instalaciones solares fotovoltaicas252
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Índice
Prólogo………………………………………….……………………………………...7
Introducción: El Sol, nuestra fuente de energía…………………………………… ….9
1 Historia y fundamento de las células
Solares fotovoltaicas………………………………………………………………..13
Principios físicos………………………………………………………………... ….14
Rendimiento de las células fotovoltaicas…………………………………….. …….19
2 Células y paneles fotovoltaicos………………………………………………..........21
Células de arseniuro de galio…………………………………………………………...21
Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de cobre. ……………………………………..22
Células bifaciales……………………………………………………………………….22
Células de silicio amorfo………………………………………………………….........23
Células de silicio policristalino…………………………………………………………24
Células de silicio monocristalino……………………………………………………….25
Parámetros de una célula solar…………………………………………………………26
Proceso de fabricación de las células monocristalinas…………………………………30
El módulo fotovoltaico………………………………………………………………...36
Fabricación de un módulo fotovoltaico. . . ……………………………………………40
Normativa sobre módulos fotovoltaicos. . ……………………………………….. …..41
Calidad de los módulos fotovoltaicos……………………………………………........41
Vida útil de los módulos fotovoltaicos………………………………………………...43
3 Acumuladores……………………………………………………………………….44
Conceptos generales……………………………………………………………............44
Componentes y funcionamiento de un acumulador de plomo-ácido…………………..45
INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS
Profundidad de descarga y vida útil del acumulador…………………………………...47
Carga del acumulador ………………………………………………………………….51
Efecto de la temperatura. Congelación…………………………………………… …...52
El acumulador solar. Dimensionado……………………………………………… …...54
El acumulador de gel……………………………………………………………… …..56
El acumulador de níquel-cadmio……………………………………………………… 58
Composición y funcionamiento de un acumulador de Ni-Cd………………………… 59
Baterías herméticas……………………………………………………......................... 61
4 Reguladores de carga…………………………………………………………. …...63
Regulador shunt………………………………………………………………….. ……64
Regulador serie………………………………………………………………….... …...67
Módulos fotovoltaicos autorregulados…………………………………..……………..70
5 Otros equipos para uso en sistemas fotovoltaicos………………………………... 72
Sistemas de medida y control…………………………………………………………. 72
Desconectores…………………………………………………………………………..75
Interruptores horarios…………………………………………………………..............76
Temporizadores………………………………………………………………….. ……77
Temporizador a tiempo fijo………………………………………………….. ……..77
Temporizador a tiempo variable………………………………………….………….78
Equipos de iluminación en c/c………………………………………………….. ..........80
Convertidores continua-continua………………………………………………… ……83
Convertidores de acoplamiento……………………………………………………….. 85
Convertidores continua-alterna………………………………………………………... 87
Medidores de amperios-hora………………………………………………………….. 90
6 Estructuras soporte para paneles fotovoltaicos…………………………………...93
Tipos de estructuras…………………………………………………………………….95
Tipos de materiales utilizados………………………………………………………….98
Puntos de apoyo………………………………………………………………………..99
Sombras entre filas de módulos fotovoltaicos………………………………………...102
Efectos de los agentes atmosféricos sobre las instalaciones solares
fotovoltaicas y algunos consejos para evitarlos……………………………………….105
ejemplos gráficos de diversos tipos de soportes………………………………………107
El problema de la corrosión y su tratamiento………………………………………... 114
Galvanizado en caliente………………………………………………………. …...115
El galvanizado ante la corrosión…………………………………………………. ..118
Ensamblado mediante tornillos de las estructuras de
hierro galvanizado…………………………………………………………………. 119
7 Cálculo de instalaciones………………………………………………………….. 121
Interpretación de las tablas de radiación…………………………………….……..…121
Radiación mensual……………………………………………………………….... 122
Radiación anual máxima…………………………………………………….. …….124
Máxima radiación mensual………………………………………………………....125
Radiación diaria…………………………………………………………………….126
Cálculo del número de módulos fotovoltaicos. Factor de seguridad………………....128
Cálculo de la capacidad de acumulación……………………………………………...130
Cálculo del regulador………………………………………………………………….132
Cálculos de instalaciones solares fotovoltaicas por ordenador……………………….134
Dimensionado de convertidores c/c/ca………………………………………………..141
Cálculo de la sección del conductor 142
Cálculo de la altura manométrica en una instalación de bombeo……………………..145
8 Instalación………………………………………………………………………….147
Instalación del panel fotovoltaico…………………………………………………….147
Problemas ocasionados por sombras parciales en la superficie de
Un panel fotovoltaico………………………………………………………………... 153
Instalación de los acumuladores……………………………………………………....157
Instalación de sistemas de regulación y control……………………………………....161
Instalación de convertidores………………………………………………………….164
Resumen de normas prácticas para la instalación de
Sistemas fotovoltaicos………………………………………………………………...165
9 Mantenimiento de una instalación fotovoltaica y pruebas
de funcionamiento…………………………………………………………………....168
Panel fotovoltaico……………………………………………………………………..168
Cuadro de regulación y control……………………………………………….. ……..170
Acumuladores…………………………………………………………………….…...170
Pruebas y averías de los diferentes componentes …………………………………….171
Medidas sobre el panel fotovoltaico……………………………………………..……172
Regulador de carga…………………………………………………………………....174
Sistema de acumulación………………………………………………………………175
10 Ejemplos de cálculo………………………………………………………………177
Nave avícola con temporizador horario……………………………………………….177
Estudio de un sistema fotovoltaico para alimentación de equipos de
radio en montaña……………………………………………………………………...183
Balizamiento…………………………………………………………………..............186
Vivienda permanente………………………………………………………………….190
Vivienda de uso esporádico…………………………………………………………...194
Repetidor de TV.……………………………………………………………………...198
Bombeo de agua……………………………………………………………….. …….201
Iluminación de un parque público…………………………………………………….206
11 Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la
red eléctrica……………………………………………………………………….209
Descripción de un sistema conectado a red…………………………………………...212
Campo solar. ………………………………………………………………………….212
Inversor cc/ca………………………………………………………………………….218
Conexión con la red eléctrica…………………………………………………………227
Conclusiones…………………………………………………………………….........230
Diagramas y esquemas………………………………………………………………233
Ejemplos de montaje paso a paso de
Instalaciones fotovoltaicas…………………………………………………………..242
Apéndice: Tablas, gráficos y datos útiles…………………………………………..260
PRÓLOGO
Prólogo
Este libro ha sido escrito a modo de introducción práctica a un tema tan apasionante y
actual como es el de la Energía Solar Fotovoltaica, al cual he dedicado los últimos
veintidós años de mi vida profesional.
No he pretendido dar una visión exhaustiva y profunda de los diferentes aspectos y
componentes que concurren en una instalación fotovoltaica, por considerar que el fin
último del libro que tiene en sus manos es el de proporcionar los conceptos básicos a la
mayor cantidad de personas posible, haciendo fácil, amena e interesante su lectura.
Deseo agradecer desde estas líneas a todas las personas, empresas y organismos, así
como a todos los compañeros de profesión e incluso usuarios de las ya muy numerosas
instalaciones existentes en España, su valiosa colaboración que me ha permitido intentar
recoger en las siguientes páginas las bases de la Energía Solar Fotovoltaica y sus
aplicaciones prácticas, destacando a la compañía ATERSA, y muy especialmente a
Francisco Ramírez y Enrique Daroqui, por su inestimable ayuda en la aportación de
gráficos y esquemas que ilustran este libro.
El autor.
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Nota
En este libro se ha optado por utilizar el punto, en vez de la coma, para separar la parte
entera de la decimal en las cantidades numéricas, siguiendo las últimas
recomendaciones internacionales sobre notación científica y técnica.
Introducción
El Sol, nuestra fuente de energía
El Sol es una estrella cuya superficie se encuentra a una temperatura media de 5500°C,
y debido a complejas reacciones que producen una pérdida de masa, ésta se convierte en
energía. Dicha energía, liberada del Sol, se transmite al exterior mediante la
denominada radiación solar.
Si examinamos el espectro de la radiación solar, observamos que la mayor parte de la
energía emitida por el Sol se encuentra en la parte visible de dicho espectro y ésta
representa el 47% del total.
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Es cierto que las radiaciones ultravioletas son muy energéticas, pero también es cierto
que son poco abundantes, ya que tan sólo el 7 % del total pertenece a dicho tipo de
radiación. Al contrario ocurre con las radiaciones infrarrojas, que son muy abundantes
(46% del total) pero mucho menos energéticas que las anteriores. Por esta razón, se dice
comúnmente que podemos convertir la “luz” en electricidad mediante las células
solares, que más adelante estudiaremos en profundidad.
La radiación solar recibida fuera de la atmósfera terrestre es de 1353 W/m2, medida
sobre una superficie perpendicular a la dirección de su propagación. A este valor se le
denomina Constante Solar y difiere sensiblemente del que recibimos en la superficie
terrestre. Esta disminución de energía recibida del Sol está justificada por el paso
obligatorio que ha de hacer la radiación a través de la atmósfera, y se produce
fundamentalmente por los tres factores siguientes:
a) Gases atmosféricos (nitrógeno, oxígeno, ozono, etc.)
b) Vapor de agua
c) Polvo
La combinación de estos elementos hace que sobre la superficie terrestre y al nivel del
mar sólo se reciban unos 1000 W/m2, valor que incluso sólo se alcanza en días
despejados, cuando el aire es muy transparente.
Si tenemos en cuenta el carácter aleatorio de la presencia de días claros y nubosos a lo
largo del año, veremos la imperiosa necesidad de obtener datos estadísticos fiables de
las diferentes radiaciones en cada época del año y en cada lugar de ubicación de una
posible instalación solar.
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Seguidamente se definen algunos de los conceptos básicos que se utilizarán a lo largo
de este libro.
Radiación directa: Es la radiación recibida desde el Sol, sin que sufra desviación alguna
en su camino a través de la atmósfera.
Radiación difusa: Es la radiación solar que sufre cambios en su dirección,
principalmente debidos a la reflexión y difusión en la atmósfera.
Albedo: Radiación directa y difusa que es reflejada por el suelo u otras superficies
próximas.
Masa de aire: Es una medida de la distancia que recorre la radiación a través
de la atmósfera y que, lógicamente, varía en función del ángulo de incidencia,
según la fórmula siguiente:
AM— 1/cos φ
donde:
AM= Masa de aire (Air Mass)
φ = Ángulo entre el rayo vector del Sol y la vertical del lugar.
Ejemplo: Para un ángulo 0= 00, es decir, cuando el Sol está en su punto más alto y sus
rayos caen perpendicularmente a la tierra, AM será la unidad.
Por el contrario, cuando el Sol incida con un ángulo respecto a la normal de
60°, la masa de aire que atraviesa la radiación es mayor, siendo AM igual a 2.
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Estos conceptos son muy utilizados a la hora de realizar medidas en las células y
módulos fotovoltaicos, por lo que interesa tener una idea clara de lo que representan.
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Capítulo 1
Historia y fundamento de las células solares fotovoltaicas
Parece ser que los fenómenos fotoeléctricos tienen el principio de su descubrimiento en
1808, por mediación de Hallwachs, pero fue Hertz quien enunció los principios básicos
que los regían.
En 1887, este último observó que la chispa saltaba más fácilmente entre dos esferas de
diferente potencial cuando sus superficies eran fuertemente iluminadas por la luz de otra
descarga, y posteriormente comprobó que una lámina de zinc cargada negativamente y
unida a un electroscopio, perdía rápidamente su carga al ser iluminada por un arco
voltaico. De todo ello dedujo Hertz que, bajo la acción de la luz, el zinc y en general
todos los metales emiten cargas negativas.
Los resultados experimentales que se obtuvieron fueron los siguientes:
- El efecto fotoeléctrico es instantáneo, es decir, aparece con la radiación sin retraso
sensible (el tiempo transcurrido es del orden de 3 x 10 segundos).
- El número de fotoelectrones emitidos, es decir, la intensidad de la corriente producida,
es proporcional a la radiación recibida.
Sobre la velocidad de la emisión no influye en absoluto la intensidad luminosa, ni su
estado de polarización, pero sí su frecuencia o longitud de onda.
-Para cada metal existe una frecuencia mínima de la radiación luminosa por debajo de la
cual no se presenta el efecto fotoeléctrico.
La interpretación teórica de todos estos hechos fue dada por Einstein en 1902,
generalizando la hipótesis hecha por Plank unos años antes con la teoría de los cuantos
o fotones.
Las células fotoeléctricas son dispositivos basados en la acción de radiaciones
luminosas sobre ciertas superficies metálicas. El efecto de esas radiaciones puede ser de
tres tipos:
Efecto foto emisivo o foto externo: provoca en el metal un arranque de electrones con
liberación de los mismos.
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Efecto foto conductivo o foto interno: modifica la conductividad eléctrica del metal.
Efecto fotovoltaico: crea una fuerza electromotriz en el metal.
Precisamente en este último apartado es donde se integran las células fotovoltaicas, que
generan un paso de corriente proporcional al flujo luminoso que reciben. Estas células
presentan la ventaja sobre los demás tipos de que no requieren ni tensión auxiliar ni
vacío, razón por la cual son utilizadas para la conversión de energía solar en energía
eléctrica.
Chapin, Fueller y Perarson desarrollaron en 1954 la primera célula solar capaz de
convertir, de un modo eficaz, la luz del Sol en energía eléctrica. Desde ese año estos
dispositivos han sido mejorados y perfeccionados, utilizándose principalmente para la
alimentación de satélites artificiales, para foto sensibilizar algunos equipos electrónicos
y para alimentar pequeñas cargas en lugares remotos o de difícil acceso.
Las crisis energéticas que han sufrido los países industrializados han suscitado un nuevo
interés que ha hecho dar un gran avance en las tecnologías y usos de estos dispositivos.
De esta forma, se ha pasado a utilizar masivamente los equipos fotovoltaicos en
telecomunicación, señalización, telemática, usos rurales e incluso centrales
fotoeléctricas de varios megavatios, reduciéndose el coste de producción año tras año de
tal forma que, en corto tiempo, se obtendrán unos precios más competitivos respecto a
las energías convencionales.
Principios físicos
Como todos sabemos, la materia está constituida por átomos, los cuales a su vez están
formados por dos partes bien diferenciadas: el núcleo, dotado de una carga eléctrica
positiva, y los electrones, que giran alrededor en diferentes bandas de energía, con carga
eléctrica negativa que compensa la del núcleo, formando de esta forma un conjunto
totalmente estable y eléctricamente neutro.
A los electrones de la última capa se les ha dado el nombre de electrones de valencia, y
tienen la facultad de interrelacionarse con otros similares, formando una red cristalina.
Haciendo una división, podemos afirmar que existen tres tipos de materiales,
eléctricamente hablando, y que son:
Conductores: Disponen de unos electrones de valencia poco ligados al núcleo
y que pueden moverse con facilidad dentro de la red cristalina respondiendo a un
pequeño agente externo.
Semiconductores: Sus electrones de valencia están más ligados a sus núcleos
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que en los conductores, pero basta suministrar una pequeña cantidad de energía para que
se comporten igual que éstos, liberando sus electrones más externos.
Aislantes. Presentan una configuración muy estable, la cual es difícil de modificar, ya
que los electrones de valencia están sumamente ligados al núcleo, y la energía a
suministrar para que saltaran del átomo sería excesivamente grande.
Los materiales usados para las células fotovoltaicas son los semiconductores, ya que la
energía que liga a los electrones de valencia con su núcleo es similar a la energía de los
fotones que constituyen la luz solar. Al incidir ésta sobre el semiconductor
(normalmente silicio), sus fotones suministran la cantidad de energía necesaria a los
electrones de valencia como para que se rompan los enlaces y queden libres para
circular por el semiconductor.
Al lugar dejado por ausencia del electrón liberado se le llama hueco, y dispone de carga
eléctrica positiva (igual a la que tenía el electrón pero de signo contrario). Estos huecos
también se desplazan, ya que el electrón liberado es susceptible de caer en un hueco
próximo, produciéndose entonces un movimiento de estas “ausencias de electrones”. Al
hecho de que los electrones ocupen huecos dejados por otros electrones se le denomina
recombinación.
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Estos electrones libres y estos huecos creados en los puntos donde hay luz, tienden a
difundirse hacia las zonas oscuras, con lo cual pierden su actividad. Sin embargo, al
moverse ambas partículas en el mismo sentido, no producen corriente eléctrica, y antes
o después se recombinan restableciendo el enlace roto. No obstante, si en algún lugar
próximo a la región donde estas parejas de electrones y huecos han sido creados se
formara un campo eléctrico en el interior del semiconductor, este campo separaría a los
electrones de los huecos, haciendo que cada uno circule en dirección opuesta y, por
consiguiente, dando lugar a una corriente eléctrica en el sentido del citado campo
eléctrico.
Existen varias formas de crear un campo eléctrico de este tipo en el interior del
semiconductor, pero todas ellas están basadas en el concepto de potencial de contacto y
la afinidad que diferentes sólidos tienen por los electrones.
En las células solares convencionales este campo eléctrico se consigue mediante la
unión de dos regiones de un cristal de silicio que han sido tratadas químicamente de
modo diverso.
Una de las dos regiones, la denominada n, ha sido dopada (impurificada) con fósforo. El
fósforo tiene cinco electrones de valencia, uno más que el silicio, de manera que la
región dopada con fósforo muestra una afinidad por los electrones menor que el silicio
puro.
La otra región, denominada p, ha sido dopada con boro. El boro tiene sólo tres
electrones de valencia, uno menos que el silicio, y por ello el silicio dopado con boro
tiene una afinidad por los electrones superior al silicio puro. De esta manera, la unió p-n
así formada presenta una diferencia de potencial V que hace que los electrones tengan
menos energía en la zona n que en la zona p. Consecuentemente, un campo eléctrico
dirigido de la zona n hacia la p tiende a enviar los electrones hacia la zona n y los
huecos hacia la zona p.
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La constitución de una célula de silicio convencional parte de una barra cristalina de
silicio dopado con boro, que se corta en discos de un espesor de
0.3 mm. Una de sus caras se dopa fuertemente con fósforo, mediante difusión a alta
temperatura en una atmósfera gaseosa rica en el mismo, de forma que este elemento
penetre en el silicio más concentrado que el boro que éste contenía, hasta una
profundidad aproximada de 0.3 micras. Encima de esta capa se deposita una rejilla
metálica conductora, y en la parte posterior una capa continua. Ambas sirven para
facilitar la toma de contactos eléctricos con las dos regiones.
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Cuando inciden fotones sobre la capa superior de la célula, algunos enlaces se rompen,
generándose entonces pares electrón-hueco.
Si esta generación se produce a una distancia de la unión menor que lo que se denomina
longitud de difusión, antes o después estos portadores serán separados por el fuerte
campo eléctrico que existe en la unión, moviéndose el electrón hacia la zona n y el
hueco hacia la p y dando lugar, por consiguiente, a una corriente desde la zona n a la
zona p.
Si la longitud de difusión es muy pequeña, esto significa que, en un corto recorrido, el
electrón y el hueco se recombinarán y la energía luminosa que fue absorbida para crear
el par se recupera en forma de calor, lo cual en nuestro caso no es deseable.
De este modo, los fotones absorbidos en las zonas posteriores de la célula solar (que son
los de mayor longitud de onda) tendrán pocas posibilidades de alcanzar la unión si la
longitud de difusión no es lo suficientemente grande. Para que ésta última lo sea, es
necesario que el cristal de silicio sea estructural y constitucionalmente muy puro, es
decir, que sea monocristal y que tenga una bajísima concentración de impurezas
distintas a las añadidas intencionadamente (boro y fósforo). Esto se debe a que la mayor
parte de las impurezas, así como los defectos estructurales, catalizan con gran eficacia el
proceso de recombinación del par electrón-hueco en su trayecto hacia la unión p-n.
La corriente eléctrica producida, al ser empleada en un trabajo útil, desarrolla una caída
de tensión que hace que la zona p sea más negativa. Como esta zona es la de menor
energía potencial de electrones (es decir, la de mayor potencial o más positiva), el efecto
de la carga exterior es reducir el potencial de la zona p, o sea, reducir el campo
separador que aparece en la unión.
La corriente dada por cada célula solar para una iluminación determinada varía
en función de la caída de tensión producida en el exterior, de acuerdo con lo que
se muestra en la figura 5.
La corriente suministrada es casi constante, hasta que se llega a un valor de tensión para
el cual el campo de la unión decrece sensiblemente. Entonces la corriente tiende a cero
rápidamente.
La potencia máxima que puede dar una célula corresponde a una tensión algo inferior a
la de circuito abierto, Vea.
La máxima intensidad, Icc que puede suministrar la célula se produce cuando no existe
ninguna tensión exterior, pero en ese caso no suministra potencia en absoluto. El valor
de la intensidad máxima, „Imax‟ es también algo más bajo que la intensidad de
cortocircuito Icc.
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Teniendo en cuenta lo anterior, para obtener un buen rendimiento en las células solares,
éstas deben estar constituidas por un material en el que la energía del enlace de sus
electrones de valencia no sea ni muy baja, ya que se perdería buena parte de la energía
del fotón, ni muy alta, pues entonces sólo los fotones más energéticos del espectro solar
podrían romper los enlaces. El silicio, con 1.1 eV, es el material más usado. El arseniuro
de galio, con 1.4 eV, tiene teóricamente mejores características pero es más caro. El
sulfuro de cobre, con 1 .2 eV, es un material prometedor.
Rendimiento de las células fotovoltaicas
El rendimiento se define como el cociente entre la potencia eléctrica máxima que puede
suministrar una célula fotovoltaica y la potencia luminosa que incide sobre su
superficie.
El rendimiento obtenido en laboratorio sobre células de silicio monocristalino es del
22% -24%, pero una vez que se pasa a su fabricación masiva éste baja a un valor
aproximado del 15 %, lo que quiere decir que, de cada 100 vatios que recibimos del Sol,
tan sólo 15 se aprovechan para nuestro uso.
El hecho de este rendimiento tan bajo se debe fundamentalmente a los siguientes
factores:
a) Energía de los fotones incidentes
Ocurre en gran medida que los fotones que contiene la luz solar no disponen de la
energía suficiente como para romper el enlace covalente y crear el par
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electrón-hueco. También se da el caso contrario, y es que el fotón incidente tenga más
energía de la necesaria, en cuyo caso ese exceso de energía se disipa en forma de calor.
Por los motivos anteriormente expuestos, podernos afirmar que un 50% de la energía
incidente en nuestra célula fotovoltaica se pierde, no produciendo por tanto electricidad.
b) Pérdidas por recombinación
El hecho de que parte de los electrones liberados por los fotones ocupen de nuevo
huecos vecinos (recombinación), hace que la tensión de vacío disminuya desde
aproximadamente 1.1 V (tensión teórica), hasta un máximo de 0.6 V en circuito abierto,
debido a diversos factores y al propio proceso de fabricación de la célula solar. Las
pérdidas se elevan por esto a un 1 5 %.
c) Pérdidas por reflexión
Si dispusiéramos la oblea de silicio tal y como queda después de haberse producido el
corte en la barra de silicio monocristalino, la cantidad de luz reflejada tendría un valor
aproximado del 30 %. No obstante, se han experimentado diferentes recubrimientos que
reducen este valor aproximadamente al 10%.
d) Pérdidas por los contactos eléctricos
Evidentemente, el hecho de dotar a la célula solar de unos contactos que canalicen los
electrones liberados hacia el circuito exterior, hace que parte de su superficie de
captación se vea tapada por estos contactos eléctricos de rejilla, que no son
transparentes y, en definitiva, restan iluminación. Las pérdidas por este concepto pueden
evaluarse, como media, en un 8 %, ya que dependen del diseño de la célula.
e) Pérdidas por resistencia serie
Son debidas al efecto Joule que se produce al circular la corriente eléctrica a través del
silicio, produciendo un calentamiento. Representan sobre el conjunto un
2%-3%.
Visto lo anterior y sumando los distintos valores, se obtiene que la eficiencia real de la
célula solar fotovoltaica no puede superar el 15 %, debido a las dificultades de reducir
las diferentes pérdidas. No obstante, y como al principio se ha comentado, en
laboratorio pueden obtenerse valores más altos, dado que puede jugarse con una
precisión en los procesos de fabricación que raramente puede darse en las cadenas de
producción.
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Capítulo 2
Células y paneles fotovoltaicos
La célula fotovoltaica es un dispositivo capaz de convertir la luz en electricidad de una
forma directa e inmediata. Normalmente, las células fotovoltaicas más utilizadas son las
formadas por una unión p-n y construidas a base de silicio monocristalino. No obstante,
existen diversos procedimientos y tipos de materiales que se usan para la construcción
de las células y que trataremos de resumir en los siguientes apartados.
Células de arseniuro de galio
Son quizá estas células fotovoltaicas las más indicadas para la fabricación de módulos,
ya que su rendimiento teórico alcanza límites cercanos al 27% -28% en su versión
monocristalina. El problema principal radica en que este material es raro y poco
abundante, hecho por el cual no se ha empezado su manipulación hasta hace
relativamente poco tiempo, estando su tecnología poco avanzada y con costes elevados.
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Una característica interesante del AsGa es su elevado coeficiente de absorción, que hace
que con poco material se obtenga una eficiencia elevada. Otra particularidad de suma
importancia es que puede trabajar a temperaturas altas con menores pérdidas que el
silicio monocristalino, lo que permite ser utilizado con ventaja en sistemas de
concentración.
En definitiva, las células de arseniuro de galio presentan unas buenas características,
pero su uso se ve limitado por el elevado coste de producción de este material, que hace,
por el momento, que su precio no resulte competitivo frente a las tecnologías
actualmente utilizadas.
Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de cobre
Se ha experimentado también en la obtención de células compuestas por dos capas: una
de sulfuro de cadmio (SCd) y otra de sulfuro de cobre (SCu2). La ventaja de este
sistema radica en que se utiliza muy poco material activo en un proceso fácil de
fabricación. Los rendimientos máximos obtenidos en laboratorio no superan el 10%,
viéndose disminuidos a la mitad una vez que se llegara a la práctica industrial.
El grave problema que presenta este tipo de células es la degradación que se produce
con el paso del tiempo. No obstante, se está investigando en los diferentes motivos que
producen esta inestabilidad con el fin de que, al subsanarlos, se pueda contar con una
alternativa de bajo coste a los materiales actualmente utilizados.
Células bifaciales
Esta tecnología de fabricación consiste en crear una doble unión (normalmente n-p -p)
de tal forma que la célula sea activa tanto en la cara frontal como en su cara posterior.
Este procedimiento permite captar la radiación frontal y la reflejada en el suelo (albedo),
que es transformada en electricidad en la parte posterior de la célula fotovoltaica.
Lógicamente, la energía producida por el albedo es menor que la que produce la
radiación directa, pudiendo llegar su valor al 30% de la energía total cuidando la calidad
de la superficie de reflexión, así como ciertas condiciones mecánicas en la colocación
del panel formado por este tipo de células.
Las células bifaciales obtienen, por tanto, mejor rendimiento que las monofaciales, pero
lógicamente el coste de producción se eleva, ya que se necesitan varios tratamientos
extras en el dopaje del silicio para crear las diferentes capas activas.
La invención y el desarrollo de este tipo de células se deben a un grupo de
investigadores del Laboratorio de Semiconductores de la Escuela Técnica Superior
22
de Ingenieros de Telecomunicación de Madrid, en los primeros años de la década de los
ochenta, siendo fabricadas y comercializadas por una empresa española hasta finales de
dicha década.
Dado que los módulos realizados con este tipo de células presentaban mayor
complejidad en la instalación y un mayor mantenimiento. Hoy en día están
prácticamente en desuso, habiéndose decantado la industria fotovoltaica por los de
tecnología mono facial, mucho más versátil y con menos servidumbres a la hora de su
instalación.
Células de silicio amorfo
La gran ventaja de la utilización del silicio amorfo para la fabricación de células
fotovoltaicas radica en el espesor del material a utilizar, ya que puede llegar ser 50
veces más fino que el equivalente fabricado en silicio monocristalino.
El silicio amorfo tiene unas propiedades totalmente diferentes al silicio cristalino. Por
ejemplo, su elevada velocidad de recombinación, producida por la gran cantidad de
imperfecciones en la red cristalina, que crean núcleos activos para la recombinación.
Este defecto se ve compensado en parte por la adición de hidrógeno (en proporciones
cercanas al 50%), que hace disminuir la velocidad de recombinación de los portadores.
El silicio amorfo presenta también un alto coeficiente de absorción, lo que permite la
utilización de espesores de material activo muy pequeños.
Existen estudios para comprobar la viabilidad de fabricar células solares de silicio
amorfo superponiendo varias capas, cada una sensible a unas determinadas radiaciones,
con lo cual se podrían obtener rendimientos próximos a los del silicio monocristalino, al
sumarse la efectividad de cada una de ellas.
El desarrollo histórico del silicio amorfo desde que, aproximadamente en 1983, saliera
al mercado fotovoltaico con un rendimiento entre el 3 % y el 4 %, en su versión de
unión simple p-n, ha llegado a conseguir eficiencias del 9 % en este mismo tipo de
unión, y valores próximos a los estándares del silicio monocristalino en las versiones
multicapa.
En definitiva, el silicio amorfo se presenta como un candidato importante para la
fabricación de células fotovoltaicas, una vez que sean resueltos los problemas de
degradación que sufren las células al ser expuestas al sol después de un determinado
tiempo de trabajo.
Estudios realizados llegaron a la conclusión de que el parámetro causante de dicha
disminución de potencia entregada es el FF (definido más adelante), debido a una
disminución de la longitud de colección de portadores, y se proponían
23
diversas soluciones, entre las cuales se citaba una mayor utilización de las células
de silicio amorfo multicapa.
El coste de fabricación de las células de silicio amorfo es, en principio, mucho más
barato que el del resto de las tecnologías, como consecuencia del poco material que se
emplea y la facilidad de su fabricación en masa, por lo que son muy usadas en pequeñas
alimentaciones eléctricas (calculadoras, relojes, radios, linternas, etc.) donde su limitada
vida no es un problema, dado que la vida activa del propio aparato que las incorpora
suele ser más corta, por tratarse de equipos inmersos claramente en mercados de
consumo.
Algunas compañías fotovoltaicas siguen experimentando con este material en su
producción industrial para aplicaciones profesionales, sin que hasta el momento se
comercialice masivamente. Habrá que esperar algún tiempo para ver cómo se desarrolla
esta tecnología, teniendo en cuenta que ya ha habido más de un fracaso técnico a lo
largo de la historia fotovoltaica.
Como característica diferenciadora de otras células solares, aparte de las que se han
descrito anteriormente, está la posibilidad de hacerlas de colores o incluso traslúcidas,
peculiaridades éstas que le confieren a este tipo de tecnología unas posibilidades de uso
francamente amplias.
Células de silicio policristalino
Son aquellas obtenidas a partir de procesos que no necesitan un control exhaustivo de la
temperatura en la solidificación del material de silicio, ni tampoco un crecimiento
controlado de su red cristalina. Se les da el nombre de policristalinas, ya que la
solidificación no se hace en un solo cristal sino en múltiples.
Durante los años 1981-1982, se especuló con la posibilidad de un coste sensiblemente
más barato que el de la tecnología monocristalina. En honor a la verdad, hoy día la
diferencia no resulta tan grande y tan sólo algunos fabricantes siguen con este tipo de
tecnología en sus líneas de fabricación, no habiéndose extendido su uso en la medida
que indicaban las previsiones iniciales.
Del primer rendimiento obtenido al inicio de la década de los ochenta, que se situaba
entre el 7% y el 8%, se ha logrado incrementar a valores próximos al 12%, siendo
incluso posible, en los procesos de fabricación refinados, llegar a valores del 14 %. No
obstante, su precio difiere en estos casos poco o nada respecto a la tecnología
monocristalina tradicional habitualmente utilizada.
Una gran ventaja en la fabricación de células de silicio policristalino es la posibilidad de
producirlas directamente en forma cuadrada, lo que facilita enormemente la fabricación
de paneles solares compactos sin posteriores mecanizaciones de la célula.
24
Hay diferentes tipos de silicio policristalino atendiendo al tamaño de los cristales que lo
componen, que generalmente en los más modernos es mucho más pequeño que en las
células más antiguas, lo que da un aspecto más homogéneo a su superficie.
Existen investigaciones sobre la prefabricación en masa, proceso que utilizando un
silicio de un grado solar, produce células policristalinas continuas de 60 cm de ancho,
las cuales posteriormente se trocearían para obtener las células habituales que darán
lugar a la fabricación de módulos fotovoltaicos estándar. Lo interesante de este proceso
es que es totalmente continuo, y prácticamente sin intervención de mano de obra ni
pasos intermedios, como ocurre en el silicio policristalino clásico. Además permitiría
disponer de células de tamaños muy variados, e incluso hacer módulos de una sola
célula, lo que abriría nuevos conceptos de aplicación y tecnología a la industria
fotovoltaica. A las células construidas de esta forma se las denomina comercialmente
APEXTM y al método de fabricación propiamente dicho, Silicon Film. Lo realmente
novedoso de este sistema no es en sí la célula, que es una versión policristalina, sino su
particular método de fabricación, que como se verá más adelante, elimina la
solidificación clásica y el corte de la oblea, dos pasos realmente costosos en el proceso
de producción de un módulo fotovoltaico.
Células de silicio monocristalino
Como se ha mencionado al principio de este capítulo, las células fotovoltaicas más
usadas en la actualidad son las de silicio monocristalino. Esto puede deberse en gran
parte a la importante industria que se ha montado alrededor del silicio, ya que es la base
de todos los transistores, circuitos integrados y otros componentes activos electrónicos.
Por otro lado, no podemos olvidar que el silicio es el segundo material más abundante
en la Tierra, después del oxígeno.
Después de estos datos, uno puede preguntarse la razón por la cual las células
fotovoltaicas tienen un coste elevado. La respuesta a esta cuestión tiene varias
vertientes. Primeramente, el silicio no se encuentra en estado puro y existen ciertos
elementos de difícil eliminación. Por otra parte, se ha de fundir y hacerse crecer para
formar un monocristal, como se verá más tarde, etapa en la cual se invierte mucho
tiempo y mucha energía. Otro aspecto importante es que, por el momento, su uso está
un poco limitado, no pudiéndose fabricar en cantidades tales que pudieran abaratar
sensiblemente el coste del producto.
Una célula solar de silicio monocristalino no es otra cosa que un diodo de unión p-n que
se hace especialmente sensible a la iluminación, generando la corriente eléctrica. En la
figura 2 se observa el circuito equivalente de una célula
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fotovoltaica, donde se aprecia el generador de corriente fotogenerada, el diodo, un
pequeño efecto capacitivo (expresado por un condensador) y dos resistencias típicas de
la fabricación, una en serie y otra en paralelo o shunt, que están formadas por los
propios materiales utilizados.
Parámetros de una célula solar
La curva intensidad-tensión (1- E) que define el comportamiento de una célula
fotovoltaica está representada en la figura 3.
En dicha figura se pueden ver los parámetros típicos que definen una célula.
Son los siguientes:
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Intensidad de cortocircuito, Icc
Es aquella que se produce a tensión cero, pudiendo ser medida directamente con un
amperímetro conectado a la salida de la célula solar. Su valor varía en función de la
superficie y de la radiación luminosa a la que la célula es expuesta.
Normalmente, y para células cuadradas de 4, 5 y 6 pulgadas, las corrientes se sitúan en
los 3.1 A, 4.4 A y 7.1 A respectivamente, para una radiación de
100 mW/cm2.
Tensión de circuito abierto, Vca
Es la tensión que podemos medir al no existir una carga conectada y representa la
tensión máxima que puede dar una célula. Su medida se realiza simplemente
conectando un voltímetro entre bornes, y su valor oscila, según el tipo de construcción
interior de la célula, alrededor de los 0.5 V.
Potencia pico, Wp
Es la potencia eléctrica máxima que puede suministrar una célula, y quede determinada
por el punto de la curva I-V donde el producto de la intensidad producida y la tensión es
máximo. Todos los restantes puntos de la curva generan valores inferiores de dicho
producto.
Factor deforma, FF
Se define mediante la expresión:
FF= (Ip Vp)/(Icc Vca)
Evidentemente, el FF siempre será un valor más pequeño que la unidad, y la célula solar
será tanto mejor cuanto más se aproxime el valor del factor de forma a dicha cifra.
Normalmente, en las células comerciales el FF está comprendido entre 0.7 y 0.8,
teniendo las de silicio monocristalino, por regla general, mejor valor que las fabricadas
con silicio policristalino.
El factor de forma resulta ser un parámetro de gran utilidad práctica, ya que al ser
comparado con el de otro tipo de célula nos da una idea de la calidad relativa de una
célula con respecto a otra.
Eficiencia de conversión o rendimiento
Por último, otro parámetro que define la calidad de una célula fotovoltaica es el
rendimiento o eficiencia de conversión (a), representado por la siguiente fórmula:
n= Wp/Wx
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donde W, (potencia pico) es igual al producto de la intensidad pico (I) por la tensión
pico (Vr), representada en la figura 3 por el rectángulo rayado, y Wr es la potencia de
radiación incidente sobre la superficie de la célula solar.
Para conocer bien el funcionamiento de una célula fotovoltaica debemos tener presentes
dos conceptos fundamentales:
a) La tensión en bornes de una unión p-n varía en función de la temperatura, pero a un
determinado valor de esta última, dicha tensión es constante.
b) La corriente suministrada por una célula solar a un circuito exterior es proporcional a
la intensidad de la radiación y a la superficie de la célula.
Los gráficos nos muestran claramente estos conceptos, tal corno se puede apreciar en la
figura 4, ya que observamos que si mantenemos una iluminación constante y variamos
la temperatura, la curva inicial se va desplazando a la vez que la tensión de circuito
abierto va haciéndose más pequeña.
En el gráfico de la figura 5 vemos que si mantenemos la célula a una temperatura
constante y disminuimos la radiación incidente, obtenemos unas corrientes de
cortocircuito cada vez menores, pero que están relacionadas proporcionalmente con las
iluminaciones.
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También puede apreciarse que la tensión de circuito abierto no ha variado
sensiblemente, lo que nos demuestra su estabilidad frente a los incrementos de la
iluminación.
Si ahora observamos el comportamiento de la tensión, corriente y rendimiento de
nuestra célula aunándolas en un solo gráfico, como el de la figura 6, obtenemos
deducciones muy interesantes, como que al aumentar la temperatura la tensión baja,
mientras que la curva correspondiente a la intensidad incrementa su valor en menor
proporción, lo que se traduce en un descenso del rendimiento. Podremos decir, en
consecuencia, que a medida que la temperatura a la que se encuentra la célula aumenta,
disminuye el rendimiento, produciéndose el efecto contrario, es decir, un aumento del
rendimiento, en función de temperaturas más bajas.
Dos parámetros definen lo comentado con respecto a la variación con la temperatura.
Son los llamados parámetros alfa (cr) y beta (/, que lógicamente son diferentes para
cada tipo de célula, aunque similares con relación a las tecnologías. Sus definiciones y
los valores típicos de los mismos para tecnología monocristalina son:
α: Variación de la intensidad de cortocircuito con la temperatura.
Valor típico = 0.63 mA/°C
β: Variación del voltaje de circuito abierto con la temperatura.
Valor típico = -2.3 mV/°C
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Proceso de fabricación de las células monocristalinas
Ciñéndonos al proceso de producción de las células solares monocristalinas. Podemos
distinguir dos pasos de fabricación: la elaboración y purificación del silicio y la propia
fabricación de la célula.
El silicio se obtiene principalmente de la sílice (óxido de silicio), de la que, por el
método de reducción, se extrae el silicio llamado de grado metalúrgico, que dispone de
una pureza del 98%. Que al no ser suficiente, ha de volverse a purificar hasta el extremo
de llegar a un valor del 99.9999%.
Este silicio puro, al que se le da el nombre de silicio de grado electrónico, es el
comúnmente utilizado para la fabricación de células. No obstante, se está investigando
en la obtención de un silicio denominado de grado solar, que no llegue a ser tan puro y
costoso como lo es el de grado electrónico, pero pueda sustituirlo con eficacia
reduciendo a la vez el coste.
Una vez obtenido el material adecuado por su pureza, comienza propiamente el proceso
de fabricación, que consiste en introducir el silicio al 99.9999% en un crisol junto con
impurezas de boro, para formar una masa fundida, llevando el conjunto a una
temperatura de 1400 oc aproximadamente. Una vez que todo el material se encuentra en
estado líquido, se dispone de una varilla cuyo extremo tiene un germen de silicio que, al
ponerse en contacto con la masa, da comienzo al proceso de solidificación del material.
Esta varilla tiene un movimiento rotativo y lentamente ascendente, de tal forma que va
solidificando un tocho metálico de un diámetro que corresponde a la velocidad de
ascenso y giro que se ha imprimido a
30
la varilla. Ésta es la razón por la cual la mayoría de las células solares tienen forma
circular. En el caso de querer hacerlas cuadradas, tendríamos que cortar los cuatro
trozos laterales hasta dejar el cuadrado inscrito en dicho círculo.
Una vez que se dispone del tocho de silicio monocristalino, se trocea en finas obleas
que posteriormente se convertirán en células solares. El corte se realiza mediante sierras
extremadamente precisas, obteniendo obleas de un espesor del orden de 0.3 milímetros.
En esta etapa se llega a desperdiciar en polvo hasta un 40 % del material, que puede ser
nuevamente reciclado aunque con evidentes pérdidas económicas para el producto final.
La siguiente fase consiste en restablecer los efectos perniciosos que se han producido
por el efecto del corte. Esto se realiza introduciendo las obleas en baños químicos que
restauran la capa superficial dañada, preparándola para los posteriores pasos.
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Los lingotes producidos por el método descrito anteriormente, denominado método
Czochralsky, suelen tener una longitud de un metro, y diámetros comprendidos entre 20
mm y200 mm. El tiempo invertido en la producción de uno de estos lingotes puede
llegar a ser de 8 horas.
Disponemos hasta ahora de una fina superficie de silicio dopado con una pequeña
cantidad de boro. El siguiente proceso consiste en la propia creación de la célula, mejor
dicho, de la unión p-n que formará la célula solar tal y cómo la podemos observar en la
realidad. Para ello, se la introduce en hornos especiales a una temperatura entre 800 °C
y 1000 °C durante un tiempo prefijado, y en una atmósfera que se encuentra cargada de
átomos de fósforo y que se va difundiendo sobre la cara de la oblea que se quiere dopar
con material n. La profundidad que alcanza la penetración de fósforo está en función de
la temperatura del horno y de la duración del proceso. De esta forma, disponemos de
una unión p-n creada en el interior de la oblea, que será capaz de producir corriente
eléctrica al incidir radiación.
Después de los procesos descritos anteriormente, la célula presenta una superficie que
rechaza aproximadamente el 33% de la radiación que pueda llegarle, dado su aspecto
metálico. Por este motivo se procede a la aplicación de una capa antirreflectante que
disminuya el valor rechazado a tan sólo un 10 % - 12 %, aumentando de esta manera la
eficiencia de la célula.
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Son diferentes los métodos aplicados para crear la capa antirreflectante, pero
generalmente se utiliza la evaporación al vacío, que consiste en una calefacción
eléctrica que evapora el material antirreflectante depositado previamente. Otro método,
cada vez más utilizado, consiste en la creación de pequeñas pirámides en la superficie
del material, que realizan una función de rebote del rayo incidente, de forma que gran
parte de la radiación penetre dentro del semiconductor.
Este método se denomina texturizado y se crea mediante reacciones químicas en la
superficie de la célula. Presenta grandes ventajas de coste, además de poderse realizar
tanto antes del dopado de fósforo corno después.
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Para poder hacer útil la energía que proporciona la célula solar una vez que se ilumina,
se la debe proveer de contactos eléctricos capaces de recolectar los electrones que se
liberan por acción de los fotones que contiene la luz. El diseño del dibujo sobre la
superficie de la célula es muy importante, ya que cuantos más contactos se pongan,
mayor cantidad de electrones serán capturados pero, en contrapartida, menor
iluminación llegará a la superficie activa, debido a que estos contactos no son
transparentes. Por tanto, se debe llegar a un compromiso entre las dos exigencias. Por
una parte, se debe permitir que la mayor superficie de la célula quede libre para recibir
la radiación, y simultáneamente se debe cubrir lo mejor posible ésta para recolectar la
máxima cantidad de portadores de carga.
Existe un sistema más costoso, pero también algo más efectivo, en el cual, mediante una
incisión de láser en la superficie de la célula, se introducen los contactos verticalmente,
en vez de horizontalmente. De esta forma, la superficie expuesta a la radiación es mayor
y ello se traduce al final en un aumento del rendimiento. Este sistema, cuya célula se
denomina comercialmente “Saturno”, se caracteriza principalmente y de una forma
visual, por no verse prácticamente los contactos, quedando su superficie de un color
muy homogéneo.
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El material de que están constituidos los electrodos, tanto frontal corno posterior, suele
ser una aleación de diversos metales, como son: la plata, el titanio, el paladio, el cobre,
el aluminio, etc., variando en función del tipo de célula solar que se fabrique. Por
ejemplo, tanto la técnica de creación de los contactos como los materiales empleados en
una célula de aplicación espacial, serán diferentes a los empleados en aplicaciones
terrestres, mucho menos comprometidas.
Los métodos para la consecución de contactos fiables son principalmente la
evaporización al vacío, el procedimiento electroquímico y el serigráfico. El primero
utiliza cañones electrónicos que crean el contacto aplicando las capas de diferentes
metales sucesivamente, sufriendo posteriormente un tratamiento térmico para que el
material penetre en la célula y realice un buen contacto eléctrico. Este método resulta
muy lento, lo que hace que no sea excesivamente competitivo pero sí de una gran
calidad.
El siguiente método, el electroquímico, es muy usado en la fabricación de componentes
electrónicos y se produce mediante la inmersión de la célula en líquidos controlados en
temperatura. Pueden utilizarse materiales como níquel y cobre, que son depositados en
capas diferentes, pasando posteriormente por un tratamiento térmico.
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Los procedimientos serigráficos quizá son hoy en día los más usados, dado su bajo coste
de producción, así como la facilidad de su automatización. Utilizan una pasta
conductora compuesta por plata, titanio, aluminio, etc., que se deposita por serigrafía en
la célula solar, la cual posteriormente se introduce en un horno que difunde el material
conductor en la superficie de la oblea. De esta forma y de dos pasadas (cara frontal y
posterior), queda lista la célula para la última fase, con la que se cierra el proceso de
fabricación de la misma. Esta consiste en efectuar las pruebas eléctricas para clasificar
sus características. Se realizan de una forma automática, analizando su respuesta de I-V
(intensidad-tensión), así como la respuesta espectral.
Últimamente y debido al gran desarrollo del sector fotovoltaico, los fabricantes de
células han introducido para la fabricación de módulos las células cuadradas. Estas
células, por ejemplo, se obtienen cortando un cuadrado con dimensiones de 10 cm x 10
cm sobre un tocho, crecido por el procedimiento Czochralsky, de un diámetro
aproximado de 141 mm. El resultado es una célula capaz de crear módulos mucho más
compactos, al evitar los intersticios producidos por la disposición de las células
redondas, aumentando sensiblemente el rendimiento por unidad de superficie del
módulo.
El módulo fotovoltaico
Lógicamente, y salvo muy pocas aplicaciones (juguetería, equipos didácticos, etc.), las
células se agrupan en lo que se denomina módulo o panel fotovoltaico, que no es otra
cosa que un conjunto de células conectadas convenientemente, de tal forma que reúnan
unas condiciones óptimas para su integración en sistemas de generación de energía,
siendo compatibles (tanto en tensión como en potencia) con las necesidades y equipos
estándares existentes en el mercado.
Normalmente, se habla de paneles de 6 V, 12 V y 24 V, si bien es cierto que su tensión
está por encima de las mencionadas, oscilando las potencias producidas entre los 2.5 W
y los 180 W.
Las células que integran un panel fotovoltaico deben estar comprendidas en un rango
muy estrecho en cuanto a sus parámetros eléctricos, para evitar las descompensaciones
que se producirían en el interior del módulo si unas generaran más corriente que las
vecinas. Precisamente por este motivo son de suma importancia las pruebas finales de
las células, dentro de su proceso de fabricación.
El módulo fotovoltaico consta de diversas capas que recubren a las células por arriba y
por abajo, con el fin de darles una protección mecánica, a la vez que además las
protegen contra los agentes atmosféricos, especialmente el agua, que puede llegar a ser
causante de la oxidación de los contactos, con lo cual las células quedarían inservibles
para la producción de energía.
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Los módulos fotovoltaicos tienen estructuras y formas muy variadas, según los
diferentes fabricantes. Podríamos hacer una división general diciendo que un módulo
puede estar formado por:
Cubierta exterior
Capa encapsulante anterior
Células fotovoltaicas
Capa encapsulante posterior
Protección posterior
Marco soporte
Contactos eléctricos de salida
Describiremos someramente las principales cualidades que deben presentar los
materiales que se usan para la fabricación de los módulos fotovoltaicos.
Cubierta exterior
Tiene una función eminentemente protectora ya que es la que debe sufrir la acción de
los agentes atmosféricos. Por este motivo, se suele utilizar vidrio en vez de siliconas
como hace algunos años, pues presentaban problemas de durabilidad. El vidrio,
especialmente el templado, presenta unas cualidades que confieren al módulo
fotovoltaico grandes ventajas respecto a otros tipos de materiales, ya que presenta una
buena protección contra los impactos a la vez que tiene una excelente transmisión a la
radiación del espectro solar.
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El cristal utilizado para la fabricación de módulos y paneles fotovoltaicos debe ser, en
su parte exterior, sumamente liso y capaz de no retener suciedad. No ocurre
normalmente así en la posterior, que está en contacto con el encapsulante, y es rugosa
con el fin de mejorar la penetración de la radiación y la adherencia con éste, donde están
embutidas las células.
Capas encapsulantes
Son las encargadas de proteger las células solares y los contactos de interconexión. Los
materiales utilizados (siliconas, EVA o etil-vinilo-acetileno, polivinilo butiral, etc.)
deben presentar sobre todo tina excelente transmisión a la radiación solar, así corno una
nula degradación frente a las radiaciones ultravioletas, ya que si no es así, puede
disminuir el rendimiento del módulo. El encapsulante debe cumplir también la misión
de proteger y amortiguar las posibles vibraciones e impactos que se puedan producir, así
como actuar de adhesivo entre las cubiertas posterior e inferior.
Protección posterior
Su misión consiste fundamentalmente en proteger contra los agentes atmosféricos,
ejerciendo tina barrera infranqueable contra la humedad. Algunos fabricantes utilizan
cristal, pero normalmente suelen emplearse materiales acrílicos, siliconas, TEDLAR o
EVA. Estos últimos materiales, cada día más usados, proporcionan unas características
inigualables, ya que son hasta 2300 veces menos absorbentes de la humedad que la
silicona.
Habitualmente suele tener color blanco, ya que esto favorece el rendimiento del panel,
debido a que al reflejar la radiación incidente entre los intersticios que dejan las células,
ésta se refracta en las rugosidades del vidrio en su parte interior, haciendo que incida de
nuevo sobre las células.
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Marco soporte
Es la parte que presta rigidez mecánica al conjunto y permite su inserción en estructuras
que agruparán a más módulos.
El marco suele ser de aluminio anodizado o acero inoxidable, y a veces puede aplicarse
un tratamiento especial para hacerlo aún más resistente al ambiente marino, que tan
perjudicial es para los metales.
Los marcos soporte deberán llevar los taladros necesarios para su anclaje a un bastidor,
evitando tener que ser manipulados posteriormente. Un marco no debe ser taladrado
bajo ningún concepto, ya que las vibraciones producidas pueden hacer estallar al cristal.
Algunos módulos llevan acoplados una toma de tierra, que deberá ser utilizada,
especialmente, si el número de unidades que van a ser instaladas es grande.
Contactos eléctricos
Son aquellos que nos permitirán acceder a la energía producida por el módulo
fotovoltaico. Las formas son variadas, pero normalmente suelen disponerse en una o
dos cajas de conexión de intemperie, con los contactos accesibles mediante tornillo,
clema, conector o cualquier otra forma de contacto eléctrico fiable. A veces,
especialmente si se trata de módulos de pequeña potencia. Se los dota de un cable de
salida de longitud suficiente e incluso de unos simples contactos de tornillo que
posteriormente se cubren mediante una protección de goma. Evidentemente, la
protección mediante caja de conexiones de intemperie resulta ser la opción más fiable y
duradera en el tiempo, además de poder incorporar en su interior ciertos elementos de
protección como los diodos de by-pass, que evitarían los desperfectos por sombras
parciales y que serán estudiados con más detenimiento en el capítulo 8.
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Fabricación de un módulo fotovoltaico
Una vez que se dispone de las células solares debidamente seleccionadas y agrupadas,
se interconexionan en serie para conseguir una tensión normalizada y, por tanto, fácil de
trabajar con ella. Generalmente se dispone de un total de 30 a 36 células, número que
variará en función del tipo y tensión de cada una.
Dispuesto el circuito eléctrico se depositan, por una parte, el cristal y una capa de
encapsulante, y por la contraria, otra capa de encapsulante y la de protección posterior.
Este conjunto es introducido en un horno especial para su laminación, donde se realizará
el vacío para hacer desaparecer toda bolsa de aire que pueda quedar en el interior.
Seguidamente se va aumentando la temperatura, de tal forma que el encapsulante
empiece a fundirse (ya que su punto de fusión es más bajo que el del resto de los
materiales), rodeando totalmente a células y contactos, a la vez que hace de adhesivo
con el cristal y la capa posterior, quedando el conjunto totalmente estanco. Una vez que
todas estas capas han formado un bloque compacto, se aplica el marco soporte mediante
goma butílica o silicona, para permitir sin problemas las dilataciones del conjunto por
efecto del calor.
El proceso siguiente consiste en incorporar las bornes de conexión y realizar las pruebas
finales del módulo, que permitirán clasificarlos por potencias para que, mediante algún
código, puedan ser identificadas a la hora de su instalación y, al igual que las células, el
conjunto de módulos presente características comunes que no permitan
descompensaciones entre los grupos serie-paralelo.
En la figura 16 puede apreciarse la gama de curvas 1- V que caracterizan a los módulos
solares que, como se puede ver, son iguales a las de una célula, con la salvedad de que
su tensión está multiplicada por el número de células en serie de que consta dicho panel.
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Normativa sobre módulos fotovoltaicos
Desde hace unos años, y debido al incremento en la utilización de los módulos
fotovoltaicos, se han desarrollado normativas de cualificación que, aun no siendo de
obligado cumplimiento para los Fabricantes, sí son una buena referencia de calidad para
los clientes, de tal forma que la práctica totalidad de las fábricas de módulos homologan
según estos estándares. La norma europea más avanzada al respecto es la EN 61215, por
la que se realizan pruebas a los módulos en las condiciones más adversas, que aseguren
el buen funcionamiento en el duro trabajo que les queda por desarrollar en su vida útil.
Los principales ensayos que se realizan a estos equipos son los siguientes:
-Inspección visual
-Medidas en las condiciones estándar (1000 W/m2, 25 °C, AM 1 .5)
-Ensayo de aislamiento eléctrico
-Medida de los coeficientes α y β
-Medida de la temperatura de operación nominal TONC
-Funcionamiento a la TONC
-Funcionamiento a baja irradiancia
-Ensayo de exposición en exterior
-Ensayo a la resistencia de formación de “puntos calientes”
-Pruebas de resistencia a la radiación ultravioleta (UV)
-Ensayo de ciclos térmicos (200 ciclos de 40 °C a +85 °C)
-Prueba de humedad/congelación
-Ensayo continuo de calor húmedo (1000 horas a 85 oc y 85 % de humedad relativa)
-Ensayo de resistencia al granizo
-Ensayo de carga mecánica
-Prueba de robustez de terminales
-Prueba de torsión
Como es lógico, después de cada prueba degenerativa se vuelven a medir los parámetros
eléctricos, con el fin de verificar que el estado del módulo está dentro de rango.
Calidad de los módulos fotovoltaicos
Los estándares de calidad con que se construyen los módulos fotovoltaicos son bastante
elevados, especialmente en aquellos casos que se acompaña una homologación bajo una
norma de calidad como las descritas anteriormente.
41
Realmente, la calidad está en función directa de los materiales empleados, si bien es
cierto que la manipulación y el almacenamiento de éstos deben ser controlados para
evitar degradaciones en el tiempo de vida útil de los módulos. No obstante, la mayoría
de los fabricantes acreditados y con experiencia dan a sus productos garantía de diez
años contra defectos de fabricación y disminución de potencia, lo cual hace pensar sobre
el alto grado de fiabilidad de los mismos.
A pesar de todo, se suele decir que un panel es mejor que otro por la medida de su
potencia, y éste es un punto absolutamente importante que requiere algún comentario.
En primer lugar, no existe una célula igual a otra, y por extensión no existe un módulo
igual a otro, siendo éste el motivo por el que los Fabricantes suelen dar una variación de
potencia de + 10 % para cada modelo, lo cual no quiere decir que uno sea mejor que
otro, sino que da más potencia.
Curiosamente, sin embargo, lo más importante no sería el análisis de la potencia del
módulo, sino su corriente eléctrica, que es lo que hará que una instalación esté bien o
mal equilibrada. Por tanto, un buen instalador fotovoltaico se preocupará de pedir a su
suministrador el rango de corrientes de los módulos que adquiera, con el fin de poner en
serie los de valores más próximos entre sí, ya que (le nada serviría colocar en una serie
de cuatro módulos, por ejemplo, tres que nos
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den 5 A y uno que dé 4.5 A, pues el resultado de dicha conexión sería que el grupo
constituido nos daría tan sólo 4.5 amperios. Este agrupamiento por la corriente de los
módulos es el más efectivo para conseguir buenos resultados prácticos en las
instalaciones, siempre y cuando la conexión sea en serie, ya que en el caso de ser sólo
en paralelo, no tendría especial relevancia, pues las corrientes se sumarían.
Vida útil de los módulos fotovoltaicos
Los datos expuestos sobre esta cuestión están referidos exclusivamente a las tecnologías
de silicio monocristalino y policristalino, no habiendo datos sobre otros tipos (le
materiales al no haberse comercializado en cantidad suficiente como para desarrollar
estudios teóricos y reales de su esperanza de vida, excepto el silicio amorfo que, como
ya Fue comentado anteriormente, tiene problemas de estabilidad de su potencia con el
tiempo.
Hablar de la vida (le un módulo fotovoltaico puede hacerse desde dos puntos de vista, el
simulado en pruebas de envejecimiento prematuro y el de la experiencia. Con el primero
de estos análisis, y después de pruebas exhaustivas de diversos laboratorios, todos
parecen coincidir en la afirmación de que la vida esperada de un módulo fotovoltaico,
sin reducción de rendimiento efectivo, se podría situar en los veinte años y que después
de éstos perdería progresivamente eficiencia, probablemente a un bajo ritmo. No
obstante, el análisis más razonable debería provenir de la experiencia práctica, que
indica que módulos con más (le veinte años de antigüedad están prácticamente como el
día de su instalación, desde el punto de vista eléctrico. De hecho, la frontera de los 30
años parece ser ya casi tina realidad, y más en el estado tecnológico actual, donde los
materiales que se incorporan son de mejor calidad que los utilizados en tiempos
pasados, así como los procesos constructivos que hoy día se emplean en la fabricación
de estos elementos.
En consecuencia, se puede afirmar que, a la vista de los datos de laboratorio y los
contrastados bajo funcionamiento en circunstancias reales, el módulo fotovoltaico tiene
una dilatada vida útil, mucho mayor que lo que en la actualidad se pide a prácticamente
la totalidad de los aparatos que nos rodean. Nadie espera que un automóvil nos dure
veinticinco o treinta años con un funcionamiento diario, o que nuestro televisor,
frigorífico y el resto de los electrodomésticos que nos rodean alarguen su existencia
durante tanto período de tiempo, cuando, por ejemplo, la estimación de vida para el
cálculo de la amortización de un repetidor de telefonía se evalúa en 15 años como
máximo.
43
Capítulo 3
Acumuladores
Conceptos generales
La energía solar llega a la Tierra de una forma variable no sólo respecto al día y la
noche, sino también a la época del año, condiciones meteorológicas, etc. Algunas de
estas variaciones son perfectamente predecibles, como las estaciones o la duración de la
noche, pero no ocurre así con la nubosidad, que es mucho más aleatoria, lo que hace
necesario la utilización de acumuladores o baterías capaces de alimentar el consumo
previsto inicialmente durante los días que dure la perturbación.
El acumulador o batería es un dispositivo capaz de transformar una energía potencial
química en energía eléctrica. Se compone esencialmente de dos electrodos sumergidos
en un electrolito donde se producen las reacciones químicas en los procesos de carga o
descarga.
La capacidad de un acumulador se mide en amperios-hora (Ah), para un determinado
tiempo de descarga. Si este tiempo es muy corto, la capacidad de la batería disminuye,
mientras que si el tiempo de la descarga aumenta haciéndose ésta lenta, la capacidad de
la batería aumenta.
Se define la capacidad como la cantidad de electricidad que puede obtenerse durante
una descarga completa del acumulador plenamente cargado.
Esta capacidad es el producto de la intensidad de descarga por el tiempo que ésta actúa,
calculada hasta que se alcanza la tensión final. En definitiva, si tenernos un acumulador
de 180 Ah medido a 10 horas de descarga, significa que el acumulador puede darnos 1 8
A durante 10 horas.
La misión principal del acumulador dentro de un sistema solar fotovoltaico consiste en
suministrar energía tal y como es demandada por la carga, independientemente de la
producción eléctrica del panel en ese preciso momento.
Cumple, por otra parte, una misión de fiabilidad, ya que también tiene la función de
poder alimentar a la carga durante varios días, cuando la producción del panel es baja
debido a las condiciones meteorológicas adversas.
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Al acumulador que ha de ser usado para aplicaciones solares se le debe exigir el
cumplimiento de tinas condiciones básicas, como son:
-Aceptar todas las corrientes de carga que suministre el panel solar.
-Mantenimiento nulo o mínimo.
-Fácil transporte e instalación.
-Baja auto descarga.
-Rendimiento elevado.
-Larga vida.
Se encuentran diferentes tipos de haterías en el mercado, pero fundamentalmente se
pueden hacer dos grandes grupos: las de níquel-cadmio (Ni-Cd) y las de plomo-ácido.
Las primeras presentan unas cualidades excepcionales, pero debido a su elevado precio
se usan con menos frecuencia.
Por el contrario, las baterías de plomo-ácido en sus diferentes versiones son las más
usadas para las aplicaciones solares, adaptándose a cualquier corriente de carga y
teniendo un precio razonable.
Seguidamente, comentaremos ambos tipos de acumuladores, así como diferentes
aspectos clave para la buena comprensión de sus características en las aplicaciones
fotovoltaicas.
Componentes y funcionamiento de un acumulador de plomo-ácido
Una batería de plomo-ácido está compuesta por los siguientes elementos básicos:
-Placa positiva, construida con dióxido de plonio (PhO).
-Placa negativa, formada por plomo esponjoso.
-Separadores, cuya misión consiste en separar las placas de diferente polaridad
aislándolas entre sí.
-Electrolito, constituido por una solución diluida de ácido sulfúrico.
-Carcasa, construida de polietileno o polipropileno, y encargada de alojar en su interior
los diferentes elementos descritos anteriormente.
-Terminales de conexión.
En la figura 1 de la página siguiente se pueden apreciar los efectos químicos que tienen
lugar en un ciclo de carga-descarga en una batería de plomo-ácido.
Como se observa, durante la descarga se produce un aumento de sulfato plúmbico y una
disminución progresiva de los elementos que componen las placas, tanto positiva como
negativa, así como una disminución de la concentración de ácido sulfúrico del
electrolito.
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Una vez que la batería ha llegado a su estado de carga bajo y se comienza la recarga, las
condiciones se van invirtiendo hasta restablecer las proporciones iniciales de cada
elemento, finalizando entonces la carga del acumulador.
Las placas están construidas con pasta de plomo, cuya cantidad determina la capacidad
de la hatería así como la profundidad de descarga a que puede ser sometida.
Cada vez que la batería se descarga. Esta pasta, al irse desprendiendo, pierde volumen.
Por este motivo, si la hatería debe responder a descargas muy profundas, sus placas
deben ser muy gruesas y estar formadas con pasta de plomo de alta densidad.
La vida de una batería de plomo-ácido llega a su fin normalmente por dos motivos
principales. Uno se produce al no haber suficiente pasta de plomo en las placas para
reaccionar con el electrolito, y el otro, por no existir suficiente electrolito para
reaccionar con el plomo.
Esto último puede ser paliado en parte utilizando mayor reserva de electrolito por medio
de una carcasa mayor, pero se deberá tener cuidado, si existe evaporación de agua, de
que la concentración de ácido no alcance valores peligrosos que puedan dañar al
acumulador.
En una carga, y particularmente en su fase final, el acumulador desprende gases de
hidrógeno y oxígeno, produciendo una pérdida de agua que forma parte del electrolito.
Esta pérdida de agua puede evitarse en parte utilizando tapones catalizadores que, en
vez de dar salida a los gases hacia la atmósfera, hacen que éstos pasen por sustancias
catalizadoras que los vuelven a convertir en agua. Permitiendo un menor mantenimiento
del acumulador.
Profundidad de descarga y vida útil del acumulador
Se denomina profundidad de descarga al valor de la carga, en tanto por ciento con
respecto a la total, que se ha sacado del acumulador en una descarga. Por ejemplo, si a
una batería de 200 Ah se le ha sometido a una descarga de 80 Ah, esto da como
resultado una profundidad de descarga del 40 % sobre la capacidad total de la batería.
Se pueden dividir los acumuladores en dos tipos principales (siempre refiriéndonos a los
de plomo-ácido): los de descarga superficial y los de descarga profunda.
Al primer grupo pertenecen aquellas baterías cuya descarga rutinaria se encuentra entre
el 10% y el 15% y esporádicamente pueden descargarse a valores más profundos (40% -
50%).
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Este tipo de batería utiliza generalmente placas planas de plomo con aleación de
antimonio, calcio, o una mezcla de estos dos componentes. A este grupo pertenecen las
baterías sin mantenimiento, que últimamente se están utilizando mucho en aplicaciones
fotovoltaicas ya que presentan notables ventajas, sobre todo en aplicaciones remotas
corno son repetidores, telemetría, etc. No obstante, este tipo de baterías debe utilizarse
con suma precaución a la hora de hacerlas trabajar en grandes descargas, ya que su vida
se acortaría mucho, llegando a su destrucción total en pocos meses.
El otro grupo de baterías, las de descarga profunda, lo forman aquellas que permiten sin
deterioro muy apreciable descargas de hasta el 80% de su capacidad. Fijando su
descarga media en un 20% -25 % en su uso diario. Los acumuladores de ciclo profundo
incorporan bien placas planas o bien placas tubulares.
En las baterías de placas planas, tanto el positivo como el negativo son rejillas
empastadas, pero la placa positiva está envuelta con otras placas de cristal esterado, para
retener la pasta de material activo que cae de la rejilla durante el ciclo de carga-
descarga.
En las baterías de placas tubulares, la placa positiva está formada por un sistema de
tubos porosos que contiene cada uno un conductor central rodeado por material activo,
mientras que la placa negativa es igual a la que utilizan las baterías de placas planas.
Las baterías de placas tubulares tienen la ventaja sobre las de placas planas de que
suelen tener mayor capacidad y duración. Como se ha visto anteriormente, la capacidad
de una batería disminuye a medida que la descarga que se le aplica es
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más rápida. En la figura 3 se puede apreciar que con un régimen de descarga de 0.33 A,
se llega al valor de 1.8 Ven 100 horas, mientras que si descargamos a 1.37 A, el mismo
voltaje se consigue en tan sólo 20 horas, lo que indica que en el primer caso se
obtendría una capacidad de 33 Ah y en el segundo caso, de tan sólo 27.4 Ah. Esto
demuestra que si la descarga se produce en un período largo, representará una
profundidad de descarga menor que si se realiza en un período corto, ya que la
capacidad del acumulador aumentaría en función del tiempo que durara la descarga.
Directamente relacionada con la profundidad de descarga está la vida de una batería.
Esta se expresa en ciclos, que se definen como el número de veces que se produce una
carga-descarga. La vida de una batería depende también del espesor de las placas y de la
concentración del electrolito, pero fundamentalmente está marcada por la profundidad
de cada descarga, ya que, como se puede apreciar en las figuras 4 y 5, cuanto más
profunda sea la descarga, el número de ciclos se hace menor y se llega antes al fin del
acumulador.
Si comparamos los dos gráficos, observamos la diferencia que existe entre una batería
de ciclo profundo y una de ciclo superficial, pues veremos que para una profundidad de
descarga del 40%, la de ciclo profundo puede soportar 3300 ciclos, mientras que la de
ciclo superficial, tan sólo 400. No obstante, se debe aclarar que son valores teóricos y
que existen otros factores que pueden alterar estas cifras notablemente.
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Carga del acumulador
Todas las baterías están compuestas por elementos de 2 V nominales y una capacidad
que dependerá del modelo y tipo de placas utilizadas. Después de su fabricación se
venderán comercialmente como elementos sueltos para interconexionar entre sí, o bien
ya conectados y presentados como un bloque, en tensiones de 12 ó 24 V normalmente.
No obstante, hablaremos de la carga de los acumuladores en su versión básica, esto es,
por elemento de 2V.
En un elemento de plomo—ácido la tensión varía según el estado (le carga, el peso
específico del electrolito y, desde luego, según esté sufriendo una carga o una descarga.
El voltaje de circuito abierto en tina batería cargada es de 2. 14 V a 25c y el peso
específico de electrolito, de 1300.
Dado que todas las baterías sufren una autodescarga, necesitan una pequeña corriente de
mantenimiento para conservarlas completamente cargadas incluso cuando no están
trabajando. En la práctica esta corriente es suministrada por el panel, siendo el voltaje
de alimentación de unos0.2 V por encima del voltaje de circuito abierto del elemento
acumulador. En definitiva, se necesita una tensión de flotación de 2.34 V para
mantenerla completamente cargada.
Un elemento que ha sido descargado puede llegar a un estado de plena carga con la
tensión mencionada anteriormente, pero tardaría bastante tiempo. Por lo tanto, para
hacer que una batería cargue más rápidamente se necesitará un voltaje (le carga mayor,
que oscilará entre los 2.60 y 2.65 V/elemento, siendo el tiempo empleado función de la
intensidad que se le pueda proporcionar.
Se ha de tener en cuenta que, aproximadamente entre los 2.35 V y los 2.40 V, el
elemento acumulador empieza a gasificar. Este hecho no es demasiado
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perjudicial en las baterías de placas tubulares (ya que, de lo contrario, podría
estratificarse el electrolito y dañar las placas), pero representa una pérdida de agua que
debernos compensar realizando un mantenimiento periódico.
También es cierto que no podemos permitir una sobrecarga Fuerte en el acumulador, ya
que nos llevaría a una disminución (le la vida útil del mismo, siendo por este motivo por
el que se usan diversos dispositivos que anulan o limitan la corriente de carga del panel
fotovoltaico, evitando así una sobrecarga en el acumulador. A estos dispositivos se les
denomina reguladores de carga.
Efecto de la temperatura. Congelación
La temperatura está estrechamente ligada a la tensión de carga, ya que el voltaje se
deberá incrementar a medida que desciende la temperatura, y viceversa.
En la curva del voltaje de carga recomendado para aplicaciones fotovoltaicas, en una
batería sin mantenimiento de ciclo superficial, se puede observar que para una
temperatura de unos 25°C el voltaje máximo de carga para una batería de 12 V sería de
14 V, en cambio, para 15 °C pasaría a ser de 14.5 V y para 38°C, de 13.7 V.
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Según lo anterior, y manteniendo una tensión constante, ocurriría que si aumentara la
temperatura se sobrecargaría la batería, y si disminuyese, no se llegaría a cargar
plenamente.
Algo parecido ocurre con la capacidad del acumulador. Si la temperatura .aumenta, la
capacidad se incrementa y si disminuye, decrece.
En la tabla 1 puede verse la capacidad retenida por un acumulador en función de la
temperatura a la que se encuentra.
Un fenómeno particularmente Importante en el uso de los acumuladores, y con el que se
debe tener cuidado, es la congelación del electrolito que contiene el acumulador. El
ácido sulfúrico actúa corno un anticongelante. Cuanto más fucile es el ácido, más bajo
es su punto de congelación. A plena carga es muy improbable (Pie una batería llegue a
la congelación, dado que la densidad del electrolito es elevada. Pero no ocurre esto
cuando el acumulador ha sufrido una descarga y la densidad ha bajado, en cuyo caso, el
punto de congelación puede estar cercano a la temperatura ambiente si el frío es intenso.
Como resumen a lo expuesto, podemos decir que una batería que puede llegar a estar
sometida a temperaturas mantenidas inferiores a 0°C, deberá calcularse con mayor
capacidad de la requerida, para de esta forma, disminuir la profundidad (le descarga y,
por lo tanto, mantener la densidad del electrolito lo más elevado posible, evitando así su
congelación. Este aumento de la capacidad del acumulador que va a funcionar con
temperaturas bajas, abunda en lo expuesto anteriormente
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sobre la disminución de la capacidad por efecto de la temperatura, pues una batería que
funciona con temperaturas medias de 0 °C, tan sólo nos va a proporcionar el 72% de su
carga medida a 25 °C, que es como se nos presenta en catálogo.
El acumulador solar. Dimensionado
Dado que en la mayoría de las aplicaciones fotovoltaicas va a ser preciso la utilización
del acumulador, éste deberá cumplir unos requisitos básicos que aseguren el correcto
funcionamiento del sistema. Estos son:
-Garantizar el suministro en las horas en que no existe insolación.
-Asegurar la estabilidad de la tensión para el buen funcionamiento de los equipos que
alimenta el grupo solar.
-Proveer de energía a la carga cuando se presentan días con bajo nivel de radiación.
El acumulador solar difiere de otros tipos de acumuladores básicamente por las bajas
intensidades de descarga. Es normal especificar la capacidad de un acumulador solar en
un tiempo de 100 horas, dado que en muchos casos se habla de autonomías de cinco o
más días. Por tanto, la descarga se produciría en 24>< 5 120 h. Por este motivo
precisamente los acumuladores de arranque no prestan buenos servicios en aplicaciones
fotovoltaicas, ya que su diseño se ha previsto para unas descargas fuertes durante corto
tiempo y no para descargas pequeñas en un largo plazo.
Fundamentalmente, existen dos tipos de acumuladores idóneos para aplicaciones
solares: los estacionarios de plomo-antimonio (Pb-Sb) y los de plomo- calcio (Pb-Ca).
Los primeros se encuadran dentro del tipo de ciclo profundo, por lo que deben ser
usados en aquellas aplicaciones en que la descarga pueda llegar a límites bajos de una
forma obligatoria y, en general, donde el ciclo diario supere el 15% de la capacidad de
la batería. No obstante, ofrecen un buen funcionamiento en todos los casos, presentan
una vida elevada y en algunos modelos se incorpora una gran reserva de electrolito que
hace su mantenimiento menos constante.
Otro tipo de acumulador solar es el constituido por una aleación en las placas de Pb-Ca.
Estos acumuladores presentan en algunos de sus modelos la ventaja de no tener
mantenimiento, hecho que es particularmente importante en aquellas instalaciones
remotas o de difícil acceso. A diferencia de los estacionarios, que se presentan
generalmente en elementos de 2 y, los de Pb-Ca suelen construirse en tipo monobloc de
12 V y con unas capacidades máximas de 150 Ah (a 100 h), lo que los hacen
interesantes para pequeñas instalaciones donde el ciclo de descarga diario no supere el
10% y, en emergencias, el 50% como máximo. La autodescarga
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de las baterías de Pb-Ca es considerablemente más baja que en las de pb-sb. Aunque
este dato, salvo algunas excepciones, no es muy importante, ya que en los sistemas
fotovoltaicos que utilizan baterías, éstas casi siempre se encuentren en carga o en
descarga, lo que hace anular en parte el efecto de la autodescarga.
Resumiendo, se puede decir que las baterías fotovoltaicas cuya aplicación se destine a
descargas profundas deben ser, sin lugar a dudas, del tipo estacionario, al igual que en
aquellos otros casos donde la capacidad sea elevada, pues s dispusiéramos una gran
cantidad de pequeñas baterías disminuiríamos excesiva mente la fiabilidad del conjunto.
Por el contrario, si la instalación fotovoltaica es de pequeña dimensión o bien el
mantenimiento es muy difícil, no sólo en el costo sino en facilidades de acceso, la
decisión se decantaría hacia las haterías sin mantenimiento, cuidando siempre (le que
las descargas no sean excesivamente profundas para evitar el envejecimiento prematuro
del acumulador.
Los datos necesarios para un diseño adecuado del acumulador integrado en un sistema
fotovoltaico serían los siguientes:
-Tensión de de funcionamiento.
-Descarga máxima al final de los días de autonomía. Temperatura media de
funcionamiento.
-Temperatura mínima.
-Días consecutivos en los que se pueden producir bajas temperaturas.
-Tipo de regulador usado.
-Facilidad de acceso de montaje y mantenimiento del acumulador en el lugar
de la instalación.
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Con estos datos básicos podremos calcular la capacidad y número de elementos
necesarios, así como definir el porcentaje de descarga diario y en cada época del año en
que se va a producir, sabiendo de esta forma, por lo menos aproximadamente, la vida de
la batería en ciclos según la curva proporcionada por el fabricante.
El acumulador de gel
Desde hace unos años, algunos fabricantes de acumuladores han desarrollado un tipo de
baterías sin mantenimiento con unas características similares a las estacionarias
tradicionales, tanto por la clase de materiales utilizados como por las prestaciones que
ofrecen. La razón de que no precisen mantenimiento se debe al hecho de estar dotadas
de un electrolito en forma de gel, que las hacen muy idóneas para el uso en sistemas
fotovoltaicos.
Tienen los acumuladores estacionarios de gel una característica muy interesante en los
sistemas fotovoltaicos: la facilidad y seguridad en el transporte, así como su versatilidad
en cuanto a la disposición final, ya que pueden ponerse en cualquier posición sin
pérdida de electrolito como ocurre en los tradicionales. Estas características los hacen
muy interesantes para algunas instalaciones de difícil acceso.
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Funcionamiento:
A diferencia de las baterías de plomo-ácido, en las que se produce una pérdida de agua
durante el ciclo de carga, en las baterías de gel se recombina el oxígeno liberado por las
placas positivas con el hidrógeno, a través del electrolito, y por reacción electroquímica
se convierte en agua. De esta manera se hace innecesaria la adición de agua durante toda
la vida de la batería.
Componentes:
Placas positivas
Constituidas por una serie de tubos de poliéster, material resistente al ácido y de alta
porosidad, que sirven de soporte a una gran cantidad de materia activa formada por
óxido de plomo de esmerada elaboración.
Placas negativas
Son del tipo empastado, formadas por una rejilla de aleación de plomo que sirve de
soporte eficaz a la materia activa por su especial diseño. Su rendimiento es equivalente
al de las placas positivas a las que acompaña.
Separadores
Son de plástico microporoso inalterable a la acción del ácido sulfúrico y de una elevada
porosidad.
Terminales
Por su diseño deben de eliminar toda posibilidad de corrosión y garantizar la absoluta
estanquidad entre el interior y exterior del elemento.
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Recipiente y lapa
De plástico de alta resistencia a impactos e inalterables al ácido. Deberían incorporar
válvulas de seguridad para facilitar la salida de gases al exterior en caso de sobrepresión
producida por una carga incorrecta.
Electrolito
Constituido por una solución de ácido sulfúrico que se presenta en forma de gel debido
a la adición de una sílice especial.
El acumulador de níquel-cadmio
Los acumuladores de níquel-cadmio (Ni-Cd) o alcalinos se diferencian de los de piorno
fundamentalmente por los cuatro motivos siguientes:
a) Puesto que el acumulador de Ni-Cd tiene una resistencia interna más baja, presenta
una disponibilidad muy grande para soportar descargas elevadas y esto hace que su
capacidad pueda ser menor para realizar el mismo trabajo que un acumulador de plomo.
Si en una determinada aplicación fotovoltaica se necesitase, con batería de plomo, una
capacidad de 200 Ah, de los cuales se descargarían 120 Ah (60 %), su equivalente en
Ni-Cd necesitaría una capacidad total de unos 140 Ah, puesto que podría soportar
descargas de hasta el 85 % -90% de su capacidad total.
b) La tensión por elemento en descarga se mantiene mucho más estable, y tan sólo al
final de la descarga (85%-90%) cae hacia valores más bajos que el nominal.
c) El acumulador de Ni-Cd presenta una vida mucho más larga que los de plomo, a
igualdad de ciclos de trabajo.
d) Puede resistir temperaturas más bajas que el de plomo e incluso la congelación de su
electrolito, ya que una vez que éste se deshiele, la batería podrá trabajar otra vez con
normalidad. Como ejemplo, se puede decir que a una temperatura de 20°C, la capacidad
disponible es del 75%, comparada con el 50% de una de plomo.
La batería de Ni-Cd presenta, además, otras características que si bien no son de suma
importancia, hacen de estos elementos unos buenos útiles de trabajo. Por ejemplo,
puede soportar el cortocircuito sin que la batería se deteriore. También puede soportar la
falta de agua de su electrolito, dejando tan sólo de funcionar temporalmente hasta que se
le añada.
En un acumulador alcalino el mantenimiento puede llegar a espaciarse hasta diez años si
su construcción y características son las adecuadas, presentando, con
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este hecho, unas incalculables ventajas para la aplicación fotovoltaica en lugares 1
remotos o difícilmente accesibles.
La autodescarga se sitúa entre el 0. 1 % y 0.2 % diario, lo que representa del 3% o al
6% mensual.
Otra característica importante es la ausencia de gases corrosivos en la caiga de los
acumuladores, hecho que beneficia la inclusión de los mismos en el armario o donde
están los equipos electrónicos a los cuales puede alimentar.
Obviamente, no todo podían ser ventajas en los acumuladores de Ni-Cd. y como es
lógico, éstos presentan un gran inconveniente que hace raro, por el momento, su uso en
aplicaciones fotovoltaicas, y éste es su precio, que puede suponer hasta tres veces más
que su equivalente en plomo.
Composición y funcionamiento de un acumulador de Ni-Cd
La tensión de cada elemento de una batería de Ni-Cd es de 1.2 V nominales, en vez de
los 2 V por elemento de plomo. Según esto, una batería de 12 V nominales tendrá que
estar formada por diez de estos elementos unidos en serie. l proceso electroquímico de
un acumulador de Ni-Cd se basa en la construcción (le una placa positiva, formada por
hidróxido de níquel, y una negativa de óxido o hidróxido de cadmio. Estas dos placas se
encuentran inmersas en un electrolito que forma parte del proceso químico como
conductor, y que suele ser una disolución acuosa al 20% de hidróxido de potasio con
otros elementos.
Durante la descarga el oxígeno pasa de la placa positiva a la negativa, dando lugar a
óxido de cadmio. Es durante la carga cuando el oxígeno vuelve a pasar (le la placa
negativa a la positiva.
Como ya se ha explicado, en todo el proceso anterior el electrolito juega un papel de
mero conductor, puesto que su densidad permanece invariable durante la reacción
química que tiene lugar. Es por este motivo por el que el electrolito apenas sufre, todo
lo contrario que en las baterías de plomo. Otra característica de este tipo de electrolito es
que no es peligroso, ya que no es ácido y además no produce el típico fenómeno de la
sulfatación.
Las materias activas se encuentran en las placas en forma de polvo, contenidas en bolsas
de fleje de acero perforado. Las placas positivas y negativas están separadas de tal
forma, que las burbujas de gas que se desprenden al final (le la descarga ascienden
libremente a lo largo de la placa ejerciendo una libre circulación del electrolito, lo que
evita la formación de puentes entre las placas, que son la causa de su cortocircuito.
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La superficie de las placas es de vital importancia para el posterior funcionamiento del
acumulador, ya que cuanto mayor es la superficie de éstas, mayor es el poder de
descarga. El poder de descarga se define como la intensidad de corriente que un
elemento puede proporcionar bajo unas determinadas condiciones sin que la tensión
baje del valor adecuado.
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De esta forma pueden construirse baterías de alta capacidad utilizando pocas placas, o
bien, haterías de menor capacidad pero con un gran poder de suministrar puntas
elevadas de intensidad, si se utiliza la misma materia activa pero distribuida en un
mayor número de placas.
Baterías herméticas
Se dan, en algunas ocasiones, casos en los que los consumos son muy bajos o el tiempo
de duración de éstos es muy corto. En estas circunstancias, al hacer el cálculo del
sistema fotovoltaico, resulta una capacidad de batería muy pequeña que puede ser muy
bien cubierta con los diversos modelos de baterías herméticas.
Las baterías recargables de este tipo pueden ser de plomo o níquel-cadmio,
prácticamente con las mismas características descritas en las páginas anteriores. No
obstante, existen pequeñas diferencias que resumiremos seguidamente:
-Son totalmente herméticas, no existiendo peligro de pérdida de electrolito.
-Están libres de mantenimiento a lo largo de su vida útil.
-Funcionan en cualquier posición, lo que reporta grandes ventajas a la hora de su
ubicación.
-No emiten gases, gracias al sistema de recombinación que incorporan.
-Amplio rango de temperatura, ya que existen modelos que pueden trabajar durante la
descarga y la carga entre 60°C y +60°C.
-Amplia resistencia mecánica a choques y vibraciones.
Estas baterías tienen, por su tamaño y características, una vida útil bastante discreta, ya
que pueden conseguir hasta 1600 ciclos a una profundidad de descarga del 25%. Para
una descarga del 60% pueden alcanzar los 700 ciclos.
Se pueden encontrar en diversos formatos, desde los elementos de 2 V hasta los
monoblocs de 4 V, 6 V y 12 V para las de plomo.
Las capacidades oscilan desde los 0.5 Ah a los 65 Ah, aunque últimamente están
apareciendo de hasta 300 Ah, que pretenden ocupar un puesto en aquellas instalaciones
donde el mantenimiento puede ser crítico.
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Capítulo 4
Reguladores de carga
Corno ya se ha visto anteriormente, los módulos Fotovoltaicos tienen una tensión
nominal superior a la tensión nominal de las baterías o acumuladores usados en las
instalaciones. Este hecho es debido fundamentalmente a dos causas:
-La tensión nominal del panel debe ser más elevada, para paliar la disminución que se
puede producir debido al aumento de temperatura.
-La tensión a circuito abierto del panel fotovoltaico debe ser siempre mayor que la
tensión máxima de batería, para poder cargarla adecuadamente. Como se ha estudiado
en el capítulo anterior, para alcanzar un pleno estado de carga en una batería de 1 2 V
nominales, necesitamos una tensión mínima de 14 V (2.34 V por elemento de batería).
La misión del regulador se centra, por lo tanto, en evitar que, debido a una sobrecarga
excesiva proporcionada por el panel, éste pueda en algún momento causar perjuicios al
acumulador, acortando la vida del mismo.
En definitiva, el regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del
acumulador a la vez que limita la tensión de la batería a unos valores adecuados para el
mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías.
La misión del regulador de carga es de suma importancia en la mayoría de los casos, ya
que estamos trabajando con una fuente de energía totalmente variable y estacional.
Supongamos, por ejemplo, un consumo fijo durante todos los días del año.
Si calculamos el número de módulos solares necesarios, lógicamente deberemos tomar
como base la radiación invernal para asegurar el correcto funcionamiento del sistema en
la peor época. Sin embargo, esto nos da pie para pensar que, cuando llegue el verano, el
valor de la radiación pueda duplicarse, por lo que la producción sería el doble a la
calculada para la estación invernal y, por el contrario, el consumo sería el mismo.
De no existir un sistema regulador, se produciría un exceso de corriente que sería capaz
de hacer hervir el electrolito, con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo
acumulador, al no estar limitada la tensión.
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Habitualmente, el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la
medida de la tensión en bornes, usando los datos proporcionados por los diferentes
fabricantes, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. De esta forma, el
circuito de control del regulador de carga sabe cuándo éste debe empezar a actuar
limitando la corriente proporcionada por el grupo fotovoltaico.
Esencialmente, existen dos grandes grupos de reguladores: los de tipo shunt o paralelo y
los de tipo serie. La misión en ambos casos es la misma, y se diferencian en la forma de
trabajo y prestaciones de cada uno de estos elementos. Seguidamente comentaremos el
funcionamiento de estas dos clases de reguladores básicos.
Regulador shunt
El método tradicional de controlar la carga de las baterías en los sistemas eléctricos
solares es el regulador en shunt. Los dispositivos de este tipo, colocados en paralelo con
el grupo solar y el sistema de baterías, detectan la tensión de los bornes de la batería, y
cuando ese potencial alcanza un valor establecido de antemano, crean una vía de baja
resistencia a través del grupo solar, derivando con ello la corriente y apartándola de las
baterías.
Un diodo en serie, situado entre el regulador en derivación y la batería, impide que la
corriente del acumulador retome a través del regulador o del grupo solar. Como el
sistema al que se está dando energía toma corriente de la batería, su tensión en los
bornes descenderá hasta que se desconecte el regulador en derivación y se reanude la
carga.
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Los reguladores del tipo shunt han de disipar toda la corriente de salida del grupo solar
cuando el sistema de baterías alcanza el estado de plena carga. Esto resulta una tarea
razonable cuando los sistemas eléctricos solares son pequeños. Pero con los grandes
sistemas se requieren disipadores térmicos de grandes dimensiones o disipadores
menores múltiples, lo que conduce a problemas de habilidad y de coste elevado.
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Este tipo de reguladores, muy utilizado en los inicios del desarrollo de los módulos
fotovoltaicos, está hoy día en desuso, ya que el avance en los microprocesadores y la
electrónica en general ha facilitado el diseño de equipos más compactos y con más
prestaciones que las que ofrecían aquéllos, todo ello con un coste mucho más contenido
y la posibilidad de alojarlos en cajas estancas, cosa que no se podía hacer en el caso de
los reguladores shunt. Puesto que disipan calor y en consecuencia debe dejarse una
salida para su evacuación.
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Regulador serie
Corno se ha comentado, la tradicional forma de regular la corriente que proviene del
panel solar por medio de un regulador tipo shunt, ha dejado paso, de Forma casi
universal, a la utilización de los reguladores serie. Estos se basan lógicamente en el
concepto de regulación en serie, en la que el grupo solar se desconecta del sistema de
baterías cuando se logra un estado de plena carga. En otras palabras, este sistema es
equivalente a un interruptor conectado en serie que proporciona una vía de baja
resistencia (de decenas de miliohmios) desde el grupo solar al sistema de baterías
durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo y la batería cuando ésta se
encuentra plenamente cargada.
En el regulador serie que utilice relé electromecánico no se disipa nada de energía en
ninguno de los estados, porque cuando está en la posición cerrado no hay caída de
tensión en el interruptor y cuando se encuentra en posición abierto no hay paso de
corriente. La única potencia consumida es la requerida para el propio funcionamiento de
los circuitos de control y, en su caso, la producida por la caída de tensión en el diodo de
bloqueo, si se le dota de este elemento al regulador.
Los primeros reguladores serie que se empezaron a usar utilizaban relés
electromecánicos, pero a medida que se avanzaba en el empleo de los sistemas
fotovoltaicos y las potencias y tensiones de trabajo eran mayores, se derivó el uso a
relés de estado sólido, que evitaban los considerables tamaños y consumos de las
bobinas que necesitaban para su funcionamiento los relés tradicionales, así como la
destrucción prematura de sus contactos, especialmente en tensiones de trabajo de más
de 24 y, debido a los arcos voltaicos que es capaz de producir la corriente continua en
estos valores.
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Después de lo expuesto, se deduce que la calidad de un regulador serie está
definitivamente ligado a la calidad del relé que utiliza, que es lo que dará una vida
prolongada a este equipo. Hoy en día la práctica totalidad de reguladores serie utilizan
relés de estado sólido, con una circuitería de control más o menos sofisticada que hará
que sus funciones sean más o menos avanzadas en cuanto a regulación de carga se
refiere. Si enumerarnos las funciones mínimamente necesarias para que un regulador de
carga tipo serie, con uso en sistemas fotovoltaicos, sea válido a los requerimientos de
carga tecnológicamente disponibles en la actualidad, deberíamos exigirle como mínimo
los siguientes condicionantes:
-Relé de estado sólido, de elevada fiabilidad de funcionamiento en el tiempo.
-Selección automática de la tensión de entrada, como mínimo en valores estándar de 12
V y 24 y nominales.
-Sistema de regulación en frises diferenciadas, que nos proporcionen una carga
adecuada de los acumuladores, evitando el “todo” o “nada” de los primeros reguladores
serie que usaban relés tradicionales. Esto se consigue mediante el uso de
microcontroladores que implementa una variación en las tensiones de carga que mejora
sustancialmente el nivel de carga de los acumuladores, llegando incluso a la carga
completa y equilibrada del 100 %.
-Variación de los niveles de carga con la temperatura, mediante un sensor externo o
interno que modifique dichos niveles en función de la temperatura ambiente a que se
encuentre el acumulador, asegurando de esta forma una carga adecuada a la batería y
evitando la falta de carga o la sobrecarga por variaciones de la temperatura. Esta
función es especialmente importante en países donde la diferencia de temperatura entre
el invierno y el verano es considerable.
En resumen, los reguladores serie utilizados hoy en día para el control de carga de la
batería de acumuladores nos aseguran un eficaz trabajo y una mayor vida de los
sistemas fotovoltaicos. En la medida que el sistema de regulación realice fases de carga
diferenciadas, podremos asegurar un mayor y mejor nivel de carga, lo cual redundará,
sin duda, en el mejor aprovechamiento de los recursos de almacenamiento del
acumulador y, como consecuencia, en una mayor disposición de energía útil.
Describiremos seguidamente un sistema de regulación de la carga utilizado con gran
éxito y desarrollado en colaboración con los fabricantes de baterías.
Básicamente consta de dos fases, con una actuación variable en la segunda dependiendo
de la historia reciente de la instalación, obtenida gracias a los datos almacenados en el
microprocesador que incorpora, como luego veremos.
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La primera fase consta de una carga profunda donde toda la corriente que puedan dar
los módulos fotovoltaicos fluye directamente a la batería, hasta alcanzar una tensión
final de carga. Esta tensión depende de varios factores, como son la temperatura, la
diferencia de intensidad de carga y descarga, la capacidad del acumulador y el valor de
tensión prefijado. Los dos primeros los calcula y ajusta el propio regulador, mientras
que los otros dos deben ser introducidos por el instalador en el momento del montaje, ya
que de no ser así, el propio regulador tomara los ya ajustados previamente por el
fabricante como valores estándar.
Esta carga profunda que realiza el regulador, hasta un valor de tensión calculado en
función de los parámetros mencionados anteriormente, da paso a la denominada fase de
flotación, donde el microprocesador establece unos valores máximo y mínimo de
tensión, entre los cuales el relé de estado sólido va abriendo y cerrando el circuito de
conexión entre el panel solar y el acumulador, para terminar con éxito el proceso de
carga. Dichos valores máximo y mínimo son ajustados automáticamente por el
microprocesador en función del estado de carga que ha alcanzado la batería en los días
anteriores, de tal forma que son más altos cuanto menor fuera el estado de carga y más
bajos en el caso contrario. Con esta actuación diferenciada se consigue que baterías que
han estado sometidas a grandes descargas pasen por un período de igualación en su fase
final de carga, y viceversa, que instalaciones que no se usaron apenas no se las
sobrecargue y produzcan gases innecesarios que acorten los períodos de mantenimiento
de dichos elementos.
Toda esta explicación puede ser más comprensible a la vista del gráfico de la figura 7.
Una vez que la tensión del sistema alcanza el valor de tensión de salida de flotación, el
ciclo vuelve a empezar.
69
Módulos fotovoltaicos autorregulados
También existen en el mercado fotovoltaico paneles solares que no necesitan usar
regulador de carga. Este hecho proporciona múltiples ventajas en coste y fiabilidad, ya
que tan sólo trabajan los dos elementos más robustos: el panel y la batería.
La curva de carga de un módulo fotovoltaico autorregulado tiene que cumplir el
requisito básico de lograr un grado elevado de carga en la batería, disminuyendo
entonces la corriente producida hasta un mínimo de mantenimiento. De esta forma, se
consigue una carga adecuada sin producir evaporación de electrolito.
Para conseguir lo anteriormente descrito es necesario que la relación voltaje- corriente
sea inversa, es decir, que una demanda de tensión en la batería que se produzca entre el
90% y el 100% de su estado de carga, haga trasladar el punto de trabajo del panel solar
fuera del codo de su curva característica (véase el gráfico de la figura 9) y, en
consecuencia, se genere una corriente eléctrica cada vez menor que haga mantener
automáticamente el nivel de carga idóneo. Si en ese momento conectáramos algún
consumo a la batería, éste haría bajar su voltaje, con lo cual, el punto de trabajo volvería
a desplazarse a lo largo de la curva hasta dar la máxima intensidad posible en función de
la radiación solar en ese momento y la tensión a la que quedase la batería.
Habitualmente, el número de células que incorpora un módulo autorregulado se sitúa
entre las 30 y las 32, dependiendo de la tensión generada por célula y tipo de curva. No
obstante, se han llegado a hacer sistemas fotovoltaicos equilibrados con tan sólo 28
células, pero no es recomendable debido a los incrementos de temperatura que pueden
sufrir los módulos, así como en previsión de pérdidas en las líneas eléctricas de unión
con el acumulador.
70
Debemos de tener en cuenta, a la hora de utilizar un sistema fotovoltaico autorregulado,
que la capacidad del acumulador ha de estar en proporción con la potencia pico que sea
utilizada en el sistema. Según esto, una proporción de 100 Ah de batería por cada 40
Wp de panel sería idónea. Como ejemplo práctico, podríamos suponer que en el caso de
tener una potencia total en módulos de 120 Wp a 12 voltios, la capacidad debería rondar
los 300 Ah.
Existen determinados casos donde el panel autorregulado no es apropiado, como por
ejemplo grandes instalaciones, lugares donde la temperatura pueda ser excesivamente
alta y mantenida o, por el contrario, excesivamente fría y con elevada radiación,
aplicaciones donde la capacidad de la batería sea muy pequeña, etc. Pero en definitiva,
podemos afirmar que el panel autorregulado presenta unas notables ventajas en
pequeñas instalaciones remotas donde el mantenimiento sea costoso, o en instalaciones
de tipo doméstico, donde habitualmente el número de paneles solares utilizados no es
excesivo.
71
Capítulo 5
Otros equipos para uso en sistemas fotovoltaicos
En este capítulo se describirán los principales equipos accesorios de los sistemas
fotovoltaicos. Si tenemos en cuenta que un sistema generador como tal sólo estaría
compuesto por los módulos, el regulador y la batería, el resto de los aparatos y
aditamentos que incorporemos, aun siendo muy importantes y en casos imprescindibles,
no efectúan directamente las funciones básicas de producción y almacenamiento y, en
consecuencia, los consideraremos como accesorios de estas instalaciones.
Actualmente se pueden encontrar una gran gama de estos productos, los cuales realizan
funciones hace algunos años impensables, efecto por un lado del gran desarrollo de la
electricidad solar y por otro del de la industria electrónica, que ha posibilitado la
incorporación de nuevas tecnologías mucho más seguras, fiables y baratas.
Muchos de los sistemas y funciones que se comentarán a continuación pueden
encontrarse solos, o formando parte de otros equipos más complejos.
Sistemas de medida y control
Se encuadran en este apartado todos aquellos aparatos que nos van a dar una idea de las
magnitudes eléctricas que rigen el sistema fotovoltaico. En general, si sólo disponemos
de módulo solar, regulador de carga y acumulador, el sistema funcionará perfectamente,
pero no podremos tener “noticia” de lo que ocurre con él. Por el contrario, con tan sólo
un amperímetro y un voltímetro, empezaremos a hacernos una idea de a qué régimen
carga el panel fotovoltaico, la tensión de la batería, la corriente consumida por los
diferentes equipos conexionados, etc. En definitiva, una información capaz de hacernos
comprender en cada momento el estado en el que se encuentra el sistema.
Son realmente muchos los equipos del mercado que incluyen estas funciones, pero en la
mayoría de los casos se encuentran incorporados al propio regulador,
72
como una función de información adicional, muy conveniente para el control por parte
del usuario del estado del sistema fotovoltaico. Generalmente los voltímetros y
amperímetros digitales son los más usados, y estos últimos, además, tanto para informar
de la corriente del grupo fotovoltaico como la de los consumos conectados. En
reguladores más reducidos, para pequeñas aplicaciones, estos aparatos de medida se
sustituyen por leds de colores, que dan una apreciación (le los niveles tanto de corriente
como de tensión del sistema. Existen incluso reguladores que en su aparamenta de
medida nos dan el estado de carga (le la batería en %, pero esa información debe de ser
tomada como una mera aproximación, puesto que medir el estado de carga de una
batería con rigor es sumamente difícil, e inviable técnica y económicamente en unos
equipos de estas características.
Muchos de estos sistemas de medida llevan incorporada una alarma acústica, que nos
avisa en el caso de producirse una descarga importante, indicándonos („Oil antelación
de un posible deterioro del subsistema de almacenamiento. La misión de esta alarma es
sumamente importante, ya que indica al usuario no sólo que la batería está baja de
carga, sino algo mucho más importante como es el hacerle pensar el porqué de ese bajo
estado de carga, que puede deberse a un consumo excesivo, una producción menor de
los módulos fotovoltaicos, poca reserva de batería frente a posibles días nublados, etc.
Estas causas podrán hacer modificar el dimensionado o las funciones del generador
solar, en previsión a posibles fallos futuros.
73
Otro tipo, cada vez más usado, de alarmas que controlan el buen funcionamiento de los
sistemas fotoeléctricos, son las que trabajan por alta y baja tensión de batería mediante
relé libre de potencial. Este tipo de señales, que generalmente detectan fallos en el
sistema, son introducidas en las instalaciones de telecomunicación a los sistemas de
transmisión para dar señal de fallo en el centro de recepción de señales remotas, y de
esta forma detectar posibles averías con anterioridad a que se produzcan. Una señal de
alarma por alta tensión de batería, significa casi con toda seguridad un fallo en los
sistemas de regulación, y la alarma por baja tensión de batería sería equivalente a lo
comentado respecto a la alarma acústica. En ciertos equipos, además, en paralelo con la
alarma de baja tensión, se suele añadir otro relé adicional que puede arrancar un equipo
auxiliar de carga, como pudiera ser un grupo electrógeno, para recargar la batería o
hacerse cargo de los consumos, con el fin de evitar la parada de la instalación.
Actualmente se pueden encontrar en el mercado equipos altamente sofisticados que
aglutinan un elevado número de funciones y posibilidades de expansión. Estos equipos
nacen de la necesidad de disponer de toma de datos para un seguimiento efectivo de la
instalación que se pretende monitorizar, y presentan una configuración
74
intermedia entre lo que sería un regulador de carga y un sistema tipo Data Logger para
toma y grabación de datos.
La información recogida de la instalación se graba normalmente en tarjetas Eprom, o
bien directamente con un ordenador que nos permita, una vez tratados adecuadamente
los ficheros generados, evaluar el completo funcionamiento del sistema solar y
consumos conectados, con la fracción de tiempo que inicialmente se programase en el
citado equipo.
Como ejemplo de valores que pueden ser medidos por estos equipos podemos citar:
energía producida y consumida, radiación solar, temperaturas, tensión de batería,
consumos de cargas específicas, etc.
Desconectadores
Existen muchos casos donde los sistemas fotovoltaicos están totalmente desatendidos,
como pueden ser: repetidores de TV, equipos de toma (le (latos, sistemas de riego
automático, etc. En todas estas utilizaciones no se usa un sistema acústico o visual de
alarma por baja tensión, ya que nadie podría verlo ni escucharlo, y en algunos casos
tampoco pueden acoplarse los sistemas con relé libre de potencial, pues se necesitaría
un equipo transmisor independiente que podría ser costoso. ¿Cuál es entonces la
solución para prevenir posibles descargas excesivas de la batería? Para este caso se han
diseñado unos aparatos que en el momento que la tensión de batería se iguala a una
tensión de referencia (previamente ajustada), hacen que se abra un relé que interrumpe
la alimentación (le la carga conectada a la batería. Cuando la batería se ha recuperado,
este contacto de relé vuelve a cerrarse, reanudándose la alimentación.
75
Por este procedimiento se evita la destrucción de la batería, aunque sea a costa de no
alimentar el receptor. No obstante, debernos remarcar la idea de que estos aparatos están
previstos para una emergencia fuera de lo habitual y que si funcionaran muchas veces
seguidas, deberíamos pensar en replantear el cálculo de la instalación o revisar los
diferentes componentes que la integran, pues se podría dar el caso de una posible avería
que fuera la causante de las perturbaciones en el funcionamiento.
Actualmente los desconectadores suelen venir incluidos de serie en los reguladores
comerciales, utilizándose o no a elección del instalador. La única precaución que se
debe tener si se usa esta función, es la de no sobrepasar la intensidad máxima permitida
por el fabricante, causante en muchos de los casos de las averías del relé de estado
sólido de desconexión. Debido a lo anterior, y corno regla general, los desconectadores
no deben de ser usados conectados a la entrada de un inversor, salvo que éste sea de
muy pequeña potencia, ya que la gran corriente que solicitan en su trabajo podría
acarrear las averías citadas. Además, la mayoría de los inversores tienen una protección
por baja tensión de batería incorporada, permitiendo conectarlos con toda seguridad a la
batería directamente, y los consumos en continua, si es que existen, se conectarían
entonces a las bornes de salida del sistema de desconexión.
Interruptores horarios
Estos aparatos son muy utilizados dentro de las aplicaciones de la energía solar
fotovoltaica en aquellos casos donde necesitamos una serie de maniobras (conexiones y
desconexiones) de una forma automática, dado que la instalación está normalmente
desatendida. Pensemos, por ejemplo, en granjas donde se precise alargar la iluminación
a los animales, o bien en el caso de farolas, balizas, elementos de señalización, etc.
Generalmente, los interruptores horarios constan de unos caballetes insertados en una
esfera compacta en donde se programa el encendido y apagado diario. El sistema está
accionado por un motor paso a paso con oscilador de cuarzo y reserva de
funcionamiento de tres días. El consumo suele ser de 0.5 W, totalmente despreciable en
cualquier instalación, y el poder de maniobra en el circuito exterior, de 10A.
La gran ventaja de este tipo de interruptores horarios es que se encuentran en versiones
de 12 24 V y 48 y la cadencia de tiempo entre maniobra y maniobra es de media hora, lo
que da corno resultado 48 maniobras diarias máximas.
Algunos de estos modelos tienen la posibilidad de que al abrir un circuito se cierre otro
(ver figura 4), lo cual le confiere todavía más utilidad a estos pequeños
76
equipos, que a veces pueden prestar tina ayuda muy importante en determinadas
instalaciones solares.
También se encuentran en el mercado interruptores electrónicos que incorporan un sin
fin de posibilidades de maniobras y selección de actuaciones, pudiendo accionar los
circuitos por días, semanas o meses, de Corma conjunta o independiente. Su consumo
es mínimo y pueden prestar muy buenas soluciones a los problemas planteados en las
instalaciones al tratar de automatizar el funcionamiento de diferentes cargas.
Temporizadores
Existen muchas instalaciones fotovoltaicas donde es preciso temporizar una carga
durante un tiempo determinado. Generalmente son utilizados en la práctica dos tipos de
temporizadores, uno que limita siempre el mismo tiempo de uso y otro en el que este
tiempo puede ser variado a voluntad. Seguidamente analizaremos el funcionamiento de
ambos y su utilización práctica.
Temporizador a tiempo fijo
Es un pequeño circuito, alimentado habitualmente a 12 V, 24 V o 48 V, que es actuado
mediante un pulsador, dando en ese momento alimentación a la carga y temporizando su
funcionamiento durante un tiempo, determinado en su diseño, pero siempre fijo para
cada actuación.
77
La principal aplicación suele consistir en el encendido y apagado de luces, para evitar
que por un descuido se quedasen, encendidas, cuando en los cálculos de diseño este
hecho no se hubiera previsto. Este es el caso, por ejemplo, de los puntos de luz
instalados en casetas para equipos repetidores, lugares de paso, iluminación de torres de
faros, etc.
Temporizador a tiempo variable
Contrariamente al caso anterior, donde el tiempo es siempre fijo en cada actuación, y si
se quiere modificar habría que actuar sobre los valores de algunos componentes del
circuito electrónico, no permitiendo por tanto su cambio por el usuario, en el
temporizador a tiempo variable el circuito ha sido diseñado para que los valores de
tiempo se puedan modificar cómodamente, y así dar la posibilidad a su variación
cuando convenga. Estos cambios pueden ser accesibles mediante microinterruptores,
puentes, potenciómetros, por programación con pulsadores o mezcla de estos sistemas.
Una de las aplicaciones del sistema de temporización a tiempo variable, muy usado en
sistemas de electricidad solar, son los controles de encendido y apagado de farolas
fotovoltaicas. En estos sistemas el encendido de la luz se realiza usualmente cuando el
Sol se oculta, y para ello se dispone de una fotocélula o un circuito adicional de
detección de baja tensión del propio módulo fotovoltaico, que da la orden de cierre del
circuito, empezando entonces la temporización del elemento lumínico empleado
(generalmente lámparas de ahorro de energía tipo PL o lámparas de sodio a baja presión
SOX).
78
Un hecho importante a destacar de estos aparatos es que si la luz del día retorna, la
programación se anula, abriéndose entonces el circuito e interrumpiendo la alimentación
de la carga. A este respecto es necesario cerciorarse que el diseño del equipo que
utilicemos incorpore un retardo de esta maniobra, ya que se podrían producir apagados
no deseados por acción de luces que no corresponden a la del Sol (por ejemplo, luces de
vehículos que iluminan momentáneamente a la fotocélula o a los módulos de la
instalación).
Hoy en día la industria fotovoltaica ofrece este tipo de temporizadores
programables después de la puesta de sol con regulador incorporado, de tal forma que
sólo necesitaríamos conectar el panel solar, la batería y el consumo, procediendo
posteriormente al ajuste de la temporización deseada, así como al del nivel umbral al
cual queremos que comience la temporización.
Existen proyectos avanzados sobre estos equipos para que, mediante el uso de
microprocesadores, la función de temporización se realice de “forma inteligente”, esto
es, dependiendo del estado de la batería y de la energía recolectada en los (lías
anteriores, programe más o menos horas de luz nocturna. De esta forma, no sería
necesaria la reprogramación del tiempo dependiendo de qué época del año nos
encontremos, ya que el propio sistema se encargará de proporcionar más luz en verano,
disminuyéndola en invierno al tener menos aportación de energía por parte de los
módulos fotovoltaicos.
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Equipos de iluminación en cc
De todos es conocido que para proporcionar una cantidad de luz con bombilla de
incandescencia es necesario gastar entre 2 y 3 veces más potencia que si ese mismo
nivel de luz fuera obtenido con un tubo fluorescente. Este precisamente ha sido el
motivo que ha dado pie al desarrollo de reactancias o balastos, capaces de encender un
tubo fluorescente con alimentación en corriente continua de una forma segura y fiable.
Las reactancias de corriente continua constan de un circuito electrónico donde un
transistor, funcionando a alta frecuencia, produce la descarga en el interior del tubo.
Estas reactancias suelen tener un funcionamiento fiable, siempre y cuando los
componentes y diseño estén realizados conforme a las normas existentes. Podemos
decir que los balastos que utilizan cuatro hilos (dos a cada extremo del tubo
fluorescente), hacen que la vida de éstos sea mayor que los que sólo utilizan un hilo por
cada extremo. De esta forma su coste, un poco más elevado, queda compensado por el
menor número de tubos utilizados a lo largo de su vida.
Es muy importante que la frecuencia de oscilación del transistor de la reactancia esté
por encima de los 20 kHz, ya que, además de no producir interferencias radiofónicas ni
ser audible para el oído humano, se emite un flujo luminoso aproximadamente un 15%
mayor que el previsto para una frecuencia de 50 Hz. Por éste y otros motivos, la
utilización de equipos fluorescentes a corriente continua es sumamente económica, dado
que su consumo eléctrico a igualdad de lúmenes es significativamente menor.
80
En los últimos años el aumento del número de instalaciones solares fotovoltaica ha
incidido directamente en la mejora progresiva de este tipo de reactancia, por lo que hoy
en día se fabrican protegidas contra inversión de polaridad e incluso contra la
desconexión del tubo mientras aquélla funciona, pues al trabajar en vacío se podría
deteriorar.
La gama de reactancias electrónicas en cc cubre normalmente todas las necesidades que
se puedan plantear en las instalaciones, ya que hacen funcionar los tubos de 8W, l3W,
15W, ISW, 20W, 22W, 32W Y 40W.
Otro aspecto importante en la utilización de tubos fluorescentes es no limitarse a un
modelo determinado, y aplicar el tipo de luz conveniente para cada instalación En el
Apéndice se incorpora una tabla de diferentes tipos de lámparas fluorescente,
temperatura de color y usos más apropiados.
Se comercializan dentro del sector fotovoltaico unos casquillos de material plástico,
donde se aloja la reactancia electrónica, que por un extremo incorporan una rosca de
portalámparas convencional y por el otro el zócalo para la conexión de lámparas de
ahorro de energía, que proporcionan un mayor nivel lumínico que los fluorescentes
convencionales. Las potencias suelen estar entre los 9 W y los 13 W, más o menos la
luz que puede dar una bombilla incandescente de 4(1 W y (0 W respectivamente. La
ventaja que proporcionan estos casquillos es que pueden ser usados en la mayoría de la
amplia oferta de portalámparas presente en el increado.
81
Existen, independientemente de las reactancias sencillas comentadas anteriormente,
otras posibilidades de mucha mejor calidad y prestaciones que, además de poder servir
como las anteriores para el encendido de tubos fluorescentes convencionales, pueden ser
usadas para el encendido de tubos especiales, como los de ahorro de energía (tipo PL) o
sodio a baja presión (tipo SOX), muy utilizados en las aplicaciones de alumbrado
público o en cualquier otra aplicación que requiera un alto poder lumínico empleando la
menor energía posible. La
82
diferencia técnica fundamental estriba en que el oscilador que utiliza para crear la
corriente alterna es del tipo controlado, donde tanto la forma de onda como sus
parámetros se mantienen fijos e inalterables en el transcurso del funcionamiento.
Incorporando además protecciones adicionales que aseguran un rendimiento y una vida
muy superiores a los de las reactancias más económicas.
El tipo de reactancia electrónica de oscilador controlado es el único q‟ es capaz de
acometer el trabajo de encendido de sistemas de iluminación pública que usen las
mencionadas lámparas tipo PL o SOX, no sirviendo para este cometido las de oscilador
libre descritas al principio.
También están empezando a aparecer en el mercado las primeras luminarias que utilizan
diodos electro-luminiscentes (LED), que pueden ser la revolución en el futuro para
aplicaciones en electricidad solar, puesto que su bajísimo consumo. Unido a una
altísima vida útil, las hacen candidatas a ser empleadas masivamente. En la actualidad
los inconvenientes se centran en el ángulo de emisión de luz y en el precio,
especialmente de los leds de color blanco, pero a la velocidad que se mueve hoy la
industria, probablemente pronto dispondremos de estos elementos a precios razonables
y con los problemas técnicos resueltos.
Convertidores continua-continua
Existen algunas aplicaciones en las cuales es preciso alimentar eléctricamente varios
equipos, dándose el caso de no poder hacer coincidir las tensiones de funcionamiento.
Para esos casos el uso de un convertidor continua-continua (ce/ce) se hace totalmente
imprescindible, ya que sería una mala solución el tomar tensiones parciales del grupo de
baterías, pues generaría pasos de corriente entre elementos que no favorecerían
precisamente a la vida de éstos. En la figura 10 vemos un caso típico de grupo solar a 24
V con una salida de 12 V.
83
Mediante el uso de convertidores cc/cc la descarga de la batería se hace por igual, a la
vez que se consigue, en el equipo que usa el convertidor, una tensión totalmente estable
que favorecerá el perfecto funcionamiento de éste, sobre todo si se trata de algún equipo
electrónico de precisión.
En un convertidor cc/cc la corriente continua es transformada a corriente alterna
mediante el uso de un inversor, y una vez que este cambio está realizado, elevarnos o
reducirnos su voltaje mediante un transformador hasta el valor adecuado, para volver a
convertir a corriente continua. De esta forma conseguimos la tensión adecuada, con la
ventaja del aislamiento galvánico que nos produce el transformador.
Hemos de tener en cuenta que en todo cálculo que realicemos con convertidores cc/cc,
hay que aumentar las pérdidas por rendimiento del propio equipo convertidor para evitar
quedarnos cortos en el cálculo del consumo. El dato del rendimiento deberá figurar en
las especificaciones del fabricante.
Existen otro tipo de aparatos que cumplen la misión de disminuir la tensión de línea,
que reciben el nombre de estabilizadores. Estos equipos electrónicos presentan una
buena fiabilidad, tensión estable de salida y bajo precio respecto a los convertidores
cc/cc descritos anteriormente, pero presentan el inconveniente de que el consumo en
amperios del receptor es el mismo que el que se produce en la fuente primaria, y por lo
tanto, el consumo real es elevado.
En resumen, si disponemos de una fuente de 24 V y deseamos alimentar una carga de 1
A a 12 y, tenemos dos opciones: utilizar un convertidor cc/cc o emplear un estabilizador
electrónico. Si usamos el convertidor, el consumo será de 12 W más el debido al
rendimiento de éste, que si suponemos del 80 %, nos daría un consumo en la línea de 15
W (12 W/0.8 = 15 W). Ahora bien, si utilizamos el estabilizador, el consumo sería de 24
W más el propio consumo interno del equipo, ya que lo único que hace es reducir la
tensión, pero la intensidad consumida a 12 V es absorbida íntegramente de la línea de
24 V x 1 A = 24 W. Vemos entonces la diferencia entre uno y otro equipo, que será
sustancialmente más grande cuanto mayor sea el número de amperios consumidos por
la carga.
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Convertidores de acoplamiento
Estos dispositivos consiguen aumentar de forma apreciable la intensidad eléctrica
suministrada por el generador solar a la batería. Para comprender cómo se producen
estos amperios adicionales es necesario realizar algunas consideraciones previas sobre
los módulos fotovoltaicos y su Funcionamiento directo sobre los acumuladores.
En sistemas autónomos con batería, hay una gran diferencia entre la potencia nominal
del módulo y la potencia útil que realmente se aprovecha, ya que el módulo
fotovoltaico, cuando trabaja a tensiones inferiores a su punto de máxima potencia,
proporciona una intensidad prácticamente constante.
Tomemos como ejemplo un módulo cuyos datos en el punto de máxima potencia de su
curva típica fueran: 53 W a 17.4 V y 3.05 A. Cuando lo conectáramos directamente a un
acumulador cuya tensión entre bornes en ese momento fuera de 12 V, el módulo tendría
que trabajar a 12 V. En estas condiciones, si dispusiéramos de radiación solar pico, el
módulo fotovoltaico generaría una intensidad de 3.05 A. Si calculamos ahora la
potencia que el módulo está entregando realmente en esta situación, nos daría: 3.05 A x
12 V 36.6 W
Es decir, de los 53 W disponibles teóricamente del módulo, cuando se carga
directamente tina batería que tiene 12 V de tensión en sus bornes, la potencia
aprovechada es de tan sólo 36.6 W, lo que supone casi un 3 1 % menos de lo que se
podría esperar.
Ahora la pregunta es: ¿Dónde están los 1 6.4 W que faltan hasta completar los 53 W
máximos que puede dar este módulo a 1 00 mW/cm2‟? La respuesta es simple: esta
potencia no ha sido generada, ya que la curva característica de funcionamiento del
módulo a 12 V proporciona los mismos 3.05 A que si se trabaja a 17.4V.
Como ya se explicó en capítulos anteriores, este exceso de tensión en los módulos es
absolutamente necesario, ya que permite su funcionamiento en situaciones particulares
tales como las que se enumeran a continuación:
-Si la temperatura ambiente a que está sometido el módulo es muy elevada, la tensión
del mismo desciende.
-Si la tensión en bornes de la batería es alta, el módulo debe continuar la carga, por lo
que la corriente correspondiente al punto de trabajo del módulo debe ser suficiente.
-Las características del módulo deben ser tales que se puedan absorber con comodidad
las posibles caídas que se produzcan hasta el acumulador debido a diodos de bloqueo,
relés de los elementos de regulación, alguna pequeña caída de tensión de la línea, etc.
85
Por tanto, los módulos fotovoltaicos necesitan unas características I-V en exceso, que
garanticen la carga en situaciones como las expuestas, aunque este exceso no sea
aprovechado normalmente.
Ahora se puede intuir claramente cuál podría ser el trabajo (le un convertidor de
acoplamiento. La instalación de uno de estos equipos en la línea de carga permite el
trabajo del módulo fotovoltaico a una tensión superior a la del acumulador, convirtiendo
el exceso de tensión del panel en potencia disponible para contribuir a una mayor carga
en amperios del acumulador, recibiendo este efecto el nombre de ganancia.
En definitiva, este accesorio de instalación fotovoltaica aprovecha la diferencia de
tensiones de trabajo entre el módulo y el acumulador. Cuando la tensión de la batería es
baja (batería más descargada), dicha diferencia es mayor, y por lo tanto la ganancia
aumenta. En cambio, a medida que el acumulador aumenta de tensión (batería más
cargada), se reduce la diferencia, y por lo tanto también la ganancia, si bien es cierto
que en ese momento el aprovechamiento de los recursos del módulo es óptimo.
Entre los factores que hacen aumentar la ganancia están situaciones como que la batería
esté descargada, que exista en ese momento consumo o que el módulo esté sometido a
baja temperatura. Por el contrario, si la batería está cargada, no existe consumo por
parte de la instalación receptora o la temperatura es elevada,
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se produce muy escasa ganancia por parte del convertidor de acoplamiento. No
obstante, las condiciones más adversas para los sistemas fotovoltaicos, corno 5011 el
invierno, bajo nivel de carga en el acumulador, etc., son precisamente las situaciones en
las que la ayuda de este equipo electrónico es mayor. En consecuencia, se podría decir
que, en términos generales, la ganancia de un convertidor de acoplamiento es tanto
mayor cuanto más se necesita de su trabajo.
Estos equipos, dentro de una instalación solar, son intercalados entre el panel solar y el
equipo de regulación, no necesitando ningún ajuste ni cuidado especial
Convertidores continua-alterna
Los convertidores continua-alterna, también llamados inversores u onduladores, son
dispositivos que convierten la corriente continua de una batería en corriente alterna.
Su aplicación en sistemas solares fotovoltaicos hace que las instalaciones se conviertan
en “normales”. Ello es lógico, puesto que estamos acostumbrados en nuestra vida
cotidiana a manejar la corriente alterna para alimentar prácticamente la totalidad de los
aparatos que la sociedad de consumo nos ofrece.
Un convertidor cc/ca consta de un circuito electrónico, realizado con transistores o
tiristores, que trocea la corriente continua, alternándola y creando una onda de forma
cuadrada. Este tipo de onda puede ser ya utilizada después de haberla hecho pasar por
un transformador que la eleve de tensión, obteniendo entonces los denominados
convertidores de onda cuadrada, o bien, si se filtra obtener una forma de onda sinusoidal
igual a la de la red eléctrica.
Para muchas aplicaciones en energía solar, es suficiente utilizar convertidores de onda
cuadrada, pues las cargas no son especialmente sofisticadas (luces incandescentes,
pequeños motores, etc.) y presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que
al no existir filtro, las pérdidas son más pequeñas.
No debemos olvidar, por otra parte, que si utilizamos convertidores cc/ca, debemos
reflejar en los cálculos el rendimiento de este equipo y tener además muy
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en cuenta que el mismo puede disminuir a medida que utilizarnos menos potencia de la
nominal del equipo inversor. Por ejemplo, un convertidor de 1 000 W que tenga un
rendimiento (iv) del 90% significa que, si nosotros sacarnos de ese equipo los 1000 W,
él absorberá a la batería 1111 W, pues:
η = Potencia de salida / Potencia de entrada
luego:
Potencia de entrada = Potencia de salida /η = 77 1000 W/0.9 =1111 W
Ahora bien, si no exigimos del convertidor los 1000 W, sino que nuestra utilización se
limita a 500 W, el rendimiento puede ser más bajo, ya que el consumo interior del
equipo sería prácticamente el mismo. El valor de este rendimiento se debe buscar en los
datos proporcionados por el fabricante, pues en muchas de las aplicaciones el consumo
nominal del equipo será variable, por lo que tendremos que promediar este valor
aproximándonos al rendimiento medio de las diferentes potencias consumidas.
La gama de convertidores en el mercado es amplia, tanto en onda cuadrada como en
onda senoidal, y la decisión de utilizar uno u otro se deberá tomar en función del tipo de
carga que se le conecte, aunque lógicamente, el que siempre alimentará correctamente la
carga será el de onda senoidal que, en contrapartida, presenta un coste más alto.
Otra posibilidad de elección en los convertidores es el arranque automático, que
consiste en un circuito adicional que al detectar la conexión de una carga,
automáticamente da orden a la etapa de potencia del convertidor para su puesta en
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marcha. Una vez que la carga deja de consumir, el convertidor se para y tan sólo queda
en funcionamiento el equipo detector, con un bajo consumo. Es muy interesante usar
estos convertidores cuando los consumos se conectan y desconectan varias veces al día.
Si, por el contrario, el uso fuera esporádico, convendría entonces utilizar uno de
encendido manual, que reduciría el coste. Se debe tener en cuenta que los convertidores
de arranque automático habitualmente necesitan una potencia de unos 20 W
aproximadamente para detectar su conexión. Por debajo de esta potencia el inversor no
arranca.
Si usamos un convertidor cc/ca automático con tubos fluorescentes, observaremos que
tampoco su circuito de arranque funciona, ya que a todos los electos detecta un circuito
abierto. No obstante, en este caso, basta colocar una resistencia en paralelo para que el
circuito de detección entre en funcionamiento y dé la orden de arranque, con lo cual
queda el problema resuelto. Normalmente, el valor suele oscilar alrededor de 1 80 k2 - 1
W, pero hay algunos equipos, según el diseño del arranque, que precisan condensadores.
Es cada día más frecuente y extendido el uso de inversores dentro del sector
fotovoltaico, salvando así las caras y tediosas instalaciones en corriente continua. En
gran medida, este hecho se produce por la aparición de las lámparas fluorescentes de
encendido electrónico, que representan un ahorro energético de hasta cinco veces con
respecto a las de incandescencia, siendo además cargas que no incorporan energía
reactiva y excitan los arranques automáticos de los inversores sin necesidad de
elementos auxiliares.
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por otra parte, la mejora de rendimiento y fiabilidad de los inversores de la última
generación hace posible su uso sin reducir casi la fiabilidad del sistema completo, y da
la posibilidad de uso de un sinfín de equipos básicos, especialmente con la aplicación de
viviendas aisladas. La incorporación de efectivos sistemas de protección contra
sobrecargas, cortocircuitos, baja tensión de batería, etc., asegura un funcionamiento
prolongado y sin problemas de estos aparatos, siempre y cuando la elección del
inversor, potencia y uso al cual está destinado sea el adecuado, así como la
compensación de la energía reactiva susceptible de ser conectada a uno de estos
equipos.
También pueden encontrarse algunos modelos de inversores susceptibles de conectarse
en paralelo. Esta propiedad técnica añade una ventaja adicional importante a la hora de
ampliaciones en las instalaciones ya realizadas, puesto que nos evita el prescindir del
que ya teníamos, y simplemente añadiéndole otro más pasamos a tener el doble de la
potencia instalada en un principio. Por otra parte, en el caso de avería de uno de los
equipos, siempre tendríamos un inversor en servicio que se hiciera cargo de las cargas
esenciales.
Otra variante de inversor existente en el mercado es el inversor cargador. Básicamente
se trata de un inversor reversible, es decir, utilizando un símil, si la corriente circula de
izquierda a derecha (de batería a consumo a través del inversor), nos convierte la
corriente continua en alterna, como cualquier inversor convencional, y si ponemos una
fuente de corriente alterna (usualmente un grupo electrógeno) en bornes de salida del
inversor y la corriente va de derecha a izquierda, se comportará como un rectificador,
cargando la batería. Esto representa una cierta ventaja en instalaciones que dispongan de
grupo electrógeno, ya que ante una emergencia podremos cargar la batería usando un
solo equipo (el inversor cargador), o bien, en utilizaciones de dicho grupo, aprovechar el
remanente de energía para reponer carga en la batería. El único condicionante es que
sólo puede hacer una de las dos cosas, o invierte y pasa de continua a alterna, o rectifica
y pasa de altera a continua, por lo que tendremos que cablear la instalación de tal forma
que podamos usar estas dos funciones sin producir averías indeseadas.
Medidores de amperios-hora
Los medidores o contadores de amperios-hora (Ah) son aparatos diseñados para
contabilizar la cantidad de energía que circula por una determinada línea eléctrica. Sus
usos son muy diversos, ya que nos permiten conocer los Ah producidos por el panel
fotovoltaico, el consumo de los equipos conectados a hatería, etc.
Normalmente, estos medidores almacenan el total de corriente que ha pasado por la
línea donde están intercalados desde el día en que se puso en funcionamiento.
90
Su presentación visual puede ser por medio de contador mecánico o de cristal líquido,
teniendo la ventaja el primero de que en un corte de la alimentación de sus circuitos de
control, el dato almacenado hasta ese momento no se pierde. En el caso del de cristal
líquido, suele llevar una pequeña pila accesoria que lo mantendrá durante un tiempo no
excesivamente prolongado.
El método por el cual un contador mide la cantidad de amperios que pasan a lo largo del
tiempo por una línea eléctrica, se basa en la caída de tensión que se produce en un
shunt. Lógicamente, el rango de medida de un equipo contador de Ah lo da la corriente
máxima capaz de aguantar el shunt intercalado en la línea, por tanto, éste será elegido
en función de la corriente máxima que pueda circular, ya que en caso de superarse ésta
de una forma continuada, se podría averiar el aparato.
Existen medidores de Ah en el mercado con shunt interiores de hasta 15 A. Si la medida
a realizar puede superar esta corriente, deberá acoplarse un shunt exterior como base de
referencia para la circuitería electrónica de medida.
Generalmente, estos medidores sólo registran la corriente continua en único sentido.
Los esquemas de conexión en una línea donde deseemos saber el número de
amperios-hora que circulan, corresponden a los expuestos en la figura 17 para el caso de
utilizar el shunt interior del propio equipo, o un shunt exterior correspondiente a la
máxima corriente que puede circular.
91
92
Capítulo 6
Estructuras soporte para paneles fotovoltaicos
Otro de los elementos importantes de mi sistema solar fotovoltaico es la estructura
soporte, que asegura un buen anclaje del generador solar a la vez que proporciona no
sólo la orientación necesaria, sino también el ángulo de inclinación idóneo para el mejor
aprovechamiento de la radiación.
Estos elementos, a veces tan olvidados a la hora de dimensionar un grupo fotovoltaico,
son los encargados de hacer a los módulos y paneles fotovoltaicos resistentes a la acción
ejercida por los elementos atmosféricos, y son precisamente más importantes cuantos
más incontrolados sean éstos. En el presente capítulo analizaremos diversas formas de
situar los módulos fotovoltaicos, en cuanto a la estructura soporte se refiere, así como
diferentes opciones según el número de módulos insertados en cada instalación.
Supongamos que disponemos de una superficie de paneles de 1 m2. Y en la zona donde
están instalados pueden producirse vientos de 200 km/h. La fórmula que expresa la
presión máxima del viento es:
P = F/S = 0.11V2; F = 0.11V
2S
donde:
F es la fuerza del viento en kp
v es la velocidad del aire en m/s
S es la superficie receptora en m2
p es la presión del viento en kp/m2
Si aplicamos los datos anteriores, resulta:
200 km/h = 55.5 m/s
F=0.11 x (55.5)2x 1
F= 338.8 kp
93
Este ejemplo demuestra el gran efecto que puede hacer el viento sobre un grupo de
módulos solares, y nos hace pensar en las graves consecuencias de un mal anclaje o un
erróneo diseño de la estructura que soporta el conjunto.
No sólo es la acción del viento el problema de los soportes y estructuras. También
debemos tener cuidado con la nieve, lluvia, heladas, tipo de ambiente donde se
encuentra la instalación, etc. En efecto, algunas de las acciones descritas anteriormente
(nieve, lluvia) afectan al emplazamiento y forma del soporte de sustentación, mientras
que las heladas o determinados ambientes (por ejemplo, los cercanos a las costas)
afectan más al tipo de materiales empleados para la construcción de las estructuras.
Como ya se ha mencionado, el soporte del panel fotovoltaico cumple una doble misión.
Por una parte, mecánica, al proporcionar y asegurar el perfecto ensamblaje y
afianzamiento, y por otra, funcional, al procurar la orientación precisa, así como el
ángulo o ángulos idóneos para aprovechar la máxima radiación, o la más interesante
para la aplicación a la cual se destine.
La orientación ha de ser siempre sur (si estamos en el hemisferio norte), pues es la única
posición donde aprovechamos, de una forma total, la radiación emitida por el Sol a lo
largo de todo el día. Tan sólo en circunstancias muy especiales podremos variar
ligeramente la orientación hacia el poniente o el levante, como puede ser en el caso de
existir un obstáculo natural (montaña, etc.) que durante un cierto período impida
aprovechar la radiación directa del Sol. Entonces puede ser interesante orientar el panel
solar unos grados hacia la derecha, si la sombra se
94
produce a primeras horas de la mañana, para aprovechar al máximo el sol a su puesta, o
bien, por el contrario, orientar el conjunto fotovoltaico hacia la izquierda si el obstáculo
se encuentra al atardecer. Hemos de decir que esto no representa un incremento grande
en cuanto a la potencia eléctrica generada, ya que la salida y la puesta de Sol son los
momentos (le radiación más débil. No obstante, puede notarse algo más en la estación
estival, cuando el Sol tiene su mayor recorrido.
En la figura 2 quedan claramente representadas las trayectorias del Sol en las diferentes
estaciones, y podemos observar su corto recorrido en invierno, a la vez que
comprobamos que la trayectoria de la radiación es entonces más horizontal que en
verano. Es ésta la causa por la que la inclinación de los paneles fotovoltaicos suele ser
grande, de tal forma que aprovechemos lo más posible la escasa radiación invernal,
haciendo incidir sus rayos normalmente. Como consecuencia, se produce una pérdida en
verano que podría ser compensada, si así se diseña el soporte, variando la inclinación
del conjunto a un ángulo de inferior valor, volviendo hacer incidir los rayos solares en
un ángulo lo más cercano a los 90 sobre la superficie del panel solar.
Tipos de estructuras
Podemos hacer varias clasificaciones al hablar de soportes, pero lo más interesante es
hacer las distinciones en función de la forma de situación. En la figura 3 se representan
cuatro formas típicas de colocar un grupo de módulos fotovoltaicos, que comentaremos
seguidamente.
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(1) Es la clásica forma de instalar los grandes conjuntos de módulos fotovoltaicos,
puesto que otro método acarrearía mayores inconvenientes para su montaje. Este tipo de
estructuras es muy robusto, y no debemos olvidar que en esta disposición la acción del
viento es menor, pues, como todos sabemos, a mayor altura, mayor es la fuerza del
viento que en las capas bajas queda más atenuado. Presenta además esta forma de
montaje una gran facilidad para su instalación, tanto de la propia estructura soporte
como de los paneles fotovoltaicos, ya que se trabaja a ras de suelo. Como
inconvenientes están su excesiva accesibilidad y la mayor probabilidad de que puedan
producirse sombras parciales.
A la mayoría de estas instalaciones se las suele proteger por medio de un cerramiento
metálico, para evitar el paso de personas y animales que pudieran ejercer acciones
perjudiciales para el buen funcionamiento de las mismas.
El montaje de este tipo de sustentación del conjunto solar no es demasiado apropiado
para aplicaciones en montaña, donde pueda producirse la presencia de nieve, ya que
ésta, caída en grandes cantidades, podría llegar
96
a tapar parcial o totalmente los paneles solares. No obstante, este inconveniente puede
verse subsanado con la creación de unos asientos más elevados, de acuerdo con la altura
que puedan alcanzar las precipitaciones en forma de nieve.
(2) Este sistema es usado principalmente en instalaciones donde ya se disponga de un
mástil, aunque no queda descartada la posibilidad de un montaje especial, dada la
facilidad y simplicidad que presenta. Las instalaciones para las cuales es recomendado
este tipo de implantación no deben ser excesivamente grandes, contando con poco más
de un metro cuadrado de superficie de módulos, ya que si ésta es mayor, nos obligaría a
sobredimensionar e incluso arriostrar el mástil, siendo posible entonces que otro sistema
pudiera ser más económico y de más fácil montaje.
Este método de sustentación es muy utilizado en las instalaciones de repetidores, donde
ya se dispone de una antena que puede hacer las veces de mástil, con lo que tan sólo
bastaría hacer el marco soporte de los módulos y los herrajes de unión con la torre.
(3) Otra alternativa, cada vez más utilizada sobre todo en instalaciones domésticas,
consiste en acoplar la estructura a una de las paredes (le1 recinto donde se va a instalar
energía solar fotovoltaica. Presenta este método evidentes ventajas, no sólo en seguridad
debido a la altura a la cual se puede instalar, sino también en la liviana estructura que se
utiliza, ya que la base presenta un buen punto de anclaje, que además está construido.
Puede este sistema adaptarse mediante tacos de expansión o bien realizando una
pequeña obra donde se inserte la estructura. La acción del viento queda drásticamente
disminuida ya que no puede incidir prácticamente por la parte posterior, y un viento
frontal no hará más que ejercer fuerza directa sobre los puntos de apoyo.
Esta opción sólo tiene el inconveniente de que es obligatorio que una de las fachadas dé
al Sur. Cualquier variación presentará problemas acceso nos que complicarán la
estructura, al tener que dotarla de un ángulo literal para su perfecta orientación.
(4) La instalación en la cubierta de un edificio es uno de los métodos más usados a la
hora de realizar el montaje de un equipo solar, ya que normalmente siempre podremos
disponer del lugar adecuado para garantizar la perfecta orientación, además de
suficiente espacio. Lo comentado para el caso de la instalación sobre el suelo, respecto a
los problemas con la nieve, debe ser tenido también en cuenta en este caso.
97
El anclaje en general no presenta inconvenientes, pero debemos asegurar el perfecto
restablecimiento de la impermeabilidad y no permitir que puedan producirse depósitos
de agua que perjudiquen posteriormente. Un sistema rápido y seguro, que es aplicable a
casetas de instalaciones de telecomunicación, telemetría, etc., que por lo general suelen
ser de tejado plano, es taladrar el techo introduciendo un espárrago roscado con sus
tuercas y arandelas, tanto por abajo como por arriba, dejando firmemente seguro el
anclaje de la estructura. Para que el conjunto quede perfectamente impermeabilizado, se
sellan con silicona todas las uniones, impidiendo así el paso de agua.
Tipos de materiales utilizados
Los materiales empleados para la construcción de estructuras soporte pueden variar en
función del tipo, medio ambiente al cual están sometidos, resistencia, etc. Los
principales materiales utilizados son los siguientes:
Aluminio
Es un material ampliamente usado para las pequeñas estructuras (de uno a seis módulos
habitualmente), ya que presenta grandes ventajas por su fácil mecanización, liviano
peso y gran resistencia. Es muy conveniente, casi imprescindible, que el aluminio a
utilizar sea anodizado, para que su vida pueda dilatarse a grandes períodos de uso.
Los soportes realizados en aluminio pueden formarse bien con tubos o con angulares, de
dimensiones y grosores adecuados a las fuerzas a que se vea sometido por acción del
viento. Toda la tornillería debe ser de acero inoxidable.
Hierro
Es el material habitualmente usado para instalaciones de gran número de paneles o que
deben soportar potentes vientos, ya que se encuentra en una gama de dimensiones,
formas y grosores muy amplia. En todos los casos, las estructuras soporte construidas
con hierro deben ser sometidas a un galvanizado que le confiera propiedades
anticorrosivas durante muchos años. Este baño galvánico debe incorporar a la superficie
un grosor no menor de 100 micras, para asegurar una perfecta protección. Debemos
tener en cuenta que todos los trabajos de corte, soldadura, etc. deben ser ejecutados con
antelación al galvanizado, ya que cualquier modificación posterior haría perder la
protección en el lugar donde se realizó. No obstante y teniendo en cuenta que puede
ocurrir que a la hora de la instalación se necesite hacer algún ajuste imprescindible, se
dispone en el mercado de un
98
producto para pequeños retoques de galvanizado en frío que, aplicados al lugar del
desperfecto, lo protegerán contra toda acción corrosiva.
Al igual que en el caso anterior, toda la tornillería utilizada debe ser (le aedo inoxidable,
con el fin de alargar su vida y permitir en cualquier momento el cambio de algunos de
los elementos que la componen.
Acero inoxidable
Es el material más perfecto que pueda ser utilizado para la construcción de estructuras,
ya que es inatacable por casi todas las acciones externas y tipo de ambientes. El acero
inoxidable es muy utilizado en instalaciones que estén situadas en ambientes salinos,
que como ya se sabe, son altamente corrosivos. La contrapartida en la utilización del
acero inoxidable para la construcción de soportes metálicos estriba en su elevado precio
y en la especial manipulación en las soldaduras, que hace encarecer todavía más su
coste. No obstante, este inconveniente puede quedar absorbido por la calidad y larga
vida que proporcionan su utilización.
Cuando se utiliza acero inoxidable para la construcción de estructuras soporte, hay que
tener en cuenta que si el marco de los módulos fotovoltaicos es de aluminio, deberá
evitarse el contacto directo de estos dos materiales, mediante un aislador, dado que
juntos producen una corrosión galvánica elevada, especialmente en ambientes salinos.
La instalación de inhibidores de corrosión galvánica es, en este caso, de uso obligatorio.
Fibra de vidrio
Desde hace algún tiempo, los nuevos materiales sintéticos están sustituyendo en algunas
aplicaciones a los materiales tradicionales. Este es el caso de la fibra de vidrio
Composite, que presenta unas características físicas y mecánicas excelentes, junto a una
disminución de peso considerable respecto a los aceros. Su nula corrosión la hace
especialmente indicada en aplicaciones solares, además de presentar un aislamiento
eléctrico que, en algunos casos, nos puede evitar 1:1 fiesta a tierra del conjunto.
La fibra de vidrio puede presentarse en diferentes colores y perfiles, bien en «L» o en
forma de tubo, por lo que se acopla a multitud de aplicaciones y tipos de estructuras
soporte, ya sea utilizando únicamente este material o en combinación con acero
galvanizado.
Puntos de apoyo
Uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta respecto a las estructuras son los
puntos de apoyo, pues de ellos depende la solidez del conjunto.
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De nada sirve calcular un angular que soporte vientos muy fuertes si no afianzarnos de
forma segura la estructura al suelo, cubierta o cualquier otro lugar. En el caso de utilizar
mástil debernos pensar la posibilidad de arriostrar éste y dotarle de una base sólida.
En la figura 4 se pueden apreciar cuatro tipos diferentes de asientos para estructuras de
suelo o cubierta. El dibujo A representa una losa de hormigón con base perimetral; ésta
debe ser reforzada en sus extremos con tirantes alrededor del perímetro y a través del
centro de la josa.
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En el esquema B se puede apreciar la clásica disposición con cimientos de vigas de
madera, más rápidas de instalar pero de una duración menor. Semejante a este tipo, pero
mucho más resistente, es el del dibujo C, donde se muestra el perfil de una estructura
que utiliza bloques de hormigón, que es aconsejable que se refuercen con tirantes de 1/4
de pulgada a lo largo del bloque.
Por último, el caso D presenta una disposición con cimientos metálicos, este tipo de
cimientos debe estar firmemente anclado a tierra, ya que no tiene suficiente masa para
resistir vientos elevados.
En la figura 5 se pueden ver las dos formas de acoplar la pala de la estructura al
cimiento mediante tomillos. Existe otro procedimiento, muy usado también que consiste
en introducir unas piezas metálicas en la base de hormigón. de tal forma que al fraguar
éste quedarán sólidamente unidas. Estas piezas disponen de tino u varios espárragos
roscados, donde se introducirán las patas de la estructura soporte abrochándolas
posteriormente mediante tuercas. Como es lógico, soldados a esta pieza y por la parte de
abajo, estarán las garras introducidas en el hormigón que aseguran la perfecta unión.
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Sombras entre filas de módulos fotovoltaicos
Se da el caso de que cuando existe un gran número de módulos fotovoltaicos a instalar y
no se dispone de mucho espacio, es necesario juntar las filas de paneles y esto puede
traer como consecuencia que (especialmente en invierno) se produzcan sombras de una
a otra fila. La posibilidad de que en verano puedan darse sombra unas filas a otras es
mucho menor, ya que el recorrido del Sol es más alto, y por lo tanto, la sombra arrojada
por la fila precedente es más pequeña.
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Lógicamente, la distancia mínima entre fila y fila está marcada por la latitud del lugar
de la instalación, dado que el ángulo de incidencia solar varía también con este
parámetro. Supongamos que debemos disponer una serie de módulos solares en fila, tal
y corno se representan en la figura 6, donde a es la altura de los módulos colocados en
el bastidor, h la altura máxima alcanzada y d la distancia mínima entre fila y fila capaz
de no producir sombras interactivas. Una vez que disponemos del valor a, y de la latitud
del lugar, estamos en disposición de buscar el facto k dado por la curva, y seguidamente
trasladándonos a la tabla 2, donde quedan representados por un lado el valor de a y por
otro el ángulo de inclinación que se va a dar al conjunto, obtener el valor de h. La
fórmula que nos da la distancia d entre filas sucesivas de paneles será:
Realicemos un ejemplo suponiendo que debemos disponer 30 módulos fotovoltaicos, de
unas dimensiones de 35 cm x 120 cm cada uno, en tres Filas consecutivas ocupando el
menor espacio posible al disminuir al máximo la distancia entre las mismas. La latitud
del lugar de ubicación es de 30° Norte.
El primer paso será distribuir los módulos en tres filas, realizando tres conjuntos de 10
módulos. Las dimensiones de los marcos soporte serán de 1.4 m x 35 m, tal y como se
puede ver en la figura 7. La inclinación del conjunto será 50° sobre la horizontal para
favorecer la radiación invernal.
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Si observamos en la curva k-latitud, el valor de k para una latitud de 300 resulta ser de
1.9. Una vez conocido este valor y sabiendo que el de la variable a es, en este caso, de
1.4 m (resultado de sumar la altura del panel más los 20 cm de la pata de la estructura),
buscaremos en la tabla 2 el valor de h en la columna de 1 .5 m para 50° de inclinación y
que resulta ser de 1.14 (tabla 2-bis). Entonces, aplicando la fórmula
d = k h
tenemos:
d = l.9xl.l4 = 2.l6m
Por lo tanto, la distancia mínima necesaria entre cada fila de paneles será de 2.16 m. De
esta manera dispondríamos las tres filas de 10 módulos separadas un mínimo de 2.16 m
entre ellas.
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Efectos de los agentes atmosféricos sobre las instalaciones solares fotovoltaicas y
algunos consejos para evitarlos
No debemos olvidar que los módulos solares, así como conexiones y estructuras
soporte, se encuentran completamente a la intemperie, y esto requiere una cuidadosa
selección de los materiales a usar en todas y cada una de las instalaciones, tanto más
cuanto más duras sean las condiciones atmosféricos que se presenten.
La primera regla para dimensionar y definir todos y cada uno de los elementos que
formarán el conjunto fotovoltaico es obtener la mayor cantidad de datos de la zona en
cuestión: vientos (frecuencia e intensidad), temperaturas (tanto máximas como
mínimas), pluviometría, presencia de nieve en determinadas épocas del año, tipo de
ambiente (si es o no corrosivo), nieblas, etc. Estos factores nos serán también muy útiles
para el cálculo de los módulos fotovoltaicos, así como de la capacidad del acumulador.
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Si los vientos son fuertes, la estructura soporte de los módulos debe estar prevista para
poder dejar un hueco entre módulo y módulo, con el fin de que el aire pueda circular
entre ellos, ejerciendo menos presión que si los paneles fotovoltaicos quedan pegados
unos a otros. Esta distancia puede estar alrededor de los dos centímetros.
Como ya se ha mencionado anteriormente, debernos tener muy en cuenta la posibilidad
de que, si existen precipitaciones en forma de nieve, éstas pueden llegar a tapar los
módulos solares. Para evitarlo elevaremos la base de la estructura lo suficiente como
para permitir que la nieve se amontone sin perjudicar a la superficie captadora.
Es aconsejable, en todos los casos, la inserción de tirantes entre las patas de la estructura
para obtener una mayor resistencia mecánica del soporte.
Si se trata de ambientes marinos, la elección del material metálico se realizará in
escatimar gastos, ya que a la larga el conjunto dará mejores resultados que si
106
realizamos la instalación con materiales de inferior calidad. Esto es debido, como todos
sabernos, al alto poder corrosivo que tiene el ambiente en las zonas marinas.
Lógicamente, si la estructura está en contacto con el agua del mar (boyas de
señalización, plataformas, etc.), el problema se agudiza, debiendo utilizarse en este caso
el acero inoxidable o acero con doble galvanizado en caliente, para dotarle de un grosor
mucho más elevado del que habitualmente se aporta para instalaciones en ambientes
más benignos.
La lluvia sobre los componentes metálicos no representa en sí misma nada más que la
posibilidad de un aumento de la velocidad de oxidación. Ahora bien, como se ha
mencionado anteriormente, la instalación consta además de otros componentes como
son las uniones eléctricas, cables de conexión, etc. Estos elementos deben ser estancos,
con el fin de evitar posibles cortocircuitos producidos por el agua de lluvia. Es
aconsejable que los módulos solares dispongan de una caja de conexiones estanca, o
bien, si los terminales están desnudos, que queden protegidos después de realizar la
conexión, mediante un capuchón de goma. Todos los conductores eléctricos deben estar
suficientemente aislados, e incluso se podría recomendar el utilizar en las partes
exteriores cables de manguera de doble capa bajo un tubo plástico resistente, ya que se
ha demostrado que en un período de tiempo no excesivamente largo el cable de
manguera se termina cuarteando, iniciando a partir de ese momento un rápido y
progresivo deterioro, con los consiguientes riesgos esto conlleva.
Debemos pensar que las instalaciones solares fotovoltaicas no siempre son definitivas e
inamovibles. Por esta razón se debe prestar suma atención a las palles de amarre (tanto
de paneles-estructura como de estructura-base de soporte), ya que en un determinado
momento puede ser necesaria la sustitución de un módulo o la ampliación en tamaño del
soporte fotovoltaico, por haber crecido la demanda de potencia. Por este motivo se han
de usar buenos materiales en tornillería, evitando que una corrosión entre anillos y
tuercas pueda hacer retrasar un trabajo gime en principio es fácil.
Como último consejo, no debemos olvidar nunca el uso de silicona en todas aquellas
uniones o puntos débiles frente al agua y la humedad, sellando de esta forma conexiones
eléctricas, cajas, juntas, etc.
Ejemplos gráficos de diversos tipos de soportes
Como muchas veces se ha dicho que una imagen vale más que mil pal1m en las figuras
10 a 27 se muestran una serie de dibujos y fotos que representan de una manera gráfica
diversas soluciones adoptadas para la instalación exterior de los módulos y paneles
fotovoltaicos.
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El problema de la corrosión y su tratamiento
La mayoría de los metales se encuentran en la naturaleza en forma de óxidos o sulfuros
y sólo se pueden extraer de estos compuestos naturales mediante la aportación de
grandes cantidades de energía. No obstante, los metales así obtenidos se encuentran en
una situación inestable y cuando entran otra vez en contacto con el medio ambiente
(atmósfera, agua, etc.) tienden a recuperar su estado natural. Esta tendencia es lo que se
conoce como corrosión.
En el caso concreto del hierro, material ampliamente usado para la construcción de
estructuras soporte de módulos fotovoltaicos, la corrosión da lugar a su transformación
progresiva en óxidos de hierro hidratados, lo que degenera, en un corto período de
tiempo, en la destrucción del mismo.
La reacción química que demuestra este hecho queda definida de forma simplificada
como sigue:
2Fe + O2+ 2H2O = 2FeOH2O
(hierro) medio ambiente (óxido de hierro hidratado)
114
Resumiendo, podemos decir que el hierro, una vez expuesto a inclemencias y ambientes
naturales, se verá afectado por la corrosión en mayor o menor medida. Dependiendo de
lo agresivo que sea el tipo de ambiente al que esté expuesto.
Una forma adecuada y duradera de proteger el hierro contra estas agresiones externas es
el galvanizado en caliente, método que asegura una larga vida del material incluso si
éste está sometido a ambientes muy corrosivos, como puede ser el salino de las zonas
costeras y de las instalaciones situadas en medio del mar (boyas y balizas marítimas).
Galvanizado en caliente
Hace ya 130 años que el ingeniero Sorel patentó en Francia un procedimiento de
protección del hierro, recubriéndolo de zinc mediante inmersión en un baño de este
metal fundido.
La galvanización en caliente es hoy el método más empleado pala la protección a largo
plazo del hierro contra la corrosión, así como el más conveniente en términos
económicos, en relación con cualquier otro método utilizado hasta el momento.
Proceso de galvanización en caliente:
a) Preparación del material
Primeramente es necesario limpiarlo por completo de pintura, manchas de grasa, etc.,
mediante tratamientos preliminares adecuados. Posteriormente. el material es decapado
en ácido sulfúrico o clorhídrico diluidos, para eliminar totalmente los óxidos
superficiales.
b) Tratamiento con flujo
En el procedimiento de galvanización conocido como “vía húmeda”, Lis piezas, una vez
preparadas superficialmente, se introducen en cuba de galvanización, que contiene zinc
fundido, a través de una cubierta de flujo que flota sobre el mismo. Este tratamiento con
flujo activa la superficie del material facilitando así la reacción entre el zinc fundido y el
acero base,
e) Inmersión en baño de zinc
Durante la inmersión en el baño de zinc fundido, la superficie de las piezas de hierro o
acero reaccionan con el zinc y forman distintas aleaciones de zinc-hierro. Para facilitar
esta reacción, las piezas se mantienen sumergidas en el zinc hasta que alcanzan la
temperatura del baño, que oscila culo. 445°C y 465 °C. El tiempo de inmersión varía
desde segundos hasta varios minutos, según el tipo de pieza.
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Como consecuencia de esta inmersión, el zinc cubre perfectamente los ángulos, bordes,
soldaduras, etc., y penetra en los pequeños resquicios y orificios del material,
confiriendo una protección completa a todas estas zonas que constituyen las partes
débiles en otros procedimientos protectores de la corrosión.
Las piezas se extraen del baño a una velocidad lenta y controlada, obteniéndose de esta
manera un recubrimiento tenaz y uniforme, formado por una capa externa de zinc puro
y varias capas de aleación de zinc-hierro que están unidas metalúrgicamente entre sí y al
hierro o acero base.
El galvanizado ante la corrosión
Los recubrimientos de zinc evitan la corrosión del hierro de las siguientes maneras:
1) Proporcionando un recubrimiento resistente e impermeable de zinc metálico, que
aísla completamente al hierro de base del ambiente corrosivo.
2) Mediante la llamada protección catódica o de sacrificio, el recubrimiento de zinc se
corroe, muy lentamente, en beneficio del hierro, al que protege. En este tipo de
protección, los pequeños fallos o deterioros mecánicos del recubrimiento que dejan al
descubierto el hierro base quedan igualmente protegidos por el efecto de sacrificio del
recubrimiento de zinc circundante.
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Corrosión atmosférica
En las zonas próximas a la costa, en donde la velocidad de corrosión viene acelerada por
la presencia en la atmósfera de pequeñas gotitas de agua que contienen cloruros
solubles, el comportamiento de los recubrimientos galvanizados es excepcionalmente
bueno en relación con otros sistemas de protección.
Además, el zinc es químicamente resistente al contacto directo con el mortero de cal y
el cemento, una vez que estos materiales están secos.
Ensamblado mediante tornillos de las estructuras de hierro galvanizado
La unión mediante tornillos y tuercas de elementos estructurales galvanizados es el
método más versátil, seguro y que se utiliza con mayor amplitud para la construcción de
estructuras metálicas en lugares alejados de los talleres.
En relación con la soldadura o el remachado en caliente, presenta las siguientes
ventajas:
-Facilidad de montaje.
-Seguridad en servicio.
-Sencillez de inspección.
-Facilidad de ampliación.
-El hierro no sufre recalentamiento.
No obstante, los principios electroquímicos nos demuestran que dos metales en contacto
producen una corriente eléctrica que circula entre ellos, ejerciendo uno de ánodo y otro
de cátodo, y produciendo como consecuencia una corrosión en la zona anódica.
Este efecto, producido en toda unión metálica, varía lógicamente en función de varios
factores, como son el tipo de metal, tipo de ambiente al que se encuentre sometido,
masa de material que entra en juego, etc.
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Por este motivo, y como remedio a los pares galvánicos que se producen en la unión de
la estructura soporte del grupo fotovoltaico y los propios módulos fotovoltaicos, es
conveniente, especialmente en ambientes salinos, la inclusión de lo que se ha dado en
llamar inhibidores de corrosión galvánica, que resultan ser, ni más ni menos, unos
aislantes que eviten el contacto físico de los metales correspondientes al marco del
módulo y a la estructura soporte, como se puede apreciar en la figura 27.
120
Capítulo 7
Cálculo de instalaciones
En las siguientes páginas se describirá un modo de calcular los elementos que integran
tina instalación fotovoltaica. Existen diferentes variantes de cálculo. Y muchas de ellas
están hechas en base a la propia forma y uso que se le dará a la instalación. Estas
trataremos de verlas en el amplio abanico de ejemplos que se han preparado como
complemento a este capítulo, estudiando además las aplicaciones reales, y explicando
las posibles soluciones en todos y cada uno de los casos.
Interpretación de las tablas de radiación
La cantidad de energía recibida del Sol (radiación solar) y la demanda diaria de energía
son los dos factores que nos marcarán la pauta para diseñar un sistema solar
fotovoltaico. Lógicamente, el consumo de electricidad que hace el equipo receptor
queda determinado por la potencia eléctrica consumida multiplicada por las horas de
funcionamiento a que va a estar sometido dicho equipo. Restaría, pues, analizar la
potencia recibida del Sol en el lugar de ubicación para poder calcular el número de
módulos fotovoltaicos necesarios para que se equipare globalmente la potencia
producida a la consumida.
La elección de los datos de radiación solar dependerá directamente de la situación de la
instalación, así como de las condiciones meteorológicas predominantes y particulares de
cada lugar. La mayoría de las estaciones de registro de radiación solar se encuentran
próximas a núcleos de población, justo todo lo contrario a lo que habitualmente ocurre
con las instalaciones solares, que suelen estar más alejadas. No obstante, y salvo raras
excepciones, la radiación es bastante estable dentro de un amplio radio de acción, y esto
se traduce en que, con los datos que disponemos, es posible hacer cálculos muy fiables
y con poco margen de error.
Ahora bien, es de suma importancia considerar las condiciones particulares del lugar de
la instalación, recogiendo datos referidos a nieblas, precipitaciones frecuentes, nieve y
altura que puede alcanzar ésta, temperaturas máximas, mínimas y medias, etc., factores
todos a tener en cuenta a la hora de calcular el sistema
Los datos ofrecidos en las tablas de radiación suelen ser medias de mediadas realizadas
en varios años, de tal forma que se ofrecen valores promediados de años
121
buenos, regulares y malos meteorológicamente hablando, hecho que nos asegura una
mayor fiabilidad en dichos datos.
Lo mismo ocurre con los datos mensuales en que se desglosan las tablas de radiación,
ya que durante el transcurso de un mes se pueden presentar condiciones meteorológicas
prolongadas de lluvias, nieves, días nublados, tiempo seco y claro, que pueden afectar a
los cálculos mensuales de radiación solar. Sin embargo, estos fenómenos se promedian
a lo largo de varios años de toma de datos, haciéndolos muy fiables a partir de medias
calculadas durante cinco o más años.
Las unidades de medición de energía solar que comúnmente se usan son el langley
(caloría por centímetro cuadrado) y, con más frecuencia, el kilojulio por metro
cuadrado. Otra unidad es la Btu por metro cuadrado (o por pulgada cuadrada), pero ésta
es más utilizada en los diseños de colectores térmicos que en los fotovoltaicos.
Como ejemplo, se han transcrito los valores de la radiación interceptada por una
superficie inclinada en Madrid (tabla 3) y la potencia incidente a 30° sobre la horizontal,
hora por hora, durante todos los meses del año (tabla 4). Si observamos esta última tabla
l, veremos que sus valores totales coinciden mes a mes con los expresados en la tabla 3
para la pendiente de 30° y orientación Sur. Seguidamente destacaremos los aspectos
más útiles para nuestro estudio de este tipo de tablas.
Radiación mensual
Usando la tabla 3 podemos definir el ángulo de inclinación más idóneo para obtener la
máxima radiación en un determinado mes. Esto es bastante común en los cálculos
fotovoltaicos, ya que muchos sistemas deben diseñarse para soportar las peores
condiciones de insolación, asegurando la alimentación de la carga.
Tabla 3. Radiación interceptada por una superficie inclinada.
122
Para habituarnos a la búsqueda de este dato, supongamos que deseamos obtener la
media máxima de radiación en los meses más desfavorables y definir el ángulo al cual
deben de inclinarse los módulos fotovoltaicos. Para ello, buscaremos en las columnas de
noviembre, diciembre y enero, que resultan ser las más homogéneas en toda la gama de
ángulos respecto al valor de radiación. Si observamos detenidamente, tanto octubre
como febrero incrementan notablemente su valor. Por lo cual, si los incluyéramos, la
media de radiación a calcular se vería desviada y, por lo tanto, podría darnos un dato
más elevado pero menos fiable para un cálculo fotovoltaico.
El paso siguiente consiste en comparar dónde se producen las máximas radiaciones en
los tres meses antes indicados. Para esto, observaremos que los valores mayores para
noviembre y enero se consiguen a un ángulo de 60° y para el mes de diciembre a 65°,
pero con una variación de tan sólo 60 kJ/m2, valor totalmente despreciable, por lo que
podemos establecer como ángulo mis idóneo el de 60°, y una radiación media en los
meses más desfavorables de:
(Nov.+Dic.+Ene.)/3 (12430+ 12646+11 206)/3 = 12094 kJ/m2
Observemos que los valores del mes de noviembre y diciembre superan la media y tan
sólo enero presenta una desviación del 7.3 %, por lo cual este dato de radiación podría
ser utilizado, comprobando que el déficit producido en cueto puede ser absorbido por la
batería de acumuladores. Dicho déficit sería rápidamente compensado en el mes
siguiente, ya que la radiación solar aumenta en más de 2000 kJ/m2.
123
Los valores antes expresados y los ofrecidos en las tablas corresponden a valores
medios diarios de cada uno de los días del mes.
Puede darse también el caso de sistemas fotovoltaicos que se utilicen durante uno o dos
meses al año, por ejemplo en verano, y deseemos encontrar la máxima radiación y el
ángulo de inclinación. Para ello, igual que en el caso anterior, tendremos que buscar el
mes de mayor insolación, que resulta ser julio, y el ángulo de inclinación más idóneo
sería el de 1 00 sobre la horizontal, produciéndose una radiación de 26 072 kJ/m2 en
estas condiciones.
Como conclusión, se puede decir que para obtener las mayores radiaciones de los meses
más desfavorables, los ángulos que debemos utilizar rondarán los 600 para el territorio
de la península, y por el contrario, las mayores radiaciones de los meses estivales serán
con ángulos pequeños.
Radiación anual máxima
Puede darse el caso de que se necesite el valor más elevado de radiación a lo largo de un
año. Para ello bastará buscar en la tabla 3 el mayor valor en la columna correspondiente
a los totales, que en este ejemplo se sitúa en 6312 798 kJ/m2 por
124
año, lo que supone 1 7295.3 kJ/m2 por día, y que corresponde a un ángulo de 30 sobre la
horizontal.
En la práctica estos datos suelen ser usados pocas veces, dado que las instalaciones,
normalmente, tienen un consumo muy equilibrado día a día, corno para diseñar el
sistema basándose en este parámetro, pues si lo analizamos bien. vemos que sólo los
meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre superarían el valor promedio de
17295.3 kJ/m2, lo que nos indica que deberíamos disponer de un acumulador capaz de
suministrar energía durante seis meses al año y esto, en muchos casos, no resulta ni
técnica ni económicamente viable.
Máxima radiación mensual
Tampoco es muy habitual el que se diseñen sistemas que varíen el ángulo
mensualmente para obtener la máxima radiación y aprovechar mejor el sol en cada uno
de los meses. Tan sólo en los sistemas de seguimiento se utiliza esta técnica, que es
interesante para grandes despliegues de paneles fotovoltaicos, pues es totalmente
necesario el tener un servicio de mantenimiento, que en esos casos quedaría justificado,
pero no normalmente en una pequeña instalación.
De cualquier forma y para familiarizarnos con estas tablas, se enumeran en la tabla 5,
para nuestro ejemplo, las radiaciones mensuales máximas y los ángulos en los cuales se
producen.
125
Una vez más, si nos fijamos en los ángulos, observaremos que a medida que se acerca el
verano, la radiación máxima se produce a un ángulo más pequeño, debido a la altura
que va tomando el Sol. Lo contrario ocurre en el invierno, cuando sus rayos no son
perpendiculares a la superficie terrestre, sino mucho más inclinados.
Radiación diaria
Si observamos la tabla 4 podemos sacar varias conclusiones como, por ejemplo, la hora
a la cual se va a producir la primera incidencia de radiación sobre el panel, así como su
valor, y el final de radiación y principio de la noche.
Estos datos pueden servir para determinar, por ejemplo, el tiempo de funcionamiento a
lo largo de los meses de un sistema de balizaje, o evaluar la producción hora por hora de
un módulo fotovoltaico a lo largo del día.
Este último caso puede ser llevado a un diagrama como el de la figura 2, observando
que se produce una curva en forma de campana, donde en su parte más elevada se
produce el máximo de radiación al incidir el sol frontalmente al módulo solar. Este
punto coincide también con el pico de producción eléctrica de dicho módulo.
Normalmente, todas las tablas de radiación están expresadas en kJ/m2. No obstante, se
pueden encontrar algunas cuyas unidades sean los langleys (caVcm2),
126
o bien el Btu-hora/pie2 (Btu h/ft). Por este motivo, estableceremos las diversas
correspondencias entre todas las unidades, sabiendo que:
100 mW/cm2 = 3 17 Btu h/ft
2 = 86 langleys/h
Por otra parte, el cambio de kJ/m2 a langleys, o viceversa, representa lo más habitual por
ello desarrollaremos la equivalencia seguidamente.
Dado que una caloría es igual a 4.186 julios, tendremos que:
1julio = (1/4.186) cal 0.24 calorías
1 kJ/m2 = (1 kJ)/ (l0
4 cm
2) l04kJ/cm
2
y como 1 kJ = l03 julios, tendremos que:
1 kJ/m2 = 0.1 julios/cm2
0.1 julios/cm2 = 0.1 x 0.24 cal/cm
2
Resumiendo: 1 kJ/m2 = 0.024 cal/cm
2, o sea
1 kJ/m2 = 0.024 langleys
Luego, bastará multiplicar los valores en kJ/m2 por el factor 0.024 para obtener
directamente el valor en langleys.
Quizás una de las conversiones más importantes es la que relaciona el valor de la
radiación con la cantidad de energía que va a generar un módulo solar fotovoltaico en
las condiciones de radiación dadas para el lugar. Para ello partimos de la energía total
diaria recibida, obtenida de las tablas mencionadas anteriormente, y dada en kJ/m2 o
langleys. Estos valores representan las medias diarias, calculadas por meses, de energía
total recibida durante el día promedio. También sabemos que los fabricantes de módulos
solares expresan sus valores eléctricos referidos a una radiación de 100 mW/cm2, o lo
que es lo mismo, 100W/m2 Bastará entonces establecer un nexo de unión entre la
energía solar recibida y la cantidad de energía proporcionada por el módulo fotovoltaico
a una radiación de 100 mW/cm2 a este valor se le da el nombre de horas de sol pico u
horas de sol equivalente, y todo ocurre como si pudiéramos poner el Sol frente al panel
solar durante estas horas y retirarlo después. La cantidad de energía en este supuesto
seria la misma que lo que sucede en realidad, o sea que el Sol describe un amen frente al
módulo, generando una energía progresivamente más alta hasta el mediodía solar, y
decreciendo posteriormente hasta desaparecer.
127
Veamos paso a paso el proceso:
1) 1 langley 1 cal/cm2
2) 1 cal 4.186 Ws
3) l360Os
4)4.186 Ws (1 h)/ (3600 s) = 0.00116 Wh
5)1 Wh= 1000 mWh
6) Para convertir 1000 mWh en 100 mWh:
7) Luego:
(1000 mWh)/ (100 mWh)= 10
0.00116 Wh x l0x (l00 mWh)/ (l Wh) =0.01 16x 100 mWh
8) Por tanto:
o lo que es lo mismo:
1 cal/cm2 = 0.0116 x (l00 mWh)/cm2
1 langley/día = 0.0ll6 x (100 mWh)/ (cm2día)
El valor (100 m\Vh)/cm2 es lo que se ha dado en llamar hora de sol pico (lis .p.). De
esta forma, multiplicando los langleys por el factor 0.01 1 6, obtendremos el número de
h.s.p. equivalentes, para poder trabajar más fácilmente en los cálculos de instalaciones.
Según lo anterior, se puede establecer que:
langley x 0.0116 h.s.p.
(kJ/m2) x 0.024 x 0.0116 = h.s.p.
Cálculo del número de módulos fotovoltaicos. Factor de seguridad
Una vez conocida la radiación del lugar donde se va a instalare el sistema solar y
definido el ángulo idóneo para el mejor aprovechamiento de ésta, pasaremos a calcular
el número de paneles fotovoltaicos necesarios. Para ello bastará obtener la producción
eléctrica de cada módulo en el lugar de ubicación, y dividir posteriormente el consumo
por la producción unitaria de cada uno de éstos.
128
Veamos un ejemplo:
Supongamos que partimos de una radiación de 15 000 kJ/m2 y debemos alimentar una
carga cuyo consumo sea de 84 W y funcione durante 5 minutos cada hora del día a una
tensión nominal de 12 voltios.
El primer paso consiste en calcular el consumo diario total del receptor. Para ello
calcularemos el tiempo diario de funcionamiento y posteriormente la potencia
consumida al día.
luego
(5 min/h) x (24 li/día) = l 20 minutos/día = 2 horas/día
84 W x 2 h/día = 168 Wh/día
Como la tensión es de 12 V nominales:
(168 Wh/día)/ (12 V)= 14 Ah/día
El consumo resulta ser de 14 amperios-hora por día. Una vez calculado este
dato, procederemos a saber cuánta corriente genera al día un módulo solar, Si
suponemos que utilizamos un módulo capaz de proporcionar, a 10(1 uW/con 2
amperios, tenemos:
15 000 kJ/rn2 x 0.024 = 360 langleys
360 langleys x 0.01 l 6 = 4.17 h.s.p.
Como por hora de sol pico (h.s.p.) el módulo nos da 2 amperios:
4.17 h.s.p. x 2 A = 8.34 Ah/día
Queda entonces evidente que el número de módulos en paralelo que necesitamos, será el
resultado de dividir el consumo diario entre la piodiwcioη diaria del panel. Por lo tanto:
Número de paneles en paralelo = (14 Ah/día) / (8.34 Ah/día) l .6 2
Como en este caso la tensión es 12 V, el número de paneles en paralelo es el mismo que
el número total de paneles. No ocurriría así si la tensión fuera 2.1 V. en este caso, al ser
los módulos de 12 V, nos veríamos obligados a disponer de dos series de dos módulos
en paralelo, con el fin de proporcionar la corriente necesaria a la tensión de
funcionamiento. Entonces, el número total de módulos seria de cuatro si consumiéramos
los 14 Ah/día a 24 y.
Un aspecto muy a tener en cuenta especialmente en instalaciones comprometidas, es la
adición al valor del consumo de un factor de seguridad, también Ilamado
129
factor de diseño. Este incremento que se añade al consumo real del receptor compensa
pequeños gastos de corriente eléctrica producidos por consumos de los reguladores de
carga, autodescarga de la batería, pérdidas eléctricas en los conductores, etc. También
cubre el déficit de una posible capa de polvo o suciedad que pueda depositarse en la
superficie del módulo, reduciendo por ello la energía producida, así corno la pequeña
degradación que sufriría el panel a lo largo de los años de trabajo, o incluso las
variaciones climatológicas que pudieran derivarse al utilizar datos de radiación solar
alejados del lugar real de la instalación.
Todas esas consideraciones hacen, por tanto, aconsejable el incremento de un factor de
seguridad corno prevención a posibles fallos en las instalaciones. El valor de dicho
factor será más grande cuanto mayor sea el riesgo y la importancia de que se pueda dar
alguno de los supuestos mencionados anteriormente u otros especiales que pudieran
incidir.
Como regla general, suele utilizarse un factor de seguridad del 10% si los datos de
radiación se han tomado en las peores condiciones (invierno). Este tanto por ciento se
debe incrementar si utilizamos datos medios de radiación, o bien si las circunstancias
del lugar o de la instalación así lo aconsejan. Si aplicamos pues a nuestro ejemplo un
factor de diseño de un 15%, obtenemos:
Consumo + 15% = (14 Ah/día) x 1.15 = 16.1 Ah/día
N° de paneles en paralelo = (16.1 Ah/día) / (8.34 Ah/día) = 1 .93 ≈ 2
Observaremos que el número real de paneles fotovoltaicos no ha cambiado, pero el
número teórico ha pasado de ser de l.6 a ser de 1.93.
Cálculo de la capacidad de acumulación
Otro de los cálculos básicos de una instalación fotovoltaica corresponde al cálculo de
los Ah de capacidad que ha de tener el acumulador de la instalación. Para ello debemos
definir previamente qué se entiende como día de autonomía, que corresponde al hecho
de que, produciéndose un día sin radiación solar, el acumulador pueda proporcionar al
receptor la corriente necesaria para su perfecto funcionamiento durante las horas
previstas en el diseño.
Lógicamente, el número de días de autonomía que debemos dar a una instalación estará
marcado por dos factores fundamentales como son la seguridad
que necesite la instalación y la posibilidad estadística de producirse días nublados
consecutivos, factor este último íntimamente ligado al lugar de situación. En efecto,
cuanto mayor sea la seguridad deseada ante un posible fallo, mayor ha de ser el número
de días de autonomía.
130
Pensemos, por ejemplo, en equipos repetidores donde se manejan repetidores
importantes (Cruz Roja, Bomberos, Policía, etc.) y donde un fallo del sistema de
alimentación puede costar vidas humanas. Lógicamente. con estos casos no cabe
escatimar capacidad de acumulación.
El lugar donde se ubica la instalación (provincia, zona, etc.) representa también un
factor de suma importancia a la hora de definir la cantidad de días de autonomía que
debemos calcular. Es evidente que no podernos dar el mismo número de días a una
instalación en Almería que a otra similar en Guipúzcoa.
La profundidad de descarga que se produce en la batería, tanto diariamente durante la
descarga nocturna, como en una descarga excepcional al producirse unos días de mal
tiempo, representa un dato fundamental para el cálculo de la capacidad de acumulación.
No obstante, el valor de la descarga máxima lo deberemos definir en función del tipo de
batería que se utilice, ya que como se vio en el capítulo dedicado a los acumuladores, no
todas las baterías pueden tratarse (de la misma forma, pues ello dependerá del propio
diseño y construcción de este elemento.
Una de las formas de calcular la capacidad de acumulación consiste en aplicar la
siguiente fórmula:
Capacidad = (Consumo x Días de autonomía) / Profundidad de descarga
Supongamos en nuestro ejemplo que se desean asegurar 10 días de autonomía, llegando
a una descarga final del 40 % si esto se produce. Aplicando la Formula anterior
tendremos que:
Capacidad = (14 Ah/días) x (10 días) / 0.4 = 350 Ah
Obsérvese que se ha aplicado el consumo real, y no el aumento con el 15% de
seguridad, ya que en este caso se ha supuesto que la carga consumirá exactamente los
14 Ah/día sin pérdida adicional alguna.
Supongamos ahora que por alguna causa no se produce aportación eléctrica del grupo
fotovoltaico a la batería durante 10 días consecutivos. En estas circunstancias, se
tomarán de la batería 140 Ah, que precisamente corresponden al 40% de los 350 Ah
totales, resultando que todavía nos quedan en el acumulador 2 l0 Ah o sea, el 60% del
total).
Puede ocurrir que en determinadas instalaciones donde el frío es muy inmenso.
Debamos tener en consideración este hecho si las bajas temperaturas se mantienen
durante varios días. En efecto, tal y como se vio en el capítulo dedicado a la
acumulación, la capacidad de una batería disminuye drásticamente con el frio e incluso
se incrementa la posibilidad de congelación del electrolito si el estado de carga al cual
se encuentra el acumulador es bajo. Por este motivo, la introducción en los cálculos de
unos días de autonomía extra, o bien el incremento de un tanto
131
por ciento supletorio a la capacidad calculada, nos evitaría la posibilidad de un fallo
producido por efecto de bajas temperaturas. La elección de este factor de seguridad
adicional se tomaría a la vista de los datos del fabricante del acumulador respecto a la
disminución de temperatura, así como por las temperaturas mínimas producidas en la
zona.
Para completar totalmente el cálculo de la hatería, bastará buscar en las tablas de
modelos de los diferentes fabricantes hasta encontrar aquel acumulador que posea una
capacidad igual o algo superior a la calculada, definiendo el modelo y número de
elementos a utilizar en la instalación.
Debemos tener en cuenta que lo ideal para un acumulador es disponer de la capacidad
total a la tensión de trabajo nominal, debiendo rechazar en principio la posibilidad de
acoplar acumuladores en paralelo, ya que disminuye la fiabilidad. En general, el uso de
más de dos baterías en paralelo se puede considerar peligroso, no obstante, no así
cuando estas mismas baterías se conectan en serie.
Cálculo del regulador
Una vez se ha diseñado la instalación y calculados el número de paneles y de baterías,
sólo queda definir la dimensión y el tipo de regulador a incorporar, siempre y cuando no
se estén realizando los cálculos con paneles autorregulados.
El primer paso consistirá en definir el tipo de regulador, bien sea serie o paralelo, y una
vez definido este punto, se calculará el número de paneles que se han de acoplar con
cada elemento de regulación.
Si la instalación es reducida, todos los paneles estarán normalmente conectados a un
solo regulador, pero en caso contrario se deberán hacer grupos de módulos, cada uno
con su regulador, conectando todas las salidas al mismo acumulador.
Como ejemplo, vamos a suponer que se dispone de un grupo de 20 módulos de 2.5 A de
producción máxima y unos reguladores capaces de aguantar 30 A, siendo la instalación
de 12 V nominales.
La producción máxima de todos los paneles sería de:
2.5 A x 20 = 50 A
por lo tanto, el número de reguladores será de:
50A/30A= 1.6 ≈ 2 reguladores
La distribución quedaría entonces en dos grupos de 10 paneles en paralelo, cada uno
manejado por un regulador, tal y como se puede ver en el esquema de la
figura 3.
132
Fig. 3. Esquema eléctrico para la disposición de 20 módulos fotovoltaicos en dos
ramas manejados mediante dos reguladores con capacidad, nominal de 30 A.
No resulta nunca conveniente apurar al máximo la potencia del regulador puesto que de
producirse una variación en la salida de todos o alguno (de los módulos que componen
el subconjunto, podría superarse la potencia máxima y hacer peligrar la fiabilidad de su
funcionamiento. Abundando en este plinto. Pensemos también que las salidas máximas
de los módulos están dadas 100 mW/cm2, y cualquier variación de radiación
(instalaciones en montañas. reflejo del contorno, etc.), se traduciría en un aumento de la
potencia producida, pudiendo ocurrir que el regulador sobrepase su potencia nominal,
con el consiguiente peligro o de avería.
Es recomendable, por lo tanto, dejar un cierto margen de seguridad entre las. potencia
máxima producida por los paneles y la potencia máxima del regulador. Un 10% podría
ser un buen margen para evitar posibles fallos en el sistema.
Hoy el mercado ofrece una amplia gama de reguladores estándar, que van desde unos
pocos amperios hasta valores de 50 A o más. Por consiguiente. , siempre que sea
posible, deberemos poner un solo regulador de carga que nos asegure una modulación
de la carga única, con centralización de todas las alarmas mimas (baja y alta tensión,
etc.) que pueda traer dicho regulador de serie.
133
Cálculos de instalaciones solares fotovoltaicas por ordenador
La finalidad de este apartado no consiste en explicar la forma de realizar un programa,
ya que esto sería bastante largo y complejo, sino dar un repaso a los listados que éste
nos proporciona y saber entender los datos y las premisas que lo componen, para poder
entonces estar en condiciones de interpretar uno de estos cálculos.
Básicamente, todos los programas de ordenador están basados en una entrada de datos
donde se define la situación geográfica de la instalación (longitud y latitud), el consumo
en Ah/día de la carga, la tensión de funcionamiento, temperaturas mínimas conocidas,
altitud, etc. Con estos datos, el ordenador busca en su memoria la radiación del lugar, o
en su defecto, la más cercana, realizando entonces el cálculo más idóneo entre el
número de paneles fotovoltaicos y la capacidad de la batería en función del ángulo de
inclinación de los paneles más adecuado.
Seguidamente se describirán dos tipos de listados, uno de ellos más completo y
complejo realizado por un ordenador de tipo medio, usado normalmente por las
compañías fabricantes de módulos fotovoltaicos como soporte a su red comercial de
distribución (ejemplo 1). El segundo corresponde a un pequeño pero completo
programa realizado por un microordenador personal, el cual es accesible a cualquier
persona con unos mínimos conocimientos de informática.
Ejemplo 1
En este caso se ha supuesto un repetidor situado en la isla de Tenerife, cuyos consumos
suponen 37 W durante 10 horas al día en transmisión, y 13.5 W durante las 24 horas,
correspondiente al consumo del receptor. La tensión es de 24 V nominales, habiéndose
previsto una autonomía de 10 días.
Como primer paso antes de introducir los datos en el ordenador, se procede al cálculo
del consumo diario de la instalación, que resulta ser:
Transmisor: 37 W /24 V = 1.541 A
1.541 A x 10 h/día= 15.41 Ah/día
Receptor: 13.5 W/24 V= 0.562 A
0.562 A x 24 h/día = 13.49 Ah/día
Total = 15.41 + 13.49 = 28.9 Ah/día
134
Una vez conocido el consumo diario, se introduce la longitud y latitud del lugar, la
tensión de funcionamiento, ficha y hora, y por supuesto el consumo de la instalación así
como los días de autonomía previstos.
El resultado será de 8 módulos (en dos series de 4 en paralelo) y una capacidad de
batería de 369 Ah, siendo el ángulo de inclinación de los paneles de 35. Orientación
Sur.
Para una mayor comprensión pasaremos a describir el significado de los datos
contenidos en el programa.
135
Fig. 5. Esquema eléctrico del ejemplo I.
1. LAT
Latitud, redondeada al grado inmediato.
2. LONG
Longitud, redondeada al grado inmediato.
3. AVG LOAD
Carga media, en amperios-hora/día. Todas las cargas medias se promedian
durante el año.
4. AVG LOAD CURRENT
Carga media (parámetro 3) dividida por 24 horas.
5. PANEL AMPS
Corriente producida por el grupo (corriente de un módulo x número de módulos en
paralelo).
6. LANG FLAT
Media en langleys de los valores medios a diario correspondientes a cada mes.
7. LANG TILT
Langleys calculados que inciden sobre una superficie al ángulo de inclinación
indicado.
8. TILT ANGLE
Número de grados de desviación de la horizontal a los que hay que colocar el
panel.
SOUTH ORIENTATION indica que el panel debe mirar hacia el Sur.
NORTH ORIENTATION indica que el panel debe mirar hacia el Norte.
9. DERATING FACTOR
136
10. MON (%)
Porcentaje de carga mínima observada en cada mes.
11. AVG LOAD
Carga media observada en cada mes.
12. DAILY OUTPUT
Energía diaria de salida del panel, en cada mes.
13. DERATED PANEL OUT
Energía diaria de salida del panel, disminuida (parámetro 12 menos parámetro
9).
14. END OF MONTH CAPACITY
Estado de carga de las baterías el último día de cada mes.
15. LOAD AVG
Carga diaria media por semana.
16. MAX DEMAND
Mes en el que el resultado de dividir la carga entre el valor de luz solar es más
alto.
17. D.F.
Factor de diseño: Potencia media disminuida del panel dividida por la carga
media. Representa un coeficiente de calidad para evaluar el rendimiento del
sistema.
18. REQUIRED STORAGE
Acumulador necesario para satisfacer la demanda (o consumo) nocturna mínima
de la batería y la demanda (o consumo) total de la batería en caso pésimo dentro
del grado de descarga dado.
19. AUTONOMY STORAGE
Amperios-hora consumidos para suministrar energía para la carga media para un
número determinado de días.
20. TOTAL STORAGE
Total del parámetro 18 + total del parámetro 19.
21. APROX FREEZE POINT
Punto aproximado de congelación del electrolito de la batería al punto de
descarga dado.
22. MIN CAP
Capacidad mínima de la batería expresada porcentualmente durante el año.
137
23. PERIOD(S)
Número de veces que la batería alcanza anualmente su capacidad mínima.
24. DAYS BELOW 100% CAPACITY
Días del año en que la batería está por debajo del 100% de su capacidad.
Podernos observar en el listado que el número de módulos necesarios en paralelo es
de cuatro, y el sistema constará de dos de estos grupos en serie para poder alcanzar
los 24 y nominales, por lo que tendremos un total de 8 módulos fotovoltaicos de 12
V nominales y 2.05 A de salida. El regulador utilizado para evitar la sobrecarga de
baterías y la descarga de éstas sobre el grupo de placas fotovoltaicas en períodos
nocturnos, será de tipo serie ajustado a 24 V y con capacidad de hasta 10 paneles en
paralelo, pudiendo como consecuencia ampliar el sistema sin variar el grupo
regulador.
Las baterías a utilizar serán de plomo-calcio, baja autodescarga (2 (y0) y sin
mantenimiento, ya que para este tipo de instalaciones compensa más un coste
adicional en la compra que el mantenimiento del electrolito a lo largo de la vida de
la batería.
Además debemos tener en cuenta que la vida de este tipo de baterías está entre los 5
y los 7 años, según se diseña en los cálculos de profundidad de descarga.
Como el número de amperios-hora requerido (incluyendo los días de autonomía) es
de 369 Ah, y dado que la capacidad de las baterías que se van a utilizar es de 105 Ah
a 12 V, necesitaremos dos grupos en serie de cuatro baterías en paralelo, lo que
hacen un total de 8 baterías.
Ejemplo 2
Este método de cálculo para sistemas fotovoltaicos está basado en un balance entre
la producción de corriente de paneles y el consumo de corriente del sistema que se
pretende alimentar.
Los distintos pasos que efectúa el ordenador son los siguientes:
1. Datos de instalación
2. Toma de datos de la radiación solar en la zona
3. Cálculo del consumo total
4. Cálculo del número de paneles necesarios
5. Cálculo de la acumulación de baterías
6. Balance mensual de la carga-descarga
7. Gráfico de barras mes a mes de producción/consumo
138
1. Entrada de datos de la instalación
En primer lugar figuran los datos particulares del usuario, como dirección,
población, fecha y provincia.
La TABLA DE CONSUMOS está compuesta de tres columnas encabezadas por
EQUIPO, AMPERIOS y HORAS, donde equipo representa el nombre del equipo
parcial que se expresa, amperios la intensidad de corriente que consume y horas, el
tiempo de funcionamiento diario. Con estos datos definiremos el Consumo global
del sistema a lo largo de un día.
A continuación, se relacionan los DÍAS DE CONSUMO DE CADA MES. que
representa el número de días al mes en los que se reproducen los consumos
139
anteriormente expresados, dato importante para el dimensionado del sistema
fotovoltaico generador.
Los dos datos que faltan son la tensión de trabajo (a la que corresponden las
intensidades), expresada en la tabla de consumos, y los días de autonomía deseados.
2. Toma de datos de radiación solar
A partir de la provincia el ordenador busca los datos almacenados en su memoria, mes a
mes, de la radiación solar en la zona. Con la radiación de la provincia obtenemos el
valor en amperios-hora de lo que es capaz de producir un panel durante un día de cada
mes con una inclinación adecuada.
3. Cálculo del Consumo total
El siguiente paso consiste en multiplicar los consumos parciales por sus tiempos de
funcionamiento y sumarios, obteniendo el consumo total del sistema a lo largo del día.
Este consumo se incrementará un 10% con el fin de disponer de un margen de
seguridad, y lo denominaremos consumo de cálculo.
4. Cálculo del número de paneles necesarios
Una vez obtenida la producción de un panel en la zona y el consumo del sistema, el
ordenador calcula el número de paneles necesario ajustando este valor al número entero
más próximo (o bien, al número par más próximo si la instalación es a 24v).
5. Cálculo de la acumulación en baterías
La acumulación se obtiene sumando dos acumulaciones parciales: la acumulación base
y la de autonomía. De esta forma se puede garantizar la profundidad de descarga
máxima y los días de autonomía necesarios.
6. Balance mensual carga-descarga
Esta tabla representa un estado de cuentas mes a mes del balance producción, consumo
y saldo.
Puede darse el caso de que el saldo resulte negativo; en este caso se considera que el
déficit es absorbido por la acumulación en batería, no siendo necesario incrementar el
número de paneles.
7. Gráfico de barras mes a mes de producción/consumo
Este gráfico está compuesto por dos tipos de barras. Las barras más oscuras
corresponden a la producción de corriente de los paneles y las más claras corresponden
al consumo de la instalación. Este gráfico aporta tina visión global del futuro
funcionamiento del sistema fotovoltaico.
140
El cálculo expuesto de esta forma tiene dos objetivos. Por una parte, es un cálculo
justificativo del sistema que se ofrece para una instalación específica, y por otra, da una
información mensual del comportamiento de la instalación a lo largo del año, con lo que
su replanteamiento es tarea fácil.
Dimensionado de convertidores cc/ca
La primera regla que debemos tener en cuenta es la de conseguir el consumo exacto del
equipo de corriente alterna, así como su punta de arranque. Este último dato es la causa
de múltiples averías, ya que por una parte, muchos de los convertidores cc/ca no pueden
proporcionar puntas de potencia grandes, y por otra existen determinados equipos
(frigoríficos, motores, etc.) que pueden llegar a consumir hasta diez veces su potencia
nominal en el momento del arranque.
Habitualmente, la incorporación de un condensador en paralelo con la carga puede
reducir considerablemente las puntas de arranque, haciendo que podamos acoplar otro
convertidor de una potencia más reducida.
Después de lo comentado anteriormente, supongamos que tenemos que dimensionar un
convertidor para alimentar varias cargas en corriente alterna de una potencia total de
350 W durante dos horas al día. Para ello tomaremos un convertidor cuya potencia, o
características, puedan proporcionar la punta de arranque que necesitan los equipos, por
ejemplo, uno de 600 W con entrada a 24 V y salida a 220 Vca. El cálculo de la carga
sabiendo que el rendimiento (η) es del 70%, para un 50% de carga nominal (datos dados
por el fabricante), será como sigue:
Potencia de entrada = Potencia de salida / η
Pc = 350W/0.7=500W
Como la tensión es de 24 V, la corriente absorbida por la batería será de:
500W/24V=20.8A
20.8 A x 2 h/día = 41.6 Ah/día
Bastaría proceder como si de un cálculo habitual en corriente continua se tratara para
obtener el número de paneles y baterías necesarios. mediante los cálculos vistos en los
apartados anteriores.
La importancia de considerar las puntas de arranque de algunos equipos de corriente
altema estriba fundamentalmente en la elección del convertidor o inversor.
141
de cc/ca, en cuanto a su potencia máxima o a sus características de diseño frente a
sobrecargas de corta duración, y no especialmente por el consumo de éstas, ya que se
producen en tan corto tiempo que puede despreciarse a la hora de un cálculo de cargas.
Cálculo de la sección del conductor
El cálculo de la sección del conductor a utilizar en una instalación fotovoltaica es
muy importante, debido fundamentalmente a que estamos trabajando con corriente
continua de bajo valor (12 V, 24 V) y como consecuencia el número de amperios
aumenta, haciendo que las pérdidas en los conductores eléctricos sean notorias si éstos
no están bien dimensionados.
Como todos sabemos, el valor de la resistencia de un conductor viene dado por
las fórmulas siguientes:
R=ρL/S o R = L/(σS)
donde:
R = Resistencia en ohmios (Q)
ρ = Resistividad en QmmVm
L = Longitud en metros
S = Sección del conductor en mm
σ= Conductividad (inversa de la resistividad)
También sabemos que
R = (Va-Vb)/l
donde Va - Vb es la diferencia de potencial e I la intensidad eléctrica. Luego,
sustituyendo, resulta que:
(Va-Vb /I = ρL/S
luego: S = ρLl/(Va-Vb) o bien, S = LI/[σ(Va-Vb)]
Como, habitualmente, el conductor utilizado es el cobre y el valor de su resistividad
para hilo estirado en frío es de 0.01786 Ω-mm2/m, tenemos que:
ρ=1/σ luego σ= 1/ρ= 1/0.01786 = 56
Por tanto: S=2LI/[56(V a-Vb)]
142
donde:
S = Sección en mm2
L = Longitud en metros hasta el receptor
I = Intensidad en amperios
Va- Vh = Caída de tensión en voltios
La fórmula anterior nos permite calcular la sección del conductor en función de
la longitud, la intensidad y la caída de tensión permitida . El factor 2 incluido en la fórmula nos da la distancia real de conductor, ya que normalmente solo se mide la distancia entre el generador y el receptor, existiendo un conductor de
ida y otro de vuelta.
Veamos unos ejemplos:
1) ¿Cuál sería la sección mínima necesaria para que el ejemplo del convertidor
del apartado anterior presentara una caída de tensión máxima de 0.1 V en una
longitud de 3 metros?
Como ya se vio, este convertidor absorbía una corriente de 20.8 A a 24 V,
luego:
S = (2x3x20.8)/(56x0.1)= 124.8/5.6 = 22.2 mm2
2) Si disponemos de una línea de 2.5 mm2 de sección y de 40 m de longitud,
¿Cuál sería la intensidad máxima que podría circular para no provocar una
caída de tensión mayor del 5% sobre la tensión nominal de 12 V?
Primeramente se calculará el margen de tensión disponible:
12 V x 5/100 = 0.6 V luego: Va –Vb = 0.6
y utilizando la fórmula
S= 2 LI/ [56(Va-Vh)]
despejando el valor I,
I = 56 S (Va-Vb)/ (2L)
nos queda
I = (56 x 2.5 x 0.6)/80 = 1.05 amperios
3) Supongamos que tenemos un grupo de paneles fotovoltaicos capaz de
suministrar un máximo (en condiciones de 100 mW/cm2 de radiación) de
143
30 A, y que la longitud hasta la batería y sistema de regulación es de 15 m
¿Cuál sería la sección del conductor necesario para que en el peor de los casos
la tensión no disminuyera en más de 0.4 V?
Dado que:
I = 30 A
L= 15 m
Va-Vb = 0 .4 V
sustituyendo en la fórmula de la sección, nos queda:
S=(2x 15 x 30)/(56x0.4) = 40.17 mm2
Debemos tener también en consideración que a mayor temperatura, mayor es
la resistencia, lo que trae como consecuencia una mayor caída de tensión. En
estos casos, se tomará como margen de caída de tensión un valor más pequeño,
sobre todo en los cálculos de líneas que estén a la intemperie, en donde se
pudieran dar valores altos de temperatura.
La tabla 6 nos proporciona los valores (en mm2) de secciones más usuales,
utilizadas en conductores eléctricos de cobre.
144
Sección
nominal
Sección
teórica
1.5 1.50
2.5 2.49
4 3.98
6 5.94
10 9.90
16 15.90
25 26.23
35 37.60
50 51.18
70 72.73
95 99.67
120 124.21
150 153.51
Tabla
6
Bastará pues buscar el valor inmediatamente superior al teórico calculado para
poder definir el tipo y sección comercial de conductor a utilizar en una
determinada instalación. De esta forma, en el ejemplo 1 tendríamos que utilizar
el conductor de 25 mm2, y en el ejemplo 3, el de 50 mm
2.
Cálculo de la altura manométrica en una instalación de bombeo
Con el fin de aclarar las ideas, muchas veces confusas, sobre cuáles son los
datos fundamentales para la elección de la bomba necesaria para una
instalación destinada a la extracción de agua, hay que indicar que éstos son
fundamentalmente dos: el caudal y la altura manométrica.
Con estos dos parámetros estaremos en condiciones de seleccionar la bomba
adecuada y, con el dato de su consumo y las horas de funcionamiento,
dimensional el sistema solar necesario.
No obstante, resulta imprescindible ampliar un poco el concepto de altura
manométrica, a fin de evitar interpretaciones erróneas que se traduzcan en
errores de cálculo posteriores, siendo por ello conveniente definir algunos
puntos básicos como son:
- Altura geométrica: Es la resultante de medir verticalmente la distancia entre el agua y el lugar más alto donde será depositada.
- Altura de impulsión: Es la medida entre la bomba y el punto máximo de
elevación.
- Altura de aspiración: Es la distancia entre el agua y la bomba (en el caso de bombas sumergibles esta altura es cero).
- Altura manométrica: Es la suma de la altura geométrica más la pérdida de
carga (esta última expresada en altura equivalente).
- Pérdida de carga: Se define como la fuerza que se opone al avance del
agua en las tuberías como consecuencia del rozamiento interno,
diámetro, longitud, curvas y codos, válvulas y otros accesorios.
En el Apéndice se incluye una tabla destinada a calcula r las pérdidas de carga
en función del diámetro de una tubería y del número de litros que circula por
ella.
Como ejemplo aclaratorio, se calculará seguidamente la altura manométrica de
una instalación de bombeo:
Supongamos que disponemos de un pozo cuyo nivel de agua se encuentra a 5
metros del suelo y es necesario trasladar el agua a una distancia de 180 metros.
145
en donde encontramos dos codos y una válvula. El desnivel entre el pozo y el
depósito de almacenamiento es de 8 metros y la tubería di sponible de una
pulgada (2.5 cm), siendo el caudal de 1000 litros/h.
El cálculo sería el siguiente:
- Altura de aspiración: 5 m
- Altura de impulsión: 8 m
- Altura geométrica: 5 m + 8 m = 13 m
- Pérdida de carga: Consultando la tabla de pérdidas de carga, observamos que los dos codos equivalen a 10 m de recorrido y la válvula a otros
tantos,lo que sumado a los 180 m de tubería, hacen un total de 200 m.
Puesto que para un caudal de 1000 l/h, en tubería de 25 mm, cada 100 m
equivalen a 2.3 m manométricos, la pérdida de carga será de 4.6 m.
- Altura manomètrica: 13 m + 4.6 m = 17.6 m
146
Capítulo 8
Instalación del panel fotovoltaico
Como se ha visto en anteriores capítulos, los rayos solares inciden sobre la
Tierra con diferentes ángulos de inclinación, variables no sólo por la posición
del observador, sino también por la época del año. En efecto, para
instalaciones situadas en el hemisferio norte (caso de España), la orientación
del módulo solar será sur, mientras que si ésta se encuentra en el hemisferio sur,
la orientación será norte (caso de gran parte de Sudamérica y también de
África). De cualquier forma, como los paneles producen la máxima energía
cuando los rayos solares inciden perpendicularmente a la superficie del panel,
deberemos buscar el ángulo de inclinación tal que nos produzca la máxima
corriente eléctrica una vez orientado en su posición. Lógicamente, este ángulo
de inclinación será variable a lo largo de los meses del año, puesto que la
inclinación de los rayos va siendo mayor cuanto más se acerque el verano y
viceversa. Por tanto, y para España, los ángulos variarán entre los 20°-25° y
los 55°-60° respecto a la horizontal, según sea verano o invierno
respectivamente.
147
Fig. 1. Inclinaciones máxima y mínima de un panel fotovoltaico situado en
España
Inclinación invierno
Inclinación verano
Lo mejor para conseguir siempre la máxima producción sería variar el ángulo
mes a mes, pero como esto resulta bastante molesto, en la mayoría de las
instalaciones se opta por el ángulo más idóneo dependiendo de la época en la
cual se va a utilizar con más frecuencia, o bien por dar una inclinación grande
para aprovechar al máximo el sol invernal si el consumo es igual para todos los
meses del año. En algunos casos es posible, y no resulta especialmente molesto,
dar dos inclinaciones al año, una de invierno (55°-60°) y otra de verano, que se
encuentre alrededor de los 25°-30°.
Tabla 7. Ángulos para orientación invernal en función de la latitud del lugar.
Latitud del lugar de
instalación (en grados)
Ángulo de
inclinación
0° a 15° 15°
15° a 25° Mismo que la latitud
25° a 30° Latitud + 5°
30° a 35° Latitud + 10°
35° a 40° Latitud + 15°
40 Latitud + 20°
148
12
2
12 voltios
4 amperios 12 voltios
4 amperios
Voltios 12
Amperios 2 12
2
Los módulos conectados
en paralelo incrementan
el amperaje de salida
Voltios 12
Amperios 2
Los módulos conectados en serie incrementan el voltaje de salida
Los módulos conectados en serie/paralelo incrementan el voltaje y el amperaje de salida
Una vez que disponemos del ángulo idóneo para el mejor aprovechamiento de la radiación, pasaremos a describir la conexión eléctrica entre paneles. Como
todos sabemos, la interconexión entre los módulos puede ser de dos tipos: en
serie (para aumentar la tensión) o en paralelo (con lo cual aumenta la intensidad
producida) No obstante, con excesiva frecuencia se ha de disponer de una
mezcla de los dos tipos de conexiones para poder conseguir la intensidad y
tensión idóneas para cada caso en particular (ver figura 3).
De todos es conocido que al conectar dos módulos en paralelo la tensión resultante es la misma que la de uno, pero, por el contrario, la intensidad
eléctrica se duplica. Si en cambio los dos módulos se conectan en serie, la
tensión sera el doble, mientras que la intensidad eléctrica producida
corresponderá a la de uno de ellos.
En las figuras 4, 5, 6 y 7 se pueden apreciar algunos ejemplos que ilustran lo
anteriormente expuesto, siendo el común denominador de todos ellos la
utilización de un módulo cuya tensión nominal es de 12 V y su corriente de 2
amperios.
149
para le lo 12 v, 4 A
serie 24 V. 2 A
serie/para le lo 24V. 4 A
Fig 3 bis. Operación de
conexionado de los módulos.
Fig. 5. Conexiones a 24 V entre 2 A y 12 A de intensidad pico.
150
Fig. 4. Conexiones a 12 V entre 4 A y 24 A de intensidad pico.
12 voltios
4 amperios
12 voltios
8 amperios
12 voltios
16 amperios
12 voltios
24 amperios
24 voltios
2 amperios
24 voltios
8 amperios
24 voltios
4 amperios
24 voltios
12 amperios
48 voltios 2 amperios
48 voltios 4 amperios
36 voltios 6 amperios
Fig. 6. Conexiones a 36 V entre 2 A y 8 A de intensidad pico.
Fig. 7. Conexiones a 48 V entre 2 A y 6 A de intensidad pico.
Resulta obvia la importancia de unas buenas conexiones eléctrica s que nos
aseguren una fiabilidad elevada, en previsión de posibles fallos con respecto a
caídas de tensión producidas en las uniones. Esta avería, que suele resultar más
frecuente de lo que en principio podemos pensar, se elimina disponiendo los
terminales adecuados para cada tipo de conexión, por lo que debemos huir de
los arrollamientos del hilo conductor sobre los terminales, que tan poca
seguridad nos ofrecen.
151
36 voltios 2 amperios
36 voltios 4 amperios
36 voltios 8 amperios
Tampoco debemos olvidar la protección contra los agentes a tmosféricos de los
conductores eléctricos, especialmente los que interconexionan los módulos y
los que los unen con el sistema de regulación. Son precisamente éstos los que
sufrirán más directamente las inclemencias atmosféricas, por lo cual su elección
no debe de plantear dudas, ya que, en cualquier caso, se deben instalar los de
mejor calidad respecto a sus aislantes exteriores. Una buena costumbre consiste
en introducirlos bajo tubo, al menos en el tramo que se va a encontrar a la
intemperie.
Normalmente, los módulos fotovoltaicos son especificados por su potencia
nominal y un ±10 % de tolerancia, pero este sistema no es eficaz a la hora de
conectar las series de módulos cuando la tensión es de 24 voltios o más. En
electo, si, por ejemplo, conectamos cuatro módulos en serie con en el punto de
máxima potencia en 5 A, 5.3 A, 4.8 A y 5.4 A, que correspondieran a 80 W,
84.8 W, 76.8 W y 86.4 W respectivamente, siendo el módulo tipo de 85 W
±10%, lo que habremos conseguido es poner una serie que sólo pueda dar 4.8
amperios, ya que en una conexión en serie "manda" siempre la corriente más
pequeña de todas las que puedan generarse. Es por este motivo que algunos
fabricantes disponen en cada módulo de un código de identificación que agrupa
los módulos en márgenes estrechos de tolerancia en corriente, asegurándonos
que la máxima variación entre los del mismo código es, por ejemplo, del 2%, y
dando como resultado una serie mas equilibrada que la del ejemplo inicial,
donde hemos "malgastado" módulos potentes en una serie donde el que
"manda" es el más bajo en corriente.
152
TERMINAL DEL CABLE
TERMINAL DEL PANEL
Fig. 8.
Visto lo anterior, se impone en consecuencia una selección previa de los
módulos a instalar, para conseguir el máximo equilibrio posible en las series y
un mejor rendimiento de la instalación, disminuyendo así las pérdidas por
dispersión de módulos.
Problemas ocasionados por sombras parciales en la superficie de un panel fotovoltaico
Se observa un electo de tendencia a la inversión cuando una célula con poca
intensidad de salida está conectada a otras cuya intensidad es más elevada. En
estas condiciones, la célula de baja salida, en vez de generar corriente lo que
hace es disiparla (produciendo una elevación de su temperatura), es decir, actúa
de receptor en vez de generador.
En la figura 9 se pueden ver las curvas características I-V de 33 células
conectadas en serie (correspondientes a un módulo estándar) y de una célula
que puede tener tendencia a la inversión. En ambos casos se trabaja en las
condiciones de medida normales, esto es, a 100 mW/cm2 y 25 °C de
temperatura. La potencia total producida por el conjunto de las 33 células
fotovoltaicas en serie es el producto de la intensidad por la tensión para
cualquier punto de la curva I-V.
Igualmente, la potencia disipada por la célula desviada inversamente resulta ser
el producto de la corriente por el voltaje en cada punto de su curva I -V.
153
Dado que se supone que todas las células que incorpora un módulo fotovoltaico
han sido seleccionadas y agrupadas respecto a su salida eléctrica, pues sin esta
condición la calidad del módulo dejará mucho que desear, la única posibilidad
de que exista una célula de baja salida en un agrupamiento en serie es que esté
total o parcialmente sombreada.
Fig. 10
La peor condición que se puede dar para que se ocasione el fallo del módulo
por calor, como consecuencia de la inversión, es la de cortocircuito, ya que en
ese momento la intensidad es máxima. Este hecho, no obstante, es poco
frecuente debido a que habitualmente la mayoría de los módulos se utilizan
junto con sistemas de baterías. Por este motivo estableceremos una tensión
media de funcionamiento de 12.5 V, a fin de centrar criterios.
Veamos la figura 10, donde una célula está sombreada en el 50 % de su
superficie (nótese que al añadir una célula de baja salida se modifican las
características de salida del módulo). Para calcular la potencia disipada por la
célula sombreada, determinaremos el nivel de corriente resultante en la curva
I-V(incluida la célula sombreada), para una tensión fi jada de 12.5 V. Puesto que
todas las células del módulo están conectadas en serie, la corriente a través de
ellas será la misma, y por tanto el voltaje de funcionamiento de la célula
sombreada puede ser calculado por medio de la corriente de funcionamiento del
módulo.
154
Realizados estos cálculos sobre la figura 10, observaremos que la potencia
disipada por la célula parcialmente sombreada es la correspondiente al rectángulo
rayado en la curva, que en este caso es de casi 5 W (= 3 V * 1.6 A), lo que
representa casi cinco veces más de lo que esta célula generaría en condiciones
normales.
El caso expuesto es el peor posible, ya que, en contra de lo que se pueda
pensar, una célula totalmente sombreada disiparía menos energía que la que sólo
tiene sombra en la mitad de su superficie.
Cuando los módulos fotovoltaicos son usados en instalaciones que incorporan
series de éstos (24 V o más), es aconsejable el uso de un diodo by-pass. El electo
de este diodo se indica esquemáticamente en la figura 11, pudiéndose observar la
limitación del voltaje inverso a través de cada módulo, hasta los 0.7 V, justo la
caída de tensión de la unión del diodo. Además, la utilización de un diodo by-pass
en los sistemas de 24 V nominales, o más, disminuye las pérdidas de rendimiento
de la instalación por efecto de células sombreadas. Este comportamiento queda
reflejado en la figura 12, para el supuesto de diez módulos dispuestos en serie con
una tensión nominal de 120 V.
Resumiendo, podemos decir que se debe estudiar muy bien la situación del
panel fotovoltaico a la hora de su instalación, pues, como se ha visto, las sombras
parciales sobre sus células o, por similitud, las sombras a paneles enteros dentro de
un grupo elevado de módulos, pueden acarrear averías o, como mínimo, pasos de
corriente entre los módulos que no benefician precisamente a éstos.
En las instalaciones de 12 V no es necesario disponer de diodos de by-pass,
pero en las de 24 V o más es obligatorio si no queremos tener una avería en los
módulos por efecto de las sombras parciales. Hoy en día la práctica totalidad de los
fabricantes incorporan en sus cajas de conexión de módulos los diodos citados,
normalmente dos, que protegen además las series de células internas entre sí, por
lo que queda resuelto de forma genérica el problema. Normalmente, estos diodos están
fácilmente accesibles para el instalador, de tal forma que en caso de que alguno quede
cortado, es sustituible fácilmente en el lugar propio de ubicación evitando tener que
desmontar el equipo para su reparación en la fábrica.
Un fallo muy usual en la instalación de módulos fotovoltaicos, que precisa
mente se suele producir cuando el montaje se realiza en verano, es aquel que.
debido a la altura que alcanza el Sol en esta época, no nos advierte de las posibles
sombras arrojadas por árboles o cualquier otro obstáculo, tanto natural como artificial, y
que cuando la época invernal se va acercando, y debido a la escasa inclinación que
adquieren los rayos, se producen por sorpresa sobre parle o toda la superficie.
155
A = 1 módulo. Todas las células con alto rendimiento B = 1 módulo. Una célula con bajo rendimiento C = 1 módulo con un diodo de by-pass en paralelo. Una célula con bajo rendimiento D = 10 módulos conectados en serie. Todos los módulos como "A" E = 10 módulos conectados en serie. 9 módulos como "A" y uno como "B" F = 10 módulos conectados en serie. 9 módulos como "A" y uno como "C"
Fig. 12
156
Instalación de los acumuladores
Todo lo expuesto respecto a la conexión en serie, paralelo o mezcla de estas
formas para conseguir los voltajes adecuados, puede trasladarse íntegramente para
la conexión de los acumuladores, con la salvedad de que, en vez del término
intensidad de corriente, lo que se suman son las capacidades. Por ejemplo, si
disponemos de dos acumuladores de 6 V y 500 Ah y los conectamos en serie, el
resultado final es de 12 V y 500 Ah. Si por el contrario, su acoplamiento lo
hacemos en paralelo, el resultado quedará en 6 V y 1000 Ah de capacidad.
Habitualmente, los dos tipos más usados de baterías son las estacionarias
compuestas por elementos de una tensión de 2 V nominales entre sus bomas, y las
monobloc, cuya tensión suele ser de 12 V pero que también pueden encontrarse en
las versiones de 6 V a 24 V. Lógicamente, existe una amplia gama de capacidades
que cubrirán nuestras necesidades, tanto en el caso de las baterías tipo estacionario
como en las otras.
157
Fig. 13
158
Fig. 14. El utilizar la herramienta adecuada nos evitará posteriores problemas.
Fig. 15. Diferentes formas de situar elementos estacionarios en las bancadas aisladoras.
La instalación de los acumuladores no presenta especiales dificultades, pero
debemos tener en cuenta algunos puntos básicos, como son:
Situación y conexionado
Los acumuladores deben ubicarse lo más cerca posible del conjunto de
módulos fotovoltaicos, para evitar las posibles caídas de tensión que pudieran
originarse.
Al igual que lo mencionado para los paneles, debe procurarse realizar bien las
conexiones ya que en muchos casos son éstas las causantes de caídas de
tensión, utilizando los terminales adecuados y las pletinas de interconexión
que se suministran para estos efectos.
Bancada
Deberemos siempre aislar la batería del suelo mediante una bancada de madera
o material resistente al ácido. Para reducir espacio cuando el número de
acumuladores es elevado, pueden también disponerse los elementos en
estanterías.
Ventilación
Cualquier lugar razonablemente ventilado posee la suficiente corriente de aire
como para evitar la acumulación de hidrógeno y oxígeno, que siempre se
desprenden en la parte final de la carga de la batería, si bien es cierto que, al
ser la carga de los paneles solares lenta, no se produce una excesiva gasificación. De
cualquier forma, si la capacidad fuese elevada y esto obligara a
disponer de aberturas de ventilación, éstas deben situarse siempre en la parle
superior de las paredes, ya que el hidrógeno es menos pesado que el aire y, por
lo tanto, asciende una vez liberado.
Temperatura
El lugar destinado a albergar los acumuladores deberá mantenerse, si es
posible, entre los 15 °C y los 25 °C. Una temperatura más baja producirá una
disminución de la capacidad disponible de la batería (pensemos que a 5 °C la
capacidad ha disminuido aproximadamente al 80% de su valor), y una más
elevada generará un acortamiento de la vida útil. Es conveniente, por lanío, no
someter la batería a temperaturas más elevadas de los 38 °C.
Se da el caso en múltiples ocasiones de instalaciones situadas en monies o
cerros donde pueden producirse temperaturas bajas y, lo que es peor,
mantenidas durante varios días. En estos casos no existe otro remedio que
aumentar la capacidad y proteger, mediante elementos aislantes, lo mejor
posible los acumuladores, de tal forma que sean mínimamente afectados por
las bajas temperaturas.
159
El rendimiento óptimo del acumulador se produce a los 20°C,
aproximadamente.
Manipulación
Debemos pensar que el electrolito de las baterías contiene ácido y que éste resulta sumamente corrosivo. Este hecho nos aconseja que los acumuladores
se manejen con sumo cuidado, para evitar quemaduras tanto en la piel como
en la ropa, suelo, etc. Pero quizá sea en el transporte donde se deban tomar
más precauciones, debido fundamentalmente a que, en su mayoría, los
sistemas fotovoltaicos se encuentran alejados de carreteras, y el acceso por
caminos o sendas puede acarrear problemas de fuga de electrolito. Para estos
casos extremos las baterías pueden adquirirse cargadas en seco, si así se
especifica al fabricante, ya que de esta manera podemos transportar los
recipientes más fácilmente (debido a la disminución de peso) y sin riesgos. El
ácido en estos casos es transportado en botellas independientes, para proceder
al rellenado de los acumuladores una vez que han sido instalados en su
correspondiente bancada.
Las baterías fotovoltaicas sin mantenimiento no suelen desprender gases,
gracias a un sistema de recombinación que incorporan en la parte superior de
la carcasa, por lo que pueden utilizarse sin precauciones especiales de
ventilación. De cualquier forma, es aconsejable seguir el resto de las
indicaciones hechas anteriormente para asegurar los mejores resultad os.
160
P a r e d R e g u l a d o r
A i r e t e m p l a d o
Fig. 16. Disposición de un regulador shunt para favorecer la disipación del calor generado.
A i r e f r í o p a r a
d i s i p a r e l c a l o r
Instalación de sistemas de regulación y control Los equipos que van a constituir el sistema de regulación y control (regulado - res de carga, sistemas de alarma, voltímetros, amperímetros, desconectadores,
etc.), deben integrarse en un pequeño armario de control que reúna toda la
información precisa para que, de un golpe de vista, podamos conocer el estado
general de los componentes que forman el equipo fotovoltaico. Como elementos
imprescindibles se encuentran el regulador de carga y un voltímetro u otro
elemento que nos dé referencia del estado de carga aproximado al que se
encuentra la batería. Esta misma medida puede hacerse con un densímetro si la
batería es del tipo con mantenimiento y, por lo tanto, con acceso al electrolito.
Habitualmente, estos cuadros de control son construidos por cada montador, adecuándolos a las necesidades propias de la instalación. Como norma muy amplia podríamos diferenciar dos tipos de instalaciones: las habitadas o donde frecuentemente existe personal, y aquellas otras que están alejadas y carecen de personas que las atiendan o las usen directamente. Las primeras constarán de todos aquellos equipos que nos den datos de su funcionamiento, como pueden ser voltímetros amperímetros, desconectadores por baja tensión, fusibles o magnetotérmicos de protección, etc., que lógicamente estarán en total consonancia con el tamaño e
161
Fig. 17. Conexión de un regulador. Obsérvese la disposición del sensor de temperatura
unido a la carga de uno de los acumuladores.
SALIDA DE PANELES
FOTOVOLTAICOS REGULADOR
BATERÍA
S
S ENSOR DE
T EMP ERAT URA
importancia de la instalación. Por el contrario, en todos aquellos usos donde el
equipo se encuentre desatendido, sería completamente absurdo disponer de una
gran cantidad de aparatos para señalizar datos que nadie va a ver. Se
recomienda en estos casos el uso del regulador como elemento imprescindible y
un desconectador por baja tensión capaz de proteger a la batería en caso de
descarga excesiva.
SISTEMA DE ELECTRIFICACIÓN CENTRALIZADO
Fig. 19. Armario de regulación y control capaz de gestionar 150 amperios a 48 voltios.
162
Fig. 1 8. Esquema de bloques de una instalación centralizada.
Fig. 20. Instalación en caseta de telecomu-
nicación de un armario de regulación y dos
convertidores cargadores.
Las últimas gamas de reguladores y equipos de control disponibles para los
sistemas de electricidad solar suelen tener un alto nivel de prestaciones
integradas, con amplias e interesantes informaciones, ajustes, protecciones y
alarmas. Como ejemplo podríamos destacar:
- Voltímetro y amperímetro digital.
- Diodos led de información de los diferentes estados de funcionamiento,
- Alarmas por alta y baja tensión, incluso en algunos modelos con relé libre de potencial, para su transmisión a distancia.
- Desconexión automática de la carga por baja tensión de batería, con
rearme automático una vez se recupere.
- Selección del tipo de acumulador que se utilice (electrolito líquido o gelificado)
- Ajustes en programación de diferentes estados de carga y tensiones de
maniobra, así como la posibilidad de introducir la capacidad de la balena
para que los ajustes estén acordes con el tipo de carga y descarga que
gestiona
163
Variación automática de los ajustes predefinidos en función de la
temperatura.
Información histórica sobre las maniobras realizadas, etc.
Protecciones ante cortocircuitos, sobretensiones inducidas, sobrecargas, inversión de polaridad, etc.
Los modelos más sofisticados incluyen además contadores de amperios-hora,
toma de datos de radiación solar, temperaturas de operación e incluso
programaciones especiales para realizar maniobras de gestión de arranque y
parada de grupos electrógenos auxiliares, encendido de balizas de señalización
y un largo etcétera que nos proporciona el uso de microprocesadores en todos
estos equipos.
Por último, hay que tener en consideración que dado el grado de sofisticación
de la electrónica actual, debemos de proteger a estos sistemas de la humedad y
agresiones externas, mediante los adecuados armarios de grado IP que
aconsejen las circunstancias del entorno donde se encuentren.
Instalación de convertidores
Todo lo mencionado en los apartados anteriores corresponde al conjunto solar fotovoltaico pero, una vez situados en bornas de la batería de almacenamiento,
los siguientes elementos del sistema se corresponden con los de una instalación
eléctrica convencional en corriente continua.
Los equipos convertidores o inversores, tanto senoidales como de onda
cuadrada, deben instalarse siempre lo más cerca de las baterías que se pueda.
Esta afirmación está justificada por la gran caída de tensión que se puede
producir si alejamos el convertidor excesivamente de las baterías. Pensemos
que, una vez hecha la transformación, el trabajar con una tensión elevada (220
V) y poca corriente, nos acarrea unas pérdidas mínimas aun utilizando una
sección de conductor pequeña.
Como ejemplo de la afirmación anterior, calcularemos la diferencia de sección
del hilo conductor que deberíamos incorporar en un convertidor cc/ca de 500 W
a 12 V de entrada, si lo situáramos a 2 metros de los acumuladores, o a 20
metros de éstos, y admitiéramos una caída de tensión de 0.2 V.
Si recordamos la fórmula de cálculo de la sección de un conductor, tenemos
para el primer caso:
S = 2LI/[56(Va-Vh)] S = 2 x 2 m x (500 W/12 V) /(56 x 0.2 V) = 2 x 2 x 41.6/(56 x 0.2) =
= 166.4/11.2= 14.8 mm2
164
Para el ejemplo de los 20 metros:
S = 2 x 2 0 m x(500 W / 1 2 V)/(56><0.2 V) = 1664/1 1.2 = 148.5 mm2
Evidentemente, la diferencia de coste del conductor entre un caso y el otro
justifica plenamente el situarlo cercano a los acumuladores, ya que en el primer
ejemplo utilizaríamos 2 x 2 metros de conductor de 14.8 mm2 y en el otro
necesitaríamos 2 x 20 metros de una sección de 148.5 mm2, mientras que la
sección que en ambos casos deberíamos de poner para la línea de corriente
alterna estaría en torno a 1.5 mm2-2.5 mm
2.
Si la instalación de convertidores fuera, en vez de cc/ca, de cc/cc, podríamo s
hacer dos distinciones. Si la tensión de entrada es superior a la tensión de salida
(por ejemplo 24/12). En este caso, convendría disponer el convertidor lo más
cerca que se pueda del receptor, por la misma razón que la expuesta sobre las
caídas de tensión. Por el contrario, si la tensión de entrada es inferior a la de
salida (por ejemplo 12/24), el convertidor cc/cc deberá ir lo más próximo
posible a los acumuladores.
Resumen de normas prácticas para la instalación de
sistemas fotovoltaicos
- Disponer los módulos orientados al Sur con el ángulo idóneo para el mejor aprovechamiento de la radiación solar.
- Evitar sombras parciales sobre células o módulos producidas por obstáculos naturales o artificiales.
- Utilizar siempre los terminales de conexión adecuados.
- Las estructuras sólidas y bien ancladas asegurarán la resistencia al viento.
- No taladrar jamás los marcos metálicos de los módulos, ya que se corre el riesgo de hacer estallar el cristal, al ser éste por lo general sensible a las vibraciones.
- Utilizar las secciones de conductor adecuadas a la intensidad que va a circular por ellos. El disponer de una más elevada no representa nada más que ventajas al reducir al máximo la caída de tensión.
- Los elementos de regulación shunt se dispondrán en posición vertical para favorecer la disipación del calor.
- Si se prevé insertar reguladores shunt en armarios de control, no olvidar dejar
suficiente ventilación para eludir la acumulación de calor que perjudicaría a l
resto de los componentes.
165
- Realizar cuadros de control con suficiente información al usuario, de una
forma clara y precisa, sin acumular datos que no sirvan o no pueda descifrar.
- Situar el cuadro de control y regulación cerca de los acumuladores.
- El uso de fusibles o magnetotérmicos que permitan proteger la instalación y desconectarla de la batería se puede decir que es imprescindible.
- Preservar los conductores siempre bajo tubo u otra buena protección contra humedades e inclemencias ambientales.
- Situar los elementos de acumulación sobre pequeñas bancadas aislantes.
- Revisar el nivel del electrolito y comenzar el primer día de instalación con la batería completamente cargada.
- Disponer una cubierta que cubra los bornes de los acumuladores para evitar cortocircuitos que puedan producirse por la caída, sobre éstos, de algún
elemento metálico.
- Situar los convertidores cc/ca lo más cerca posible de los acumuladores,
utilizando sección de cable gruesa.
- Instalar siempre los equipos de iluminación donde produzcan el máximo rendimiento.
- Cuando las distancias son grandes es aconsejable trabajar, si ello es posible,
con tensiones más elevadas.
- No escatimar la calidad de los materiales que van a ser utilizados. Debemos tener presente que el poco dinero ahorrado puede verse ampliamente
sobrepasado si algún elemento fallara y tuviéramos que desplazarnos a la
instalación para su reparación. No olvidemos que muchas de las instalaciones
están aisladas y con difícil acceso.
- En los lugares donde las tormentas son frecuentes deberemos utilizar descargadores de sobretensiones capaces de derivar a tierra picos de tensión,
que se inducen en las líneas y pueden producir problemas en los circuitos
integrados de los equipos electrónicos.
- Si las distancias del tendido de distribución son grandes, es aconsejable acometer la instalación utilizando inversores cc/ca que eviten secciones de
conductor grandes.
- En el caso anterior, hay que utilizar siempre puntos de luz de bajo consumo (fluorescentes con reactancia electrónica).
- Después de unos días de terminada la instalación, es conveniente el reapriete
de todos los tornillos, tanto de la estructura, como de la batería y de los
contactos eléctricos, ya que, frecuentemente, algunos tienden a aflojarse.
166
- Es conveniente, en las baterías de plomo ácido abiertas, impregnar sus
conexiones con vaselina o grasa especial, previniendo de esta forma la
sulfatación de los contactos.
- Hay que tener cuidado con los inversores con ventilación forzada, ya que la corriente de aire que hacen pasar por su interior para refrigerar y proporcionar
más potencia, también ensucia la electrónica y termina siendo una fuente de
averías importante, especialmente en aquellos lugares con ambientes
corrosivos (granjas, inversores situados justo encima de los acumuladores,
etc.), debiendo por lo tanto instalarse en lugares más limpios.
- Las cajas de conexión de los módulos no deberían ser totalmente estancas,
aunque sí con un grado IP elevado. Es frecuente encontrar agua en el interior
de las mismas, al haber quedado dentro aire cargado de humedad cuando se
instalaron y que se termina licuando cuando se eleva la temperatura, siendo un
elemento agresivo para los terminales de conexión de los módulos.
167
Capítulo 9
Mantenimiento de una instalación fotovoltaica y pruebas de funcionamiento
La instalación fotovoltaica propiamente dicha, está básicamente constituida por el conjunto de módulos fotovoltaicos, el sistema de regulación y control y los
acumuladores, pudiendo añadir a estos elementos básicos el inversor, cada día
más utilizado. El resto de elementos pertenecería a una instalación
convencional de distribución eléctrica y tendrán su mantenimiento particular.
Lo más indicado, y totalmente obvio, es leerse los manuales de funcionamiento y mantenimiento de los equipos que componen la instalación. Sin embargo, y
aunque parezca mentira, ello pocas veces se hace, a pesar de que en dichos
manuales es donde se encuentra la información más precisa que podemos
obtener, ya que nadie como el propio fabricante conoce el equipo, su
funcionamiento y los cuidados que requiere. Por tanto, seguiremos ante todo
esos consejos de cara al mantenimiento y la detección de errores o averías,
considerando las normas y recomendaciones que aparecen en este capítulo como
una mera guía genérica, a la cual podemos acudir en caso de no disponer de las
instrucciones específicas de los equipos.
Panel fotovoltaico
Realmente, aun siendo el elemento más importante de toda la instalación, es
el que menos trabajo de mantenimiento va a necesitar. En efecto, el
mantenimiento que requiere un módulo solar fotovoltaico es mínimo, ya que se
va a reducir a una limpieza de su superficie con algún elemento no abrasivo
cuando se observe suciedad en la misma. Habitualmente, en las instalaciones
situadas en el campo no se producirán depósitos de suciedad frecuentes, salvo
que estuvieran próximas a alguna industria que elimine residuos por chimeneas,
en cuyo caso se necesitará un mantenimiento más continuado.
Es precisamente en el tema del mantenimiento donde se hace importante la
necesidad de dotar al módulo de un cristal que no presente una superficie
rugosa, susceptible de acumular mayor suciedad y presentar más resistencia a
su limpieza. Los cristales de los módulos solares deben ser extremadamente
lisos, para favorecer así la autolimpieza por acción del aire y del agua de forma
natural.
168
Existen algunos casos donde se presenta un problema importante, y son
aquéllos donde la instalación fotovoltaica está situada en el mar o junto a éste
(boyas marinas, señalizaciones ópticas, etc.). Ocurre a menudo que las gaviotas
se posan en la parte superior de la estructura soporte , defecando sobre los
paneles y produciendo suciedades que alterarán el buen funcionamiento del
grupo solar, como consecuencia de sombras parciales sobre las células. Para
estos casos se ha ideado la inclusión, en la parte superior de la estructura, de
unas antenas flexibles que no permiten el posamiento de aves, evitándose así
los perjuicios que ocasionan.
169
Fig. 1. Baliza luminosa donde se pueden apreciar las varillas dispuestas para evitar el posamiento de aves, que tendría como consecuencia un depósito de excrementos sobre la superficie de los módulos fotovoltaicos.
Cuadro de regulación y control
En general no necesita ningún mantenimiento especial, salvo su revisión visual
para comprobar el buen funcionamiento de los diversos equipos que lo
componen.
Resulta muy conveniente, si este cuadro se instalara en algún sitio donde exista humedad (cerca del mar, países tropicales, etc.), proteger los diversos aparatos
de la acción perjudicial de ésta, para lo cual existen unos sprays que preservan a
los componentes electrónicos y contactos eléctricos de sus efectos con una
simple pulverización.
Acumuladores
Aparte de las precauciones que se deben tomar a la hora de instalar un grupo
de acumuladores, ya mencionadas en el capítulo anterior, son quizá estos
elementos los que mayor atención requieren de todos los componentes de una
instalación solar, especialmente aquellos que tengan mantenimiento y sobre los
cuales nos centraremos.
Fig. 2. Disposición de 60 elementos de 2 voltios en serie para una instalación de 120 voltios nominales.
El relleno de electrolito es una de las operaciones típicas del mantenimiento
de las baterías de acumuladores, acción que se debe llevar a término con agua
exenta de impurezas y manteniendo el nivel de electrolito dentro de unos
límites.
El agua a utilizar deberá ser del tipo desmineralizada o destilada.
170
Se debe tener en cuenta que el relleno de los elementos de balería se ha de
hacer siempre con agua y no con ácido, que solamente estará destinado para
aquellos casos excepcionales donde pueda haberse producido una fuga del
electrolito. La causa principal de la pérdida de agua en un acumulador es la
electrólisis de la misma, originada por la corriente de carga, ya que la acción de
la evaporación se produce en una medida muy pequeña. Por este motivo si
habitualmente un determinado acumulador precisa de la adición de agua es
señal evidente de que se está produciendo una sobrecarga, para lo cual se
tomará la precaución de disminuir el ajuste de tensión del regulador.
Si el nivel de electrolito en un elemento de batería es lo suficientemente bajo
como para dejaral descubierto las placas del mismo, éstas se sulfatarán al entrar
en contacto con el aire, y como consecuencia se producirá su destrucción Por el
contrario, si el nivel es excesivamente alto, puede alcanzar el orificio de
ventilación de los tapones y ser expulsado fuera por acción de los gases
desprendidos durante la última fase de la carga de la batería. Resumiendo,
podemos decir que el nivel correcto del electrolito, según los distintos tipos de
baterías, será de:
- Baterías "Planté": Diez milímetros por encima del borde superior de los
separadores.
- Baterías tubulares: Si son de recipientes opacos, suelen ser suministrados
con tapón indicador de nivel. Si los recipientes son transparentes, llevan dos
marcas de máximo y mínimo impresas en la carcasa.
La práctica periódica de mantenimiento redundará en beneficio de la vida de
la batería, y para ello deben de seguirse algunos puntos básicos, como son:
- Comprobar el nivel del electrolito mensualmente en cada uno de los
elementos.
- Realizar una inspección visual de la batería, tanto del recipiente como de las
placas (si los elementos fueran transparentes), observando si las placas están
curvadas o los sedimentos formados en el fondo llegan a cortocircuitar éstas
- Mantener las bornas y conexiones libres de sulfato, aplicando vaselina
neutra cada vez que se necesite. Este defecto produce irremediablemente un
contacto deficiente y, en consecuencia, una gran caída de tensión.
Pruebas y averías de los diferentes componentes
Es necesario, tanto en el momento del montaje como alguna vez durante su
funcionamiento, revisar los diferentes y más usuales elementos del conjunto
fotovoltaico. Por esa razón, vamos a describir algunas medidas básicas que nos
ayudarán a saber si alguno de ellos está en malas condiciones.
171
Fig. 3. Medidor de radiación solar.
Medidas sobre el panel fotovoltaico
La gran ventaja que presenta un panel fotovoltaico reside principalmente en
la casi ausencia de avenas. Básicamente, puede dejar de producir corriente por
tan sólo dos motivos: uno, la posible penetración de humedad que oxide los
materiales que componen el circuito, y otro, la rotura, normalmente por acción
exterior, de la cubierta superior (cristal) del módulo solar. En ambas
eventualidades debe ser sustituido por otro nuevo, aunque en el caso de rotura
de cristal puede darse la circunstancia, bastante corriente, de que el módulo siga
proporcionando energía, aunque será reducida por las reflexiones que
producirán las roturas.
Para determinar de una forma poco complicada y bastante exacta si un panel
proporciona el amperaje que nos da en catálogo el fabricante, basta con
disponer de un pequeño medidor de radiación solar que nos indique los
mW/cm2 de radiación incidente sobre la superficie del panel y un amperímetro
que se conectará en bornes del módulo para medir la corriente de cortocircuito.
Ya que sabemos que para los paneles de silicio monocristalino existe una razón
directa entre la intensidad lumínica recibida y la intensidad de cortocircuito
producida, bastará una simple regla de tres para saber si el panel produce lo que
en realidad nos anunciaron. Como ejemplo aclaratorio, supongamos que
disponemos de un módulo fotovoltaico cuyas características nos indican una
corriente de cortocircuito de 3 A para 100 mW/cm2 y 25 °C. Sería bastante
complicado esperar a disponer de una radiación similar para, en ese momento,
ver si su salida en corto nos da los 3 A mencionados. Para evitarnos esto,
dispondremos el medidor de radiación paralelo a la superficie del módulo,
anotando a la vez la radiación y la intensidad eléctrica que circularía entre sus
bornas.
172
Supongamos que la radiación registrada fuera de 60 mW/cm2. La intensidad
teórica que nos debería dar se calcula:
100mW/cm2 ............ 3 A
60mW/cm2 ............. X
X = 60x3/100= 1.8 A
Si este valor está cercano al obtenido, podremos asegurar la efectividad del
panel, pero por el contrario, si se aleja excesivamente (teniendo en cuenta la
precisión del aparato y la temperatura reinante), podremos dudar de los controles
del fabricante. Un margen del ±10%, si la temperatura oscila alrededor de los
25 °C, puede ser aceptable.
Para medir la intensidad proporcionada por el módulo a un circuito exterior (bien sea el regulador, batería o cualquier carga conectada en sus bornas), bastará intercalar un amperímetro en una de sus líneas para obtener el valor deseado En muchas ocasiones, se puede observar que este valor puede fluctuar debido al paso de nubes o variaciones en la luminosidad ambiente.
Si la medida que se desea realizar es para averiguar la tensión, deberemos usar
un voltímetro intercalado en paralelo con las líneas positiva y negativa, leyendo
el valor ofrecido en su escala. Salvo casos muy particulares, esta medida es
común para el panel y la batería, ya que, en una instalación real, los dos se
encontrarán interconectados.
173
Fig. 4. Comprobación de la calidad de un módulo solar para cualquier valor de radiacion incidente.
AMPERÍMETRO
PANEL FOTOVOLTAICO
MEDIDOR DE RADIACIÓN
SOLAR
R eg u la dor de car ga
Las comprobaciones y ajustes de los reguladores se deberán realizar antes de
insertarlos en el conjunto fotovoltaico y variarán en función del tipo de
circuitos que utilicen. Como ya se vio anteriormente, existen dos grandes
bloques de reguladores, los serie y los shunt o paralelo. Los primeros presentan
una fácil comprobación, pues si medimos la corriente de paso entre el regulador
y la batería, ésta será exactamente la que el panel pueda proporcionar en ese
instante. El corte del circuito vendrá dado cuando la tensión adquirida por la
batería se iguale a la previamente ajustada en el regulador, tensión por otra
parte que puede ser fácilmente medible por medio de un voltímetro entre bornas
de salida del regulador. En el caso de que esta tensión sea alta o baja, o bien no
exista paso de corriente desde paneles a batería, el regulador deberá ser
sustituido y llevado a reparar.
El otro gran bloque de reguladores corresponde al tipo shunt o paralelo. Para
comprobar su correcto funcionamiento procederemos a separar la batería del
grupo panel-regulador, y mediremos la tensión en bomas de salida del regulador
a la batería. Esta tensión deberá ser la previamente ajus tada para evitar la
sobrecarga (aproximadamente entre 14 V y 14.5 V para instalaciones de 12
voltios). La medida debe ser realizada cuando el Sol está elevado en el
horizonte, y deberemos observar el calentamiento de los transistores de
potencia o elementos encargados de la disipación de la corriente sobrante. Si
esto ocurre, y la tensión está en torno a los 14 V -14.5 V (28 V - 29 V o 56 V -
58 V para sistemas de 24 voltios y 48 voltios nominales respectivamente),
podremos decir que el regulador se encuentra en perfectas condiciones de
funcionamiento.
174
Fig. 5. Medida de la tensión e intensidad en un circuito fotovoltaico.
AMPERÍMETRO
CA
RG
A
BATERÍA
VOLTÍMETRO
Si se desea comprobar la corriente de consumo del regulador, la corriente inversa absorbida por un módulo fotovoltaico, etc. , deberemos cubrir el panel con una manta muy opaca, o bien esperar a la noche, e intercalar un amperímetro que indicará directamente la corriente absorbida por el elemento en cuestión. Estas medidas pueden ser muy útiles si se sospecha de fugas elevadas a través de los módulos, consumo excesivo del regulador, rotura del diodo de bloqueo, etc.
S i st e ma de ac u mu l ac i ó n
Como ya se ha mencionado y de todos es sabido, la forma de medir el paso de corriente entre paneles-batería o batería-consumo, será intercalando el amperímetro en serie entre estos elementos. Estos datos nos darán a conocer el aporte de corriente de paneles y el consumo real en amperios del equipo o equipos receptores.
No obstante, las medidas y controles que pueden hacerse al sistema de acumulación en sí se limitarán a medir la tensión de circuito abierto de cada elemento y la densidad de éstos (si se trata de una batería con mantenimiento, puesto que en las que no lo precisan, su electrolito no es accesible).
Para determinar el buen estado de cada elemento, ya sean de 2 V o monoblocs,
se procederá a separar eléctricamente éstos midiendo sus tensiones en bornas,
así como la densidad del electrolito mediante un densímetro. En todos los casos
las medidas deberán ser similares, y si se diera la circunstancia de que existe
alguna variación importante, el elemento en cuestión debe ser sometido a un
estudio mas detallado, que nos determine la causa de dicha variación.
175
Fig. 6. La tensión media deberá estar en torno a los 14 V - 14.5 V para los sistemas fotovoltaicos de 12 voltios nominales.
REGULADOR
VOLTÍMETRO
No será admisible, bajo ningún concepto el disponer en paralelo o en serie
acumuladores de distinto modelo, capacidad o tiempo de uso diferente (unión
de baterias nuevas con antiguas y usadas, etc.), ya que ello acarrearía pasos
internos de corriente entre un elemento y otro, dando lugar al deterioro de las
baterías más nuevas.
176
Capítulo 10
Ejemplos de cálculo
A continuación se van a transcribir algunos ejemplos de instalaciones reales, en donde se calcularán los diferentes componentes (paneles, baterías, accesorios) que integran el conjunto solar fotovoltaico. También se comentarán diferentes aspectos característicos de cada caso que se trate, así como variaciones que podrían haberse efectuado para mejorar las condiciones iniciales.
Nave avícola con temporizador horario
Supongamos que se trata de proporcionar iluminación a una nave que contenga jaulas con aves, y se quiere prolongar las horas de luz para mayor rentabilidad. La iluminación extra que se desea estaría alrededor de seis horas en invierno y cuatro en verano, es decir, durante los meses de octubre, noviembre, diciembre y enero se proporcionarían tres horas de luz artificial antes de la salida del sol y tres horas después de la puesta, y en el resto de los meses, dos horas en cada uno de esos períodos de tiempo.
El número de puntos de luz será de diez, situados justo encima de las jaulas para aprovechar al máximo los lúmenes producidos, y la potencia de cada uno será de 8 W en lámpara fluorescente.
Analizando los datos reflejados en la tabla 8, referentes a las radiaciones
mensuales a distintos ángulos de inclinación para la provincia de Castellón,
lugar donde se situará esta granja, observaremos que para 60 °C de inclinación
obtenemos unos buenos valores de radiación durante los meses más
desfavorables
Por otra parte, podremos definir en la tabla 9 las horas a las cuales debemos
programar el reloj horario de encendido y apagado automático, y que serán de
5h a 8h y de 16h a 19h en los meses más desfavorables, y de 5h a 7h y 17h a
19h en los meses de febrero, marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto y
septiembre, siempre hablando de horas solares.
177
Tabla 8. Radiación interceptada por una superficie inclinada.
PROVINCIA : CASTELLÓN ORIENTACIÓN : SUR
LATITUD: 39.98 UNIDADES: KJ
PENDIENTE ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
0 7604 12424 15634 18496 21158 23044 23364 20304 17170 12126 7766 4806 5659090
5 8500 13580 16466 18884 21352 23116 23508 20664 17902 13000 8568 7740 5882470
10 9352 14656 17204 19254 21432 23058 23516 20908 18528 13802 9324 8626 6075328
15 10144 15642 17842 19516 21388 22874 23392 21064 19050 14524 10024 9444 6234254
20 10880 16530 18378 19668 21238 22560 23136 21116 19458 15162 10666 10244 6358174
25 11546 17318 18796 19708 21002 22144 22790 21052 19752 15706 11244 10942 6447818
30 12142 17994 19112 19640 20650 21640 22328 20860 19930 16158 11754 11814 6501536
35 12660 18558 19308 19456 20180 21020 21748 20554 19990 16508 12192 12184 6516828
40 13104 19004 19390 19164 1960S 20286 21042 20130 19932 16764 12552 12686 6494576
45 13460 19328 19350 18768 18930 19442 20224 19596 19752 16916 12840 13102 6434162
50 13732 19526 19200 18262 18150 18494 19302 18952 19462 16958 13044 13434 6336156
55 13918 19598 18934 17660 17274 17458 18270 18206 19056 16898 13168 13678 6201522
60 14010 19546 18552 16962 16312 16386 17174 17362 18532 16738 13210 13832 6033368
65 14018 19366 18060 16172 15324 15266 16048 16430 17904 16472 13166 13896 5835176
70 13928 19062 17462 15294 14270 14078 14846 15416 17176 16108 13040 13870 5604276
75 13758 18636 16766 14344 13152 12832 13580 14368 16350 15642 12834 13750 5644104
8O 13496 18092 15970 13332 11982 11532 12254 13250 15428 15088 12550 13544 5054940
85 13144 17430 15080 12278 10762 10280 10886 12074 14428 14442 12184 13252 4741980
90 12712 16660 14108 11170 9548 9050 9620 10844 13350 13710 11744 12872 4411734
INS
TA
LA
CIO
NE
S S
OLA
RE
S F
OTO
VO
LTA
ICA
S
178
Tabla 9. Radiación solar: Potencia incidente.
PROVINCIA: CASTELLÓN UNIDADES: KJ/M2
LATITUD : 39.98
HORA SOLAR 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 TOTAL
ENERO 0 0 446 73 1509 1931 2144 2146 1931 1509 973 446 0 0 14010
FEBRERO 0 0 699 1458 2107 2610 2899 2899 2410 2107 1458 699 0 0 19544
MARZO 0 200 700 131 1938 2387 2660 2660 2387 1938 1391 700 200 0 18552
ABRIL 8 213 702 1287 1754 2138 2379 2379 2138 1754 287 702 213 8 14962
MAYO 84 237 705 1234 1669 2000 2227 2227 2000 1669 234 705 237 84 16312
JUNIO 118 261 710 1233 1669 1986 2216 2216 1986 1669 233 710 261 118 16386
JULIO 101 243 736 126 1760 2104 2347 2347 2104 1760 1296 736 243 101 17174
AGOSTO 38 227 729 1316 1789 2169 2413 2413 2169 1789 316 729 227 38 17362
SEPTIEMBRE 0 197 726 1399 1930 2372 2642 2642 2372 1930 399 726 197 0 18532
OCTUBRE 0 0 595 1255 1801 2231 2487 2487 2231 1801 255 595 0 0 16738
NOVIEMBRE 0 0 403 2 1429 1819 2025 2025 1819 1429 929 403 0 0 13220
DICIEMBRE 0 0 536 926 1462 1891 2101 2101 1891 1442 926 536 0 0 13832
EJE
MPLO
S D
E C
ÁLC
ULO
179
INCLINACIÓN : 60 ORIENTACION SUR
El consumo diario será entonces, durante los meses de octubre a febrero, de 6 horas de
luz artificial, luego:
6 h * (8 W/12 V) x 10 (puntos de luz) = 40 Ah/día
Sumando un 10% por segundad:
40 Ah/día +10% (40 Ah/día) = 44 Ah/día
El resto de los meses del año la iluminación se reducirá a 4 horas/día, con lo cual:
4 h x (8 W/12 V) x 10 (puntos de luz) = 26.6 Ah/día
26.6 Ah/día + 10% (26.6 Ah/día) = 29.2 Ah/día
Puesto que esta instalación funcionará durante todo el año, calcularemos el número de paneles necesarios con los datos de radiación de los meses más desfavorables. Para ello,
y dado que noviembre, diciembre y enero presentan una radiación similar, haremos los
cálculos con la media de radiación de esos meses a 60° de inclinación. Así pues:
(13210 kJ/m2 + 13832 kJ/m
2 + 14010 kJ/m
2)/3 = 13 684 kJ/m
2
Si optáramos por un módulo que dispusiera de una corriente pico de 2.4 A, su
producción diaria se calcularía así:
13684 kJ/m
2 * 0.024 = 328.4 langleys
328.4 langleys x 0.0116 = 3.8 h.s.p.
3.8h.s.p. x 2.4 A = 9.12 Ah/día
por lo tanto, el número de módulos de 2.4 A pico necesarios para alimentar la carga
sería de:
(44.4 Ah/día)/(9.12 Ah/día) = 4.86 = 5 módulos en paralelo
Ahora bien, puesto que el resto de los meses tenemos una mayor producción eléctrica,
dado que la radiación es más elevada y además consumiremos menos, calcularemos el
superávit mes a mes y daremos alguna utilidad a la energía producida, por ejemplo, para
hacer funcionar ventiladores, una bomba de agua o cualquier otro uso que se pueda
precisar.
180
Tabla 10
60°sobre la horizontal ENE FEB MAR ABR MAY JUN
H.S.P ....................... 3.9 5.44 5.1 4.7 4.54 4.56
Producción diaria con 5 módulos
(cnAh/día) .............. 46.8 65.2 61.2 56.4 54.4 54.7
Consumo de iluminación fijo
(enAh/día) .............. 44 26.6 26.6 26.6 26.6 26.6
Superávit/Déficit
(enAh/día) .............. 2.8 38.6 34.6 29.8 27.8 28.1
60° sobre la horizontal JUL AGO SEP OCT NOV DIC
H.S.P ....................... 4.78 4.83 5.15 4.65 3.67 3.85
Producción diaria con 5 módulos
(enAh/día) .............. 57.3 57.9 61.8 55.8 44 46.2
Consumo de iluminación fijo
(enAh/día) .............. 26.6 26.6 26.6 44 44 44
Superávit/Déficit
(en Ah/día) ............. 30.7 31.3 35.2 11.8 0 2.2
Observemos que la producción media mensual por día supera al consumo establecido.
Solamente en noviembre esta diferencia es inapreciable.
Para definir la capacidad de acumulación, y ya que se calculó anteriormente con las
peores condiciones (invernales), sería suficiente disponer de cinco días de autonomía
para una profundidad de descarga de 60 % sobre baterías del tipo estacionario, así pues:
Capacidad = (40 Ah/día x 5 días)/0.6 = 200/0.6 = 333.3 Ah
Es decir, que si descargásemos a razón de 40 Ah/día durante 5 días, sin que el Sol aportara nada de energía, produciríamos una descarga del 60% sobre el valor de los 333
Ah.
Para realizar el encendido automático de la iluminación se usará un temporizador
horario donde se programen las horas de encendido y apagado. Liste equipo permite la
sencilla manipulación que ha de realizarse dos veces al año (el 31 de enero y el 30 de
septiembre). Su conexión eléctrica se indica en el esquema de la figura 2.
181
Fig. 1. Reloj temporizador a 12 V. Con
programación de media en media hora.
Fig. 2
182
EQUIPOS DE ILUMINACIÓN
HORARIO TEMPORIZADOR
ELEMENTO DE PROTECCIÓN (fusible, etc.)
ELEMENTOS DE BATERÍA EN
SERIE 2 V, 330 Ah (TOTAL 12 V,
330 Ah)
PANELES FOTOVOLTAICOS
EN PARALELO 2,4 * 5 = 12 A máx.
Estudio de un sistema fotovoltaico para alimentación de equipos de radio
en montaña
El siguiente cálculo tiene como finalidad el análisis de un equipo fotovoltaico estándar
para alimentar a una posible red de transmisores/receptores, distribuidos en refugios de
montaña a lo largo de los diferentes sistemas montañosos del país. La finalidad es que
los potenciales usuarios puedan conectar con la estación base para dar parte de
accidentes u otras circunstancias que acontezcan.
Este estudio pretende hacer una primera aproximación general, que podría ser luego ampliada o reducida en función de las características propias de cada situación
geográfica.
Como primer paso, definiremos unos consumos medios para los diferentes estados del
equipo de transmisión:
Stand-by 0.3 A
Recepción 0.8 A Tensión nominal = 12 V
Transmisión 8 A
y que corresponden al equipo típico que se utiliza en estas instalaciones.
Otro aspecto a definir corresponde al hecho de establecer tiempos de funcionamiento en cada modo y, por medio de éstos, calcular el consumo total al día del equipo transmisor.
Estos tiempos no pueden ser fácilmente predecibles, puesto que van en función de las
llamadas de emergencia que se pueden dar. No obstante, se ha previsto como media de
funcionamiento 23 horas en stand-by, 1/2 hora en recepción y 1/2 hora en transmisión.
Según esto:
(0.3 A x 23 h/día) + (0.8 A x 0.5 h/día) + (8 A * 0.5 h/día) = = 6.9 + 0.4
+ 4= 11.3 Ah/día
Añadiendo un 10% de seguridad, tenemos:
11.3 + 10 % (11.3 Ah/día) = 12.43 Ah/día
El siguiente paso consistirá en definir la radiación invernal de los lugares de instalación
del grupo fotovoltaico. El hecho de trabajar con los datos invernales responde a la
seguridad que se debe tener en el caso de utilizarlo en invierno, que por otra parte es la
temporada de mayor riesgo de accidentes.
Consultados los datos de radiación de los principales macizos españoles (Pirineos, Picos
de Europa, Gredos, etc.), se ha obtenido como insolación media a 60° de inclinación en
los meses más desfavorables, 10057 kJ/m2 que, traducido a horas de sol pico, nos da
como resultado:
183
10057 kJ/m2 x 0.024 = 241 langleys
241 langleys x 0.0116 = 2.79 h.s.p.
Utilizando un módulo que nos proporcione 2.26 A por cada h.s.p., la producción por día sería de:
2.79 h.s.p. x 2.26 A = 6.3 Ah/día
Por tanto, el número de módulos será de :
12.43/6.3 =1.97=2 módulos
Se ha previsto disponer de ocho días de autonomía para soportar perfectamente el
déficit que se produciría en el caso de condiciones meteorológicas adversas. Durante
esos días, y suponiendo que la insolación fuera nula, la batería aportaría la suficiente
energía para alimentar el equipo en sus 11.3 Ah/día estipulados, quedando al final en el
50% de carga. Ni que decir tiene que si deseamos mayor seguridad, bastará poner más
días de autonomía.
Fig. 3
La capacidad de acumulación será:
Capacidad = (Consumo x Días de autonomía) / (Profundidad de descarga) =
= (11.3*8)/0.5 = 180.8 Ah/día
184
Fig. 4
REGULADOR
SISTEMA DE CONTROL
BATERÍAS
SIN MANTENIMIENTO INTERRUPTOR DE CORTE
EQUIPO DE RADIO
Dado que estos sistemas están situados en montaña y pueden presentarse temperaturas sostenidas de 0 °C durante varios días, e incluso más bajas, se aumentará la capacidad
de las baterías en un 30%, pues, como todos sabemos, la capacidad de la batería
disminuye con el frío. Aumentando el 30%, queda:
180.8 x 1.30 = 235 Ah
Se utilizará un sistema de regulación algo sobredimensionado (por ejemplo, de 7 A u
8A) para no forzar los componentes que lo integren, dadas las condiciones tan duras que
deberán soportar en la época invernal.
Las baterías serán del tipo sin mantenimiento, evitando el elevado coste que supondría el subir a sitios muy alejados y de difícil acceso para realizar un mantenimiento
periódico de los acumuladores.
Suponiendo que nuestra elección ha recaído en una batería de 12 V y 80 Ah (a 100 h de descarga) de plomo-calcio, el número de baterías necesarias pata conectar en paralelo
sería de:
235 Ah/80 Ah = 2.9 = 3
185
Se recomienda aislar las baterías del ambiente frío introduciéndolas en un cajón forrado de porespán u otro elemento aislante, dejando siempre algo de ventilación.
La estructura soporte evitará las superficies planas, ya que éstas podrían acumular suficiente nieve como para tapar los módulos. Asimismo, estará prevista para soportar
fuertes vientos, que pueden ser habituales en determinadas épocas del año en sitios
montañosos.
Balizamiento
Una de las grandes aplicaciones que se han dado a los sistemas fotovoltaicos es la
señalización de obstáculos. Estas instalaciones, habitualmente utilizadas para balizas en
aeropuertos y sus proximidades, señalización de elementos con una altura determinada,
entrada a puertos, señalización de costas, etc., prestan un evidente servicio para prevenir
cualquier tipo de accidente por choque, e incluso para señalizar un determinado camino
a seguir, como es el caso de las balizas en la entrada de pistas de aterrizaje.
Dentro de este vastísimo campo, siempre en aumento, ya que su principal usuario son
los sistemas de transporte, pueden presentarse diferentes tipos de instalaciones, y si bien
en un 98 % suelen ser visuales, no hay que descartar aquellas otras que, por
determinadas características, puedan ser acústicas. Pensemos en el caso de faros de
costa que, al no ser visibles por efecto de la niebla, emiten a la vez una señal acústica en
clave para que los navegantes puedan orientarse.
Los sistemas de balizas ópticas de costas pueden ser fijos o bien a destellos, cumpliendo
una serie de características ya prefijadas por organismos competentes. En nuestro
ejemplo va a usarse una baliza de destellos con una característica prefijada de tres
períodos de tres segundos de luz, intercalando entre ellos dos de oscuridad de cinco
segundos y uno final de 11, resultando una característica de:
3+5+3+5+3+11
donde los números subrayados son los períodos de no funcionamiento. El total del ciclo es de 30 segundos y su hora de inicio será inmediatamente después de la puesta del Sol,
manteniéndose hasta su orto.
No entraremos en discusión sobre el equipo accesorio de encendido y apagado, así
como del tipo de luminaria utilizado, pero bastará decir que son elementos muy
sofisticados y que aseguran una larga vida de uso, teniendo en múltiples ocasiones un
sistema que, en caso de fusión del filamento de la bombilla en servicio, asegura la
entrada de otra nueva. El subconjunto de encendido y apagado está a cargo de un
sistema electrónico accionado por una fotocélula regulable, que ajustará los
186
límites de luminosidad máximo y mínimo a los cuales el sistema debe apagarse o
encenderse respectivamente.
Para completar los datos, diremos que las lámparas usadas son de 150 W a 24 V, el consumo del equipo de control es de 100 mA continuos, las horas de USO serán de 14
(que corresponden al día más corto del año), el lugar de situación está en la costa de
Tarragona y la autonomía será de 10 días, suponiendo que éstos se pudieran producir
durante el invierno y precisamente en el mes donde los días son más cortos. En estas
circunstancias la profundidad de descarga no superará el 50%
Como se puede deducir claramente, los sistemas de señalización deben diseñarse para las condiciones más duras y no se debe escatimar, pues de éstos dependen en muchos
casos vidas humanas. Tantos paneles como reguladores así como las baterías, deben
estar ampliamente calculados para prevenir una posible eventualidad.
Para determinar el dato de radiación sobre el cual empezaremos los cálculos
buscaremos en la tabla 1 1 el mayor valor de radiación dependiente del ángulo en la
columna del mes más desfavorable. A priori, el valor más elevado se sitúa en 12842
kJ/nr para 70° de inclinación en el mes de diciembre, pero si observamos el resto de las
radiaciones para ese mismo ángulo, veremos que en el mes de mayo la radiación es de
12 774 kJ/nr, más baja que la de diciembre, debido al ángulo tomado. Por este motivo,
se pasará a utilizar el valor para 65° de inclinación del mes de diciembre, que resulta ser
12836 kJ/nr, luego:
12836 kJ/nr x 0.024 = 308 langleys 308 langleys x 0.01
16 = 3.57 h.s.p.
El consumo total de los equipos será:
Lámpara: 3 s + 3 s + 3 s = 9 segundos cada 30 segundos luego, 18
segundos cada minuto y 18 x 60 = 1080 segundos cada hora 1080/60
= 18 minutos/hora
Como el tiempo máximo de encendido será de 14 h/día, el tiempo real en el cual la lámpara produce luz será de:
(18 min/h) x (14 h/día) = 252 min/día = 4.2 horas/día
Sumando los consumos y añadiendo el factor de seguridad, obtenemos
(150 W/24 V) x (4.2 h/día)+(0.1 A)*(24 h/día) =
= 6.25 x 4.2 + 2.4 = 28.65 Ah/día
28.65 +10% (28.65 Ah/día) = 31.5 Ah/día
187
INS
TA
LA
CIO
NE
S S
OLA
RE
S F
OTO
VO
LTA
ICA
S
Tabla 11. Radiación interceptada por una superficie inclinada.
PROVINCIA : TARRAGONA . ORIENTACIÓN : SUR LATITUD: 41.12 • UNIDADES: KJ/H2
PENDIENTE ENE FEB MAR . ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
0 7414 . 1 1 544 13168 . 16562 18450 20552 21232 18172 13902 11168 7348 . 5962 5036698 .
5 8352 . 12634 13828 . 16908 18630 20636 21384 18500 14444 11976 8140 . 6836 5242278 .
1 0 9244 . 13652 14410 . 17236 18712 20610 21414 16724 14908 12722 8888 . 7676 5421478 .
15 10082 . 14584 14912 . 1 7472 18694 20470 21324 18670 1 5290 13394 9584 . 8470 5570958 .
20 10860 . 15426 15332 . 17614 1B574 20224 21122 1C920 1 S586 1 3986 10224 . 9212 5689554 .
25 11568 . 16 1 74 15660 . 1 7656 16388 19874 20822 18870 1 5798 14498 10804 . 9900 5777718 .
30 12206 . 16822 15988 . 1 7600 18100 19456 20436 15714 15918 14920 11316 . 10524 5834516 .
55 12770 . 1 7364 16048 . 17452 17716 18932 1 99 32 18458 15948 15252 11762 . 11084 5856072 .
40 13252 . 1 7796 16186 . 17202 17246 18312 19326 16100 15892 1 5498 12134 . 11568 5646464 .
45 13644 . 18114 16064 . 1 6860 16680 1 7598 18620 1 7644 15744 15646 12430 . 11982 5804832 .
50 13954 . 18316 15936 . 1 6424 16032 16790 17812 17092 15510 15698 12650 . 12318 5726170 .
55 14170 . 18400 15714 . 1 5906 1 5306 1 5904 16914 16448 15188 1 5656 12768 . 12572 5616960 .
60 14298 . 18370 15400 . 1 5300 14502 14964 1 5936 1 5720 14778 15518 12846 . 12746 5478720 .
45 14328 . 18218 14998 . 14616 1 3660 14006 14948 14914 14294 1 5286 12824 . 12836 5312374 .
70 14272 . 1 7950 14516 . 1 3858 12774 12984 1 3890 14034 13728 14962 12718 . 12842 5117230 .
75 14113 . 1 7570 13948 . 1 3028 1 1834 1 1 90S 1 2 774 13122 1 3090 14548 12538 . 12766 4695290 .
60 13872 . 1 7078 13300 . 12144 10844 10784 11602 12150 12382 14046 12272 . 12604 4646602 .
85 13538 . 1 6474 12536 . 11222 9820 9672 10392 11128 11616 13462 11932 . 12362 4376460 .
90 13118 . 15772 11804 . 10258 8766 8604 9246 18858 10792 12800 11520 . 12040 4069628 .
188
El panel utilizado para este caso podría ser uno de 75 W con 16 V de tensión pico y
4.68 amperios en su punto de máxima potencia. El número de ellos en paralelo para
proporcionar la corriente de consumo diaria seria de:
4.68 A x 3.57 h.s.p. = 16.71 Ah/día
N° de módulos de 75 Wen paralelo = 31.5/16.71 1.88 2
Por tanto, el número total de módulos sería de cuatro, distribuidos en dos series de dos
en paralelo.
El sistema de regulación debe estar preparado para soportar una corriente de 2 x 4.68 A = 9.36 A, luego, habría que elegir un regulador de 24 V nominales y cuyo poder de
corte (en caso de ser tipo serie) supere los 12 A, para aumentar la fiabilidad del
sistema.
La capacidad resultante de acumulación saldría de aplicar la fórmula vista en los casos
anteriores:
Capacidad = (28.65 Ah/día x 10 días)/0.5 = 573 Ah
Si se utilizan acumuladores del tipo estacionario, cuyo modelo normalizado más
cercano fuera de 600 Ah (a 100 h), se necesitarían doce de estos elementos (2 V, 600
Ah) en serie para cubrir las necesidades impuestas.
189
Vivienda permanente
Una de las instalaciones más usuales en el amplio abanico de aplicaciones solares
fotovoltaicas es la que se centra en la utilización doméstica de estos sistemas. Viviendas
rurales, chalets aislados, refugios y un largo etcétera de aplicaciones de este tipo son
posibles usuarios de los generadores fotovoltaicos, puesto que los costes de acometida
eléctrica convencional resultan altamente elevados para distancias no excesivamente
grandes.
En el presente ejemplo de cálculo se ha tomado una vivienda unifamiliar con una serie
de usos básicos, capaces de cubrir las necesidades más habituales. Se observará que se
ha prescindido del frigorífico alimentado por corriente fotovoltaica, pero en su defecto
se aconseja el uso de uno de gas por razones puramente económicas. Sin embargo, se ha
optado por la inclusión de un convertidor cc/ca para aquellos equipos que no se puedan
conseguir fácilmente en corriente continua u otro medio alternativo.
El primer paso a dar para el cálculo de un sistema solar fotovoltaico consiste en definir
el número y tipo de consumos y las horas estimadas de funcionamiento medio.
Lógicamente, se deberá pensar en que el mayor número de horas de uso será en la época
invernal, donde los días son más cortos. Los consumos para este caso se estipulan en:
- 1 comedor: 1 punto fluorescente de 20 W 4 h/día
- 1 cocina: 1 punto fluorescente de 15 W 2 h/día
- 1 WC: 1 punto fluorescente de 8 W (1/2) h/día
- 3 habitaciones: 3 puntos fluorescentes de 15 W (1/2) h/día
- 1 despensa: 1 punto fluorescente de 8 W 10 min/día
- 1 TV b/n: 25 W 4 h/día
- 1 convertidor de 1000 W, usado durante 5 minutos/día con 200 W para los pequeños electrodomésticos (batidora, molinillo, etc.), y dos veces a la semana
con una lavadora convencional de 500 W y un tiempo de trabajo de (1/2) h/día.
La localización será en las Islas Baleares, la tensión de trabajo es de 24 V y la
autonomía será de 7 días, con una profundidad de descarga del 40%.
El consumo diario será de:
- Comedor: 1 x 20 W x 4 h/día = 80 Wh/día
- Cocina: 1 x 15 W x 2 h/día = 30 Wh/día
- WC: 1 x 8 W x (1/2) h/día = 4 Wh/día
- Habitaciones: 3 x 15 W x (1/2) h/día = 22.5 Wh/día
190
- Despensa: 1 x 8 W x (1/6) h/día =1.3 Wh/día
- TV: 1 x 25 W x 4 h/día =100Wh/día
- Convertidor: (200 W/0.6) x (1/12) h/día = 27.7 Wh/día (500 W/0.70)x(3 h/sem.)x(1 sem./7d.) 306.1 Wh/día
Total: 571.6 Wh/día
(571.6 Wh/día)/(24 V) = 23.8 Ah/día
23.8 + 10%(23.8) seguridad = 26.18 Ah/día
Como nota aclaratoria, diremos que el dividir los 200 W del consumo del convertidor
por el factor 0.6 y los 500 W por el 0.7, es debido al hecho de aplicar el factor de
rendimiento, dato que debe suministrar el fabricante con las características del equipo.
Como ya se dijo en su momento, un convertidor tiene mayor rendimiento cuanto mayor
sea el consumo que se le aplica respecto a su potencia nominal. Por este motivo, a 200
W le corresponde un rendimiento del 60% y a 500 W, del 70%.
Si utilizamos la tabla (ver Apéndice) en donde están calculadas las horas de sol pico para las diferentes zonas españolas, y usamos el valor ofrecido a 60" de inclinación
como media invernal, obtendremos una producción diaria de cada módulo fotovoltaico
(suponiendo que usáramos uno con una corriente pico de 2.3 amperios) de:
4.08 h.s.p. x 2.3 A = 9.38 Ah/día
luego, el número de paneles en paralelo será de:
(26.18 Ah/día)/(9.38 Ah/día) = 2.79 ≈ 3
y el número total, por lo tanto, de 6 unidades dispuestas en dos grupos en serie de tres
módulos en paralelo.
El regulador será de tipo shunt con una capacidad de disipación mínima de 200 W, pudiéndole incluir el sistema de alarma y control del estado de carga de batería en la
propia caja de regulación, haciendo un sistema mucho más compacto.
La capacidad resultante será de:
Capacidad = (Consumo x Días de autonomía) / (Profundidad de descarga)
= (23.8 Ah/día x 7 días)/0.4 = 416.5 Ah
191
Para este caso podemos recurrir sin problemas a baterías monobloc de 12 V y una
capacidad de unos 200 Ah, que en un número de cuatro (dos en paralelo unidas en serie
con dos en paralelo) nos resolverían el almacenamiento. Esta elección se ha realizado en
base a que en emergencias la capacidad no bajará del 60% del total, dado que se ha
calculado para una descarga en las peores condiciones del 40%, y esto no representa en
ningún modo un ciclo profundo.
Calcularemos las secciones de conductor necesarias, en función de las longitudes de línea eléctrica, para una caída máxima de tensión en cada circuito de 0.3 voltios.
Panel fotovoltaico-regulador (distancia 10 m)
La corriente que circulará, como máximo, para este tramo, será de:
3 módulos x 2.3 A = 6.9 A
S 2 L I /[56(Va-Vb)] = (2 x 10 m x 6.9 A)/(56 x 0.3 V) = 138/16.8 = 8.2 mm2
192
CIRCUITO DE CC CIRCUITO DE CA
Fig. 6
REGULADOR CON VISUALIZADORES DE CORRIENTE
DE CARGA Y TENSIÓN DE BATERÍA
BATERÍAS DE ALMACENAMIENTO
PANELES FOTOVOLTAICOS
CONVERTIDOR
CC/CA
Regulador-balería (distancia 2.5 m)
En este caso la corriente será similar a la anterior o incluso menor cuando el regulador
entre en funcionamiento, luego:
S = (2 x 2.5 m x 6.9 A)/(56 x 0.3 V) = 2.05 mm2
Batería-convertidor (distancia 2 m)
Como el consumo máximo será de 500 W, la corriente máxima será de
500 W/0.7 = 714.2 W
714.2 W/24V = 29.75 A
S = (2 x 2 m x 29.75 A)/(56 x 0.3 V) = 7 mm2
Batería-línea general (distancia 18 m)
Se supone en este caso una línea general de donde van saliendo los diferentes puntos
de luz y el televisor. La corriente máxima se produciría cuando todos los equipos
funcionaran al mismo tiempo, por tanto:
[20 W+15 W + 8 W + ( 3 x 1 5) W + 8 W + 25 W] /24 V = 5.04 A
S = ( 2 x 1 8m x 5 . 04 A)/(56 x 0.3 V) = 181.44/16.8= 10.8 mm2
193
Derivaciones
Evidentemente, no se puede unificar la longitud de las derivaciones, por lo tanto
tomaremos el caso más desfavorable y supondremos que la más larga es de 10m, y que
corresponde al equipo de mayor consumo como es la TV.
25 W/24 V = 1.04 A
S = ( 2x 10m x 1.04 A)/(56 x 0.1 V ) = 3.7mm2
Resumiendo lo calculado, y para homogeneizar las secciones, podríamos disponer de hilo conductor de 10 mm
2 de paneles a baterías, cableado del convertidor y línea
general, reduciéndose a 4 mm2 para las derivaciones a los diferentes equipos.
Vivienda de uso esporádico
En este caso se va a calcular una instalación cuyo uso es esporádico, es decir, no se
habitará continuamente puesto que corresponde a una casa de recreo, pero sí se accederá
a ella en unas determinadas épocas. Este ejemplo resulta ser muy representativo, ya que
cada vez se dan más viviendas de este tipo, pequeños chalets donde sus dueños pasan
los fines de semana, "puentes" y vacaciones de verano. Los usos suelen ser bastante
limitados, reduciéndose a la luz y TV en la mayoría de los casos, pero poco a poco se va
ampliando la instalación hasta hacerla de unas proporciones interesantes. Desde esta
óptica, es importante adecuar la instalación a las posibles ampliaciones, para evitar tener
que cambiar alguna parte de ella cuando se desee aumentar de tamaño y prestaciones.
Así como en el caso anterior se calculó con el consumo máximo y la radiación invernal,
en este otro se analizará desde la perspectiva del uso y radiación invernal, y del uso y
radiación estival, época donde se produce el mayor número de días de utilización. Así
pues, estableceremos las premisas básicas para el desarrollo del cálculo de los
componentes:
Situación: Madrid
Tensión nominal de trabajo: 12 V
Consumos: Tiempo de uso
Invierno Verano 2 habitaciones: tubo 20 W (1/2) h/día (1/2) h/día 1 salón-comedor: tubo 20 W 6 h/día 3 h/día 1 cocina: tubo 20 W 3 h/día 1 h/día
194
2WC tubo 8 W 1 h/día (1/2) h/día
1 garaje trastero: tubo 15 W 2 h/día (1/2) h/día
1 porche: tubo 20 W 2 h/día alternativo con el
salón comedor
1 TV: 20 W 5 h/día 4 h/día
1 bomba de agua: 80 W (1/2) h/día 1 h/día
Lógicamente, el uso en los fines de semana es más alto, como consecuencia de que la vida se hace más dentro de la casa que fuera de ella, puesto que en invierno hace
peor tiempo atmosférico. Por el contrario, el uso en primavera se reducirá
progresivamente al ser los días más largos, por lo que en esta época se gastará menos y
en cambio se producirá cada vez más. Llegado el verano 1C utilizará poca corriente
(sobre todo en iluminación), pero, por contra, el uso será diario.
Durante el otoño progresivamente se consumirá más iluminación c irá decreciendo la producción de los paneles fotovoltaicos.
Queda claro, por lo tanto, que bastará hacer dos cálculos, uno para los fines de semana
durante el invierno y otro para el uso diario en verano, tomando al final la solución que
cubra los dos extremos.
- Consumo durante los fines de semana en invierno (suponiendo como fin de semana
dos días de uso):
2x20 W*(1/2) h/día = 20 Wh/día
1x20 Wx6 h/día = 120 Wh/día
1 x 20 W x 3 h/día = 60 Wh/día
1 x 8 W x 1 h/día = 8 Wh/día
1 x 15 W x 2 h/día = 30 Wh/día
1 x 20 W x 2 h/día = 40 Wh/día
1 x 20 W x 5 h/día = 100 Wh/día
1 x 80 W x (1/2) h/día = 40 Wh/día
Total .....418 Wh/día
(418 Wh/día)/12 V = 34.8 Ah/día
Como el fin de semana se supone de dos días, tenemos:
(34.8 Ah/día) x (2 días/semana) = 69.6 Ah/semana
195
Consumo diario en verano (julio-agosto):
2x20 Wx(1/2) h/día = 20 Wh/día
1 x 20 W x 3 h/día = 60 Wh/día
1 x 20 W x 1 h/día = 20 Wh/día
1 x 8 Wx (1/2) h/día = 4 Wh/día
1 x 15 W x (1/2) h/día = 7.5 Wh/día
1 x 20 W x 4 h/día = 80 Wh/día
1 x 80 W x 1 h/día = 80 Wh/día
Total 271.5 Wh/día
(271.5 Wh/día)/12 V = 22.62 Ah/día
Para obtener los datos de producción de cada época de uso, veamos la tabla 12, que
muestra los valores de radiaciones para la provincia de Madrid.
Dado que se va a tomar un ángulo fijo para todo el año, el de 45° presenta una media
muy aceptable para cualquier época. En estas condiciones, la radiación para el mes de
enero es de 10818 kJ/m2, y para julio y agosto es prácticamente similar (22 406 kJ/m
2 y
22 420 kJ/m2), luego, analizando cada caso para el uso de un módulo de 2.2 A pico,
tenemos:
- Invierno
10 818 kJ/m2 = 3.01 h.s.p.
Producción diaria por módulo = 3.01 h.s.p. x 2.2 A = 6.6 Ah/día
Producción semanal = 6.6 x 7 = 46.2 Ah/día
N° de módulos en paralelo = (69.6 Ah/semana)/(46.2 Ah/semana) =1 .5 =2
Verano
22406 kJ/m2 = 6.23 h.s.p.
Producción por módulo = 6.23 h.s.p. x 2.2 A = 13.7 Ah/día
N° de módulos en paralelo = (22.62 Ah/día)/(13.7 Ah/día) = 1 .6 -2
En este caso se ha optado por no añadir un porcentaje de seguridad adicional.
Luego, es evidente la utilización de dos módulos en paralelo, ya que cubren en ambos
casos las necesidades de consumo previstas, toda vez que proporcionan un margen de
seguridad óptimo.
196
EJ
EM
PL
OS
DE
CÁ
LC
UL
O
Tabla 12. Radiación interceptada por una superficie inclinada.
PROVINCIA: MADRID . ORIENTACIÓN: SUR LATITUD : 40.42 • UNIDADES : KJ/M2
PENDIENTE ENE FEB MAR ABB HAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
0 6362 9798 . 14150 19552 21 184 23530 25874 22986 16118 . 10762 7326 6236 . 5604298 .
5 7054 10584 . 14868 19990 21388 23614 26048 23438 16790 . 11496 8078 7088 . 5803292 .
10 7 704 11316 . 15504 20410 21480 23566 26072 23754 17366 . 12168 8782 7892 . 5972362 .
15 8312 11982 . 16048 20712 21444 23382 25940 23970 17840 . 12770 . 9440 8654 . 6107994 .
20 8870 12576 . 16504 20902 21298 23072 25658 2 4 0 6 4 18214 . 13300 10042 9368 . 6209950 .
25 9380 13098 . 16862 20966 21072 22648 25274 24018 18484 . 13752 10582 10022 . 6278924 .
50 9832 13544 . 17122 20710 20726 22138 24764 23826 18638 . 14124 11060 10612 . 6312798 .
55 10224 13904 . 17282 20730 20270 21508 24114 2 3496 18694 . 14410 1 1472 11138 . 6310386 .
40 10554 14184 . 17342 20436 19702 20764 23330 23024 18634 . 14612 11814 11592 . 6271428 .
45 10818 14378 . 1 7300 20024 19026 19908 22406 22420 18474 . 14728 12082 11972 . 6195994 .
50 11014 14482 . 17154 19496 18250 18944 21360 2 1 688 18198 . 14754 12274 12278 . 6084294 .
55 1 1 148 14498 . 16908 18860 1 7380 1 7884 20200 20828 17818 . 14692 12390 12502 . 5937902 .
60 11206 14428 . 16566 18118 16424 16780 18948 19852 17338 . 14542 12430 12646 . 5759668 .
65 11194 14266 . 16128 17278 15432 1 5638 1 7680 18768 16756 . 14308 12394 12706 . 5554124 .
70 11114 14022 . 15576 16342 14384 14426 16320 17586 16084 . 1 3984 12278 12686 . 5318286 .
75 10966 13686 . 14974 15324 13266 13150 14886 16366 15320 . 13582 12084 12584 . 5054892 .
80 10750 13274 . 14274 14238 12094 11820 1 3380 15062 14472 . 13100 11820 12400 . 4745032 .
85 1 0464 12782 . 1 3488 1 31 08 10874 10524 1 1820 13682 13552 . 12538 11480 12136 . 4452878 .
9 0 10118 12212 . 12634 11916 9650 9270 10384 1 2244 12554 . 11906 11068 11792 . 4126744 .
197
El cálculo de la batería, al igual que en todos los ejemplos anteriores, resulta de aplicar
la fórmula donde se mezclan el consumo, la autonomía y la profundidad de descarga.
Ahora bien, en este tipo de aplicación no sólo cuenta la posibilidad de dias nublados en
la zona, sino que también se debe tener en consideración las descargas producidas por
los fines de semana y posibles períodos de 3 ó 4 días que puedan aprovecharse (como,
por ejemplo, los "puentes"). En estas circunstancias, una autonomía de 6 días podría
cubrir todas las necesidades, y si prevemos una descarga máxima al final de estos días
del 50%, tendremos que:
Capacidad = (34.8 x 6)/0.5 = 417.6 Ah
Bastaría tomar una batería de tipo estacionario con una capacidad mínima de uno 420
Ah (descarga a 100 h), de seis elementos en serie de 2 V y la citada capacidad.
Repetidor de TV
En casi cualquier país, pero de una forma especial en España, se dan múltiples lugares
donde los accidentes geográficos dificultan de gran manera las transmisiones
198
Fig. 8
radioeléctricas y de una forma muy concreta las señales emitidas por las cadenas de televisión. Este problema, ocasionado por los obstáculos naturales, hace que muchas
ciudades, pueblos y aldeas precisen de reemisores, más o menos potentes, que dirijan la
señal del centro emisor hacia ellos, para asegurar una buena recepción de la misma.
Las áreas rurales están especialmente afectadas por este problema y en muchas
ocasiones disponen de un pequeño reemisor que cubre adecuadamente esta necesidad
pero que con bastante frecuencia carece de alimentación eléctrica por línea, dadas las
condiciones de altura en las cuales debe instalarse, y recurren generalmente al cambio
de acumuladores cada cierto tiempo. Esta solución no sólo resulta muy molesta, sino
que además la vida útil del acumulador no será muy elevada dadas las condiciones a que
se le somete, con descargas muy profundas y cargas rápidas.
La energía solar fotovoltaica presenta en estas circunstancias una buena solución, tanto
técnica como económica, al alimentar autónomamente estos pequeños equipos.
Debemos tener presente que en el mercado existen dos tipos de estos aparatos, unos que
incorporan un circuito economizador que en el momento que detectan que no existe
señal, automáticamente consumen unos pocos miliamperios, y otros que no disponen de
dicho circuito y consumen uniformemente durante las 24 horas del día. En este último
caso, es interesante pensar en la instalación de un reloj horario con programación de
conexión y desconexión, para evitar un consumo innecesario cuando no existe emisión
de TV.
Como ejemplo ilustrativo, pongamos el caso de un reemisor situado en mi pueblo de la
provincia de Huesca, con un consumo de 8 W en emisión y tan sólo 3 W durante la
espera (stand-by). La tensión será de 12 V nominales y una autonomía de 10 días, como
consecuencia de la posibilidad de nieblas durante el invierno.
Teniendo en cuenta que no es interesante ni práctico el mantenimiento de la batería en
estos casos, se ha optado por introducir un acumulador sin mantenimiento, el cual se
descarga como máximo un 50% después de los días de autonomía. El cálculo de número
de módulos y capacidad de batería sería el siguiente:
Transmisión: 8 W durante 13 h/día = 104 Wh/día
Stand-by: 3 W durante 1 1 h/día = 33 Wh/día
Total .................................... 137 Wh/día
137 Wh/día + 1 0 % (seguridad) = 150.7 Wh/día
(150.7 Wh/día)/12 V = 12.55 Ah/día de consumo
199
Para evitar todo mantenimiento y complicación, se utilizarán en este caso módulos fotovoltaicos autorregulados de 2.2 A de corriente pico. Según esto, y echando mano de
los datos de radiación para Huesca de la tabla que se encuentra en el Apéndice, y cuyo
valor se sitúa en 3.12 h.s.p., para 60° de inclinación y media de radiación invernal,
tenemos:
Producción del módulo autorregulado de 2.2 A pico = = 3.12 h.s.p. x
2.2 A = 6.86 Ah/día
N de módulos en paralelo = ( 12.55 Ah/día)/(6.86 Ah/día) = 1 . 82 =2
Capacidad de batería = (Consumo x Días de autonomía)/ (Profundidad de descarga) =
= [(150.7 Wh/día/12 V ) x 10días]/0.5 = 125.5/0.5 = 251.1 Ah
En este caso se incluye el 1 0 % de seguridad también para el acumulador. Podríamos utilizar seis elementos estacionarios de tipo GEL de 2 V, sin
mantenimiento, y con una capacidad mínima de unos 250 Ah.
200
Fig. 9
Podría ser interesante la incorporación de un desconectador por baja tensión de batería, para prevenir una descarga brusca o continuada que pudiera bajar excesivamente el
nivel de carga del acumulador, reconectando una vez que estas condiciones se hubieran
modificado. Este sistema, aun en el caso de que puede dejarnos sin TV, resulta muy
interesante por cuanto evita una posible destrucción del acumulador. Ahora bien,
después de haber quedado sin emisión una vez y si esto no ha sido producido por una
climatología muy anormal, es conveniente revisar el conjunto para detectar la causa del
fallo.
Bombeo de agua
Resulta obvio enumerar las múltiples razones por las cuales el agua es importante para
la vida humana, no sólo por ser un elemento insustituible, sino también por la
trascendencia que adquiere en la agricultura.
Los sistemas de bombeo alimentados por paneles solares fotovoltaicos pueden proporcionar agua, mediante su conexión a bombas tanto de corriente continua como de
corriente alterna, allí donde se pueda y quiera obtener. Al igual que en otras
aplicaciones fotovoltaicas, el punto de rentabilidad se situará en función del coste de
otro tipo de energía (líneas eléctricas, grupos electrógenos, etc.), sumando no sólo el
coste inicial, sino también el de mantenimiento.
Evidentemente, los sistemas de bombeo de agua adquieren dimensiones diferentes en lugares donde se carece totalmente de líneas eléctricas o facilidad de suministro de
combustible para grupos electrógenos y motobombas. Este es el caso, por ejemplo, de
una gran parte de países africanos, donde las tecnologías de bombas de agua han
experimentado un gran avance, especialmente en l a denominada bomba solar.
La bomba solar es un sistema pensado y fabricado especialmente para su uso con
paneles fotovoltaicos de una forma directa, sin utilizar baterías de almacena miento.
Estos modelos suelen ser del tipo sumergible y elevan agua en una cantidad
proporcional a la radiación solar que incide en los módulos fotovoltaicos conectados a
la bomba. Así pues, en función del sol, los paneles solares suministran al motor una
potencia eléctrica mayor o menor, que mueve la bomba sacando más o menos caudal.
Normalmente, este sistema empieza dando un caudal reducido durante las primeras
horas del día, para ir aumentando progresivamente hasta el mediodía y disminuir hacia
la tarde.
201
Fig
. 10
. Ga
ma
de c
urv
as d
e u
na
bom
ba
sola
r cu
ya
s a
ltura
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asta
los 1
20
m y
su
ca
ud
al m
áxim
o, h
asta
22
5 m
3/d
ía.
1. SP 1 28/21 4 (840 pW) 12. SP 8 - 4/14 5 (560 pW)
2. SP 1 28/28 4 (1120 pW) 13 SP 8 - 4/21 5 (840 pW)
3 SP 1 28/35 4 (1400 pW) 14 SP 8 - 4/28 4 (1120 pW)
4. SP 2 18/14 5 (560 pW) 1 5 SP 8 - 4/35 4 (1400 pW)
5. SP 2 18/21 5 (840 pW) 16 SP 16 - 2/14 5 (560 pW)
6. SP 2 18/28 4 (1120 pW) 1 7 SP 16 - 2/21 5 (840 pW)
7. SP 2 18/35 4 (1400 pW) 18 SP 16 • 2/28 4 (1120 pW)
8. SP 4 8/14 5 (560 pW) 19 SP 16 - 2/35 4 (1400 pW)
9 SP 4 8/21 5 (840 pW) 20 SP 27 - 1/21 4 (840 pW)
10 SP 4 8/28 5 (1120 pW) 21 SP 27 - 1/28 4 (1120 pW)
11 SP 4 8/35 5 (1400 pW) 22 SP 27 - 1/35 4 (1400 pW)
202
En estos tipos de bombas se habla en términos de litros/día y no de litros/hora como es
habitual en el resto de los equipos de bombeo, ya que no se puede asegurar un caudal
definido a la hora, puesto que tampoco se puede asegurar una insolación fija a lo largo
del día. En la figura I 1 puede apreciarse el grupo de módulos fotovoltaicos que acciona
la bomba directamente, almacenando el agua en un depósito para su mejor
aprovechamiento, a la vez que proporciona una cierta autonomía por si se da el caso de
varios días de baja insolación. En las bombas solares de almacenamiento, en vez de
realizarse éste como electricidad en las baterías, se hace con agua en depósitos, solución
mucho más barata y duradera que la primera.
Otro sistema empleado habitualmente consiste en el método tradicional de extracción de
agua mediante bomba de corriente alterna. El conjunto, en este caso, estaría compuesto
por paneles fotovoltaicos, reguladores de carga, baterías de acumulación y convertidor
cc/ca, donde se conectaría la bomba.
Como ejemplo ilustrativo, imaginemos que deseamos sacar un caudal diario de 10000
litros para regar, encontrándose el agua a una profundidad de 25 metros
203
Para ello, el primer paso consistirá en buscar una bomba capaz de poder aspirar a 25 m y proporcionarnos el mayor caudal posible, en función de la menor potencia eléctrica
que sea necesaria para optimizar al máximo el sistema fotovoltaico. Supongamos que
esta bomba es del tipo sumergible de 0.9 CV a 220 V monofásicos y que su curva nos
marca un caudal de 4000 l/h para una altura manométrica de 25 metros. En estas
condiciones, y para extraer al día 10000 litros de agua, calcularemos el número de horas
necesarias para que se cubran las necesidades previstas y que resulta ser:
(10000 l)/(4000 l/h) = 2.5 horas
Para calcular la potencia diaria absorbida:
1 CV = 736 W
736 W x 0.9 = 662.4 W
662.4 W x 2.5 h = 1656 Wh/día
Puesto que nuestra bomba es de 0.9 CV (662.4 W), será preciso un convertidor de 1200W - 24 V capaz de soportar la punta de arranque. Como la potencia consumida es
aproximadamente el 50% de la potencia nominal de ese convertidor y los datos del
fabricante nos señalan un rendimiento del 70% para la mitad de la carga, tenemos:
η = Potencia de salida del convertidor/Potencia de entrada al convertidor
Potencia de entrada = Potencia de salida/η
Potencia absorbida de batería = (1656 Wh/día)/0.7 = 2365.7 Wh/día
(2365.7 Wh/día)/(24 V) = 98.57 Ah/día (a 24 V)
98.57 Ah/día + 1 0 % (seguridad) = 108.4 Ah/día
Si el valor de radiación en la zona donde estuviese situado el sistema fuera de 458 langleys y el módulo fotovoltaico utilizado, de 2.5 A de corriente pico, se tendrá:
458 langleys x 0.0116 = 5.3 h.s.p.
5.3 h.s.p. x 2.5 A = 13.25 Ah/día de producción por módulo
N° de módulos en paralelo = (108.4 Ah/día)/(13.25 Ah/día) = 8.1 ≈ 8
204
Luego, el número total de módulos sería de 16, distribuidos en dos series de ocho en paralelo.
El sistema de regulación deberá tener capacidad para aguantar como mínimo: 8 x
2 . 5 A = 20 A
Si damos 5 días de autonomía al sistema, la capacidad resultante será:
Capacidad = (98.57 x 5)/0.6 = 821.4 Ah (a 24 V )
para una profundidad máxima de descarga del 60%. Si los acumuladores fueran
estacionarios, tendríamos que disponer de doce de ellos en serie, con una capacidad
aproximada de 821.4 Ah.
PANELES FOTOVOLTAICOS 2.5 A PICO
Fig. 12
Para el cálculo de las secciones de conductor necesarias, según las longitudes indicadas
en el esquema de la figura 12, aplicaríamos la fórmula ya conocida de
5 = 2L//[56(Va-Vb)]
Luego, para la línea paneles-batería, como la intensidad máxima (ya calculada
anteriormente) es de 20 A, la sección para una caída de tensión de 0.3 V sería de
S = (2 x 15 m x 20 A)/(56 x 0.3 V) = 35.7 mm2
205
En el caso de la línea batería-convertidor:
662.4 W/0.7 = 946.2 W
946.2 W/24 V = 39.4 A
S = (2 x3 m x 39.4 A)/(56x 0.3 V) = 14 mm2
Iluminación de un parque público
Se dan múltiples casos donde es necesario un alumbrado exterior, pero los altos costes
de las líneas eléctricas convencionales hacen a veces inviable esta posibilidad. Con la
utilización de los módulos solares fotovoltaicos, podemos generar corriente eléctrica allí
donde se necesite, sin reparar en si el lugar de situación está cerca o lejos de una
acometida eléctrica de la red comercial.
Los estudios acerca de los sistemas de iluminación exterior por medio de paneles
solares fotovoltaicos nacen a raíz del despegue vertiginoso que desde hace unos años ha
tomado el sector de la iluminación, con la creación de nuevos equipos que proporcionan
más luz por menos potencia. Ejemplo de ello son las lámparas tipo SOX de sodio de
baja presión, que hacen posible la iluminación de exteriores con lámparas de tan sólo
1 8 W de consumo. Este tipo de equipos posibilita la utilización de báculos de
iluminación que contengan todos los elementos que integra un sistema solar
fotovoltaico, esto es: paneles solares, regulación, sistema de encendido y apagado
automático, acumuladores y una reactancia especial de encendido de la lámpara.
En el presente ejemplo de cálculo se realizará un estudio para mantener siete puntos de
luz encendidos durante 10 horas, a partir de la puesta de sol, en un parque público
situado en Murcia y utilizando lámparas de 18 W. Esta instalación estará formada por
báculos completos independientes, para evitar centralizar el sistema y tener
posteriormente que tender las líneas de alimentación eléctrica a cada punto.
Una vez consultada la tabla de medias de radiación invernal a 60° de inclinación (ver
Apéndice), obtenemos un valor de 4.53 h.s.p. para Murcia. Si utilizamos un módulo
solar de 2.3 amperios en su punto de máxima potencia, obtenemos que la producción
diaria será de:
4.53 h.s.p. x 2.3 A = 10.41 Ah/día
Como el consumo es de:
1 8 W x 10h= 180 Wh/día
206
y añadiendo un 1 0% de seguridad:
180 Wh/día x 1.1 = 198 Wh/día
198 W/12 V = 16.5 Ah/día
El número de módulos en paralelo es de:
(16.5 Ah/día)/(10.41 Ah/día) = 1 . 58 =2
que además coincide con el total, al ser ésta una instalación a 12 V.
Puesto que no se desea ninguna clase de mantenimiento para esta instalación, se ha optado por incorporar baterías de plomo-calcio que no lo requieren y que como ya
sabemos, se encuadran dentro del tipo de baterías de ciclo poco profundo. Por este
motivo, la profundidad de descarga la situaremos en un 40 % como máximo, lo que da
como resultado una capacidad de acumulación (incluido el factor 1.1 de seguridad), para
cinco días de autonomía, de:
Capacidad = (16.5 x 5)/0.4 = 206 Ah
207
Fig. 13
El sistema de encendido automático constará de una célula fotoeléctrica que
detecte la caída de iluminación a últimas horas de la tarde y ponga en marcha el
encendido de la lámpara a través de la reactancia especial que la alimenta. Justo
en el momento del encendido, un circuito electrónico temporizador iniciará la
cuenta atrás que producirá el apagado después de 10 horas de actividad,
repitiéndose el mismo proceso al día siguiente. El sistema de encendido
automático constará de una célula fotoeléctrica que detecte la caída de
iluminación a últimas horas de la tarde y ponga en marcha el
encendido de la lámpara a través de la reactancia especial que la alimenta. Justo
en el momento del encendido, un circuito electrónico temporizador iniciará la
cuenta atrás que producirá el apagado después de 10 horas de actividad,
repitiéndose el mismo proceso al día siguiente.
Fig. 14
208
MÓDULOS
FOTOVOLTAICOS
BATERIA
MODULO FOTOVOLTAICO
LUMINARIA INTEMPERIE
BATERIA SIN MANTENIMIENTO
REGULADOR TEMPORIZADOR
LUMINARIA REGULADOR
TEMPORIZADOR
DÍA
NOCHE
Capítulo 1 1
Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica
En los anteriores capítulos hemos hablado siempre de la energía solar
fotovoltaica aplicada de forma autónoma, esto es. usando acumuladores
eléctricos. Este tipo de instalaciones resuelve muchos problemas reales
planteados diariamente. No obstante, hace ya años que se realizaron las primeras
experiencias en sistemas fotovoltaicos que suministraban la energía producida
directamente a la red eléctrica convencional, evitándose así el uso de baterías
de acumuladores, cuyo coste tiene gran repercusión en el precio final del
conjunto, y ahorrando un gasto importante dentro de lo que es el esquema
clásico de un sistema fotovoltaico.
Fig. I . Esquema de principio de un sistema de conexión a red.
El diagrama de principio de una instalación conectada a la red eléctrica convencional estaría formado por el conjunto de módulos fotovoltaicos y un inversor capaz de convertir la corriente continua del grupo solar en corriente alterna, inyectándola en la misma frecuencia y fase que la existente en cachi momento en la red de distribución.
Inicialmente, estos sistemas conectados a red se diseñaron y calcularon para
el montaje de centrales fotovoltaicas, y buena muestra de ello son las centrales
de 1 MW y de 6.5 MW instaladas en California. También en España
disponemos actualmente de varias de estas instalaciones, entre ellas
destacaremos una de 42 k W en Mahón (Menorca), otra de 100 kW en San
Agustín de Guadalix (Madrid) y la de 1 MW en Toledo, además de varias en
proyecto y construcción.
209
INVERSOR
GRUPO FOTOVOLTAICO
RED ELÉCTRICA
COMERCIAL
Después de observar que las centrales fotovoltaicas funcionaban correctamente,
y en la medida que se avanzó en la electrónica de potencia que integra los
inversores, no se tardó en pensar que estos sistemas podrían ser realizados a
potencias menores, con el fin de ser empleados en pequeñas centrales
domésticas adaptables a viviendas dotadas de acometida convencional de
electricidad.
Este tipo de instalaciones, desde un punto de vista de macro -escala, podría en un futuro resolver en algunas zonas ciertos problemas existentes en l a
generación y distribución de energía eléctrica convencional.
El grave problema de las compañías de elect ricidad radica en que sus centrales funcionan al 100 % en ciertos momentos pico del día, mientras que en horas
nocturnas, su tasa de funcionamiento es muy baja. Esto hace que el precio por
kilovatio-hora producido sea bajo cuando la central rinde toda su potencia y
considerablemente más alto cuando su funcionamiento está, por ejemplo, en un
50% de su potencia nominal.
Pensemos por un momento que una central eléctrica estuviera rodeada en su ámbito de distribución por un gran número de viviendas que dispusi eran de
generadores fotovoltaicos. Si éstas fueran capaces de proporcionar energía
suficiente para que los picos de demanda, que generalmente se producen
durante el día, fueran suministrados por medio de la energía producida en esos
instantes por los módulos fotovoltaicos, la central a que nos referimos
hipotéticamente, podría ser de una potencia tal que rindiera siempre el 100%.
De esta forma, el coste de producción sería considerablemente más barato que
el de una central con producción variable, y considerablemente menos
contaminante.
210
Fig. 2
Evidentemente, queda todavía mucho camino por andar en lo que se refiere a
la gestión energética de producción e incluso en la racionalización de los
consumos, lo que corresponde planificara los responsables de la política
energética de cada país o comunidad. No obstante, se empieza a notar cierta
sensibilidad por estos temas en los países más desarrollados, así como en las
propias Compañías Eléctricas, que podrían aprovechar mucho mejor sus
recursos, redundando en su beneficio de explotación.
En muchos países, incluido España, algunas Compañías Eléctricas ya están interviniendo directa o indirectamente en empresas y proyectos fotovoltaicos,
apoyando decididamente el uso de sistemas conectados a red, que poco a poco
proliferan ante la buena acogida que tienen por parte de los ciudadanos y la
concienciación de la sociedad ante el deterioro progresivo que está sufriendo el
planeta. Asimismo, los gobiernos de los países más industrializados de Europa,
Japón y EE.UU. están promoviendo el uso de estos sistemas, habiendo
adquirido el compromiso de sustituir una parte importante de la generación
primaria por energías más respetuosas con el medio ambiente como puede ser la
fotovoltaica. Al no ser las conexiones a red fotovoltaicas amortizables a corto
plazo, los sistemas de incentivos ofrecidos por los gobiernos son variados,
desde la subvención directa a fondo perdido hasta el pago de una prima por
kWh producido, pasando por sistemas mixtos, financiación a bajo interés,
desgravaciones fiscales, etc., en definitiva, una serie de medidas dirigidas a
potenciar el uso de sistemas conectados a red desde la perspectiva del
ciudadano corriente.
Por ejemplo, en el caso de Europa y a raíz de los acuerdos de la cumbre de Kyoto, los países miembros se comprometieron a que el 12 % de la energía
primaria fuera de origen renovable en 2010, que en el caso de la fotovoltaica
significaría una cuota de aproximadamente 3000 MWp instalados a tíñales de
dicho año. Evidentemente estas cifras representan un salto cuantitativo muy
impórtame que con toda lógica se traducirá en una bajada notable de costes de
producto, así como una apuesta de las grandes empresas y el capi tal, que
redundará, sin lugar a dudas, en el crecimiento del sector y en la aparición de
nuevas tecnologías que sustituyan a las hasta ahora tradicionales.
Parece lógico, desde el punto de vista técnico, que las conexiones a red
distribuidas sean mucho más interesantes que las centrales. Los motivos
principales de esta afirmación son dos: por una parte, se evitan las pérdidas por
transporte de la energía generada y, por otra, la energía de origen solar es
producida allí donde es inmediatamente consumida. Otra razón de peso es que
no ocupa espacio extra, ya que generalmente las instalaciones se situarán en los
tejados de las viviendas unifamiliares, edificios comunitarios, cubiertas de
parkings, etc.
211
Descripción de un sistema conectado a red
Parece claro que la conexión de un sistema fotovoltaico a la red eléctrica es sencilla, ya que está compuesto por pocos equipos. No obstante, como la potencia de estos sistemas no suele ser pequeña, al menos 2 kW, y el inversor de conexión a red no es precisamente un aparato sencillo, la cosa se complica algo más de lo que inicialmente podríamos pensar.
En este apartado explicaremos los aspectos básicos a tener en cuenta a la hora del planteamiento técnico de una instalación de estas características, poniendo las primeras piedras para la mejor comprensión de una nueva vía que en pocos años pasará a ser una de las principales aplicaciones de los módulos solares.
C ampo solar
El campo solar, generador de la energía que posteriormente será suministrada a la red de distribución eléctrica, debe ser en estos casos diseñado meticulosamente. Son varios los factores a tener en cuenta a la hora de plantear un sistema de este tipo, a saber: su integración, tensión de trabajo, interconexión, protecciones y estructura soporte.
Integración
Dado que estas instalaciones suelen estar ubicadas en viviendas, generalmente unifamiliares, en las ciudades y urbanizaciones, se debe tener muy en cuenta su integración dentro del conjunto. Generalmente, los módulos se instalan en la cubierta sur del edificio, aprovechando la propia incl inación de ésta, y se sitúan en espacios libres de sombras que puedan producir árboles o edificios colindantes.
Evidentemente, el ángulo de inclinación del grupo de módulos tiene la misma importancia que en el caso de instalaciones aisladas, pero aquí prima la energía máxima anual y no la máxima invernal, como ocurre en los otros casos. El ángulo de inclinación idóneo para una instalación de conexión a red es aquél tal que la producción de todo el año resulta ser la más alta, ya que se trata de suministrar el máximo de energía independientemente de la época del año.
En la tabla 13 podemos ver que, para Madrid, la radiación mayor se produce
a una inclinación de 30°, con 6312 798 kJ/m2 al año. También podemos
observar que ligeras variaciones en el ángulo no corresponden a grandes
pérdidas, ya que el situar los módulos a 25° o 35° supone solamente disminuir
sobre dicho valor un 0.53 % o un 0.038%, respectivamente.
212
IN S T A LAC IO N E S FO T O V O LT A IC AS C O N ECT AD AS A LA R E D
2 1 3
En la práctica, también suelen aprovecharse los módulos de cubierta para garajes, entradas, avances en jardines, etc., que permiten ser orientados convenientemente, prestando a la vez una función práctica y arquitectónicamente integrada en el conjunto, que no rompa excesivamente la armonía.
En los dos últimos años se aprecia una corriente industrial que trata de fabricar los propios módulos fotovoltaicos preparados para su uso en la construcción, como elementos para panelar cubiertas y fachadas y con una estética diseñada para este tipo de instalaciones. Estos diseños se ven favorecidos por el uso de módulos de capa delgada, que aun siendo de más bajo rendimiento, permiten unas mayores posibilidades estéticas, ya que pueden ser fabricados en distintos colores, incluso traslúcidos, para actuar como elementos de acristalamiento. También en los módulos cristalinos tradicionales se está experimentando con
células coloreadas, y con la tecnología de Silicon Film, APEX ™, con la cual
podrían hacerse módulos de una sola célula, con lo que evitaríamos las conexiones
entre células en los módulos
214
Fig. 3. Diferentes disposiciones de sistemas fotovoltaicos integrados arquitectónicamente.
La integración tiene mucho que ver con la parte mecánica de la estructura
soporte, la propia construcción de los módulos y, fundamentalmente, con la
entrada de los arquitectos y empresas de materiales de construcción en el mundo
fotovoltaico. Sólo así, uniendo fuerzas y tecnologías coincidentes, podrá
lograrse además de un sistema energéticamente rentable, una perfecta
integración arquitectónica.
Fig. 4. Vista de una integración en la cubierta, con módulos laminados con TEDIAR
transparente, donde se puede apreciar la luminosidad interior del edificio.
Respecto a las centrales de mayor potencia, que por lógica normalmente no están situadas en los núcleos urbanos, el problema de la integración es un poco mas difícil, ya que disimular grandes superficies de captadores fotovoltaicos no es tarea sencilla. Sin embargo, el aspecto de integración en el terreno debe ser prioritario a la hora de su diseño, de tal forma que el impacto medio ambiental sea el menor posible. Utilizar las propias formas del terreno o del entorno suele proporcional relativamente buenos resultados.
También es cierto que tampoco las centrales térmicas, hidroeléctricas o
nucleares suelen ser precisamente edificios que pasen desapercibidos dentro del
entorno natural, además de ser algunas de ellas altamente contaminantes.
215
Tensión de trabajo
Tal y como anteriormente se comentó, estos sistemas suelen ser de un mínimo de 2 kW, ya que la instalación de potencias más pequeñas no resulta rentable, debido fundamentalmente a que el coste de un inversor más pequeño es práctica- mente igual que el de otro algo más grande.
También ocurre que la diferencia de precios entre inversores es mínima cuando se trabaja a 24 V o 48 V respecto a tensiones mayores, ya que lo que realmente cuesta caro en los puentes inversores es la intensidad que se debe manejar, y por esta razón, se suele trabajar a altas tensiones en corriente continua.
Tensiones entre 120 V y 350 V son frecuentemente utilizadas en sistemas de conexión a red. Esto hace que se dispongan no menos de 7 módulos, pudiendo llegar hasta 23 ó 24 unidades, cuya conexión eléctrica se realiza en serie, con lo que aumentamos la tensión y disminuimos la intensidad de salida del grupo fotovoltaico, lo que favorece además una menor pérdida en las líneas eléctricas de interconexión.
Interconexión y protecciones:
Ya se ha explicado que la tensión del campo fotovoltaico es elevada, por lo que hay que disponer varios módulos en serie conectados en paralelo con otros grupos similares, hasta alcanzar la potencia prevista en el dimensionado.
El hecho de conectar un gran número de módulos en serie, añade un problema a la elección de éstos, como es el de la dispersión de la corriente pico. Como ya se mencionó en el capítulo 2, la elección de las células que componen un módulo y su clasificación para la futura potencia del mismo, es fundamental, ya que si una célula difiere mucho en producción de corriente de sus compañeras, la corriente generada por el conjunto será precisamente la de la más desfavorable. Igualmente pasará si, por ejemplo, conectamos ocho módulos en serie, pues en este caso bastará con que uno de ellos dé 7 A para que, aunque el resto sea capaz de proporcionar 7.5 A, el resultado final sea de 7 A a la tensión correspondiente de los ocho en serie.
En resumen, el módulo que menos corriente produzca a una determinada radiación en una conexión en serie, es el que marcará la corriente final del grupo de módulos.
La desviación máxima de los módulos que integran una conexión serie será como máximo de un ± 2 % de dispersión de su corriente pico, asegurando de esta forma una mínima pérdida por conexiones eléctricas en serie.
Otros puntos a tener en cuenta son los ya mencionados en el capítulo 7 sobre
los cálculos de la sección de los conductores de interconexión, tanto entre módulos
como entre el grupo fotovoltaico e inversor.
216
Consola de control
Fig. 5. Central fotovoltaica de 42 kW. Diagrama de bloques.
Campo fotovoltaico
792 módulos de 53 Wp
Potencia del campo
de paneles: 42 kW
Armarios de conexión
ARMARIOS DE
CONEXIÓN
Inversor
ARMARIO
DE
CONTROL
ENTRADA
SALIDA
Conexión a red eléctrica 380 V, CA trifásica con
neutro, 50 Hz
217
Respecto a las protecciones, debemos tener en consideración las elevadas
tensiones de trabajo en este tipo de instalaciones, que en algunos casos pueden
llegar hasta 500 V en corriente continua, tensiones extremadamente peligrosas
para las personas. Es aconsejable que el campo fotovol taico se proteja
eléctricamente con interruptores que permitan el cortocircuito y el circuito
abierto, para facilitar las conexiones y manipulaciones posteriores, así como
elementos varistores o descargadores de sobretensiones que eviten la inducción
de picos que puedan afectar a la electrónica interna del inversor.
También es recomendable, si el número de módulos es elevado, distribuir por grupos la acometida de líneas, y facilitar la desconexión eléctrica de alguno de
los grupos para su revisión futura, no descartando además la posibilidad de
disponer de armarios separados para el polo positivo y el negativo, evitando el
contacto humano accidental con tensiones elevadas.
Estructuras soporte
Este es un punto que evidentemente hay que tratar caso a caso, dependiendo del tamaño, inclinación, integración, estética y otros muchos factores que
concurren en una instalación de este tipo.
No obstante, algunos aspectos comunes pueden ser: su cálculo de acuerdo con
el estudio de los vientos dominantes, peso del conjunto en caso de ser integrado
en una cubierta, distribución de las subestructuras de acuerdo con el camino y
condiciones del cableado, facilidad de reposición por avería de algún módulo,
cuidado especial en los anclajes respecto a la posible filtración de agua en el
caso de tejados, aislamiento del conjunto metálico y/o puesta a tierra de la masa
metálica, y otras muchas pequeñas premisas que deben tenerse en cuenta, dado
el número de módulos fotovoltaicos que pueden conectarse en una de estas
instalaciones, que las hacen bastante diferente de la s comentadas a lo largo de
este libro.
El uso de materiales alternativos al acero, por razones evidentes de peso, puede en estos casos ser de interesante aplicación, e incluso también por motivos de
aislamiento.
Inversor cc/ca
El inversor cc/ca tiene la misión de transformar la corriente continua del grupo
fotovoltaico en corriente alterna perfectamente sincronizada con la red eléctrica
convencional en frecuencia y fase.
Este hecho hace que la primera condición para su diseño sea el seguimiento
absoluto de los parámetros que varían constantemente en una red de
distribución,
218
así como su acoplamiento en la salida al tipo de red existente, ya sea trifásica, monofásica o bien de alta, media o baja tensión.
En general, para las etapas de potencia de los grandes inversores puede utilizarse la tecnología IGBT, quedando para los más pequeños (5 ó 6 kW) los transistores de última generación que pueden manejar elevadas corrientes, pero esto está normalmente supeditado a la elección del fabricante y a la arquitectura de los circuitos en su diseño. El diseño del "corazón" del inversor (circuitos de control) queda encomendado al uso exclusivo de microprocesadores. Estos pequeños componentes dan al diseñador electrónico un abanico de posibilidades infinito, con las que es capaz de conjugar Habilidad y prestaciones hasta hace poco tiempo inimaginables.
A continuación pasamos a describir, a grandes rasgos, las partes fundamentales que componen un inversor de conexión a red:
Control principal
Realmente se trata de la parte que incluye todos los elementos de control
general, así como la propia generación de onda, que se suele basar en un
sistema de modulación por anchura de pulsos (PWM) . En el control se incluye
también una
219
Fig. 6. Inversor de 42 kW para conexión a red.
gran parte del sistema de protecciones, así como Funciones adicionales relacionadas
con la construcción de la forma de onda.
Etapa de potencia:
Esta etapa, según los módulos disponibles, puede ser única, de la potencia del
inversor, o modular, en cuyo caso se utilizan varias hasta obtener la potencia
deseada. Es cierto que la reiteración de componentes en el caso de los sistemas
modulares hace decrecer la fiabilidad, pero en contrapartida nos asegura el
funcionamiento, aunque sea limitado, en caso de fallo de alguna de las etapas en
paralelo.
Las últimas tecnologías apuestan firmemente por el trabajo en alta frecuencia de los puentes semiconductores, consiguiendo mucho mejor rendimiento, así como
tamaños y pesos sensiblemente menores que los que no usan alta frecuencia para
su funcionamiento.
No obstante, el empleo de la tecnología clásica en baja frecuencia sigue imperando en parte del mercado por sus buenos resultados, fiabilidad y bajo coste,
siendo quizá su único inconveniente el mayor tamaño que presenta, aunque a decir
verdad, sus medidas para uso en sistemas domésticos de 1 kW a 5 kW no suponen
gran dificultad a la hora de su instalación en cualquier lugar de la vivienda
fotovoltaica conectada a red.
Toda etapa de potencia debe incorporar su correspondiente filtro de salida, cuya misión es el filtrado de la onda por un dispositivo LC, así como evitar el
rizado en la tensión recibida de los módulos fotovoltaicos.
Control de red
Se trata de un módulo clave del conjunto del inversor, ya que su misión es hacer de «interface» entre la red y el control principal para el correcto funciona-
miento del conjunto. En este circuito recae la tarea de sincronizar perfectamente la
forma de onda generada hasta este momento por el inversor (control principal +
etapa de potencia) a la de la red eléctrica, ajustando la tensión, el sincronismo, el
control de fase, etc.
Seguidor del punto de máxima potencia Su misión consiste en acoplar la entrada del inversor a generadores de potencia
instantánea variables, como son los módulos fotovoltaicos, obteniendo de esta
forma la mayor cantidad de energía disponible en cada momento del campo solar.
En otras palabras, se encarga constantemente de mantener el punto de trabajo de
los módulos fotovoltaicos en los valores de mayor potencia posible, dependiendo
de la radiación existente en cada momento.
220
Protecciones
Los inversores de conexión a red disponen de unas protecciones adecuadas al
trabajo que deben de realizar, contando en consecuencia con un nivel elevado
de seguridad. Aparte de la normativa genérica de protección contra daños a las
personas y compatibilidad electromagnética, que deben de llevar todos los
dispositivos eléctricos fabricados y/o comercializados en Europa según
normativa de marcado CЄ , estos equipos suelen incorporar como mínimo las
siguientes
protecciones:
- Tensión de red fuera de márgenes
En el caso de que la tensión de la red saliera del rango admitido por las
legislaciones eléctricas de cada país (nunca más alta del ±10% de la
tensión nominal), el inversor procedería a pararse, manteniéndose a la
espera hasta que esta circunstancia hubiere desaparecido. En el caso de
tensión alta en la línea, esta parada es absolutamente necesaria, puesto que
evita que la tensión de red se haga todavía más alta, al seguir inyectando
energía el sistema fotovoltaico, perjudicando seriamente el buen
funcionamiento de los equipos eléctricos conectados a la línea de
distribución.
- Frecuencia de red juera de márgenes
En general, la frecuencia del sistema eléctrico, al estar totalmente
interconectado, es muy estable y pocas veces variaciones de frecuencia
son causa de problemas en las líneas de distribución. No obstante, esta
protección en los inversores de conexión a red se hace necesaria para el
caso de redes más pequeñas, como es el caso, por ejemplo, de las islas o
de pequeñas compañías distribuidoras zonales que no estén conectadas a la
red general. Asimismo es una protección adicional contra el tan temido, y
por otra parte poco usual, "efecto isla", del cual hablaremos más adelante.
- Temperatura de trabajo elevada
En la mayoría de los equipos inversores de conexión a red, existe una
protección contra alta temperatura interna de trabajo, que detiene el
funcionamiento del equipo para prevenir situaciones de posterior avería en
la electrónica que lo compone.
- Tensión baja del generador fotovoltaico
Cuando la tensión del generador fotovoltaico es insuficiente, el campo
solar es desconectado, o bien, durante los períodos nocturnos, la citada
protección hace que el inversor deje de funcionar.
221
- Intensidad del generador fotovoltaico insuficiente
Cuando el circuito de control del inversor detecta un valor de intensidad de
generación muy bajo, emite la orden de parada. Esto suele producirse todas
las mañanas, cuando los módulos ya tienen tensión suficiente pero no existe
todavía la corriente mínima que requiere el inversor para funcionar, o bien
en situaciones de muy baja radiación como son los atardeceres o momentos
del día excesivamente nublados. Habitualmente, los inversores, si tienen
tensión suficiente del campo de módulos, intentan la reconexión cada pocos
minutos, para evitar perder la menor cantidad de energía posible.
- Fallo de la red eléctrica
En el caso de interrumpirse el suministro en la red eléctrica, esta protección
hace pararse inmediatamente al equipo. Tenemos que tener en cuenta que
el inversor de conexión a red "copia" de forma fiel la forma de onda de la
línea eléctrica de distribución, y si ésta deja de existir, la reacción es
inmediata. No obstante, el ya mencionado "efecto isla", que aparece
solamente si los consumos conectados en ese momento en la red donde se
produce el corte son exactamente iguales a la energía que se está generando
por el sistema fotovoltaico conectado, coyuntura harto improbable de darse,
podría ser el único caso donde la protección no actuara. Aun así, para que
esta situación se mantuviera por un determinado tiempo, ninguno de los
parámetros que intervienen tanto en la parte de generación solar como en los
consumos de la red debería variar, caso ya dificilísimo de suceder, puesto
que un pequeño cambio en la radiación solar, o una simple bombilla que se
encendiera o apagara en cualquier punto de dicha red, haría saltar las
protecciones de tensión o frecuencia fuera de márgenes, interrumpiendo
automáticamente la inyección a red y resolviendo el problema. En cualquier
caso, la referida situación sólo sería peligrosa en el caso de que se desconectara
la línea para, por ejemplo, una reparación por parte de la Compañía
distribuidora y se produjeran todas las circunstancias descritas anteriormente.
Por otra parte, el equipo técnico tiene, o debería tener, instrucciones
precisas, después de cortar una línea y antes de iniciar cualquier manipulación,
de volver a efectuar una medida para confirmar que no existe tensión
en la misma.
- Transformador de aislamiento
La inclusión de un transformador de aislamiento en los inversores de
conexión a red supone un elemento más de protección, que asegura de
forma total la separación galvánica entre el grupo generador y la red. La
legislación española para conexión a red exige su uso bien sea dentro del
222
inversor, si éste lo incorpora por diseño, o bien como elemento de
protección exterior, justo después del mismo. Su utilización añade una
pérdida de rendimiento frente a los sistemas que no lo incorporan (del 3 %
al 5 %) pero, como se ha indicado, también presta un nivel de seguridad
mayor. Es aconsejable que los inversores incorporen un contactor que
desconecte en los períodos nocturnos el transformador, para evitar las
pérdidas directas de consumo de corriente por trabajo en vacío de este
último, ya que en algunos casos son bastante considerables.
Monitorización de datos:
Como ya se ha dicho anteriormente, los inversores más avanzados utilizan
microprocesadores para su funcionamiento que facilitan una cantidad de datos
importante, no sólo de los parámetros clásicos (tensión e intensidad de entrada
y salida, kWh producidos y suministrados, frecuencia, etc.), sino de otros
fundamentales en este caso, como pueden ser temperaturas internas de trabajo
de los puentes inversores, radiación solar directa y global, temperatura
ambiente, etc.
Algunos inversores del mercado ofrecen la monitorización en una pantalla de
cristal líquido en la propia carátula del equipo. Otros, mediante una salida
RS232 o cable de fibra óptica (mucho más seguro), enlazan el inversor con un
ordenador personal que almacena datos históricos. Como tercera opción,
algunos ofrecen las dos cosas a la vez.
Quizá la alternativa más inteligente es la de almacenar los datos en un PC si
realmente queremos un historial del funcionamiento, producción, generación,
comportamiento del sistema, etc. para, desde los datos registrados, hacer una
evaluación histórica día a día y hora a hora del sistema conectado a red. En l as
figuras 7 y 8 se representan curvas de radiación, potencia entregada, potencia
acumulada y tensión e intensidad de los módulos del campo fotovoltaico,
procedentes de uno de estos sistemas de adquisición de datos, como ejemplo de
las múltiples posibilidades de los mismos.
223
224
Fig. 7. Gráficas de radiación, potencia de trabajo y variación del contador de kWh, en una
instalación de conexión a red.
225
HORA SOLAR
HORA SOLAR
Fig. 8. Gráficas de la tensión e intensidad del grupo fotovoltaico, en una instalación de conexión a red.
En la figura 9 se representan gráficas de un sistema de monitorización de
datos, con dos curiosidades: una es el efecto de un eclipse de Sol producido en
el verano de 1999 (obsérvese la bajada progresiva de radiación solar desde las
11.43 horas, hasta su recuperación a las 13.07 horas aproximadamente) y otra,
la interacción de una sombra de un edificio colindante sobre la superficie de
módulos fotovoltaicos. Puede apreciarse también la similitud de forma entre la
radiación solar y la potencia generada por el sistema solar, pues como debemos
recordar, la radiación incidente es proporcional a la energía producida por el
generador fotovoltaico.
Radiación solar
226
Fig. 9.
Conexión con la red eléctrica
La normativa de conexión fotovoltaica con la red eléctrica cambia según
países. No obstante, y de forma genérica, se deben instalar como mínimo un
contador que mida la energía producida y que sirva de base para la f acturación
posterior, así como los elementos de protección básicos inherentes a una
generación eléctrica.
Como ejemplo, analizaremos la disposición de dichos elementos dentro de la legislación española actual, según el Real Decreto 1663/2000 sobre normas de
conexión de sistemas fotovoltaicos.
En pequeñas instalaciones donde la conexión a la red se realiza en baja tensión,
tanto en monofásica como en trifásica, el esquema sería el de la figura 10 para
el caso de monofásica.
Se observan tres bloques básicos y bien diferenciados, que son:
1) El campo fotovoltaico, con una caja de conexión donde se reciben las líneas de módulos y que es conveniente disponga de bornas seccionables o
preparadas para cortocircuitar y evitar problemas a la hora de
manipulaciones, además de servir para la detección de algún módulo
averiado eléctricamente.
2) Inversor, con su bornero de entradas (+ y - del campo solar) y salidas
(corriente alterna), así como la correspondiente toma de tierra, de uso
imprescindible para estas instalaciones. Hay que decir respecto a este
punto que la toma de tierra debe de ser única y general para la
instalación y a ella irán a parar las tomas de tierra de todos los equipos
domésticos y fotovoltaicos, así se evitaran graves accidentes.
3) Armario general de protección y medida, que deberá contener en serie \ por este orden: un interruptor magnetotérmico, un interruptor diferencial
un contador de la energía producida por la instalación solar y otro que en
contraposición medirá el consumo del sistema fotovoltaico.
Independiente de estos dos contadores se encuentra el utilizado para la
medida del consumo eléctrico del usuario que se dispusiera antes de la
conexión a red de los módulos solares fotovoltaicos, y que suele también
encontrarse alojado en este armario. Todos estos elementos de medida y
control se cierran con un fusible seccionador de protección, el cual une
el circuito de consumo eléctrico convencional en paralelo con el circui to
de generación, con la red de distribución de la Compañía.
227
228
229
Habitualmente las conexiones a red trifásicas, si son de pequeña potencia,
suelen instalarse poniendo tres inversores monofásicos conectados uno a uno a
cada fase. Esto supondría que el circuito eléctrico estaría formado por tres
campos solares con sus tres inversores. Para sistemas más potentes se debería
poner un inversor trifásico monolítico (fundamentalmente por razones de
tamaño, conexión y complejidad de la instalación), y donde además actuarán
conjuntamente sus protecciones.
En el esquema de la figura 11 se puede observar el circuito eléctrico para un caso de conexión a red, mediante tres inversores monofásicos.
Conclusiones
Hemos descrito someramente las partes básicas de los sistemas conectados a red, para introducir al lector en las generalidades de este tipo de sistemas.
Profundizar más en el tema daría lugar a un tratado específico.
Es muy probable que este tipo de instalaciones con inversor de conexión a red será en un futuro inmediato una de las grandes aplicaciones de la energí a solar
fotovoltaica. Aun siendo por el momento una solución cara, no tardará en llegar
a valores aceptables, especialmente si consideramos el hecho de que un kWh de
energía producida por centrales térmicas o nucleares, no sólo vale lo que cuesta
producirlo, sino también lo que cuesta arreglar el deterioro de l medio ambiente
que provoca.
Todos los países están llegando a acuerdos en la línea de reducir las emisiones
contaminantes, o al menos de no incrementarlas, sustituyendo en lo posible las
nuevas centrales térmicas o nucleares que se tendrían que construir para
alimentar el desarrollo industrial, por sistemas más respetuosos con el medio
ambiente y con poca o nula contaminación. Este es el caso de los parques
eólicos, las centrales minihidráulicas, la biomasa, la energía maremotriz, la
energía solar térmica en alta y baja temperatura, la energía solar fotovoltaica,
etc. Estos esfuerzos, unidos a la racionalización de los consumos por parte de
los consumidores, deberían de dar como resultado una generación de energía
mucho más sostenible que nos permita, al menos, mantener el planeta Tierra en
unos niveles de contaminación no más altos de los actuales. Esta ardua tarea es
un reto que tienen que afrontar los gobiernos responsables, pero en el que
tenemos que trabajar todos, todos los días, poniendo grandes dosis de
racionalidad en nuestra vida cotidiana que impida el despilfarro de energía en el
que nos vemos inmersos.
230
231
Fig. 12. Gráficas de tomas de datos que representan un día soleado y un día nublado. Se representan la curva de potencia generada por los módulos y la curva de radiación.
Fig. 13. Instalación fotovoltaica conecta-
da a red y aprovechada para la cubierta
de un polideportivo (Gesa. Mahón).
Fig. 14. Pequeña instalación de conexión a reden el ayuntamiento de Rubí (Barcelona).
232
Diagramas y esquemas
En este apartado se pretende dar un conjunto de normas prácticas comunes a todas las instalaciones fotovoltaicas, a la vez que se podrán apreciar aspectos
prácticos de los montajes en cuanto a la forma de conexión, disposición,
materiales utilizados, etc. Al final se incluye la serie de planos que ilustran los
comentarios.
Plano 1 : En este esquema se puede apreciar, en perspectiva, una típica aplicación fotovoltaica para uso doméstico. Está formada por cuatro
módulos, una pizarra que contiene el regulador de carga y el
magnetotérmico de protección fijado a la pared, batería estacionaria
de 6 elementos (12 V nominales), bomba de agua e iluminación en
corriente continua y línea de 220 V de corriente alterna
proporcionada por un convertidor cc/ca.
Se puede observar que la instalación eléctrica está realizada
mediante tubo con cajas de conexión, lo cual confiere una gran
durabilidad a la instalación y una buena protección contra posibles
humedades, hecho bastante frecuente en la práctica en este tipo de
instalaciones rurales.
Plano 2: Este plano nos da una visión de conjunto de la instalación
fotovoltaica realizada para alimentación de un emisor de
radiofrecuencia cuya tensión de trabajo es de 24 V. Compuesta por
14 módulos fotovoltaicos sobre una estructura capaz de inclinarse a
30° y 60° (obsérvese la doble pata del tirante posterior), su cableado
entra en el pequeño armario situado bajo los módulos para salir,
mediante canalización subterránea, a otro armario dentro de la
caseta y unirse al armario de regulación y control y a la batería de
acumuladores.
Los conductores eléctricos de todo el conjunto discurren bajo tubo
corrugado con alma de acero, de gran calidad y resistencia a la
intemperie, y que además presenta la gran ventaja de adaptarse
perfectamente a las curvas y recorrido previsto.
La estructura se ha anclado a la base de hormigón mediante tacos de
expansión (cinco en el rastrel delantero y otros tantos en el trasero).
233
Plano 3: Este plano corresponde al cableado del panel Fotovoltaico,
formado
por 56 módulos, para la alimentación de un radioenlace cuya tensión
de trabajo es de 48 V con positivo a masa. Los módulos acoplados
en serie por filas confluyen en un regletero de bornas que contiene,
en la práctica, un armario de intemperie.
El uso de bornas seccionables en el polo negativo facilita la
posibilidad de analizar el funcionamiento parcial de los cuatro
módulos en serie correspondientes y detectar alguna avería que se
hubiera podido producir en éstos.
Obsérvese que, dado el alto número de módulos que se utilizan, se dispone de tres reguladores de 30 amperios, a los cuales llegan los
paralelos indicados en la leyenda.
Ni que decir tiene que, una vez se ha pasado por los reguladores, sus
salidas se encuentran en paralelo para acometer la carga conjunta de
la batería.
Plano 4: Representa este plano el perfil de una estructura modular con capacidad para nueve módulos, junto con el cableado en serie de
éstos, que conforman una tensión nominal de 108 V. El anclaje se
realizó sobre dos rastreles longitudinales paralelos de hormigón
armado.
La conexión entre las cajas estancas de los módulos se realizó con
tubo de poliamida y grado de estanquidad IP54, quedando el
conjunto perfectamente aislado de la humedad.
Plano 5: Esta instalación, correspondiente a la alimentación de un faro de
señales marítimas, tiene la particularidad de que el grupo fotovoltaico
se colocó a gran distancia del lugar donde se encontraban las
baterías, teniendo que utilizar conductor de una sección de 50 mm2.
Consta de tres líneas que atacan cada una a un regulador, líneas que discurren enterradas y accesibles mediante tres arquetas a lo largo
del recorrido. El uso de estas arquetas es totalmente imprescindible
para el tendido de las líneas subterráneas, así como para facilitar su
comprobación en cualquier momento.
Plano 6: La instalación que representa este plano, al igual que la anterior,
corresponde a un faro de señalización marítima formado por 7
grupos de 16 módulos, lo que hace un total de 112 módulos. Cada
grupo es regulado por un equipo capaz de soportar 30 A de corriente
234
máxima, estando sus tensiones taradas progresivamente, a fin de conseguir una carga más uniforme de la batería.
Puesto que por el tubo enterrado se han hecho pasar 14 líneas (2x7)
de 35 mm2, el diámetro de éste es de 100 mm, con el fin de facilitar
la instalación de dichas líneas.
Dentro de los armarios de conexiones que se encuentran detrás de
cada grupo fotovoltaico, se hallan instalados unos descargadores de
sobretensiones, uno en el positivo y otro en el negativo. Estos
aparatos evitan las sobretensiones ocasionadas por inducción de
descargas atmosféricas en las líneas, derivándolas a tierra e impidiendo que
circulen por la electrónica del sistema (cuadro de
regulación y control o equipos de consumo), causando serias aver ías
en los componentes electrónicos que los conforman.
235
DIAGRAMAS Y ESQUEMAS
Plano 1
236
237
Plano 3
238
Plano 239
239
240
Plano 5
241
Ejemplos de montaje paso a
paso de instalaciones foto voltaicas
Ejemplo 1
En esta instalación se precisaba una alimentación de 48 V para un equipo de
telecomunicaciones que envía datos del caudal de agua de un canal al centro de control,
para su análisis y evaluación posterior. La instalación está totalmente alejada de líneas
eléctricas, con lo cual era evidente el uso de un sistema fotovoltaico que no supusiera
mantenimiento alguno, por lo que se le dotó de baterías fotovoltaicas sin mantenimiento
(incluso a costa de disminuir algo la fiabilidad del sistema al conectar un gran número
de éstas).
Seguidamente podremos ver su montaje secuencial en una serie de fotos, que nos darán
idea de los pasos seguidos hasta completar el conjunto.
Fig. 1. Colocación de la base sustentadora de los módulos foto voltaicos al fecho de la
caseta. Este anclaje se realizó taladrando el techo e introduciendo espárragos roscados
con sus correspondientes tuercas y arandelas a cada lado.
242
Fig. 2. La fase siguiente consistió en poner los marcos que completaban la estructura.
Toda ella estaba realizada en angular de hierro galvanizado de más de 200 micras de
espesor capaz de poder soportar vientos superiores a los 150 km/h.
Fig. 3. Detalle del instalador uniendo las piezas que forman el conjunto sustentador.
243
Fig. 4. Colocación de los módulos fotovoltaicos en la estructura soporte.
Fig. 6. Detalle del montaje. Obsérvese la distancia entre módulo y módulo que facilita
el paso del aire, disminuyendo de esta forma la presión del viento sobre el plano de
paneles fotovoltaicos.
244
Fig. 5. Inicio del cableado de unión entre módulos.
Fig. 7. Conexiones eléctricas entre módulos.
245
Fig. 8. Detalle de la estructura, su unión al techo de la caseta y tipo de angular
utilizado.
Fig. 9. Conexión eléctrica de salida del grupo de módulos fotovoltaicos.
246
Fig. 10. Los dieciséis módulos usados estaban interconectados cuatro a cuatro en
paralelo, cada uno de estos grupos en serie con el contiguo, para obtener los 48 V
nominales precisos.
Fig. 11. Interior del cuadro de control que contiene un regulador serie de 30 A y un
sistema de (alarma con contacto libre de potencial (arriba).
247
Fig. 12. Equipo de transmisión.
Fig. 13. Instalación terminada.
248
Ejemplo 2
La instalación cuyo montaje se describe gráficamente a continuación, corresponde a un
pequeño repetidor de microondas cuya tensión de trabajo es de 24 V. Está compuesto de
14 módulos de 47 W (dos series de siete módulos en paralelo cada una), batería
estacionaria, dos ramas de regulación, desconectador por baja tensión de batería y tres
contadores de Ah (dos de carga y uno de consumo), sí como protecciones tanto en las
entradas como en la salida, mediante fusibles accionadores.
Fig. 1. LIegada a la instalación y
transporte de herramientas.
Fig. 2. Descarga de los elementos de la
Batería en la caseta.
249
Fig. 3. Montaje de la hatería de acumuladores.
Fig. 4. La batería de acumuladores es conectada en primer lugar, con el fin de disponer
de energía para e/funcionamiento de los taladros percutores, por medio de un inversor
cc/ca (situado dentro de la caja,).
250
Fig. 5. Replanteo de la estructura soporte en la losa de hormigón, realizando los
taladros un su anclaje.
Fig. 6. Montaje de las diferentes piezas que componen la estructura soporte y
afianzamiento, previo de los largueros base.
251
Fig. 7. Comprobación del ángulo de inclinación.
Fig. 8. Detalle del inclinómetro medidor de ángulos.
252
Fig. 9. Anclaje definitivo del conjunto a la losa de hormigón, mediante tacos de
expansión.
Fig. 10. Desembalaje y preparación de los módulos
Fotovoltaicos.
253
Fig. 11. Colocación de módulos Ib/o voltaicos en la
estructura soporte.
Fig. 12. Detalle posterior del grupo fotovoltaico, todavía sin cablear.
254
Fig. 13. En este caso la estructura está diseñada para disponer de dos inclinaciones,
30° y 600. Aquí podemos ver la diferencia entre los dos ángulos.
Fig. 14. Disposición del tubo corrugado que contendrá a los conductores eléctricos.
255
Fig. 15. Detalle del anclaje de la estructura.
Fig. 16. Detalle del cableado entre cajas de conexión de los módulos.
256
Fig. 17. Instalación del urinario eléctrico que
reúne las diferentes líneas de módulos voltaicos, antes la canalización subterránea que conecta
con la caseta de equipos.
Fig. 18. Vista posterior del grupo foto voltaico.
257
Fig. 19. Cuadro de regulación y control.
Fig. 20. Grupo de acumuladores (doce elementos de 2 V conectados en serie, para
conseguir los 24 V nominales.
258
Fig. 21. Instalación finalizada al atardecer.
259
Apéndice: Tablas, gráficos y datos útiles
Temperatura ambiente media (°C)
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul Ago. Sep. Oct. Nov. Die.
Álava 5 5 9 10 13 17 19 19 17 13 8 5
Albacete 4 6 9 11 15 22 24 24 18 14 9 5
Alicante 1 1 12 14 16 19 23 25 26 24 19 15 12
Almería 12 12 14 16 18 22 25 25 23 19 16 13
Asturias 9 9 1 1 12 14 17 20 19 18 15 12 10
Avila 2 3 6 9 12 16 20 20 16 11 6 3
Badajoz 9 10 13 15 18 23 26 25 23 18 13 9
Baleares 10 10 12 14 17 21 24 24 23 18 14 12
Barcelona 9 10 12 15 18 22 24 24 22 17 13 10
Burgos 2 5 7 9 12 16 19 19 16 1 1 6 3
Cáceres 8 9 12 14 17 22 26 26 22 17 12 8
Cádiz 1 1 12 15 17 19 22 24 25 23 19 16 12
Cantabria 9 9 1 1 12 14 17 19 19 18 15 12 10
Castellón 10 11 13 15 18 22 24 25 23 19 14 11
Ceuta 12 12 13 15 17 20 22 23 21 18 15 13
Ciudad Real 5 7 10 13 16 21 25 25 21 15 9 6
Córdoba 9 11 13 16 19 24 28 28 24 19 14 10
La Coruña 10 10 1 1 12 14 16 18 19 18 15 12 10
Cuenca 3 4 7 10 13 18 22 21 18 12 7 4
Gerona 7 8 1 1 13 17 21 23 23 21 16 11 8
Granada 7 8 11 13 16 22 26 25 22 16 12 8
Guadalajara 3 6 9 12 16 20 24 23 20 14 8 5
Guipúzcoa 8 8 11 12 10 17 15 19 18 15 11 8
Huelva 11 12 14 18 19 22 25 25 23 19 15 12
Huesca 5 6 10 12 16 20 23 22 19 14 9 5
Jaén 8 10 12 14 18 24 28 27 23 18 13 9
León 3 4 8 10 12 17 20 19 17 12 7 4
Lérida 5 9 11 12 16 20 24 24 22 15 8 7
Lugo 6 7 9 1 1 13 16 18 17 17 13 9 6
Madrid 5 6 10 13 16 21 24 24 20 14 9 6
Málaga 12 13 15 16 19 23 25 26 23 20 16 13
Melilla 12 13 14 16 18 22 24 25 23 19 16 13
Murcia 11 12 14 16 19 23 26 26 24 19 14 12
Navarra 5 5 9 1 1 14 18 20 20 18 13 8 5
Orense 7 7 1 1 13 16 19 22 21 19 14 9 7
Palencia 3 5 8 10 13 18 21 21 18 12 7 4
Las Palmas 18 20 19 20 20 21 24 24 26 23 22 20
Pontevedra 9 10 12 14 16 18 20 20 18 15 12 9
La Rioja 5 6 10 12 15 19 22 21 19 14 9 6
Salamanca 4 5 8 10 14 18 21 21 18 12 7 4
Sta. C. Tenerife 17 17 18 19 20 22 24 25 24 23 20 18
Segovia 2 4 8 10 13 18 22 21 17 12 7 3
Sevilla 10 12 15 17 20 25 28 28 25 20 15 11
Soria 2 3 7 9 12 16 20 19 16 11 6 3
Tarragona 9 10 12 14 17 20 23 23 21 18 13 10
Teruel 2 3 7 9 13 17 19 19 17 11 7 3
Toledo 6 7 11 13 17 22 26 25 21 15 10 6
Valencia 10 11 13 15 18 22 24 24 22 18 14 11
Valladolid 3 5 9 11 14 18 21 20 18 13 8 4
Vizcaya 7 11 11 11 14 16 18 19 18 16 12 12
Zamora 4 5 9 11 14 19 22 21 18 13 7 4
Zaragoza 6 8 11 14 17 21 23 24 21 15 10 7
260
Datos meteorológicos de interés (medias anuales).
t tM tm DR DN DG DT DH C D V
Alava 12 16 7 145 14 4 11 40 166 38 NE
Albacete 13 20 7 85 4 3 13 67 83 87 O 12
Alicante 18 24 12 90 0 1 11 2 57 92 SE 9
Almería 18 22 14 54 0 0 8 0 38 122 OSO 9
Asturias 12 16 8 143 3 1 2 15 170 69 NE
Avila 10 16 5 95 18 5 13 79 71 76 NO 11
Badajoz 17 23 11 94 0 2 10 11 75 126 NO 7
Baleares 17 21 12 92 1 2 11 2 54 85 varia 9
Barcelona 16 20 13 100 1 1 13 2 72 82 S 8
Burgos 10 15 6 128 19 6 13 69 119 61 SO 8
Cáceres 16 21 11 97 1 4 11 9 63 146 NO
Cádiz 18 22 14 88 0 3 11 1 58 117 SE 20
Cantabria 14 17 1 1 193 3 10 18 1 154 38 O 20
Castellón 17 21 13 85 0 1 14 3 47 87 NO 3
Ceuta 17 20 14 80 0 2 8 0 71 83
Ciudad Real 14 21 8 78 3 2 12 44 45 138 SO 4
Córdoba 18 24 12 83 0 1 9 8 69 144 SO 5
La Coruña 14 17 10 194 1 8 9 1 140 44 SO 18
Cuenca 12 18 5 96 9 3 14 85 81 87 O
Gerona 15 21 9 107 2 2 24 33 87 75 S 5
Granada 15 22 8 90 2 2 10 33 80 121 O 4
Guadalajara 14 19 8 79 3 3 17 40 46 118
Guipúzcoa 13 16 10 197 6 9 21 11 159 31 S 17
Huelva 18 24 12 8o 0 1 7 3 57 155 SO
Huesca 13 19 8 88 4 1 21 45 79 96 Calma
Jaén 17 22 12 61 2 2 9 6 34 123 SO 5
León 11 17 5 119 13 6 16 80 94 78 NO 8
Lérida 15 21 9 79 2 1 14 42 72 99
Lugo 12 17 7 161 9 6 10 35 146 51 NE 12
Madrid 14 19 9 101 4 2 11 30 77 108 NE 10
Málaga 18 23 14 62 0 0 10 0 58 109 S 7
Melilla 18 23 13 55 0 1 2 0 55 92
Murcia 17 22 12 66 0 1 9 6 63 72 SO
Navarra 12 18 7 134 8 1 14 45 118 53 N 8
Orense 14 19 9 106 1 1 5 24 106
Palencia 12 17 6 104 8 5 15 59 102 g2 NE
Las Palmas 20 23 17 69 0 0 3 0 47 58 NE 9
Pontevedra 15 19 11 158 0 9 14 1 103 87 N 12
La Rioja 13 19 8 134 8 3 19 31 115 69 NO
Salamanca 12 18 6 101 7 4 10 74 94 72 O
Sta. C. de Tenerife 21 24 17 73 0 1 2 0 42 106 N 18
Segovia 11 17 6 87 11 3 11 70 105 101 O
Sevilla 19 25 13 69 0 0 4 5 65 123 SO
Soria 10 16 4 112 17 3 18 92 105 82 varía 15
Tarragona 16 19 12 69 1 2 11 4 57 69 S 5
Teruel 15 20 10 86 3 2 13 26 62 75
Toledo 15 21 9 97 3 2 15 33 69 104 E 5
Valencia 17 22 12 94 1 1 14 3 65 82 0 10
Valladolid 12 18 6 120 8 6 17 62 105 67 SO 10
Vizcaya 14 19 9 153 3 3 13 11 162 39
Zamora 12 18 6 104 3 2 9 58 83 96 0 11
Zaragoza 15 20 10 94 2 1 10 20 79 88 NO 15 t = Temperatura media DT = Número medio de días de tormenta tM = Temperatura media de las máximas DH = Número medio de días de helada tm = Temperatura media de las mínimas C = Número medio de días cubiertos D R = Número medio de días de lluvia D = Número medio de días despejados D N = Número medio de días de nieve V = Dirección y velocidad (en (km/h) de los D G = Número medio de días de granizo vientos dominantes
261
Altitud, latitud, longitud ( E = Este, W = Oeste) y temperatura mínima histórica (la más baja que se haya medido desde el primer año del que se conservan
registros de datos).
PROVINCIA ALTITUD
(m) LATITUD
(°) LONGITUD
(°) TEMP. MÍNIMA
(de la capital)
(de la capital)
(de la capital)
HISTÓRICA (°C)
1 ÁLAVA 542 42.9 2.7 W -18 2 ALBACETE 686 39.0 1.8 W -23 3 ALICANTE 7 38.4 0.5 W -5 4 ALMERÍA 65 36.9 2.4 W - 1 5 ASTURIAS 232 43.4 5.8 W - 11 6 ÁVILA 1126 40.7 4.9 W -21 7 BADAJOZ 186 38.9 7.0 W -6 8 BALEARES 28 39.6 2.6 E 4 9 BARCELONA 95 41.4 2.2 E -7 10 BURGOS 929 42.3 3.7 W -18 11 CÁCERES 459 39.5 6.4 W -6 12 CÁDIZ 28 36.5 6.3 W -2 13 CANTABRIA 69 43.5 3.8 W 4 14 CASTELLÓN 27 40.0 0 -8 15 CEUTA 206 35.9 5.3 W - 1 16 CIUDAD REAL 628 39.0 3.9 W -10 17 CÓRDOBA 128 37.9 4.8 W -6 18 LA CORUÑA 54 43.4 8.4 W -9 19 CUENCA 949 40.1 2.1 W -21 20 GERONA 95 42.0 2.7 E -11 21 GRANADA 775 37.2 3.7 W -13 22 GUADALAJARA 685 40.6 3.2 W -14 23 GUIPÚZCOA 181 43.3 2.0 W -12 24 HUELVA 4 37.3 6.9 W -6 25 HUESCA 488 42.1 0.4 W -14 26 JAÉN 586 37.8 3.8 W -8 27 LEÓN 908 42.6 5.6 W -18 28 LÉRIDA 323 41.7 1.2 E -11 29 LUGO 465 43.0 7.6 W -8 30 MADRID 667 40.4 3.7 W -16 31 MÁLAGA 40 36.7 4.4 W -4 32 MELILLA 47 35.3 3.0 W -1 33 MURCIA 42 38.0 1.1 W -5 34 NAVARRA 449 42.8 1.6 w -16 35 ORENSE 139 42.3 7.8 W -8 36 PALENCIA 734 42.0 4.5 W -14 37 LAS PALMAS 6 28.2 15.4 W + 6 38 PONTEVEDRA 19 42.4 8.6 W -4 39 LA RIOJA 380 42.5 2.4 W -12 40 SALAMANCA 803 41.0 5.6 W -16 41 STA. CRUZ DE TENERIFE
37 28.5 16.2 W + 3
42 SEGOVIA 1002 41.0 4.1 W -17 43 SEVILLA 30 37.4 6.0 W -6 44 SORIA 1063 41.8 2.5 W - 16 45 TARRAGONA 60 41.1 1.2 E -7 46 TERUEL 915 40.4 1.1 W -14 47 TOLEDO 540 39.9 4.0 W -9 48 VALENCIA 10 39.5 0.4 W 8 49 VALLADOLID 694 41.7 4.7 W -16 50 VIZCAYA 32 43.3 3.0 W -8 51 ZAMORA 649 41.5 5.7 W -14 52 ZARAGOZA 200 41.7 0.9 W -11
262
Variaciones de radiación diaria
Hora solar
Variaciones de temperatura ambiente
Estas curvas representan la variación de la curva diaria de radiación (arriba) y
de la curva diaria de temperatura (abajo), para una latitud entre 35° y 40° Norte,
en las diferentes estaciones del año.
263
Hora solar
Nomograma para conocer la hora de salida y de puesta de sol en las diferentes latitudes y según
la fecha.
Este tipo de nomograma permite conocer la hora de salida y puesta del sol cada día del año, para lo cual hay que
unir el centro con el punto de la circunferencia correspondiente a la latitud del lugar. Basta extrapolar la hora entre
las curvas con hora señalada, entre las que se encuentre la horizontal correspondiente a la fecha en que se piden los
datos de salida o puesta de sol. La radial dibujada en la figura corresponde a la latitud de Madrid (40° Norte aproximadamente).
264
Albedos de diversos suelos, según Kondratiev, para el espectro entre 0.3 y 2 μm
265
Tipo de suelo Albedo en %
Tierra negra seca/húmeda 14/8
Tierra gris seca/húmeda 25-30/10-20
Tierra arcillosa azulada
seca/húmeda
23/16
Tierra de barbecho seca/húmeda 8-12/5-7
Campo arado húmedo 14
Superficie de desierto arcilloso 29-31
Arena amarillenta 35
Arena blanca 34-40
Arena gris 18-23
Arena de río 43
Arena ligera fina 37
Cultivos: trigo o centeno/hierba
algodón/arroz
lechugas/patatas
10-25/18-26 10-22/12
22/19
Vegetación boscosa 10-18
Datos de radiación en horas de sol pico (h.s.p.) para las diferentes zonas
Tabla de radiaciones para la media anual a 45° sobre la horizontal y media
invernal para 60° sobre la horizontal. La media anual está calculada mediante la
suma de todas las radiaciones de los diferentes meses del año, y la invernal está
calculada con los dos o tres meses más desfavorables del año, con el fin de
obtener una media fiable para cálculos con consumos medios.
Zona Media anual Media invernal
Álava .......................................... 3.22 1.87
Albacete .................................... 4.41 3.10
Alicante ....................................... 5.39 4.41
Almería ....................................... 5.13 4.16
Ávila ........................................... 4.41 2.95
Badajoz ...................................... 4.47 3.13
Baleares ...................................... 5.1 1 4.08
Barcelona .................................. 4.55 3.38
Burgos ........................................ 3.77 1.61
Cádiz .......................................... 5.74 4.05
Castellón ..................................... 4.90 3.80
Ciudad Real ................................. 4.38 2.94
Córdoba ...................................... 4.68 3.38
Coruña ........................................ 3.56 2.63
Cuenca ........................................ 4.18 2.72
Gerona ........................................ 4.29 3.60
Granada ...................................... 4.08 2.86
Guadalajara ................................. 3.67 2.09
Guipúzcoa ................................... 3.06 2.24
Huelva ........................................ 5.16 3.51
Huesca ........................................ 4.67 3.12
Las Palmas* ............................... 4.08 3.29
León ......................................... 4.55 2.85
Lérida ....................................... 4.83 2.79
Logroño ....................................... 4.70 3.08
Lugo ......................................... 3.16 1.83
266
Zona Media anual Media invernal
Madrid ...................................... 4.63 3.36
Málaga ...................................... 5.03 3.79
Murcia ..................................... 5.49 4.53
Navarra ...................................... 3.52 1.74
Orense ..................................... 3.1 1 1.36
Oviedo ....................................... 3.37 2.61
Palencia ................................... 4.25 2.18
Pontevedra ................................. 4.31 2.94
Salamanca ................................ 4.30 2.72
Santa Cruz de Tenerife* ............... 4.93 3.22
Santander ................................... 3.12 2.18
Segovia ....................................... 3.98 2.24
4.74 3.41
Soria .......................................... 3.89 2.64
Tarragona .................................. 4.42 3.70
Feruel ....................................... 4.04 2.58
Toledo ..................................... 4.36 2.66
Valencia ..................................... 4.81 4.04
Valladolid ................................... 4.36 2.26
Vizcaya ..................................... 2.70 1.59
Zamora ....................................... 4.35 2.17
Zaragoza ..................................... 4.78 3.24
267
Media anual a 30° de inclinación y media invernal a 60° de inclinación.
Diagrama comparativo de dos sistemas fotovoltaicos donde uno de ellos está fijo, con
orientación Sur y un ángulo de inclinación de 30°, y el otro dispone de seguimiento
solar de dos ejes.
Hora solar
Diagrama comparativo de dos sistemas fotovoltaicos con seguimiento al Sol, uno de
ellos en un eje (seguimiento Este-Oeste) y el otro, además, con variación del ángulo
de inclinación para mantenerse siempre frente al Sol.
268
Factores de conversión de unidades utilizados más frecuentemente
Para pasar de a multiplicar por
angstrom m 1010
atmósfera bar 1.01325
atmósfera cm de mercurio 76
atmósfera kg/m2 10 332 atmósfera libra/pulgada2 14.696
atmósfera pascal 101 325
bar kg/m2 10 197
bar newton/m2 100 000 btu julio 1054.35
btu kilovatio • hora 0.0002929
caballo de vapor kW 0.7355
caloría gramo julio 4.184
dina newton 0.00001 ergio julio 1 X 10 -7
galón (U.S.) litro 3.7854
hp vatio 745.7 julio btu 0.00094845
julio kW • hora 2.77778 X 10 -7
kilográmetro julio 9.80665
kilogramo libra 2.2046 kilómetro milla (U.S. náutica) 0.5396
kilopondio newton 9.80665
kW • hora julio 3.6 X 106
libra kilogramo 0.4536
litro • atmósfera julio 101.328
micra metro 1 X10-6
milibar atmósfera 0.000987
newton dina 100 000
newton kilopondio 0.10197
pie (U.S.) metro 0.3048
pulgada (U.S.) metro 0.0254
radián grado sexagesimal 57.2958
269
Descripción de los diferentes tipos de luz fluorescente y sus principales aplicaciones.
Color de las
lámparas TL
Temperatura
de color.
Indice de
rendimiento
de color
Usos más apropiados
Tonalidades normales
33 Blanco 4200 K 66 Ambiente frío, buen rendimiento luminoso. Moderado rendimiento de color. Industrias, talleres, etc.
5
4
Luz de día 6250 K 77 Muy útil para obtener niveles de iluminación elevada (800 lux).
84 Blanco 4000 K 86 Buena discriminación. Escuelas, oficinas, grandes almacenes, grandes superficies.
Tonalidades de lujo
32 Blanco cálido de
lujo
3000 K 87 Ambiente cálido muy agradable, buena reproducción de colores. Muy útil para locales comerciales de productos alimenticios, salas de conferencias, etc.
34 Blanco de lujo 4200 K 85 Muy útil cuando el rendimiento de toda la gama de colores es importante. Cafés, restaurantes, almacenes, escaparates, despachos, etc.
S3 Blanco cálido 3000 K 86 Ambiente agradable, buena discriminación. Tiendas, restaurantes, bares.
Tonalidades especiales de lujo
27 Confort de lujo 2750 K Atmósfera cálida y sedante. Aproximadamente mismo rendimiento de colores que las lámparas incandescentes. Ideal para alumbrados del hogar y ciertos lugares de reposo, etc.
37 Blanco especial
de lujo
4200 K 96 Impresión agradable y perfecta respecto a los colores. Ideal para alumbrado de almacenes, clínicas, hospitales, museos, industrias de artes gráficas, etc.
47 Blanco 5000 K 5000 K 98 Elevado rendimiento de color. Aplicable a la industria gráfica para revisión y discriminación de colores con niveles de más de 2000 lux. Su distribución espectral, temperatura de color y coordenadas del punto de color son las exigidas por las normas internacionales C.I.E.D. 5000.
57 Luz de día
especial
7400 K 92 Lámparas concebidas para la comparación y selección de colores bajo altos niveles de iluminación.
270
Tabla de pérdidas de carga en tuberías
(Aplicable en los cálculos de la potencia necesaria para el bombeo de agua)
En diámetros interiores de tuberías de:
Litros hora
14
m/m
19 25 m/m
m/m
32 m/m 38 m/m 50 m/m 63 75 89 100 m/m m/m
m/m m/m
125
m/m 150 m/m
Metros manométricos por cada 100 m de recorrido horizontal recio
500 8 2.3
800 18 5,1 1.80 0,30
1 000 30 9.3 2.30 0,45
1 500 — 27.2 5.25 1,35 0.85
2 000 — 44.8 10.60 2,85 1,10
2 500 — — 13,20 3.20 1,30 0.50
3 000 — 19.80 5. 2.— 1.— 0,35
3.500 -- — 26.20 7,— 3.10 1.25 0,50
4 000 — — 32.50 9.10 4.— 1.65 0,75 0,28
4.500 — — 11.60 4.80 .2. — 0.85 0,32
5 000 — — — 12.90 5.20 2.30 0.95 0.34
5 500 — 16.10 6.50_ _2.65 1.05 0,37
6 000 — — — 18.50 8.60 3.10 1.15 0,40
6500 — 21.90 9.65 3,65 1.25 0,45
7 000 — — 25 70 10,90 4. - 1,35 0.50 0.25
8000 — — 33.20 15,— 5. 1.80 0,60 0.30
9 000 — _ — 18,90 6.10 2 25_________ 0.80 0.40
10000 — - — 25.— 8,50 2.80 1.15 0.50 0.25
12000 — _ — 30,90 10.90 3,80 1.50 0.60 0,45
15000 — _ — 47-— 16.20 6.— 2,35 0.75 0,65
18000 — 22,60 8.30 3.— 1,— 0,85 0.25
20 000 — — _ 28.80 10.— 4.-- 1.40 0.95 0.30
25 000 — _ 41.50 14.10 6.10 1.80 1,40 0.45
30 000 20.60 8,35 2.40 2.10 0.62 0.30
35 000 — _ _ — — — 27.85 11.40 3.20 2.90 0.95 0.40
40 000 — _ — _ — 36.90 14,50 4,20 3.60 1.15 0.45
45 000 - _ — - - 40,60 18,30 5,60 4,50 1,45 0.55
50 000 21.90 6.90 5.40 1.85. 0.80
60 000 — _ — _ — 30,50 9.60 7.60 2.55 1.05
70 000 — - — — _ — -- 12.10 9,80 3.25 1.40
80 000 — _ 16.30 12,40 4. 1.80
90 000 — _ — _ _ 20.— 16.20 5.45 220
100000 — _ _ 19,90 6,65 2.70
125000 — — — _ _ — _ _ 9.10 3.75
150000 — _ — _ _ _ _ _ 13.65 5.65
175 000 — _ — _ — — _ _
8,10
200 000 — _ _ _ — 9.95
250 000 _ _ _ ——
300 000 - - — - - - - - 18.20
271