo a Octubre. para el mes de septiembre las radiaciones globales no están muy debajo de los promedios anuales. se analizan meses extremos considerando el mes de septiembre ubicado en medio de la época lluviosa. por lo que desde este punto de vista. Determinar las áreas geográficas con mayor incidencia de energía.
Figura 40. Mapa de insolación promedio anual en territorio nacional.
Mapa de insolación promedio septiembre en territorio nacional.Figura 41.
se corresponden con el porcentaje de irradiación solar global anual. Los números que figuran en cada casilla. se refieren a distintas superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación (β y α. Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie de estudio. que se perdería si la porción correspondiente resultase interceptada por un obstáculo.Tablas de referencia Las tablas incluidas en esta sección. respectivamente). Tabla A1 Tabla A2
Tabla A6
Tabla A7
Tabla A 9
Tabla A 10
Tabla A11
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