20510240 ENERGIA SOLAR Una Solucion Limpia y Fiable de Produccion de Energia
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1 2009 E.P.N ENERGÍA SOLAR Carlos Castellanos David Flores Cristian Heredia Leonardo Moncada Iván Reysancho
Transcript of 20510240 ENERGIA SOLAR Una Solucion Limpia y Fiable de Produccion de Energia
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2009
E.P.N ENERGÍA SOLAR
Carlos Castellanos David Flores Cristian Heredia Leonardo Moncada Iván Reysancho
ENERGÍA SOLAR
Una solución limpia y fiable de producción de energía
Carlos Castellanos
David Flores
Cristian Heredia
Leonardo Moncada
Iván Reysancho
Estudiantes de Ingeniería Eléctrica
Escuela Politécnica Nacional
Energías Alternativas
Quito-Ecuador
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“La fuente de nuestra riqueza se da en la
radiación del sol, que emana energía. El
sol da siempre sin esperar recibir.”
Georges Bataille
CONTENIDO
Introducción 9
Capítulo 1. CRISIS ENERGÉTICA Y CAMBIO CLIMÁTICO 11
Carlos Castellanos
CRISIS ENERGÉTICA 11
Antecedentes 11
Origen del Problema 12
Escasez de Recursos Energéticos 13
Pico del Petróleo 14
Crecimiento Acelerado de la Demanda Energética 17
Consecuencias 21
CAMBIO CLIMÁTICO 22
Antecedentes 22
Generalidades 23
Lluvia Ácida 23
Efecto Invernadero 24
Cambio Climático Global 24
Causas del Cambio Climático Actual 25
Combustibles Fósiles y Calentamiento Global 27
Consecuencias 29
Planteamiento del Problema 31
Crisis Energética 31
Cambio Climático 32
Posibles Soluciones 32
Rol del Ciudadano 33
El Papel del Estado 33
Energías Renovables una Alternativa Alentadora 34
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Capítulo 2. EL SOL 35
Carlos Castellanos
Generalidades 35
Características 36
Estructura y Composición del Sol 38
Detalle de la Estructura Solar 38
Flujos Solares 41
Ciclo Solar 42
Distancia Tierra Sol 45
Energía Solar 47
Fusión Nuclear 47
Radiación Solar 50
Distribución Espectral de la Radiación Solar 52
Leyes de la Radiación 54
El Sol como Cuerpo Negro 55
Intensidad de la Radiación Solar en la Órbita Terrestre 57
Constante Solar 58
Magnitudes Radiativas 59
Atenuación de la Radiación Solar 60
Radiación Incidente sobre la Superficie Terrestre 66
Balance Radiativo 70
Unidades de Medida 73
Instrumentos de Medida 75
Normalización 82
Capítulo 3. ENERGÍA FOTOVOLTAICA 84
Carlos Castellanos
Antecedentes 84
Impacto Ambiental 85
Células Solares 87
Principios Fundamentales 87
Teoría de los Semiconductores 88
6
El Efecto Fotovoltaico 90
Principio de Funcionamiento 92
Tecnología de Fabricación 97
Las Cuatro Generaciones de Células Fotovoltaicas 102
Componentes de los Sistemas Fotovoltaicos 104
El Panel Fotovoltaico 104
Las Baterías 108
El Regulador Fotovoltaico 116
El Inversor Fotovoltaico 118
Sistemas Fotovoltaicos Autónomos (SFA) 122
Generalidades 122
Dimensionamiento de SFA 124
Diagrama de Conexiones de un SFA 135
Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red (SFCR) 136
Generalidades 136
Situación y Mercado Mundial 137
Interconexión, Aspectos Físicos y Calidad de Potencia 138
Dimensionamiento de SFCR 139
Conclusiones 147
Capítulo 4. ENERGÍA TERMOSOLAR 148
David Flores
Antecedentes 148
Solar Termoeléctrica en el Mundo 150
Ventajas Ambientales 152
Generalidades 153
Calidad Termodinámica de la Radiación Solar 154
Concentración y Conversión Térmica de la Radiación Solar 156
Tecnologías Termoeléctricas 159
En explotación Comercial 161
Colectores Cilindro Parabólicos 162
En Centrales de Ciclo Combinado 167
7
Torre Central 168
En Centrales de Ciclo Combinado 174
Disco Stirling 174
En Demostración / Desarrollo 177
Dimensionamiento del Campo Solar 178
Introducción 178
Dimensionado 181
Desarrollos Tecnológicos 183
En Colectores Cilindro-Parabólicos 183
En Sistemas de Receptor Central 187
Barreras Tecnológicas, Económicas Y Sociales Para CET 189
Conclusiones 192
Capítulo 5. SISTEMAS SOLARES TÉRMICOS DE BAJA TEMPERATURA 193
Leonardo Moncada
Generalidades 193
Fundamentos 194
Tipos de Sistemas 196
Tipos de Colectores y Principio de Funcionamiento 198
Otros Componentes 200
Sistemas de Baja Temperatura 205
Captadores Solares Planos 205
Sistemas de Calentamiento 209
Introducción 209
Sistemas de Calentamiento Solar Activos y Pasivos 210
Sistemas de Calentamiento Solar Activos Mediante Colectores
Planos 211
Capítulo 6. EVALUACIÓN ECONÓMICA 216
Iván Reysancho
Presentación 216
Introducción 217
8
Fundamentos 218
Concepto 218
Evaluación Empresarial 218
Valor Actual Neto (VAN) 218
Tasa Interna de Retorno (TIR) 219
Coeficiente Beneficio Costo (BC) 220
Periodo Recuperación 220
Evaluación Económica 220
Evaluación Financiera 220
Evaluación del Accionista 221
Evaluación Económica SFV 221
Generalidades 221
CCVU 223
Pasos en la Aplicación del CCVU 225
Factores de Descuento 228
Ejemplo 230
Evaluación Económica Termosolar 234
Costos de las Tecnologías Termosolares 234
Levelized Energy Cost (LEC) 235
VAN 239
Conclusión 242
BIBLIOGRAFÍA 243
ANEXOS 245
Catálogos Baterías, Módulos Fotovoltaicos, Regulador
Colectores Planos de Alto Rendimiento
INTRODUCCIÓN
A medida que ha pasado el tiempo, el ser humano ha ido dependiendo cada vez más de los recursos
energéticos. Para el hombre moderno, es impensable la vida sin iluminación, calefacción,
refrigeración, transporte. Esta dependencia energética, se ha convertido en un exceso,
específicamente de combustibles fósiles, y sabemos que éstos son recursos no renovables. A esto se
debe sumar que vivimos en una sociedad de consumo, que utiliza sus recursos para su mejor confort.
La visible mejora en la calidad de vida de los países industrializados, mayores consumistas, hace que
los países en vías de desarrollo, quieran seguir su modelo. Es por ello que, la mayor parte de la
estructura de oferta de energía primaria, está basada en petróleo y gas en casi el 90% a nivel mundial.
El incremento de individuos (superpoblación) consigue acelerar la dependencia excesiva de energía.
En términos energéticos están involucrados otros aspectos, como la economía y política de cada país
del mundo. El precio del barril de petróleo aumenta día a día, gracias a la oferta (que es escasa), a la
demanda (que va en aumento), a los conflictos bélicos, e incluso a los desastres climáticos (que
frenan la producción). Pero el precio también es alterado por la cantidad de reservas estratégicas de
un país, dato que es poco claro, ya que no existe un inventario real. La presión de la demanda de
hidrocarburos, hace que las empresas y los países sigan buscando más reservas, aún en pozos que
tienen la altura del monte Everest (9.75 Km).
La producción mundial de petróleo creció un 0.8% en 2005, frente a 2004, pero la demanda
aumentó un 3% y los precios no lograron extraer más petróleo, ni aumentar los descubrimientos.
Expertos de la industria petrolera, estiman que las reservas actuales sólo servirán para cubrir las
necesidades de los próximos cuarenta años. Por otro lado, el uso de combustibles fósiles produce
contaminación, un incremento en las emisiones de gases efecto invernadero y como resultado, un
aumento del calentamiento global.
La situación energética actual debe ser planteada como una crisis. Definitivamente, no podemos
continuar con este modelo de desarrollo que no cumple con su rol principal, el cual no es la ganancia
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empresarial, sino asegurar que los habitantes tengan acceso a los recursos energéticos para garantizar
buenas condiciones de vida, y obviamente, cuidar el medio ambiente. Necesitamos encontrar una
estrategia de salida de la era de los combustibles fósiles, para asegurar el futuro de la civilización. Sin
embargo, las mega empresas de energía, de electricidad y servicios públicos, siguen trabajando sin un
análisis adecuado de investigación y desarrollo suficientes para explorar alternativas energéticas
nuevas y sustentables.
En la actualidad las energías renovables se sitúan en una posición adecuada al lado de las energías
fósiles, para hacer frente a la demanda creciente y sin perjuicio desde el punto de vista económico.
Además, las energías renovables pueden poco a poco jugar un papel de sustitución dado que no solo
el agotamiento de los recursos fósiles sino también problemas medio ambientales actúan en contra
de este tipo de energías y a favor de las renovables. Dentro de las Renovables, la Energía Solar es,
hoy en día y sin lugar a dudas, una forma limpia y fiable de producción de energía eléctrica a
pequeña escala.
Si la mayoría de los sistemas solares existentes hasta la fecha han sido diseñados y construidos para
su uso en aplicaciones remotas de muy poca potencia. La razón fundamental, que ha impedido una
mayor diseminación de esta tecnología ha sido básicamente económica: el mayor coste del Kwh
producido, en comparación con el obtenido a partir de otras tecnologías más convencionales:
petróleo, carbón, nuclear, entre otras, no obstante, la creciente madurez tecnológica y abaratamiento
de producción de módulos, desarrollo de sistemas de acondicionamiento de potencia más potentes,
una mayor eficiencia y fiabilidad, en conjunción con la realización de proyectos piloto, sostenidos por
programas nacionales e internacionales de financiación y/o subvención parcial, permiten la
instalación de sistemas cada vez más eficaces y competitivos con las fuentes convencionales de
generación de energía eléctrica.
“Toda la energía viene del Sol; el carbón, el petróleo, son energías solares almacenadas... El ideal
sería aprovechar directamente esa energía, y ya se habla en ese sentido de utilizar los desiertos
africanos, en los que, utilizada en una millonésima parte, podría surtir de energía a todo el mundo y
transformar la faz de la tierra.”
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CRISIS ENERGÉTICA Y
CAMBIO CLIMÁTICO
Abordar por completo estos dos temas resultaría infructuoso, ya que el presente documento tiene por
objeto estudiar a la energía solar como una alternativa viable y sostenible de producción de energía,
pero se presenta una breve descripción de estas dos crisis dándoles un enfoque de manera que la
información presentada nos permita entender la urgente necesidad de recurrir a recursos renovables
como solución a esta problemática mundial.
CRISIS ENERGÉTICA
ANTECEDENTES
En la actualidad, uno de los temas de debate más controvertidos es el de la crisis energética. En este
debate participan tanto ecologistas y ONG’s como grandes multinacionales, gobiernos de países
productores de petróleo, organismos de investigación y reguladores, y ciudadanos en general; si
analizamos cuidadosamente la magnitud de las consecuencias de este problema nos damos cuenta de
que afecta a toda la humanidad en general.
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Con el transcurso del tiempo, cada vez más tomamos conciencia de este problema y tratamos de
tomar medidas tanto preventivas como correctivas para solucionarlo. Basándonos en la conclusión
lógica de que es necesario conocer las causas y características básicas del problema para poder
afrontarlo con seguridad y eficacia
Una crisis energética es una gran carestía (o una subida de precio) en el suministro de fuentes
energéticas a una economía. Normalmente hace referencia a una disminución de la disponibilidad
de petróleo, electricidad u otros recursos naturales. La crisis a menudo repercute en el resto de la
economía, provocando una recesión en alguna forma. En particular, los costes de producción de
electricidad crecen, lo que eleva los costes de las manufacturas. Para el consumidor, el precio de la
gasolina (petróleo) para automoción aumenta, lo que lleva al consumidor a una reducción de sus
gastos y a una menor confianza.
ORIGEN DEL PROBLEMA
Toda energía tiene una fuente. Por ejemplo, un caballo deriva su fuerza de la energía química
almacenada en la vegetación que come. La vegetación es la fuente de la energía muscular, tanto para
los animales como para los humanos. Hasta principios del pasado siglo el hombre contaba en sumo
grado con la fuerza muscular para realizar su trabajo, usando sus propios músculos o los de los
animales. Además, los hombres quemaban la vegetación —madera— librando su energía a fin de
utilizarla. Es de mencionar que a mediados de 1870 la energía de la madera satisfacía la mayoría de
las demandas de energía, haciendo andar las primeras máquinas de vapor, los barcos fluviales y las
locomotoras. En definitiva la humanidad ha basado su desarrollo en el descubrimiento de nuevas
formas energéticas que permitan satisfacer sus necesidades, pero estas fuentes de energías se nos
están agotando por tres factores fundamentales:
· La dificultad para obtener un suministro de energía (generalmente la causa más aceptada)- Escasez
de Recursos Energéticos.
· El creciente aumento de la población- Crecimiento Acelerado De La Demanda Energética.
· Consumo de energía (per cápita) - Crecimiento Acelerado De La Demanda Energética.
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ESCASEZ DE RECURSOS ENERGÉTICOS
A medida que la industria crecía, el hombre necesitaba más energía para impulsar las recientemente
inventadas máquinas. Los combustibles fósiles guardados en la tierra desde hacía mucho tiempo
fueron utilizados. El carbón fue extraído y usado cada vez en mayores cantidades. Para 1910 había
llegado a ser la fuente de energía para las tres cuartas partes de los requerimientos del hombre.
Alrededor de 1859 el hombre comenzó a usar en gran escala otro combustible fósil, pues había
excavado aquel año con buen éxito un pozo petrolífero. Un uso principal del petróleo en la
actualidad es proveer energía para los automóviles y otros medios de transporte. Tan solo en los
Estados Unidos en promedio, cada persona usa, ¡alrededor de 8000 litros de petróleo al año!. Si esto
es para una única persona ¿cuánto consume el mundo entero?, Nada menos que: 75.000.000 barriles
de crudo.
A partir de la II Guerra Mundial, se han atrapado las reservas de gas natural de la tierra. Una red de
alrededor de 1.200.000 kilómetros de tuberías subterráneas para el gas fue construida en los Estados
Unidos, pero este fue solo un comienzo modesto, mundialmente ya se han construido millones de
kilómetros de gasoductos.
El gas con el que cocina un ama de casa pudo haber viajado sin parar desde yacimientos de gas
situados a muchos cientos de kilómetros de distancia. Hoy día más del 90 por ciento de las
necesidades de energía de los Estados Unidos y el mundo se suple con estos combustibles fósiles. En
el 2000 el petróleo proveyó aproximadamente el 40 por ciento, el gas natural cerca del 26 por ciento,
y el carbón un 24 por ciento del total de las necesidades de energía. El resto de la energía fue
principalmente suplida por las instalaciones generadoras de otro tipo.
Esta dependencia de los combustibles fósiles es la misma raíz de la crisis de energía. En 1972 ya se
anticipaba la actual crisis, así el Times explicó: “Se está sintiendo el crujido debido a que nuestros
recursos de energía —carbón, petróleo y gas natural— están comenzando a agotarse y la demanda
del resto del mundo por estos recursos está aumentando tan rápidamente como en los Estados
Unidos.”
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De esta manera con respecto al primer factor, podemos ver que esa dificultad nos lleva a darnos
cuenta de que hechos como la subida de precios tienen una causa más profunda, y esta es la escasez
de los recursos energéticos, en especial el petróleo.
Dicho de forma más simple: la disponibilidad del petróleo es cada vez menor, y esto tiene
consecuencias en el precio del mismo, por el básico principio económico de oferta y demanda.
PICO DEL PETRÓLEO
De las reservas totales del planeta, estimadas en dos billones de barriles, ya se han consumido
900.000 millones. Al ritmo actual, la producción, durará unos 40 años más. ¿ De qué hablamos?
Pues bien, del crudo o petróleo.
No obstante los geólogos J. Campbell y Jean H. Lahrre afirmaron: “Durante la próxima década, el
suministro de petróleo no podrá satisfacer la demanda”. Estos expertos en la industria petrolífera
advirtieron: “La opinión generalizada supone que la última gota de crudo puede bombearse con el
ritmo con que ahora se extraen los barriles de los pozos. De hecho, el ritmo al que cualquier pozo – o
país – puede producir petróleo siempre alcanza un máximo, y entonces, una vez que se ha agotado la
mitad de las reservas empieza a bajar de forma gradual hasta llegar al vaciamiento. Desde el punto de
vista económico no importa tanto en qué momento se agotará el petróleo como el día en que
comience a declinar la producción”.
Teoría Del Pico De Hubbert
La teoría del pico de Hubbert, también conocida como cenit del petróleo, petróleo
pico o agotamiento del petróleo, es una influyente teoría acerca de la tasa de agotamiento a largo
plazo del petróleo, así como de otros combustibles fósiles. Predice que la producción mundial de
petróleo llegará a su cenit y después declinará tan rápido como creció, resaltando el hecho de que el
factor limitador de la extracción de petróleo es la energía requerida y no su coste económico. Aún
siendo controvertida, esta teoría es ampliamente aceptada entre la comunidad científica y la industria
petrolera. El debate no se centra en si existirá un pico del petróleo sino en cuándo ocurrirá, ya que es
evidente que el petróleo es un recurso finito y no renovable en escalas cortas de tiempo por lo que en
un momento u otro se llegará al límite de extracción. Esto depende de los posibles descubrimientos
de nuevas reservas, el aumento de eficiencia de los yacimientos actuales, extracción profunda o la
explotación de nuevas formas de petróleo no convencionales.
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Evolución de la producción de petróleo de los países que ya alcanzaron su pico (no incluye miembros de la OPEC ni
Rusia). Realizado en el año 2003, la producción a partir de la línea vertical es una predicción
Hubbert es el geofísico que creó el modelo matemático que predice el nivel de extracción del
petróleo a lo largo del tiempo. Según su teoría, la extracción de un pozo cualquiera sigue una curva
con un máximo, cenit de producción, en su centro. Llegados a ese punto cada barril de petróleo se
hace, progresivamente, más caro de extraer hasta que la producción deja de ser rentable al necesitarse
gastar más cantidad de crudo, que el que se obtiene de extraerlo, es decir cuando se necesita
consumir el equivalente a un barril de petróleo, o más para obtener ese mismo barril de crudo del
subsuelo. Observó también que, si la curva de producción de un pozo seguía esa simple
función gaussiana, la curva de producción de países enteros y, por extensión, la curva mundial
seguirían patrones similares. Estas son las que se conocen como curva de Hubbert.
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Tomando la producción pasada de crudo y, salvo que ocurran factores anómalos como un bajón en la
demanda, el modelo predice la fecha del punto de máxima producción para un campo petrolífero o,
por extensión, para toda una región entera.
El máximo de extracción es citado como el pico. Tras el pico la extracción entra en la fase
de agotamiento. El gráfico del ritmo de producción de crudo para un yacimiento individual sigue,
como se ha explicado, una configuración de campana: primero, un lento y sostenido período de
producción creciente, luego, un incremento acelerado que finaliza en una meseta (el pico) para,
finalmente, emprender una empinada cuesta abajo en la producción, llevándola a un declive
irreversible.
Cuando se descubre una reserva petrolífera su reducida producción inicial empieza con muchas
limitaciones debido a toda la infraestructura que se requiere instalar para que el yacimiento pueda ser
explotado a pleno rendimiento. Cuando se han horadado suficientes pozos y se han instalado todas
las plantas de extracción y procesado necesaria la producción aumenta. Pero en algún momento se
alcanza un nivel de extracción que no puede ser rebasado por muy avanzada tecnología que se use o
por mucho que se hagan más pozos. Después del pico, la producción disminuye irremediablemente y
cada vez más rápido. Pero antes de llegar al agotamiento completo del yacimiento existe otro punto
significativo que no tarda en alcanzarse. Esto es cuando la extracción, transporte y procesado de cada
barril extraído cuesta más energía que la contenida en él. Llegados a ese punto, Hubbert teorizó que
la extracción de crudo con fines energéticos dejaría de ser rentable por lo que ese campo petrolífero
sería abandonado.
En 1956, Hubbert predijo que la producción de crudo de los Estados Unidos debería alcanzar su
pico entre 1965 y 1970. Y lo cierto es que el pico se alcanzó el año 1971, año a partir del cual la
produccón ha seguido un progresivo descenso hasta tal punto que, actualmente, se extrae al mismo
nivel que durante la década de los 40.
De acuerdo con el modelo de Hubbert, las reservas de EEUU se agotarán a finales del siglo XXI. La
teoría de Hubbert se ha aplicado para otros recursos fósiles como el gas natural, el carbón o aceites
no-convencionales.
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Las demandas por energía han crecido más rápidamente de lo que se anticipaba. Los combustibles
fósiles se han consumido a una proporción fantástica, de aquí a 10 años habrá aumentado un 58%, lo
que constituirá ‘el mayor aumento de la demanda energética de la historia’ Cada día, en promedio,
¡el mundo extrae de la tierra 7.500 millones de litros de petróleo!. Si esa proporción continúa, el uso
del petróleo aumentaría en diez años a más del doble.
Esta proporción de consumo tiene el efecto de crecer a gran velocidad como una bola de nieve al
caer. Por ejemplo, el consumo de energía eléctrica se ha más que duplicado cada diez años en los
Estados Unidos. Esto significa, como Scientific American lo declara, que: “Durante los próximos 20
años los EE.UU. generarán tanta electricidad como la que han generado desde el comienzo de la era
eléctrica.”
Las consecuencias de la duplicación de la proporción de consumo cada veinte años causa vértigo.
Aunque nadie sabe cuánto carbón, petróleo y gas están almacenados en la tierra, para usar una
ilustración asumamos que hasta ahora se ha consumido del 5 al 15 por ciento del abastecimiento
total. Esto significa que a la proporción de duplicación del consumo cada veinte años, ¡todos los
combustibles fósiles de la tierra serían consumidos en unos cuarenta años!.
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Dentro de los mayores consumidores de energía en el 2008 según la BP Statistical Review of World
Energy tenemos como primer consumidor (22,5%), los EE.UU. El segundo consumidor, China
(9,6%), que consumió un 3,3% más (aunque la tasa de crecimiento del consumo chino ha disminuido
0,8 puntos). Japón (5,6%), el tercero, consumió un 3,5% menos. El cuarto, India (3,4%) consumió
un 4,8% más. El quinto, Rusia (3,3%), aumentó su consumo en un 3,1%. Alemania (3%), sexto
consumidor, consumió un 4,9% más (¡Alemania disminuyó su consumo de 2006 a 2007 un 9%!).
España (2%) disminuyó su consumo un 2,5%.
En su conjunto, el mundo consumió 84.455.000 barriles de petróleo diarios durante 2008, solo un
0,6% menos que en 2007. Es una cantidad relativamente pequeña (una media de 423.000 barriles
diarios durante 2008), pero datos más recientes de la Agencia Internacional de la Energía
establecerían proyecciones de demanda para 2009 de unos 83,2 millones de barriles diarios. En lo
que respecta a la demanda de energía primaria mundial, esta aumentó un 1,4% en 2008, el menor
crecimiento desde 2001, un 87% de este crecimiento corresponde a la región Asia - Pacífico.
El consumo de carbón ha crecido por cuarto año consecutivo, y aunque China sigue aportando casi
las tres cuartas partes del crecimiento del consumo energético primario mundial, su tasa de
crecimiento ha disminuido por quinto año consecutivo.
Por primera vez, la demanda agregada de los países no OCDE fue superior a los países miembros.
EE.UU. redujo su consumo de energía primaria un 2,8%, la mayor caída desde 1982.
Hay que destacar que el gas natural representa ya un 24,1% del consumo mundial de energía, la
mayor participación registrada hasta ahora. La producción de gas creció un 3,8%, destacando los
EE.UU, que con un 19,3% de contribución a la producción mundial, aumentó su producción un
7,5%. La Federación Rusa, el mayor productor (19,6%), aumentó su producción un 1,4%. A
continuación para poder ver la magnitud del consumo que se tiene en la actualidad se presenta una
serie de tablas y gráficas que muestran como la energía se usa en el mundo.
El consumo energético mundial total en 2005 fue de 138.900 TTWh con un 86,5% derivado de la
combustión de combustibles fósiles, aunque hay al menos un 10% de incertidumbre en estos datos.
Esto equivale a una potencia media de 15 TW (= 1.5 x 1013 W). No todas las economías mundiales
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CONSECUENCIAS
Con el análisis de los factores anteriores podemos concluir que un posible agotamiento de recursos
energéticos traería consecuencias inalienables para el mundo y la humanidad, incluso actualmente ya
se puede ver distintos hechos que marcan la pauta de una lucha por el poder a través de la posesión
de recursos energéticos, por lo cual a continuación se citan algunas consecuencias por la escases
energética:
- La transformación del ejército de EE.UU. en un servicio mundial de protección del petróleo
cuya misión principal es defender las fuentes de suministro de petróleo y gas natural de
EE.UU. en el extranjero, mientras vigilan los principales gaseoductos y rutas de suministro
del mundo.
- La transformación de Rusia en un superpoder energético, con control sobre los mayores
suministros de petróleo y gas natural de Eurasia y con la determinación de convertir estos
recursos en una fuerza creciente de influencia política sobre los estados vecinos.
- La pelea despiadada entre los superpoderes por las reservas de petróleo, gas natural y uranio
que queden en África, América Latina, Oriente Medio y Asia, acompañada de cada vez más
frecuentes intervenciones militares, la constante instauración y cambio de regímenes clientes,
corrupción y represión sistemática, y el continuo empobrecimiento de la gran mayoría de los
que tienen la mala suerte de vivir en esas regiones ricas en energía.
- Creciente intromisión y vigilancia de la vida privada y pública al crecer la dependencia de la
energía nuclear, que trae consigo un aumento de la amenaza de sabotajes, accidentes y el
desvío de materiales que se pueden fisionar a manos de proliferadores nucleares ilícitos.
- Todo esto nos llevaría a financiar o a participar en guerras en el extranjero para asegurar
suministros vitales de energía y en definitiva un caos mundial.
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CAMBIO CLIMÁTICO
Es preciso realizar un análisis de cómo la generación actual que está basada en centrales térmicas de
carbón y petróleo influyen en el actual cambio climático.
ANTECEDENTES
Actualmente, existe un fuerte consenso científico que el clima global se verá alterado
significativamente, en el siglo XXI, como resultado del aumento de concentraciones de gases
invernadero tales como el dióxido de carbono, metano, óxidos nitrosos y clorofluorocarbonos. Estos
gases están atrapando una porción creciente de radiación infrarroja terrestre y se espera que hagan
aumentar la temperatura planetaria entre 1,5 y 4,5 °C. Como respuesta a esto, se estima que los
patrones de precipitación global, también se alteren.
Aunque existe un acuerdo general sobre estas conclusiones, hay una gran incertidumbre con respecto
a las magnitudes y las tasas de estos cambios a escalas regionales. Asociados a estos potenciales
cambios, habrá grandes alteraciones en los ecosistemas globales. Trabajos científicos sugieren que
los rangos de especies arbóreas, podrán variar significativamente como resultado del cambio
climático global. Por ejemplo, estudios realizados en Canadá proyectan pérdidas de
aproximadamente 170 millones de hectáreas de bosques en el sur Canadiense y ganancias de 70
millones de hectáreas en el norte de Canadá, por ello un cambio climático global como el que se
sugiere, implicaría una pérdida neta de 100 millones de hectáreas de bosques (Sargent, 1988).
Aún así, hay una considerable incertidumbre con respecto a las implicaciones del cambio climático
global y las respuestas de los ecosistemas, que a su vez, pueden traducirse en desequilibrios
económicos. Este tema será de vital importancia en países que dependen fuertemente de recursos
naturales. Con respecto al impacto directo sobre seres humanos, se puede incluir la expansión del
área de enfermedades infecciosas tropicales, inundaciones de terrenos costeros y ciudades, tormentas
más intensas, las extinción de incontables especies de plantas y animales, fracasos en cultivos en áreas
vulnerables, aumento de sequías, etc.
23
Estas conclusiones han llevado a una reacción gubernamental mundial, se ha expresado en
numerosos estudios y conferencias, incluyendo tratados enfocados a enfrentar y en lo posible
solucionar la crisis. Este trabajo analizará la problemática del Cambio Climático Global, las bases
teóricas, sus posibles efectos futuros, y las medidas recomendadas para enfrentar adecuadamente el
problema.
GENERALIDADES
Se llama cambio climático a la modificación del clima con respecto al historial climático a una escala
global o regional. Tales cambios se producen a muy diversas escalas de tiempo y sobre todos los
parámetros climáticos: temperatura, precipitaciones, nubosidad, etcétera. Son debidos a causas
naturales y la acción de la humanidad.
El término suele usarse, de forma poco apropiada, para hacer referencia tan sólo a los cambios
climáticos que suceden en el presente, utilizándolo como sinónimo de calentamiento global. La
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático usa el término cambio
climático sólo para referirse al cambio por causas humanas:
Por "cambio climático" se entiende un cambio de clima atribuido directa o indirectamente a la
actividad humana que altera la composición de la atmósfera mundial y que se suma a la variabilidad
natural del clima observada durante períodos de tiempo comparables.
LA LLUVIA ÁCIDA
La combustión de combustibles fósiles libera una importante cantidad de óxidos de azufre y
nitrógeno que reaccionan con el radical OH en la atmósfera, y precipitan en forma de ácidos
(sulfúrico y nítrico) incrementando la acidificación de agua en general. Esta precipitación, que ha
dado en llamarse lluvia ácida, daña la vegetación, acelera la contaminación de la tierra y del agua y
corroe los edificios, las estructuras metálicas y los vehículos, causando cuantiosos daños.
EFECTO INVERNADERO
El efecto invernadero, en la tierra, es la capacidad que tiene la atmósfera de retener calor. Es debido
a la existencia de gases que son transparentes a la radiación solar y opacos a la radiación infrarroja
emitida por la tierra, atrapando el calor entre la superficie de esta y el nivel medio de la atmósfera,
como se observa en la figura.
24
gases en la atmósfera casi se ha duplicado desde principio
unque existe una viva polémica sobre los efectos que tendrá este aumento, son cada vez más los
AMBIO CLIMATICO GLOBAL
l clima es un promedio, a una escala de tiempo dada, del tiempo atmosférico. Sobre el clima
de energía y el balance radiativo terrestre, alterando así profundamente el clima planetario.
Este es un hecho beneficioso para el desarrollo
de la vida en la tierra, puesto que sin él la
temperatura media en la superficie estaría en
torno a los - 18ºC. Entre los gases causantes
del efecto invernadero juega un papel
primordial el dióxido de carbono CO2, por lo
cual la quema de combustibles fósiles se traduce
inevitablemente en emisiones de CO2 a la
atmósfera, debido a esto, la concentración de estos
s de siglo hasta ahora y de continuar con el actual
consumo de combustibles fósiles, se teme que se vuelva a duplicar a mediados del próximo siglo.
A
científicos que consideran como una posibilidad real un cambio climático debido al calentamiento
global de la atmósfera. Tal calentamiento, que para muchos ya ha comenzado a manifestarse,
tendría consecuencias desastrosas como la elevación de las aguas del mar y el aumento de la sequía en
algunas zonas de la tierra.
C
E
influyen muchos fenómenos; consecuentemente, cambios en estos fenómenos provocan cambios
climáticos. Un cambio en la emisión del Sol, en la composición de la atmósfera, en la disposición de
los continentes, en las corrientes marinas o en la órbita de la Tierra puede modificar la distribución
25
n reciben
l nombre de forzamientos dado que normalmente actúan de forma sistemática sobre el clima,
espuesta a los cambios introduciendo una variable más al problema ya que no solo hay que tener en
ático Global, es una modificación que le es
tribuido directa o indirectamente a las actividades humanas que alteran la composición global
(Panel Internacional sobre Cambio Climático), un panel de 2500 científicos de primera
nea, acordaron que "un cambio discernible de influencia humana sobre el clima global ya se puede detectar
Estas influencias se pueden clasificar en externas e internas a la Tierra. Las externas tambié
e
aunque también los hay aleatorios como es el caso de los impactos de meteoritos (astroblemas). La
influencia humana sobre el clima en muchos casos se considera forzamiento externo ya que su
influencia es más sistemática que caótica pero también es cierto que el Homo sapiens pertenece a la
propia biosfera terrestre pudiéndose considerar también como forzamientos internos según el criterio
que se use. En las causas internas se encuentran una mayoría de factores no sistemáticos o caóticos.
Es en este grupo donde se encuentran los factores amplificadores y moderadores que actúan en
r
cuenta los factores que actúan sino también las respuestas que dichas modificaciones pueden
conllevar. Por todo eso al clima se le considera un sistema complejo. Según qué tipo de factores
dominen la variación del clima será sistemática o caótica. En esto depende mucho la escala de
tiempo en la que se observe la variación ya que pueden quedar patrones regulares de baja frecuencia
ocultos en variaciones caóticas de alta frecuencia y viceversa.
CAUSAS DEL CAMBIO CLIMÁTICO ACTUAL
En base a lo anterior podemos decir que El Cambio Clim
a
atmosférica, agregada a la variabilidad climática natural observada en periodos comparables de
tiempo.
La IPCC
lí
entre las muchas variables naturales del clima". Según el panel, la temperatura de la superficie terrestre
ha aumentado aproximadamente 0.6°C en el último siglo. Las emisiones de dióxido de carbono por
quema de combustibles, han aumentado a 6.25 mil millones de toneladas en 1996, un nuevo récord.
Por otro lado, 1996 fue uno de los cinco años más calurosos que existe en los registros (desde 1866).
Por otro lado se estima que los daños relacionados con desastres climáticos llegaron a 60 mil
millones de US$ en 1996, otro nuevo récord.
Aumento de la temperatura global (Miller, 1991)
26
De acuerdo a la Panel Inter duplicación de los gases de
invernadero incrementarían la temperatura terrestre entre 1 y 3.5°C. Aunque no parezca mucho, es
echa ha sido en la atmósfera, Hemos cambiado y continuamos
ambiando, el balance de gases que forman la atmósfera. Esto es especialmente notorio en gases
rbón,
etróleo y gas natural que liberan grandes cantidades de CO2 a la atmósfera. Cuando talamos bosques y
nacional Sobre Cambio Climático, una
equivalente a volver a la última glaciación, pero en la dirección inversa. Por otro lado, el aumento de
temperatura sería el más rápido en los últimos 100.000 años, haciendo muy difícil que los
ecosistemas del mundo se adapten.
El principal cambio climático a la f
c
invernadero claves como el CO2, Metano (CH4) y óxido nitroso (N2O). Estos gases naturales son
menos de una décima de un 1% del total de gases de la atmósfera, pero son vitales pues actúan como
una "frazada" alrededor de la Tierra. Sin esta capa la temperatura mundial sería 30°C más baja.
El problema es que estamos haciendo que esta "frazada" sea más gruesa. Esto a través de la quema de ca
p
quemamos madera, reducimos la absorción de CO2 realizado por los árboles y conjuntamente liberamos el
dióxido de carbono contenido en la madera. El criar bovinos y plantar arroz genera metano, óxidos
nitrosos y otros gases invernadero. Si el crecimiento de la emisión de gases invernadero se mantiene
en el ritmo actual los niveles en la atmósfera llegarán a duplicarse, comparados con la época
preindustrial, durante el siglo XXI. Si no se toman medidas es posible hasta triplicar la cantidad
antes del año 2100.
27
que seguramente habrá un aumento global de la
mperatura entre 1.5 y 4.5°C en los próximos 100 años. Esto agregado al ya existente aumento de
fósiles que la tierra había
cumulado en el subsuelo durante su historia geológica. La quema de petróleo, carbón y gas natural
tros gases de efecto invernadero responsables del
alentamiento global , tales como el gas metano (CH4) óxido nitroso (N2O), Hidrofluorocarbonos
XI el calentamiento global parece irrefutable, a pesar de que las estaciones
eteorológicas en las grandes ciudades han pasado de estar en la periferia de la ciudad, al centro de
a
na cifra actual de 359 ppm. Este aumento corresponde a un 50% de lo esperado, basado en la tasa
El consenso científico como resultado de esto, es
te
0.5°C que ha experimentado la atmósfera desde la revolución industrial (UNEP/WHO, 1986).
COMBUSTIBLES FÓSILES Y CALENTAMIENTO GLOBAL
A finales del siglo XVII el hombre empezó a utilizar combustibles
a
ha causado un aumento del CO2 en la atmósfera que últimamente es de 1,4 ppm al año y produce el
consiguiente aumento de la temperatura. Se estima que desde que el hombre mide la temperatura
hace unos 150 años (siempre dentro de la época industrial) ésta ha aumentado 0,5 ºC y se prevé un
aumento de 1 ºC en el 2020 y de 2ºC en el 2050.
Además del dióxido de carbono (CO2), existen o
c
(HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de azufre (SF6), los cuales están contemplados en
el Protocolo de Kioto.
A principios del siglo X
m
ésta y el efecto de isla urbana también ha influido en el aumento observado. Los últimos años del
siglo XX se caracterizaron por poseer temperaturas medias que son siempre las más altas del siglo.
La cantidad de dióxido de carbono ha aumentado desde 295 ppm anterior a la época industrial,
u
de quema de combustibles fósiles. Varios procesos naturales parecen actuar como moderadores, por
ejemplo el océano actúa como reserva, donde el dióxido de carbono se disuelve como tal y como
carbonatos y bicarbonatos. Un aumento del dióxido de carbono en el aire, actúa como estimulante
del crecimiento vegetal, de esta manera se fija más de este gas. El calentamiento de la Tierra, además
de descongelar las capas polares, puede causar un cambio en el sistema de circulación del aire,
cambiando patrones de lluvia. De esta manera, por ejemplo, el Medio-Oeste norteamericano (fuente
agrícola de Estados Unidos), podría transformarse en desierto, y las zonas de cultivo moverse hacia
áreas de Canadá.
28
Esquema ilustrativo de los principales factores que provocan los cambios climáticos de la Tierra. La actividad industrial y
las variaciones de la actividad solar se encuentran entre los más importantes.
29
ONSECUENCIAS
rá al clima global, es una tarea muy difícil. El aumento de
mperatura tendrá efectos expansivos. Efectos inciertos se agregan a otros inciertos. Por ejemplo,
eratura
uede causar un aumento dramático de muertes debido a eventos de temperaturas extremas; el
las consecuencias del cambio climático dependen de la escala, en
ste caso de la escala temporal, ya que hablamos de un cambio climático global. ¿Qué consecuencias
C
Poder predecir cómo esto afecta
te
los patrones de lluvia y viento, que han prevalecido por cientos y miles de años, de las que dependen
millones, podrían cambiar. El nivel del mar podría subir y amenazar islas y áreas costeras bajas. En
un mundo crecientemente sobrepoblado y bajo estrés, con suficientes problemas de antemano, estas
presiones causarán directamente mayor hambruna y otras catástrofes (UNEP/WMO, 1994).
Según la Organización Mundial de la Salud (WHO), aun un pequeño aumento de temp
p
esparcimiento de enfermedades tales como la malaria, dengue y cólera; sequías, falta de agua y
alimentos. La IPCC lo plantea así: "El cambio climático con certeza conllevará una significativa
pérdida de vidas" (Dunn, 1997).
Como todo fenómeno geográfico
e
tiene el cambio climático para el planeta? Es evidente que ninguna. El planeta existirá incluso sin
atmósfera. Para él el cambio climático es irrelevante. ¿Qué consecuencias tiene el cambio climático
para la vida? Es evidente que ninguna. La vida comenzó con otra atmósfera en la Tierra, ha sobre
vivido a todos los cambios de clima que en la Tierra han sido, adaptándose sin problemas. ¿Qué
consecuencias tiene el cambio climático para el ecosistema mundial actual? Aquí empezamos a
encontrar interacciones de importancia entre el clima y las especies naturales. Si al final el cambio de
clima no se produce la distribución de las especies no variará, pero se tenderán a fortalecer las
especies secundarias de cada biocenosis que estén más adaptadas a las condiciones extremas. Si el
cambio de clima se produce esto significará una rápida redistribución de las especies naturales,
comenzando por las más oportunistas y las más amoldables. Habrá un importante estrés climático,
pero al final se habrá de alcanzar un nuevo sistema de equilibrio en el que quizá desaparezcan ciertas
especies, pero en el que se favorecerán otras. ¿Qué consecuencias tiene el cambio climático para el ser
humano? La capacidad de adaptación del ser humano al medio está sobradamente demostrada.
Incluso ha conseguido sobrevivir, hasta cierto punto, independientemente del clima. Sin lugar a
30
i las previsiones no se cumplen tenemos una crisis económica, que puede afectar a una sola empresa
s de inversiones se han de producir en la agricultura. He puesto este
dudas el ser humano se adaptaría a las nuevas condiciones del clima y sobreviviría, como ya lo hizo la
especie al «atravesar» la última glaciación. ¿Qué consecuencias tiene el cambio climático para nuestra
civilización? Si cierto es que no hay duda de que el ser humano sobrevivirá a un cambio de clima
también es cierto que esto implicaría una nueva relación con el medio, con lo cual las claves de
nuestra civilización deberán de cambiar. Sospechamos, con cierta seguridad, que ha habido en la
historia civilizaciones que han desaparecido, o cambiado tan radicalmente que no son reconocibles,
debido a los cambios climáticos que a lo largo de la historia ha habido. No será de extrañar que la
civilización occidental sufra cambios similares, por ejemplo buscando formas de aprovechamiento de
la energía más eficaces. ¿Qué consecuencias tiene el cambio climático para el sistema económico
actual? En este sentido los cambios en el clima, aunque sean pequeños, han de ser catastróficos.
Debemos tener en cuenta que nuestra economía depende mucho de las previsiones de futuro. Se
invierte en función de los beneficios que se confía tener.
S
o a toda la economía. Estas previsiones se hacen confiando en que las características externas a la
empresa se mantienen: políticas, legales, geográficas y etc. Si alguna de estas características falla, el
proyecto suele fracasar. Entre estas características se encuentra el clima; que debe de ser regular; lo
más cercano a los valores medios históricos que se han venido recogiendo. Así, un empresario
agrícola siembra un determinado cultivo porque confía en que la tierra es buena, tiene los medios de
cultivo y el clima, normalmente, es favorable. Si ese año hay una sequía la inversión se pierde. Y
fíjense que he dicho la inversión y no la cosecha, ya que debido a un mercado mundial y diversificado
una mala cosecha en un punto no implica subalimentación en nuestro mundo moderno.
En realidad no sólo las pérdida
ejemplo porque es el más obvio y porque los márgenes de los cultivos suelen ser muy estrechos; pero
también puede haber pérdidas en la inversión en el turismo, si el cambio del clima hace que la región
deje de ser un destino favorable, en las redes de comunicaciones, si se ven afectadas por los valores
extremos del tiempo, o en la industria, si por un cambio climático pierden los recursos del factor
tierra. Lo peor podría ser, de seguir subiendo rápidamente el nivel del mar, que las ciudades costeras,
con toda la inversión que hay allí acumulada, quedasen inundadas. Así pues, donde más
radicalmente incidirían los cambios en el clima serían en nuestro sistema económico capitalista.
31
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
CRISIS ENERGÉTICA
“La llegada del pico del petróleo provocaría una escasez de dicho recurso. Pero esta escasez sería diferente a
todas las sucedidas en el pasado ya que sus causas serían muy distintas. Los anteriores períodos de escasez
tuvieron más que ver con razones políticas que con problemas reales en la extracción de los recursos. Esta vez,
en cambio, el motivo fundamental será la falta de crudo suficiente para abastecer a toda la demanda. Los
efectos y la gravedad de dicha escasez dependerán de lo rápido que decrezca la producción y de si se
adoptaron medidas preventivas para adaptar la sociedad al uso de energías alternativas. Pero puede que
esas alternativas ni siquiera lleguen a tiempo.
En ese caso todos los productos y servicios que requieran el uso de petróleo escasearán disminuyendo el nivel de
vida de todos los países. Los escenarios futuros van desde un más que probable colapso de la sociedad
industrializada hasta los que afirman, no sin cierta fe en ello, que la economía de mercado o las nuevas
tecnologías resolverán el problema.”
Cuando se comenzó a publicar la preocupación por la escasez de recursos, se generaron muchas
controversias que sólo culminaron en análisis sobre tarifas e inversiones, que ocultaron la verdadera
dimensión de la crisis energética que se avecina. La problemática fue simplificada a cuestiones de
mercado, inversiones y tecnología, o exagerada al punto de llegar a guerras, por la potestad de países
que contienen las últimas grandes reservas petrolíferas. Pareciera ser que los expertos, economistas, e
incluso presidentes, desconocen o ignoran las leyes de la naturaleza y de nuestra gran dependencia de
los recursos naturales. Esta manera de ver el desarrollo mundial, quizás concuerde con el modelo
económico capitalista. Pero lamentablemente, nuestros recursos tienen otro reloj, otra evolución, que
no comulgan con el capitalismo, sistema que se sustenta en un crecimiento ilimitado. Sino más bien
conciliar este modelo, con la finitud de los recursos naturales, que es una problemática todavía sin
respuesta.
Por ello necesitamos encontrar una estrategia de salida de la era de los combustibles fósiles, para asegurar el
futuro de la civilización.
32
CAMBIO CLIMÁTICO
El cambio climático es la mayor amenaza medioambiental a la que se enfrenta la humanidad. Lo
que se debe lograr es un modelo energético sostenible, y apostar por una revolución energética
capaz de reducir las emisiones de CO2 para evitar un cambio climático peligroso y en el que la
opción nuclear esté definitivamente descartada.
Para ello es fundamental un cambio en la forma de producir y usar la energía que es la mayor fuente
de emisiones de CO2. La sustitución de formas de obtención de energía sucias por otras sostenibles
necesita la paralización de los nuevos proyectos de centrales térmicas por su carácter de fábricas de
cambio climático, el cierre progresivo de las centrales nucleares y el apoyo a la generación de
electricidad con fuentes renovables: eliminando las barreras que existen para su crecimiento a gran
escala y contando con el papel que los ciudadanos pueden jugar para transformar el sistema
energético.
POSIBLES SOLUCIONES
El modelo de desarrollo actual, tiene futuro sólo si nos convencen que todo este proceso es
irreversible. Existe una total desinformación en la mayoría de la población mundial acerca de esta
problemática.
Para frenar un problema mundial, también es necesaria la formación, divulgación y apoyo (en este
caso), a todo lo relacionado con el desarrollo sostenible, un paso lógico para no hacer desaparecer
nuestro capital natural, ni nuestras fuentes de energía no renovables, utilizándolas para la fabricación
de productos especiales y de gran valor (no quemándolos para hacer mover un vehículo). Es cierto,
ante un problema a nivel mundial, no alcanza con plantear soluciones específicas que estén
orientadas a un solo aspecto, porque como hemos mencionado antes, la crisis abarca numerosos
ámbitos. Pero podemos tomar el problema de raíz, y encontrar posibles soluciones realistas con una
mirada estratégica. No podemos sustituir completamente las energías convencionales por las
renovables. Pero sí, se puede reducir progresivamente la dependencia excesiva de combustibles
33
fósiles. La utilización de energías renovables, es un proceso que no lo va a comenzar el estado, ya que
sólo lo puede llegar a fomentar.
ROL DEL CIUDADANO
Nuestro rol como ciudadanos responsables y preocupados por el futuro de nuestros hijos y nietos, es
empezar a poner en práctica principios de sustentabilidad para la vida cotidiana, como por ejemplo la
“Permacultura”. Éste es un sistema de diseño orientado a la creación de entornos humanos (tanto en
el campo como en la ciudad), ecológicamente sostenibles y económicamente viables, que provean las
necesidades de sus ocupantes, que no contaminen y que sean perdurables a largo plazo.
La permacultura ya fue implementada en Argentina en la Ecovilla Gaia, ubicada a cien kilómetros
de Buenos Aires. Allí utilizan cocinas solares, colectores solares para calentar agua, energía eólica
para la electricidad, entre otras energías alternativas.
Tal vez, para las generaciones actuales, resulta difícil cambiar hábitos adquiridos, pero podemos
hacer que hijos, nietos y hermanos, queden libres de esas ataduras, proporcionándoles la educación
necesaria para romper con ellas.
EL PAPEL DEL ESTADO
Otra salida necesaria, es recuperar el manejo de los recursos energéticos por parte del estado, y
garantizar el acceso digno y equitativo de toda la población a estos recursos. Esta medida requiere
una reestructuración del modelo energético actual, para adecuarlo a un nuevo modelo
socioeconómico, cuyos requerimientos sean:
- La explotación de los recursos renovables
- Un empleo balanceado y racional de los combustibles fósiles
- La aplicación de estrictas normas de preservación ambiental
- Igualdad de acceso a los beneficios energéticos para toda la población
- Proveer una sólida estructura financiera al sector, basada en los beneficios generados por el
- mismo.
34
- Asegurar la participación de los trabajadores, usuarios y habitantes, en la información y
- gestión de cada área.
Llegará el momento en que cada Nación pondrá el sector energético al alcance de todos los
ciudadanos, pero habrá que afectar los intereses de quienes poseen el poder económico. Es cierto, es
tarea de nuestros gobernantes, pero debemos mantener claras nuestras ideas y firme nuestra lucha
para obtener este objetivo.
ENERGÍAS RENOVABLES UNA ALTERNATIVA ALENTADORA
Con el nombre de energías renovables o alternativas se conocen una serie de fuentes energéticas
diversas tales como el aprovechamiento directo de la radiación solar, el viento, biomasa etc, que
tienen unas características comunes . Son recursos que se encuentran muy bien distribuidos por todo
el planeta, lo que garantiza el suministro autóctono. Las tecnologías de conversión son generalmente
modulares y con cortos periodos de construcción, lo que permite un modelo de suministro energético
basado en la demanda.
Los procesos tecnológicos asociados a su aprovechamiento son relativamente sencillos, lo que
proporciona su accesibilidad.
Tiene un reducido impacto ambiental.
Generalmente requieren grandes inversiones iniciales pero tienen bajo coste de operación.
Esto es un inconveniente para su uso generalizado, pero tiene la ventaja de eliminar las
incertidumbres sobre la viabilidad de los precios energéticos.
Son por tanto un elemento clave para evitar tres de los grandes problemas del actual sistema
energético:
Contaminación ambiental.
Agotamiento de recursos.
Modelos de desarrollo muy centralizado.
Especialmente las tres primeras características las convierte además en una posibilidad importante
para el desarrollo regional y generación de empleo, incluso en piases y regiones sin gran nivel
tecnológico.
2
EL SOL
GENERALIDADES
El sol es una fuente de energía prácticamente ilimitada que nos suministra millones de kilovatios,
que lo utiliza la naturaleza humana para vivir. Esta energía es limpia y no requiere de transporte.
El aprovechamiento de la energía solar en nuestros días está dirigida básicamente en la conversión
fototérmica (calefacción y enfriamiento de edificios, calentamiento de agua para consumo doméstico
y piscinas), conversión fotovoltaica (electricidad para iluminación, bombeo de agua, señalización), y
eólica.
El Sol es el cuerpo mayor del Sistema Solar, con una masa de
equivalente al 98% de la masa de todo el Sistema Solar. Sus
dimensiones son tales que en su interior cabrían más de un
millón de planetas Tierra. Se encuentra a tan sólo 150
millones de kilómetros de la Tierra, empleando la luz un
tiempo de 8 minutos en recorrer dicha distancia. Sin embargo,
dicha luz emplea más de un millón de años en recorrer la
distancia del núcleo, donde se ha originado, hasta la
superficie.
El Sol es una bola enorme de gas muy caliente, que se encuentra en un estado, ni líquido ni gaseoso,
denominado plasma. Por ello, es una estrella de tercera generación, ya que cuando una estrella
35
36
termina de fusionar su hidrógeno, si posee una masa elevada, empieza a fusionar helio, y continúa
con elementos más pesados hasta llegar al hierro.
El Sol es una estrella mediana, clasificada como enana amarilla por ser algo mayor a las enanas rojas,
predominantes en nuestra galaxia, la Vía Láctea. Está situada en el brazo de Orión de ésta, que gira
alrededor del centro galáctico junto con otros cien mil millones de estrellas.
El Sol está sometido, junto con el grupo local de estrellas próximas, a un movimiento de traslación
alrededor del centro de la galaxia, a una velocidad de 216 km/segundo, velocidad que exige 230
millones de años para una órbita completa. La distancia mínima (en el perihelio) se alcanza
alrededor del 15 de Enero, en tanto que la máxima (en el afelio) se alcanza a fines de Junio.
Esta discrepancia de distancias que existe entre el sol y la tierra es del orden del 1/60 lo que indica
que la tierra sigue prácticamente una órbita circular.
CARACTERÍSTICAS
El sol es una inmensa fuente de energía inagotable con un diámetro de 1.39x109m situado a la
distancia media de 1.5x1011m respecto de la Tierra, esta distancia se llama unidad astronómica (UA).
Los datos más interesantes acerca del Sol son los siguientes:
- El Sol = Estrella = Horno Nuclear.
- Su diámetro es 1.400.000 km.
- Su Masa es 300.000 veces la masa de la tierra.
- Su temperatura superficial es de 5.600ºK
- Su vida estimada es de 5.000 millones de años.
- La distancia Tierra - Sol es de 150 millones de km.
- La luz solar tarda 8 minutos en llegar a la tierra.
- El Sol genera su energía mediante reacciones nucleares de fusión que se llevan a cabo en su núcleo.
37
La generación de energía proviene de la pérdida de masa del Sol, que se convierte en energía de
acuerdo con la famosa ecuación de Einstein, E=m·c2, donde "E" es la cantidad de energía liberada
cuando desaparece la masa "m"; "c" es la velocidad de la luz.
El Sol en Números
Masa (kg) 1,989x1030
Masa (Tierra = 1) 332.830
Radio ecuatorial (km) 695.000
Radio ecuatorial (Tierra = 1) 108,97
Gravedad en su superficie (Tierra=1) 28
Densidad 1,41
Período Rotacional (días) 25-36
Energía radiada por su superficie (kw/m2) 63.000
Energía emitida por segundo
Ergios
Kilovatios
3,827x1033
3,96x1023
Temperatura media en la superficie 5.800°K
Edad (miles de millones de años) 4,5
Su flujo radiante es de 3,8x1026W equivalente a una densidad de 62,5MW por cada metro cuadrado
de superficie solar. De toda ella solo una pequeña parte, 1,37KW por metro cuadrado
aproximadamente, llega a la superficie de la tierra como consecuencia de la distancia que los separa.
La radiación que llega varía de forma aleatoria debido a muy diversos efectos que provoca sobre ella
la atmósfera terrestre.
Una gran parte es absorbida y dispersa por los propios agentes variables que allí se encuentran, tales
como la polución y la nubosidad. La densidad del Sol es menor a la terrestre, aunque su masa es
38
3.344 veces superior, lo que supone una fuerza de la gravedad 28 veces más elevada, es decir, una
persona que en la Tierra pesase 80 kg en la superficie del Sol tendría 2.240 kg.
ESTRUCTURA Y COMPOSICIÓN DEL SOL
La estructura del sol es enormemente compleja y se estima que su temperatura en el interior (núcleo
central) varía entre 8 y 40 millones de grados Kelvin (12 a 21 millones de ºC), posee una densidad de
80 y 100 veces la densidad del agua, y se genera en el interior cerca del 90% de la energía total, con
una masa aproximada del 40% de la masa total del sol, comprendida entre 0 y 0,23 R, siendo R el
radio solar. A una distancia radial a partir del centro, igual a 0,7 R la temperatura disminuye hasta
unos 130 000 grados Kelvin.
La región comprendida entre 0,7 R y 1,0 R se denomina zona convectiva, esta zona convectiva es
envuelta por una capa bien definida de aproximadamente 300 km de espesor conocida como la
Fotósfera, donde la temperatura desciende hasta 5000 grados Kelvin y es en donde se origina la
mayor parte de la radiación solar que recibimos en la tierra.
Más allá de la Fotósfera se encuentra una atmósfera solar más o menos transparente que puede
observarse durante los eclipses del Sol. En esta región hay una capa de gases más fríos que
constituye la denominada capa inversora, y luego la Cromósfera, de 10 000 km de espesor. La
Cromósfera se encuentra a una temperatura mayor y tiene una densidad menor que los de la
Fotósfera. Envolviendo a todos está la corona, de bajísima densidad y alta temperatura
aproximadamente 5800 a 5900 ºC, su espesor es del orden de un millón de km.
DETALLE DE LA ESTRUCTURA SOLAR
Desde la Tierra sólo vemos la capa exterior. Se llama fotosfera y tiene una temperatura de unos
6.000 ºC, con zonas más frías (4.000 ºC) que llamamos manchas solares. El Sol es una bola que
puede dividirse en capas concéntricas.
El núcleo, contiene un 40% de la masa del Sol, menos del 2% del volumen total, ocupa un cuarto del
radio solar y genera el 90% de su energía, en un proceso de fusión termonuclear en el cual el hidrógeno
se transforma en helio. El hidrógeno contenido en el núcleo del Sol se encuentra ionizado como
protones, los cuales se fusionan formando núcleos atómicos de helio, liberando energía en el proceso. Su
temperatura se estima en 15 millones de grados Kelvin (°K) y su densidad de 150 gm/cm3.
La zona radiativa, circunda al núcleo; contiene un gas tan denso, que los fotones o radiación
electromagnética provenientes del núcleo duran cientos de miles de años atravesando esta zona para
poder llegar a la superficie del Sol. La energía generada en el núcleo se difunde a través de la zona
radiativa por absorción y emisión atómica. Las temperaturas en esta región alcanzan los 130.000 °K.
Esta zona está localizada una distancia entre 160.000 km y 485.000 km del centro solar.
Zona convectiva, es una región con mucha agitación donde circula el plasma y los gases ascienden
muy calientes, se enfrían y descienden. Esta circulación es el principal mecanismo de transferencia de
energía a la superficie solar. Estos procesos convectivos son observados en la superficie del Sol como
pequeños gránulos y supergránulos en forma de celdas de 3.000 km de radio.
39
La Fotosfera, es la superficie visible del Sol; rodea la zona convectiva; posee un espesor de
aproximadamente 300 Km, es gaseosa y de baja densidad (10-8 g/cm3). Sus gases están fuertemente
ionizados y con la capacidad de absorber y emitir radiación. La mayor parte de la radiación solar que
nos llega proviene de esta capa, su temperatura es cercana a los 5.800 °K. En esta zona se observan
áreas oscuras llamadas manchas solares las cuales son las partes más frías de la superficie con
temperaturas de 3.800°K. Su tamaño es similar al de un planeta; allí se presentan intensos rizos
magnéticos.
La Cromosfera, que está justo sobre la fotosfera, es una fina región de gas que se observa con un
color rojizo-anaranjado, de unos 10.000 Km de espesor. Es esen cialmente transparente a la
radiación emitida desde la fotosfera.
La Corona, es la tenue atmósfera exterior compuesta de un halo, el cual, sólo se ve durante los
eclipses totales de sol.
El sol es muy estable, gracias a ello la temperatura en la Tierra es relativamente constante, condición
que permanecerá inalterable por mucho tiempo respecto a la escala de la vida humana. Ha cambiado
muy poco en los últimos tres mil millones de años y se estima no cambiará mucho en los próximos tres
mil millones. Por esta razón se considera que su radiación es una fuente inagotable de energía.
40
41
Tabla 1. Composición del Sol
Componentes químicos principales
Hidrógeno
Helio
Oxígeno
Carbono
Nitrógeno
Neón
Hierro
Silicio
Magnesio
Azufre
Otros
Porcentaje*
92,1%
7,8%
0,061%
0,030%
0,0084%
0,0076%
0,0037%
0,0031%
0,0024%
0,0015%
0,0015%
* Porcentaje en función del número de átomos.
FLUJOS SOLARES
Para efecto de utilización de la energía solar, el Sol puede considerarse de manera simplificada como
un cuerpo negro a una temperatura de 5.762°K. A esta temperatura el Sol emite energía que se
propaga por el espacio a la velocidad de la luz y recorriendo la distancia media Sol-Tierra en 8
minutos 18 segundos; esta notable lentitud del flujo de energía es de gran importancia para la vida en
el planeta Tierra, pues asegura un suministro estable de energía, minimizando cualquier variación
que pudiera ocurrir en el centro solar. La energía solar que ingresa a la Tierra representa su principal
fuente energética; el Sol proporciona el 99,7% de la energía usada para todos los procesos naturales.
La energía solar se crea en el interior del Sol, donde la temperatura llega a los 15 millones °K, con
una presión altísima, que provoca reacciones nucleares. Se liberan protones (núcleos de hidrógeno),
que se funden en grupos de cuatro protones para formar partículas alfa (núcleos de helio). Cada
partícula alfa pesa menos que los cuatro protones juntos. La diferencia se expulsa hacia la superficie
del Sol en forma de energía. En este proceso, cada segundo, una masa aproximada de 4,4 millones
42
de toneladas irradia 3,96x1023kilovatios. Un gramo de materia solar libera tanta energía como la
combustión de 2,5 millones de litros de gasolina.
La radiación electromagnética proveniente del Sol se propaga radialmente en el espacio vacío y su
intensidad disminuye con el cuadrado de la distancia. Debido a que la densidad de partí cu las en el
espacio es muy pequeña (10-8 Kg/m3), la radiación solar prácticamente no interactúa con la materia
en su recorrido hasta la capa exterior de la Tierra.
La energía transmitida por las ondas electromagnéticas no fluye en forma continua sino en forma de
pequeños paquetes de energía. A estos conjuntos discretos de energía se les denominan fotones. La
cantidad de energía de los fotones es menor o mayor según la longitud de la onda electromagnética.
La energía de los fotones de las ondas largas, como las de radio y televisión es muy pequeña. En
cambio, la energía de los fotones de las ondas muy cortas, como los rayos X es grande.
En la parte superior de la atmósfera terrestre, sobre una superficie perpendicular a la radiación, se
presenta una potencia promedio de 1.367 w/m2, cantidad denominada Constante Solar.
CICLO SOLAR
La energía producida por el Sol no se emite uniformemente a través de su superficie sino que sufre
variaciones, con épocas de emisión máxima y otras de mínima, con un período aproximado de 11 años. Este
período se conoce como el Ciclo Solar.
En la fotosfera (capa exterior del sol que se ve), se forman las manchas solares (Ver figura 4), que son
regiones de la superficie solar representadas por zonas oscuras, frías, extremadamente
magnetizadas y efímeras (una mancha solar sólo dura unos pocos días o semanas antes
de desaparecer. Tan pronto como una de ellas desaparece, otra emerge y toma su lugar), cuyo
diámetro puede superar los 130.000 Km y con temperaturas del orden de los 3.800 a 4.000 °K. En
las manchas solares las líneas de los potentes campos magnéticos del sol emergen de la fotosfera y
forman en el exterior extensos bucles magnéticos locales. Estas erupciones se deben a que la parte
ecuatorial de la superficie solar gira más rápido que en las otras latitudes. Los potentes campos
magnéticos presentes en las manchas inhiben el flujo local de calor procedente de las capas
inferiores, de forma que son unos 1.500 °K más frías (Smoluchowski, 1986) y por tanto más oscuras
que el resto de la superficie visible. El número de manchas solares en el sol no es constante y cambia
en el período de 11 años en promedio (Ver figura 5), estando la actividad solar directamente
relacionada con este ciclo.
Figura 4. Manchas solares. (Fuente: http://www.solarviews.com/span/sun.htm#intro).
Los extremos del ciclo son el mínimo solar y el máximo solar. El ciclo solar no es exactamente de 11
años. Su longitud, medida desde el mínimo hasta el máximo, varía: el más corto puede ser de 9 años,
y el más largo de 14.
En el máximo, el Sol se encuentra salpicado con manchas, llamaradas, y arroja miles de millones de
toneladas de nubes y gas electrificado hacia la Tierra. Es un buen momento para observar las auroras.
Fluctuaciones en la potencia eléctrica, satélites inutilizados, defectos en el funcionamiento de los
dispositivos de los GPS, son ejemplos de lo que puede pasar durante el máximo de actividad solar.
El mínimo solar es diferente. Las manchas solares son pocas, a veces, pueden pasar días o semanas
sin una mancha. Las llamaradas solares disminuyen. Cuando desaparecen las manchas solares, se
produce un rompimiento de las líneas magnéticas que generan el desprendimiento local y explosivo
de enormes cantidades de energía que transporta calor y gases de hidrogeno, eléctricamente cargados
y luminosos.
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El número de manchas solares es el mejor indicador conocido de la actividad solar y sirve para
predecir, con años de anticipación, cuando aparecerán los próximos picos y valles. El último máximo
del ciclo solar fue a finales del 2000 (Ver figura 6). De este modo y según el Centro Marshall de
Vuelos Espaciales de la NASA, el próximo mínimo solar aparecerá a finales del 2006. La actividad
solar se intensifica rápidamente después del mínimo solar y de acuerdo a los últimos ciclos, el
máximo solar ha seguido al mínimo solar después de 4 años, por lo que el próximo máximo (ciclo de
manchas solares número 23) se presentará en el 2010.
44
Figura 6. Predicción del número de manchas solares según el Centro Marshall de Vuelos Espaciales de la NASA
La relación entre el clima y la actividad solar es fuerte y la variabilidad solar es tomada como la
principal y única fuente natural de la variabilidad del clima de la Tierra (Charvatova et al, 1995). Se
han efectuado relaciones entre el ciclo de once años de las manchas solares con el clima y parece
existir una respuesta en el comportamiento de algunos parámetros climáticos, como la cantidad de
ozono estratosférico y la temperatura de la Tierra y su atmósfera. Algunas medidas y modelos
indican que el ciclo solar es responsable de la variación máxima de la temperatura estratosférica,
aproximadamente entre 2 y 3 °K en la estratopausa, y de una variación del orden del 5% del ozono en
la alta estratosfera, a 43 km de altitud (Chandra et al., 1994). Actualmente el Sol se estudia desde
satélites, como el Observatorio Heliosférico y Solar (SOHO), dotados de instrumentos que
permiten apreciar aspectos que, hasta ahora, no se habían podido estudiar. Además de la observación
con telescopios convencionales, se utilizan: el coronógrafo, que analiza la corona solar; el telescopio
ultravioleta extremo, capaz de detectar el campo magnético, y los radiotelescopios, que detectan
diversos tipos de radiación que resultan imperceptibles para el ojo humano.
DISTANCIA TIERRA - SOL
La Tierra en su movimiento alrededor del sol describe una órbita elíptica, algo desproporcionada,
con uno de sus extremos un poco más cerca del Sol que el otro y en la cual la distancia promedio
Tierra - Sol es de aproximadamente 149,46 x 106 Km, valor llamado Unidad Astronómica (U.A.).
La excentricidad de la órbita de la Tierra es del 1,7%. La órbita de la Tierra se puede describir en
coordenadas polares mediante la siguiente expresión:
UA (1-e2)
R = ----------------------
(1+ e cosa)
Donde:
R = distancia Tierra-Sol
UA = Unidad Astronómica
e = excentricidad de la órbita terrestre (e = 0,01673)
a = posición angular de la Tierra en la órbita, la cual se obtiene mediante la siguiente expresión:
2p (nd – 1)
a = --------------------------
365
nd = número del día del año
Figura 7. Movimiento de la tierra alrededor del sol. (Fuente: Atlas solar. IDEAM, 2004).
En la figura 7, se muestra la posición angular (a) de la Tierra en la órbita. Cuando a = 0° la Tierra se
encuentra más cerca del Sol (Perihelio), esto ocurre en enero y la distancia Tierra-Sol es de R = UA
45
(1-e) = 0,983UA = 147,5 millones de km. En julio, cuando a = 180°, la Tierra se encuentra en la
posición más alejada del Sol (Afelio), con una distancia Tierra-Sol de R = UA (1+e) = 1,017UA =
152,6 millones de km.
Un Sol distante significa menos radiación solar para nuestro planeta. Promediado sobre el globo, la
radiación del Sol sobre la Tierra durante el afelio es aproximadamente un 7% menos intensa de lo
que es durante el perihelio. Cuando se analiza el movimiento de rotación y translación de la Tierra se
encuentra que su eje de rotación, con respecto al plano de translación alrededor del sol, tiene una
inclinación de aproximadamente 23,45°. Los patrones climáticos de las estaciones se originan
principalmente por la inclinación del eje de rotación. El ángulo formado entre el plano ecuatorial
de la Tierra y la línea Tierra-Sol se denomina declinación solar (δ), como se aprecia en la figura 8.
El signo de la declinación es positivo (+) cuando el sol incide perpendicularmente sobre algún lugar
en el hemisferio norte, y negativo (-) cuando incide perpendicularmente sobre algún lugar en el
hemisferio sur.
Debido al movimiento de la Tierra alrededor del Sol, el valor de este ángulo varía durante el año. Su valor
varía entre -23,45°, cuando el Sol se encuentra en la parte más baja del hemisferio sur en el Solsticio (del latín:
parada prolongada del Sol) de invierno (22 de diciembre) y +23,45° cuando se halla en la parte más alta del
hemisferio norte, en el Solsticio de verano (21 de junio), siendo el día más largo del año. Dos veces durante el
año toma valor cero, cuando el sol pasa sobre el Ecuador terrestre, durante los equinoccios (de otoño el 23 de
septiembre, y el de primavera el 21 de marzo). En el equinoccio (del latín: noche igual) la noche y el día
tienen la misma duración en todos los lugares de la Tierra.
Figura 8. Declinación solar. (Fuente: Atlas solar. IDEAM, 2004).
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47
ENERGÍA SOLAR
La energía irradiada en todas direcciones es de 3,7 x1033 ergios cada segundo o lo que es igual a un
potencia de 3,7x1023 kW (que equivale a cerca de 8000 W/cm2). Esta extraordinaria energía proviene
de las reacciones de fusión nuclear que se crea en el interior del Sol, donde la temperatura llega a los
15 millones de grados, con una presión altísima, según los cuales el hidrógeno se va transformando
progresivamente en Helio, (se liberan protones (núcleos de hidrógeno), que se funden en grupos de
cuatro para formar partículas alfa (núcleos de helio), dando como resultado una aniquilación de masa
del 0,7%, que se convierte en energía. Realizando una equivalencia entre masa y energía, se obtiene
que el Sol pierde masa a razón de 4,3 millones de toneladas cada segundo. Según esto para que se
consuma el 10% solamente de Hidrógeno contenido en el Sol han de transcurrir 6000 millones de
años.
La energía generada en el centro del Sol tarda un millón de años para alcanzar la superficie solar.
Cada segundo se convierten 700 millones de toneladas de hidrógeno en cenizas de helio. En el
proceso se liberan 5 millones de toneladas de energía pura; por lo cual, el Sol cada vez se vuelve más
ligero. El Sol también absorbe materia. Es tan grande y tiene tal fueza que a menudo atrae a los
asteroides y cometas que pasan cerca. Naturalmente, cuando caen al Sol, se desintegran y pasan a
formar parte de la estrella.
FUSIÓN NUCLEAR
En física y química, la fusión nuclear es el proceso mediante el cual dos núcleos atómicos se unen
para formar uno de mayor masa atómica. La fusión nuclear se basa en la energía que se libera de la
unión entre los átomos. Concretamente en la fusión intervienen dos isótopos del hidrógeno: el tritio
y el deuterio. Se utilizan estos isótopos porquepara que se produzca la fusión de los átomos -su
unión- es necesario que sus núcleos tengan la mínima fuerza de repulsión, y esto se logra
precisamente con los átomos más ligeros, los de hidrógeno, que sólo tienen un protón en su núcleo.
No debe confundirse con el accidente de las centrales nucleares denominado "fusión del núcleo", que
hace referencia a la parte más "interna" (núcleo) del reactor nuclear cuando ésta se funde como
resultado de la falta de un adecuado control y refrigeración.
El nuevo núcleo tiene una masa inferior a la suma de las masas de los dos núcleos que se han
fusionado para formarlo. Esta diferencia de masa es liberada en forma de energía. La energía que se
libera varía en función de los núcleos que se unen y del producto de la reacción. La cantidad de
energía liberada corresponde a la fórmula E = mc², donde m es la diferencia de masa observada en el
sistema entre antes y después de la fusión y "c" es la velocidad de la luz (299 792 458 m/s).
Los núcleos atómicos tienden a repelerse debido a que están cargados positivamente, de forma que
cuanto más cerca estén más intensa es la fuerza repulsiva. Pero también ocurre otro proceso:
existen fuerzas nucleares atractivas que son extremadamente intensas a distancias muy pequeñas.
Esto hace que la fusión solo pueda darse en condiciones de temperatura y presión muy elevadas que
permitan compensar la fuerza de repulsión. La temperatura elevada hace que aumente la agitación
térmica de los núcleos y esto los puede llevar a fusionarse, debido al efecto túnel. Para que esto
ocurra son necesarias temperaturas del orden de millones de kelvins. El mismo efecto se puede
producir si la presión sobre los núcleos es muy grande, obligándolos a estar muy próximos. Con este
calor se crea un nuevo estado de la materia, el plasma, en el que se da un absoluto desorden de iones
y electrones.
Una vez acabada la reacción de fusión nos encontraremos con una esfera expandida con una
temperatura de millones de grados en la que pululan los productos de la fusión (litio e isótopos del
hidrógeno), tal es su velocidad que pueden fundirse unos con otros dando lugar a la reacción de
fusión. Esta reacción genera más energía que la anterior y libera gran cantidad de partículas
nucleares, pero no es una reacción en cadena, ya que el propio calor que genera hace que las
partículas se separen y se expandan en forma de una esfera de plasma con una temperatura que tan
48
sólo experimenta el universo de manera natural en muy raras ocasiones (en forma de supernova). De
esta forma cada gramo de Hidrogeno produce del orden de 173.000 Kilovatios/hora.
El doctor Henry Kendall, profesor del Instituto Tecnológico de Massachussetts (MIT), puso un
ejemplo muy gráfico:
"Supongamos que una pequeña concavidad hemisférica -a modo de cuenco- hecho en una tabla
horizontal es un núcleo, y que una bola de acero de un tamaño muchísimo menor es una partícula. Si
empujamos la bola por la tabla hacia el cuenco caerá rodando por uno de sus lados y subirá por el
opuesto, saliéndose del mismo. Por otra parte, si se suelta la bola dentro del cuenco en uno de sus
lados a medio camino del fondo, subirá hasta igual altura por el otro lado, volverá al punto de
partida, y si no existen influencias externas, seguirá oscilando eternamente.
Pues bien, el problema de la fusión consiste en introducir la bola de acero en el cuenco y lograr que
permanezca en su interior en lugar de salirse. Esto sólo lo podrá hacer cediendo energía de algún
modo. En la fusión se llama energía de enlace a la cantidad de energía que debe ceder la partícula
externa para quedar atrapada en el cuenco. Un buen ejemplo de esta pérdida de energía es la
producida por la fusión del deuterio y el tritio, dos isótopos del hidrógeno.
El núcleo del tritio contiene un protón y dos neutrones, y el del deuterio un protón y un neutrón,
dando un total de 5 partículas. En la fusión de esos isótopos, cuatro de las partículas -2 neutrones y 2
protones- se unen con gran fuerza, siendo capaces de expulsar violentamente al neutrón restante,
desprendiéndose así de la cantidad de energía necesaria. Esta es la energía que libera una reacción de
49
50
fusión. Cuando las anteriores 4 partículas han hecho esto pueden rodar por su cuenco sin que nada
les moleste, pero para lograr esto hay que comprimir fuertemente los núcleos. Sólo en ese momento
la fuerte interacción puede extender sus cortos pero potentes brazos en ese abrazo que desencadena
la energía explosiva de una bomba de hidrógeno".
RADIACIÓN SOLAR
Medir la radiación solar es importante para un amplio rango de aplicaciones, en el sector de la
agricultura, ingeniería, entre otros, destacándose el monitoreo del crecimiento de plantas, análisis de
la evaporación e irrigación, arquitectura y diseño de edificios, generación de electricidad, diseño y
uso de sistemas de calentamiento solar, implicaciones en la salud (ej. cáncer de piel), modelos de
predicción del tiempo y el clima, y muchas otras aplicaciones más. La radiación solar nos proporciona
efectos fisiológicos positivos tales como: estimular la síntesis de vitamina D, que previene el raquitismo y la
osteoporosis; favorecer la circulación sanguínea; actúa en el tratamiento de algunas dermatosis y en algunos
casos estimula la síntesis de los neurotransmisores cerebrales responsables del estado anímico.
La radiación solar es la energía emitida por el Sol, que se propaga en todas las direcciones a través
del espacio mediante ondas electromagnéticas. Esa energía es el motor que determina la dinámica de
los procesos atmosféricos y el clima. La energía procedente del sol es radiación electromagnética
proporcionada por las reacciones del hidrogeno en el núcleo del sol por fusión nuclear y emitida por
la superficie solar.
El sol emite energía en forma de radiación de onda corta. Después de pasar por la atmósfera, donde
sufre un proceso de debilitamiento por la difusión, reflexión en las nubes y de absorción por las
moléculas de gases (como el ozono y el vapor de agua) y por partículas en suspensión, la radiación
solar alcanza la superficie terrestre oceánica y continental que la refleja o la absorbe. La cantidad de
radiación absorbida por la superficie es devuelta en dirección al espacio exterior en forma de
radiación de onda larga, con lo cual se transmite calor a la atmósfera. La radiación es emitida sobre
un espectro de longitud de ondas, con una cantidad específica de energía para cada longitud de onda,
la cual puede ser calculada usando Ley de Planck:
El = a / [l5 {e(b/l T) - 1}] (1)
Donde, E
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51
52
Figura 2. Espectro de radiación solar fuera de la atmósfera de la Tierra (curva 1) y a nivel del mar para condiciones de
cielo despejado (curva 2).
DISTRIBUCIÓN ESPECTRAL DE LA RADIACIÓN SOLAR
La energía solar llega en forma de radiación electromagnética o luz. La radiación electromagnética,
son ondas producidas por la oscilación o la aceleración de una carga eléctrica. Las ondas
electromagnéticas no necesitan un medio material para propagarse, por lo que estas ondas pueden
atravesar el espacio interplanetario e interestelar y llegar a la Tierradesde el Sol y las estrellas. La
longitud de onda (l) y la frecuencia (m) de las ondas electromagnéticas, relacionadas mediante la
expresión lm = C (donde C es la velocidad de la luz), son importantes para determinar su energía, su
visibilidad, su poder de penetración y otras características. Independientemente de su frecuencia y
longitud de onda, todas las ondas electromagnéticas se desplazan en el vacío a una velocidad de C =
299.792 km/s. Los distintos colores de luz tienen en común el ser radiaciones electromagnéticas que
se desplazan con la misma velocidad.
Se diferencian en su frecuencia y longitud de onda. Dos rayos de luz con la misma longitud de onda
tienen la misma frecuencia y el mismo color. La longitud de onda de la luz es tan corta que suele
expresarse en nanómetros (nm), que equivalen a una milmillonésima de metro, o una millonésima de
milímetro.
La radiación electromagnética se puede ordenar en un espectro en diferentes longitudes de onda,
como se muestra en la figura 3, que se extiende desde longitudes de onda corta de billonésimas de
metro (frecuencias muy altas), como los rayos gama, hasta longitudes de onda larga de muchos
kilómetros (frecuencias muy bajas) como las ondas de radio. El espectro electromagnético no tiene
definidos límites superior ni inferior y la energía de una fracción diminuta de radiación, llamada
fotón, es inversamente proporcional a su longitud de onda, entonces a menor longitud de onda
mayor contenido energético. El Sol emite energía en forma de radiación de onda corta, principalmente en
la banda del ultravioleta, visible y cercano al infrarrojo, con longitudes de onda entre 0,2 y 3,0 micrómetros
(200 a 3.000 nanómetros):
Figura 3. Espectro electromagnético de la radiación solar. (Fuente: IDEAM).
La Región Visible: de (400 nm < λ < 700 nm) corresponde a la radiación que puede percibir la
sensibilidad del ojo humano e incluye los colores: violeta (0,42 mm ó 420 nm), azul (0,48 mm),
verde (0,52mm), amarillo (0,57 mm), naranja (0,60 mm) y rojo (0,70 mm). La luz de color violeta es
más energética que la luz de color rojo, porque tiene una longitud de onda más pequeña. La
radiación con las longitudes de onda más corta que la correspondiente a la luz de color de violeta es
denominada radiación ultravioleta.
La región del ultravioleta entre los 100 y los 400 nanómetros.
La región del infrarrojo entre los 700 y los 3000 nanómetros.
A cada región le corresponde una fracción de la energía total incidente en la parte superior de la
atmósfera distribuida así: 7% al ultravioleta; 47,3% al visible y 45,7% al infrarrojo. Las ondas en el
intervalo de 0,25 μm a 4,0 μm se denominan espectro de onda corta, para muchos propósitos como en
aplicaciones de celdas solares y en el proceso de la fotosíntesis.
53
LEYES DE RADIACIÓN
Para entender mejor cómo la energía radiante del Sol interactúa con la atmósfera de la tierra y su
superficie, se deben conocer las leyes básicas de radiación, que son las siguientes:
1. Todos los objetos con temperatura mayor a 0°K emiten energía radiante, por ejemplo: el
Sol, la Tierra, la atmósfera, las personas, etc.
2. Los objetos con mayor temperatura radian más energía total por unidad de área que los
objetos más fríos (ver figura 4). Por ejemplo, el Sol con una temperatura media de 5.800°K
en su superficie emite aproximadamente 64 millones W/m2, 165.000 veces más energía
que la Tierra (la cual emite cerca de 390 W/m2) con una temperatura media en superficie de
288°K= 15ºC, cifra obtenida al utilizar la ley de Stefan-Boltzmann relacionando estas
temperaturas (5.800/288) elevadas a la cuarta potencia.
3. Los cuerpos con mayor temperatura emiten un máximo de radiación en longitudes de
ondas, más cortas. Por ejemplo, el máximo de energía radiante del Sol se produce enl~0,5
μm, mientras que para la Tierra en l~10 μm.
Figura 4. Distribución Espectral de la energía radiada a partir de cuerpos negros a diferentes Temperatura.
54
55
4. Los objetos que son buenos absorbedores de radiación son también buenos emisores. Este es
un principio importante para comprender el calentamiento en la atmósfera, porque sus gases
son absorbedores y emisores selectivos en longitud de onda. Así, la atmósfera es
aproximadamente transparente (no absorbe) a ciertas longitudes de onda de radiación y
aproximadamente opaca (buen absorbedor) en otras longitudes de onda.
Un absorbedor perfecto se llama “cuerpo negro”, que se define como un objeto ideal que absorbe
toda la radiación que llega a su superficie. No se conoce ningún objeto así, aunque una superficie de
negro de carbono puede llegar a absorber aproximadamente un 97% de la radiación incidente. El
Sol, la Tierra, la nieve, entre otros, bajo ciertas condiciones se comportan como un cuerpo negro. En
teoría, un cuerpo negro sería también un emisor perfecto de radiación, y emitiría a cualquier
temperatura la máxima cantidad de energía disponible.
EL SOL COMO CUERPO NEGRO
A pesar de la estructura tan compleja del sol para aplicaciones en ingeniería podemos considerar que
el Sol se comporta como un cuerpo negro ya que es un radiador o emisor ideal con una temperatura
efectiva de 5762 grados Kelvin, sabiendo que “Un cuerpo negro es aquel que a cualquier temperatura
absorbe toda la radiación que incide sobre él, cualquiera sea la longitud de onda.” Que tiene las
siguientes propiedades:
“Todos los cuerpos negros tienen la misma distribución de energía”.
“Todos los cuerpos negros tienen las mismas curvas espectrales”.
En todos los cuerpos negros se experimenta la misma variación al cambiar la temperatura, otros
ejemplos de cuerpo negro son cuerpo recubierto con negro de humo, cuerpo recubierto con negro de
Platino, las estrellas. Para poder entender este concepto de cuerpo negro basémonos en los
siguientes conceptos:
Propiedades de la superficie de un cuerpo: Sobre la superficie de un cuerpo incide constantemente
energía radiante, tanto desde el interior como desde el exterior, la que incide desde el exterior
procede de los objetos que rodean al cuerpo. Cuando la energía radiante incide sobre la superficie
una parte se refleja y la otra parte se transmite.
Consideremos la energía radiante que incide desde el
exterior sobre la superficie del cuerpo. Si la superficie
es lisa y pulimentada, como la de un espejo, la mayor
parte de la energía incidente se refleja, el resto
atraviesa la superficie del cuerpo y es absorbido por sus
átomos o moléculas. Si r es la proporción de energía
radiante que se refleja, y a la proporción que se
absorbe, se debe de cumplir que r+a=1.
56
La misma proporción r de la energía radiante que
incide desde el interior se refleja hacia dentro, y se
transmite la proporción a=1-r que se propaga hacia
afuera y se denomina por tanto, energía radiante
emitida por la superficie. En la figura, se muestra el
comportamiento de la superficie de un cuerpo que
refleja una pequeña parte de la energía incidente. Las
anchuras de las distintas bandas corresponden a
cantidades relativas de energía radiante incidente,
reflejada y transmitida a través de la superficie.
Comparando ambas figuras, vemos que un buen absorbedor de radiación es un buen emisor, y un
mal absorbedor es un mal emisor. También podemos decir, que un buen reflector es un mal emisor,
y un mal reflector es un buen emisor. Una aplicación práctica está en los termos utilizados para
mantener la temperatura de los líquidos como el café. Un termo tiene dobles paredes de vidrio,
habiéndose vaciado de aire el espacio entre dichas paredes para evitar las pérdidas por conducción y
convección. Para reducir las pérdidas por radiación, se cubren las paredes con una lámina de plata
que es altamente reflectante y por tanto, mal emisor y mal absorbedor de radiación.
El cuerpo negro: La superficie de un cuerpo negro es un caso límite, en el que toda la energía
incidente desde el exterior es absorbida, y toda la energía incidente desde el interior es emitida. No
existe en la naturaleza un cuerpo negro, incluso el negro de humo refleja el 1% de la energía
incidente.
Sin embargo, un cuerpo negro se puede sustituir con gran
aproximación por una cavidad con una pequeña abertura. La
energía radiante incidente a través de la abertura, es absorbida por
las paredes en múltiples reflexiones y solamente una mínima
proporción escapa (se refleja) a través de la abertura. Podemos por
tanto decir, que toda la energía incidente es absorbida.
INTENSIDAD DE LA RADIACIÓN SOLAR EN LA ÓRBITA TERRESTRE
Se puede considerar el Sol como un cuerpo negro de radio 6.96 108 m cuya superficie está a una
temperatura de 5780º K. La energía emitida por el Sol en cada segundo. La intensidad de la radiación
solar en la órbita terrestre supuesta circular de radio 1.49 1011 m. Según la ley de Stefan-Boltzmann la energía
que emite un cuerpo negro a la temperatura TT por unidad de tiempo y por unidad de área es proporcional a la
cuarta potencia de su temperatura absoluta.
con σ =5.663 10-8. La energía emitida por el Sol en la unidad de tiempo será el producto de la
intensidad I por el área de una superficie esférica de radio igual al del Sol 4π R2
57
5.663 10 5780 4 6.96 10 .
Se supone que el Sol emite en todas las direcciones y de forma isótropa, de modo que la intensidad
de la radiación a una distancia r del centro del Sol se obtiene
, donde r es la distancia entre el sol y la tierra que es 1.49 1011
Sustituyendo las variables por los valores, obtenemos
3.85 104 1.49 10
CONSTANTE SOLAR
Es la radiación sobre una superficie orientada normalmente a la dirección de los rayos solares y
situada fuera de la atmósfera terrestre a la distancia astronómica unidad igual a 1.495x1011m que es
la distancia media Sol-Tierra. No es una verdadera constante pues varía ligeramente, 0.1% a 0.2%,
respecto de su valor central. Esta constante se la ha calculado en el inciso anterior y se aceptara a
partir de ahora como ISC=1370 W/m2.
58
La radiación solar es una manifestación electromagnética de energía que presenta una amplia
distribución espectral (gran variedad de componentes elementales de distintas longitudes de onda
que van desde 0,2 a 2,6um).
59
MAGNITUDES RADIATIVAS
Las magnitudes radiativas se clasifican en dos grupos según su origen, a saber, la radiación solar y la
radiación terrestre.
Radiación solar: Es la energía emitida por el Sol.
Radiación solar extraterrestre: Es la radiación solar que incide en el límite de la atmósfera terrestre.
Radiación de onda corta: la radiación solar extraterrestre se halla dentro del intervalo espectral
comprendido entre 0,25 y 4,0 um y se denomina radiación de onda corta. Una parte de la radiación
solar extraterrestre penetra a través de la atmósfera y llega a la superficie terrestre, mientras que otra
parte se dispersa y/o es absorbida en la atmósfera por las moléculas gaseosas, las partículas de
aerosoles y las gotas de agua y cristales de hielo presentes en las nubes.
Radiación solar global : Es la cantidad de energía solar que incide sobre una superficie. La radiación
solar global diaria es la cantidad de radiación global entre las seis de la mañana y las seis de la tarde y
sus valores oscilan entre 500 y 10.000 W*h/m2 al día.
Radiación solar reflejada: Radiación solar dirigida hacia arriba, tras haber sido reflejada o difundida
por la atmósfera y por la superficie terrestre.
Radiación terrestre: La radiación terrestre es la energía electromagnética de onda larga emitida por
la superficie terrestre y por los gases, los aerosoles y las nubes de la atmósfera, y es también
parcialmente absorbida en la atmósfera. Para una temperatura de 300 ºK, el 99,99 por ciento de
energía de la radiación terrestre posee una longitud de onda superior a los 5,0 mm y el intervalo
espectral llega hasta los 100 mm. Para temperaturas inferiores, el espectro se desvía hacia ondas de
longitud mayor.
Teniendo en cuenta que las distribuciones espectrales de la radiación solar y terrestre apenas se
superponen, con frecuencia, se las puede tratar por separado en mediciones y cálculos.
60
ATENUACIÓN DE LA RADIACIÓN SOLAR
El Sol es la principal fuente de energía para todos los procesos que ocurren en el sistema tierra -
atmósfera – océano. Más del 99.9 % de la energía que este sistema recibe proviene del Sol. La
radiación solar al pasar por la atmósfera sufre un proceso de debilitamiento por la dispersión (debida
a los aerosoles), la reflexión (por las nubes) y la absorción (por las moléculas de gases y por partículas
en suspensión), por lo tanto, la radiación solar reflejada o absorbida por la superficie terrestre
(océano o continente) es menor a la del tope de la atmósfera. Esto depende de la longitud de onda
de la energía transmitida y del tamaño y naturaleza de la sustancia que modifica la radiación. La
superficie de la Tierra, suelos, océanos, y también la atmósfera, absorbe energía solar y la vuelven a
irradiar en forma de calor en todas direcciones.
Los procesos de atenuación que sufre la radiación solar en su trayectoria hacia la tierra son:
Dispersión
La radiación solar viaja en línea recta, pero los gases y partículas en la atmósfera pueden desviar esta
energía, lo que se llama dispersión. La dispersión ocurre cuando un fotón afecta a un obstáculo sin
ser absorbido cambiando solamente la dirección del recorrido de ese fotón. La dispersión depende de
la longitud de onda, en el sentido de que cuanto más corta sea ésta, tanto mayor será la dispersión.
Moléculas de gas con tamaños relativamente pequeño comparadas con la longitud de onda causan
que la radiación incidente se disperse en todas las direcciones, hacia adelante y hacia atrás, este
fenómeno es conocido como dispersión de Rayleigh. Aerosoles cuyos tamaños son comparables o
exceden a las longitudes de onda de la radiación incidente, hacen que ésta no se disperse en todas las
direcciones sino mayormente hacia adelante, fenómeno llamado dispersión de Mie.
El proceso de la dispersión explica cómo un área con sombra o pieza sin luz solar está iluminada, le
llega luz difusa o radiación difusa. Los gases de la atmósfera dispersan más efectivamente las
longitudes de onda más cortas (violeta y azul) que en longitudes de onda más largas (naranja y rojo).
Esto explica el color azul del cielo y los colores rojo y naranja del amanecer y atardecer. Salvo a la
salida y a la puesta del Sol, todos los puntos del cielo son fuentes de difu sión de luz azul para un
observador ubicado en la superficie terrestre; al amanecer y en el crepúsculo, los rayos deben recorrer
un camino más largo a través de la baja atmósfera; esto hace que casi toda la luz azul haya sido
difundida antes de llegar al observador. Es por eso que la luz reflejada por las nubes o la difundida
por las capas brumosas hacia el observador aparece rojiza.
Reflexión (Albedo)
La capacidad de reflexión o fracción de la radiación reflejada por la superficie de la tierra o cualquier
otra superficie se denomina Albedo. El albedo planetario es en promedio de un 30%. Esta energía se
pierde y no interviene en el calentamiento de la atmósfera. El albedo, relación entre la radiación
reflejada y la radiación incidente sobre una superficie horizontal, se expresa en porcentaje así:
A% = Albedo
R = Flujo de radiación reflejada
H = Flujo total incidente
El albedo es variable de un lugar a otro y de un instante a otro, depende de la cobertura nubosa, naturaleza de
la superficie, inclinación de los rayos solares, partículas en el aire, etc.La Luna tiene sólo un 7% de albedo,
porque no tiene atmósfera y en las noches de luna llena da un buen brillo.
En la figura 1 se presenta el albedo medio para algunos meses del año obtenidos a partir del
Experimento del Balance de Radiación de la Tierra (ERBE), elaborado por la NASA.
a. Enero
b. Abril
61
c. Julio
d. Octubre
Figura 1. Albedo planetario medio mensual obtenido a partir del Experimento del Balance de Radiación de la
Tierra (ERBE), elaborado por la NASA.
El albedo medio anual de los hemisferios septentrionales y meridionales es casi el mismo,
demostrando la influencia importante de las nubes. Se destaca el alto albedo en la costa occidental de
Sudamérica, ya que en esta región persisten las nubes bajas de tipo estrato. El ciclo anual del albedo
sigue el ciclo anual de la posición del sol.
En la figura 1 se observa que las regiones oceánicas con poca nubosidad tienen albedos bajos,
mientras que los desiertos tienen albedos con valores del orden de 30% a 40%. En las regiones
tropicales la variación del albedo está influenciada por perturbaciones del tiempo y la distribución de
nubes asociadas. En las regiones polares, las variaciones estacionales del albedo están relacionadas
con la distribución de las capas de hielo y el decrecimiento del ángulo de elevación solar con la
latitud.
En general, las superficies oscuras y quebradas reflejan menos que las claras y lisas. Al aumentar la
humedad del suelo, este absorbe mayor cantidad de radiación global, lo que influye en el régimen
térmico de las superficies regadas.
El albedo del suelo en general está comprendido entre el 10% y el 30%, el barro húmedo baja su
valor hasta un 5 %, en el caso de arena seca eleva su valor a un 40%. El albedo de los sembrados y
bosques está entre 10 y 25% y la nieve reciente alcanza un valor de 80 a 90%.
62
El albedo del agua en promedio es menor que el del suelo, esto se debe a que los rayos solares
penetran en el agua más que en la tierra. En el albedo del agua influye el grado de turbiedad; en el
agua sucia el albedo aumenta con respecto al agua limpia.
Tabla 1. Albedo de algunas superficies comunes.
SUPERFICIE ALBEDO %
Nieve fresca 80–85
Arena 20-30
Pasto 20-25
Bosque 5-10
Suelo seco 15-25
Agua (sol cerca del horizonte) 50-80
Agua (sol cerca del cenit) 3-5
Nube gruesa 70-80
Nube delgada 25-30
Tierra y atmósfera global 30
(Fuente: http://www2.udec.cl/~jinzunza/meteo).
En la figura 2 se presenta el albedo medio mensual con cielo despejado para enero y julio a partir
del experimento ERBE de la NASA, observándose una gran relación con los datos reportados en la
tabla anterior, así como la influencia del ciclo anual de la posición del Sol.
a. Enero c. Julio
Figura 2. Albedo planetario medio mensual (con cielo despejado) obtenido a partir del Experimento del Balance de
Radiación de la Tierra (ERBE), elaborado por la NASA.
63
64
Absorción por moléculas de gases y partículas en suspensión
La absorción de energía por un determinado gas tiene lugar cuando la frecuencia de la radiación
electromagnética es similar a la frecuencia vibracional molecular del gas. Cuando un gas absorbe
energía, esta se transforma en movimiento molecular interno que produce un aumento de
temperatura.
La atmósfera es un fluido constituido por diferentes tipos de gases y cada uno de ellos se comporta
de manera diferente, de manera tal, que absorben la energía selectivamente para diferentes
longitudes de onda y en algunos casos son transparentes para ciertos rangos del espectro. La
atmósfera principalmente tiene bajo poder de absorción o es transparente en la parte visible del
espectro, pero tiene un significativo poder de absorción de radiación ultravioleta o radiación de onda
corta procedente del sol y el principal responsable de este fenómeno es el ozono, así mismo, la
atmósfera tiene buena capacidad para absorber la radiación infrarroja o de onda larga procedente
de la Tierra y los responsables en este caso son el vapor de agua, el dióxido de carbono y otros gases
traza como el metano y el óxido nitroso. Los gases que son buenos absorbedores de radiación solar
son importantes en el calentamiento de la atmósfera, por ejemplo, la absorción de radiación solar por
el ozono proporciona la energía que calienta la estratosfera y la mesosfera.
La absorción de radiación infrarroja procedente de la Tierra es importante en el balance energético
de la atmósfera. Esta absorción por los gases traza, calienta la atmósfera, estimulándolos a emitir
radiación de onda más larga. Parte de esta radiación es liberada al espacio, en niveles muy altos y otra
parte es irradiada nuevamente a la Tierra. El efecto neto de este fenómeno permite que la
Tierra almacene mas energía cerca de su superficie que la cantidad que podría almacenar si la
Tierra no tuviera atmósfera, consecuentemente, la temperatura es más alta, del orden de 33°C más.
Este proceso es conocido como el efecto de invernadero natural. Sin el efecto invernadero la
temperatura promedio en la superficie seria aproximadamente de 18°C bajo cero y la vida en el
planeta no sería posible.
Consecuentemente, los gases en la atmósfera que absorben la radiación infrarroja procedente de la
Tierra o radiación saliente son conocidos como gases de efecto invernadero, entre ellos se encuentran
65
el dióxido de carbono, vapor de agua, óxido nitroso, metano y ozono. Todos los gases tienen
moléculas cuya frecuencia vibracional se localiza en la parte infrarroja del espectro.
En la figura 3a, se muestra la absorsibidad de diversos gases en la atmósfera para diferentes
longitudes de onda. Se observa que el nitrógeno es mal absorbedor de radiación solar; el oxigeno y el
ozono son buenos absorbedores de radiación ultravioleta en l< 0,29μm; el vapor de agua y el dióxido
de carbono son buenos absorbedores en longitudes de onda más larga (infrarrojo). El vapor de agua
absorbe aproximadamente cinco veces más radiación terrestre que todos los otros gases combinados,
contribuyendo a elevar la temperatura de la baja troposfera, lugar donde se desarrolla la vida. En la
banda entre 8 y 11 μm la atmósfera absorbe muy poca radiación de onda larga, como también el
vapor de agua y el dióxido de carbono. Esta región se llama “ventana atmosférica” debido a que en
esa longitud de onda la atmósfera no absorbe radiación, la que se escapa al espacio exterior.
Para la atmósfera total ningún gas es un efectivo absorbedor de radiación en longitudes de onda
entre 0,3 y 0,7 μm, por lo que se tiene un vacío en la región de luz visible, que corresponde a una
gran fracción de la radiación solar. Esto explica porqué la radiación visible llega a la Tierra y se dice
que la atmósfera es transparente a este tipo de radiación.
En la figura 3b, la curva roja representa la radiación solar que llega al tope de la atmósfera y a nivel
marino para condiciones de cielo claro, en donde el punto más alto es la longitud de onda con la
mayor energía espectral (0.5mm), el área bajo la curva representa la cantidad total de energía recibida
(1.367W/m2); mientras que la curva azul constituye el espectro de la radiación solar después de sufrir
el proceso de debilitamiento.
a) Absorción de radiación por tipo de gas.
Fuente: http://www2.udec.cl/~jinzunza/meteo
b) Distribución espectral de la radiación solar.
Fuente: Atlas de radiación solar
Figura 3. Absorción de radiación por diferentes gases de la atmósfera.
RADIACION INCIDENTE SOBRE LA SUPERFICIE TERRESTRE
Es muy grande la cantidad de energía solar que fluye hacia y desde la Tierra y la atmósfera. Una
comparación que permite apreciar la cantidad de energía solar que cada año incide sobre la Tierra es
que equivale a cerca de 160 veces la energía de las reservas mundiales de energía fósil o que es similar
a más de 15.000 veces la energía anual usada de los combustibles fósiles y nucleares y de las plantas
hidráulicas.
Una aproximación de la cantidad de energía incidente en la Tierra y de cómo se transforma en la
atmósfera y la superficie terrestre se puede establecer de la siguiente manera: de la radiación total
66
incidente, 173.000Teravatios, el 30% es reflejado al espacio exterior. La mayor parte del 70%
restante calienta la superficie terrestre, la atmósfera y los océanos (47%) o se absorbe en la
evaporación de agua (23%). Relativamente, muy poca energía es usada y dirigida al viento y las olas o
para ser absorbida por las plantas en la fotosíntesis. En realidad prácticamente toda la energía es
radiada al espacio exterior en forma de radiación infrarroja.
El efecto de atenuación de la radiación solar al atravesar la atmósfera se muestra en la figura 4. La
radiación que finalmente llega a la superficie de la tierra se clasifica en radiación directa, difusa y
global.
Figura 4. Atenuación de la radiación solar por la atmósfera terrestre.
67
Radiación directa (Hb)
Es la radiación solar que llega a la superficie de la Tierra en forma de rayos provenientes del Sol sin
haber sufrido difusión, ni reflexión alguna. Se puede calcular a partir de la siguiente ecuación:
Donde es la componente vertical de la radiación solar directa y h la altura del sol sobre el horizonte.
Es evidente que es mayor que y son iguales solamente cuando el Sol se encuentra en el Cenit (ver
figura 5).
Figura 5. Componente directa de la radiación sol
Sobre la superficie de la tierra, el flujo de la radiación directa depende de los siguientes factores:
a) Constante solar.
b) Altura del sol sobre el horizonte (h).
c) Transparencia atmosférica en presencia de gases absorbentes, nubes y niebla.
Radiación difusa (Hd)
Es la componente de la radiación solar que al encontrar pequeñas partículas en suspensión en la
atmósfera en su camino hacia la tierra e interactuar con las nubes, es difundida en todas las
direcciones; el flujo con el cual esta energía incide sobre una superficie horizontal por segundo es lo
que llamamos radiación solar difusa. También es definida como la cantidad de energía solar que
incide sobre una superficie horizontal desde todos los lugares de la atmósfera diferente de la
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radiación solar directa. Cuando no hay nubes en el cielo, la radiación difusa se produce por medio
del proceso de difusión a través de partículas atmosféricas.
La radiación solar difusa diaria es la cantidad de radiación difusa entre las seis de la mañana y las seis
de la tarde y sus valores oscilan entre 300 y 5.500 W*h/m2 al día.
Sobre la superficie de la tierra la radiación difusa depende de:
a) La altura del Sol sobre el horizonte. A mayor altura, mayor es el flujo de radiación difusa.
b) Cantidad de partículas en la atmósfera. A mayor cantidad de partículas, mayor es la componente
difusa; por consiguiente aumenta con la contaminación.
c) Nubosidad. Aumenta con la presencia de capas de nubes blancas relativamente delgadas.
d) Altura sobre el nivel del mar. Al aumentar la altura, el aporte de la radiación difusa es menor
debido a que disminuye el espesor de las capas difusoras en la atmósfera.
Radiación Global (H)
La radiación global es toda la radiación que llega a la tierra que se mide sobre una superficie
horizontal en un ángulo de 180 grados, resultado de la componente vertical de la radiación directa
más la radiación difusa. El aporte de cada componente a la radiación global, varía con la altura del
Sol, la transparencia de la atmósfera y la nubosidad.
Su evaluación se efectúa por el flujo de esta energía por unidad de área y de tiempo sobre la
superficie horizontal expuesta al sol y sin ningún tipo de sombra; de esta manera, si llamamos H al
flujo de radiación global, Hd al flujo de radiación difusa y Hb la componente directa; se tiene que:
La radiación solar global diaria es el total de la energía solar en el día y sus valores típicos están
dentro del rango de 1 a 35 MJ/m2 (megajoules por metro cuadrado). Recordando que es la
intensidad de la radiación directa sobre la superficie normal a los rayos solares, h la altura del Sol, e
la componente vertical de la radiación directa sobre una superficie horizontal, entonces:
69
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El aporte de cada componente a la radiación global, varía con la altura del Sol, la transparencia de la
atmósfera y la nubosidad.
BALANCE RADIATIVO
Los métodos de transferir energía en la atmósfera incluyen la conducción, la convección, el calor
latente, la advección y la radiación. El método de transferencia de energía a través de procesos
radiativos es diferente de los otros mecanismos ya que en este proceso no intervienen moléculas. La
Tierra intercambia energía con su ambiente (el sistema solar) por medio de la radiación. El balance
radiativo del planeta es un parámetro fundamental ya que determina nuestro clima (la atmósfera se
calienta o se enfría dependiendo de sí recibe más o menos energía). Este balance incluye la energía
solar, que es la principal fuente de energía para el planeta, igualmente, la atmósfera y el océano
pueden trasladar excesos de energía de una región a otra diferente en el globo.
La energía proveniente del sol puede ser absorbida por el suelo, difundida en la atmósfera o reflejada.
De la energía absorbida por el suelo, parte penetra en el terreno, parte se utiliza en la evaporación del
agua existente en el suelo y luego es transportada en la atmósfera en forma de calor latente y la
ultima parte, viene cedida por contacto, a la atmósfera, que la distribuye en su interior mediante un
mecanismo de convección turbulenta. En el balance energético global interviene también la
radiación de onda larga emitida por la tierra.
Considerando, que al tope de la atmósfera llega un 100% de radiación solar, sólo un 25% llega
directamente a la superficie de la Tierra y un 25% es dispersado por la atmósfera como radiación
difusa hacia la superficie, esto hace que cerca de un 50% de la radiación total incidente llegue a la
superficie terrestre. Un 20% es absorbido por las nubes y gases atmosféricos (como el ozono en la
estratosfera). El otro 30% se pierde hacia el espacio, de este porcentaje, la atmósfera dispersa un 6%,
las nubes reflejan un 20% y el suelo refleja el otro 4 %. El flujo medio incidente en el tope de la
atmósfera es un cuarto de la constante solar, es decir, unos 342 w/m2 y queda reducida en superficie
(por reflexión y absorción) a unos 170 w/m2. La figura 6 muestra los flujos verticales medios de
energía en el sistema terrestre (atmósfera y superficie), en vatios por metro cuadrado. Los más
importantes son los 342 W/m2 de energía solar que entran por el tope de la atmósfera y los 390
W/m2 que salen del suelo en ondas infrarrojas. Tanto en superficie como en el tope de la atmósfera
el balance entre lo entrante y lo saliente es nulo.
Figura 6. Esquema de la distribución de la radiación en el sistema tierra – atmósfera.
A partir de la energía terrestre emitida por la superficie, 390 W/m2, solo 40 W/m2 escapan
directamente al espacio por la ventana atmosférica. El exceso de energía recibida por la superficie es
compensado por procesos no-radiativos tales como la evaporación (flujo de calor latente de
80 W/m2) y la turbulencia (flujo de calor sensible de 24 W/m2).
La diferencia entre la emisión radiativa de la superficie de la Tierra (390 W/m2) y el total de emisión
infrarroja al espacio (40 + 200 = 240 W/m2) representa la energía atrapada en la atmósfera
(150 W/m2) por el efecto de invernadero. La parte del efecto invernadero causado por el aumento de
CO2 debido a las emisiones antrópicas supone en la actualidad unincremento radiativo de 1,4 W/m2.
La Tierra tiene una temperatura media constante en el tiempo, por la existencia del balance entre la
cantidad de radiación solar entrante y la radiación terrestre saliente, sino se calentaría o enfriaría
continuamente. Por otra parte algunas regiones del planeta reciben mas radiación solar que otras,
pero la radiación terrestre saliente es aproximadamente la misma en cualquier lugar del planeta. Por
lo tanto, el balance de calor, debe producirse en dos formas:
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1. Balance de energía total tierra/atmósfera. La cantidad de energía que llega a la superficie
de la Tierra desde el Sol y desde la atmósfera, tiene que ser igual a la cantidad de energía que
se refleja desde la superficie, más la que emite la Tierra al espacio.
2. Balance de energía entre diferentes zonas del planeta. En promedio la zona latitudinal entre
35ºN y 35ºS recibe más energía que la que pierde y lo contrario ocurre en zonas polares. Es
conocido que las zonas centradas en el ecuador son las regiones más cálidas del planeta, lo
contrario se produce en altas latitudes, donde se pierde mas calor por emisión de radiación de
onda larga que la recibida en onda corta del Sol. Pero estas zonas no se calientan ni enfrían
continuamente, por lo que existe un transporte de calor desde las regiones con exceso a las
regiones con déficit de calor. Es un transporte desde el ecuador hacia los polos y viceversa,
que lo realizan la atmósfera y los océanos a través de los vientos y las corrientes.
En resumen, la energía recibida y emitida por el sistema tierra – atmósfera es la misma, hay ganancia
de energía entre los trópicos y pérdida en zonas polares, el exceso y déficit es balanceado por la
circulación general de la atmósfera y de los océanos. Además el balance de radiación de un lugar
dado sufre variaciones con la cobertura nubosa, composición de la atmósfera, el ángulo de incidencia
del Sol y la longitud del día. Así las áreas de exceso y déficit de energía migran estacionalmente con
los cambios en la longitud del día y del ángulo de inclinación del Sol. En la siguiente tabla se resume
el balance de radiación en unidades de energía.
Tabla 3. Balance de radiación en W/m2
ENTRANTE SALIENTE
Balance de calor de la superficie de la tierra
Radiación solar 170 Radiación terrestre 390
Radiación atmosférica 324 Evaporación 80
Conducción y Convección 24
Total 494 Total 494
Balance de calor de la atmósfera
Radiación solar 70 Radiación al espacio 200
Condensación 80 Radiación a la superficie 324
Radiación terrestre 390 Radiación de la tierra al espacio 40
Conducción 24
Total 564 Total 564
Balance de calor planetario
Radiación solar 342 Reflejada y dispersada 102
Radiación de atmósfera
y nubes al espacio 200
Radiación de la tierra al espacio 40
Total 342 Total 342
Los experimentos para la determinación del balance radiativo de la Tierra han utilizado satélites para
medir los parámetros fundamentales de la radiación (la cantidad de energía solar recibida por el
planeta, el albedo planetario, la radiación terrestre emitida -referida como la Radiación saliente de
Onda Larga ó ROL- y el balance planetario de energía neto -diferencia entre la energía solar
absorbida y el ROL-). El experimento más reciente para medir estos parámetros es el Experimento
del Balance de la Radiación de la Tierra de la NASA (ERBE).
UNIDADES DE MEDIDA
a. Radiación solar global
Las cantidades de radiación son expresadas generalmente en términos de exposición radiante
o irradiancia, siendo esta última una medida del flujo de energía recibida por unidad de área
en forma instantánea como:
, y cuya unidad es el vatio por metro cuadrado (W/m2). Un vatio es igual a un
Joule por segundo.
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La exposición radiante es la medida de la radiación solar, en la cual la irradiancia es integrada
en el tiempo como y cuya unidad es el kWh/m2 por día (si es integrada en el día) ó
MJ/m2 por día.
Por ejemplo, 1 minuto de exposición radiante es una medida de la energía recibida por metro
cuadrado sobre un periodo de un minuto.
Sin embargo, un minuto de exposición radiante = irradiancia media (W/m2) x 60 (s) y tiene
unidades de Joule por metro cuadrado (J/m2). Finalmente, una hora de exposición radiante es
la suma de los 60 minutos de exposición radiante. Otras magnitudes radiométricas.
Tabla 1. Conversiones útiles para radiación
Unidad Equivalencia
1 vatio (W) 1Joule/segundo (J/s)
1 W*h 3.600 J
1 KW*h 3,6 MJ
1 W*h 3,412 Btu
1 Caloría 0.001163 W*h
1 Caloría 4,187 Joule
1 cal/cm2 11,63 W*h/m2
1 MJ/m2 0,27778 kW*h/m2
1 MJ/m2 277,78 W*h/m2
1 MJ/m2 23,88 cal/cm2
1BTU 252 calorías
1BTU 1,05506 KJ
1 cal/(cm2*min) 60,29 MJ/m2 por día
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b. Radiación visible y ultravioleta
Para algunas bandas espectrales, como la visible y la ultravioleta se utilizan las siguientes
unidades, en particular:
Radiación visible o radiación activa en fotosíntesis (PAR, por sus siglas en inglés):
instantánea (μE/cm²seg: donde E = Einsten) y la integrada (μEh/cm²).
Radiación ultravioleta: instantánea (μW/cm²nm) y la integrada (μWh/cm²nm), en cada
longitud de onda medida.
Tabla 2. Conversiones útiles para radiación visible y ultravioleta
Unidad Equivalencia
1 μW/cm² 0,01 W m-2
1 klux 18 μmol m-2 s-1
1 W m-2 4.6 μmol m-2 s-1
1 klux 4 W m-2
1 μmol m-2 s-1 1 μE m-2 s-1
1 klux 18 μE m-2 s-1
1 W m-2 4.6 μE m-2 s-1
INSTRUMENTOS DE MEDIDA
Radiación solar
La radiación solar se mide en forma directa utilizando instrumentos que reciben el nombre de
radiómetros y en forma indirecta mediante modelos matemáticos de estimación que correlacionan la
radiación con el brillo solar. Los radiómetros solares como los piranómetros o solarímetros y los
pirheliómetros, según sus características (ver tabla 3), pueden servir para medir la radiación solar
incidente global (directa más difusa), la directa (procedente del rayo solar), la difusa, la neta y el
brillo solar.
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Los radiómetros se pueden clasificar según diversos criterios: el tipo de variable que se pretende
medir, el campo de visión, la respuesta espectral, el empleo principal a que se destina, etc.
Tabla 3. Instrumentos meteorológicos para la medida de la radiación
Tipo de Instrumento Parámetro de Medida
Piranómetro i) Radiación Global, ii)Radiación directa,
iii)Radiación difusa iv) Radiación solar reflejada.
(usado como patrón nacional)
Piranómetro Espectral Radiación Global en intervalos espectrales de
banda ancha
Pirheliómetro Absoluto Radiación Directa (usado como patrón nacional)
Pirheliómetro de incidencia
normal
Radiación Directa (usado como patrón
secundario)
Pirheliómetro (con filtros) Radiación Directa en bandas espectrales anchas
Actinógrafo Radiación Global
Pirgeómetro Radiación Difusa
Radiómetro neto ó piranómetro
diferencial
Radiación Neta
Heliógrafo Brillo Solar
1. Piranómetro: es el instrumento más usado en la medición de la radiación solar (ver Figura
5). Mide la radiación semiesférica directa y difusa (global) que se mide sobre una superficie
horizontal en un ángulo de 180 grados, obtenida a través de la diferencia de calentamiento de
dos sectores pintados alternativamente de blanco y negro en un pequeño disco plano.
Cuando el aparato es expuesto a la radiación solar, los sectores negros se vuelven más cálidos
que los blancos. Esta diferencia de temperatura se puede detectar electrónicamente
generándose un voltaje eléctrico proporcional a la radiación solar incidente. En la variación
de la temperatura puede intervenir el viento, la lluvia y las pérdidas térmicas de la radiación al
ambiente. Por lo tanto, el piranómetro tiene instalado una cúpula de vidrio óptico
77
transparente que protege el detector, permite la transmisión isotrópica del componente solar
y sirve para filtrar la radiación entre las longitudes de onda que oscilan aproximadamente
entre 280 y 2.800 nm. Un piranómetro acondicionado con una banda o disco parasol, que
suprime la radiación directa, puede medir la radiación difusa. De acuerdo a las
especificaciones de la OMM existen varias clases de piranómetros, los cuales son clasificados
por la ISO 9060 en: patrones secundarios, de primera y segunda clase. En la tabla 4 se
presentan sus características. Generalmente los de primera clase y los patrones secundarios
emplean una termopila como elemento de detección. Los de segunda clase emplean
típicamente las fotocélulas como el elemento de detección, son menos costosos que los otros
tipos de piranómetros, pero la respuesta espectral del piranómetro fotovoltaico se limita al
espectro visible. Los piranómetros de primera clase y los patrones secundarios normalmente
son los utilizados para medir la radiación solar global. Un ejemplo de piranómetro de primera
clase es el piranómetro Blanco y Negro Eppley de la figura 5(a) y otro ejemplo de patrón
secundario es el piranómetro espectral de precisión Eppley (PSP) (Ver figura 5(b)).
Tabla 4. Clasificación y características de los piranómetros
Características Patrón Secundario 1ª Clase 2ª Clase
Sensibilidad (W/m-2) ± 1 ± 5 ± 10
Estabilidad (% año) ± 0.8 ± 1.8 ± 3
Temperatura (%) ± 2 ± 4 ± 8
Selectividad (%) ± 2 ± 5 ± 10
Linearidad (%) ± 0.5 ± 1 ± 3
Constante de tiempo. < 15s < 30s < 60s
Respuesta coseno (%) ± 0.5 ± 2 ± 5
Se pueden usar filtros en lugar de la bóveda de cristal para medir la radiación en diversos
intervalos espectrales, por ejemplo: la radiación ultravioleta (Ver figura 5(c)). Para las
aplicaciones que requieran datos de radiación ultravioleta no se deben emplear los
piranómetros de principio fotovoltaico debido a que estos instrumentos no son sensibles a la
radiación UV.
A. Piranómetro Blanco y Negro Eppley
(BWP)
B. Piranómetro espectral de precisión
(PSP)
C. Para medir la radiación UV
Figura 5. Piranómetros. (Fuente: IDEAM).
Pirheliómetros: son instrumentos usados para la medición de la radiación solar directa. Esto se
consigue colocando el sensor normalmente en el foco solar, bien manualmente o bien sobre un
montaje ecuatorial. Hay varios tipos de instrumentos que la OMM clasifica como
patrones primarios y secundarios, a continuación se describen los dos tipos de pirheliómetros.
I. Pirheliómetro de Cavidad Absoluta. El instrumento posee dos cavidades cónicas
idénticas, una externa, que se calienta al estar expuesta a la radiación solar, mientras la
otra cavidad, oculta en el interior del instrumento, se calienta utilizando energía
eléctrica hasta obtener una temperatura igual a la cavidad externa, asignándose el
valor de la energía eléctrica consumida como el valor de la radiación solar incidente.
La figura 6 presenta el pirheliómetro de cavidad Absoluta, serie PMO-6,
correspondiente al modelo de patrón nacional del que dispone el IDEAM.
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Figura 6. Pirheliómetro de cavidad Absoluta, serie PMO-6. (Fuente: IDEAM).
II. Pirheliómetros Secundarios. Son Instrumentos que miden la radiación solar directa,
se calibran por ínter comparación con un Pirheliómetro de cavidad absoluta. Uno de
los varios diseños existentes en el mundo es el pirheliómetro EPPLEY de incidencia
normal de la figura 7, que posee un sensor de termopila compensada de bismuto-plata
con 15 junturas y un tiempo de respuesta de aproximadamente 20 s. Este instrumento
requiere de un dispositivo que le permita seguir el movimiento del sol durante su
tránsito diurno por el cielo. Este pirheliómetro es muy estable y puede emplearse
como patrón secundario para calibrar otros instrumentos.
Figura 7. Pirheliómetro Eppley de incidencia normal (montado sobre un seguidor de sol).
79
Otro instrumento es el pirheliógrafo, el cual se utiliza para registrar la radiación solar
directa (ver Figura 8). Este instrumento (en forma semejante a como mide el
pirheliómetro) registra la radiación que proviene de un ángulo sólido pequeño y que
incide en una superficie plana normal al eje de este ángulo.
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Figura 8. Pirheliógrafo. (Fuente: IDEAM).
2. Actinógrafo: es un instrumento para registrar la radiación global que funciona mediante un
sensor termomecánico, protegido por una cúpula en vidrio. Está conformado por un arreglo
bimetálico de dos superficies, una pintada de color negro para que absorba las ondas
electromagnéticas de la radiación solar y la otra de blanco para que las refleje y así ocasionar
diferencia de temperatura que permite formar curvatura en la placa negra que se amplifica por
medio de palancas y se transmiten a un tambor movido por un mecanismo de reloj para
describir una gráfica que registra los valores de radiación global. La precisión de los valores de
la radiación global que se obtienen con este instrumento es del orden de ± 8%. Estos
instrumentos requieren de una calibración con un patrón secundario una vez por año. El
actinógrafo se diferencia de un piranómetro por que el sensor es una lámina bimetálica y el
del piranómetro es una termopila.La figura 9 ilustra un actinógrafo Fuess. Es de anotar que
otras instituciones regionales como Cenicafé disponen de actinógrafos Belfor con precisiones
de ± 6%.
Figura 9. Actinógrafo Fuess. (Fuente: IDEAM).
3. Radiómetro neto: diseñado para medir la diferencia entre la radiación ascendente y la
descendente, a través de una superficie horizontal. La aplicación básica de un radiómetro
neto es determinar la radiación diurna y nocturna como un indicador de la estabilidad. Las
categorías de estabilidad nocturnas generalmente usadas en los estudios de contaminación del
aire se basan en la velocidad del viento, la radiación neta y el aspecto del cielo.
4. Heliógrafo: es un instrumento registrador que proporciona las horas de sol efectivo en el día
(insolación o brillo solar). Registra los periodos de tiempo de radiación solar directa que
superan un valor mínimo.
Opera focalizando la radiación solar mediante una esfera de vidrio a manera de lente
convergente, en una cinta con escala de horas (ver figura 10), que, como resultado de la
exposición a la radiación solar directa, se quema formando líneas, cuya longitud determina el
número de horas de brillo del Sol.
En localidades donde no se mida directamente la radiación solar global, es posible obtenerla a
partir de los valores de horas de brillo solar, mediante un modelo de regresión lineal simple
llamado Ångström Modificado. El modelo se aplica a estaciones de brillo solar de la misma
zona geográfica donde se mida simultáneamente radiación y brillo solar.
Figura 10. Solarímetro CAMPBELL-STOKES. (Fuente: IDEAM).
81
5. Medición de la radiación solar difusa: Las mediciones de la radiación difusa se realizan con
Piranómetros cuyo sensor es sombreado por una banda o disco, de manera que no deja pasar
radiación solar directa. El más tradicional utiliza la banda de sombra en forma de aro o
semiaro, puesto de acuerdo con la declinación del sol y la latitud del lugar. De esta manera, el
sensor se protegerá de la radiación directa durante el día. La figura 11 ilustra uno de ellos.
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Figura 11. Piranómetro Con banda de Sombra Para la Medición Radiación Difusa.
NORMALIZACIÓN
Los Centros Radiométricos Mundiales, Regionales y Nacionales de la OMM, tienen la
responsabilidad de calibrar los instrumentos radiométricos. Además, el Centro Radiométrico
Mundial de Datos está encargado del mantenimiento de la referencia básica, o sea el Grupo Mundial
de Normalización (GMN) de instrumentos, que se utiliza para establecer la Referencia
Radiométrica Mundial (RRM). En el curso de las comparaciones internacionales, que se organizan
cada cinco años, los instrumentos patrón de los centros regionales se comparan con el GMN, y sus
factores de calibración se ajustan a la RRM. Éstos, a su vez, se utilizan para transferir la
RRM periódicamente a los centros nacionales, que calibran los instrumentos de su red utilizando sus
propios instrumentos de referencia.
Definición de la Referencia Radiométrica Mundial (RRM)
En el pasado, se utilizaron en meteorología diversas referencias o escalas radiométricas, a saber: la
Escala de Ángstrom de 1905, la Escala Smithsoniana de 1913 y la Escala
Pirheliométrica Internacional de 1956 (IPS). Gracias al progreso alcanzado en el ámbito de la
radiometría absoluta, se ha mejorado mucho la exactitud de las mediciones de la radiación. Los
resultados de numerosas comparaciones efectuadas entre 15 pirheliómetros absolutos de 10 tipos
diferentes sirvieron de base para definir una RRM. Las antiguas escalas pueden transformarse en la
RRM utilizando los siguientes factores de conversión:
Para verificar los criterios de estabilidad, los instrumentos del GMN se comparan entre sí al menos
una vez al año. Estos instrumentos se encuentran en el Centro Radiométrico Mundial, en Davos.
Cálculo de los Valores de la RRM
Para calibrar un instrumento radiométrico se utilizan como referencia las lecturas de uno de los
instrumentos del GMN, o las de otro que se haya calibrado directa- mente con uno de los
instrumentos del Grupo. En las comparaciones internacionales, el valor representativo de la RRM se
obtiene calculando la media de las mediciones de al menos tres instrumentos del GMN. Los valores
de la RRM se establecen aplicando a las lecturas de cada instrumento del GMN el factor de
corrección que le fue asignado al ser incorporado al Grupo.
83
3
ENERGÍA FOTOVOLTAICA
ANTECEDENTES
El fenómeno fotovoltaico fue descubierto en 1839 y las primeras celdas solares de selenio fueron
desarrolladas en 1880. Sin embargo, no fue sino hasta 1950 que se desarrollaron las celdas de silicio
monocristalino que actualmente dominan la industria fotovoltaica. Las primeras celdas de este tipo
tenían una eficiencia de conversión de solo 1%; ya para 1954 se había logrado incrementar la
eficiencia al 6% en condiciones normales de operación, mientras en el laboratorio se lograron
eficiencias cercanas a 15%. Las primeras aplicaciones prácticas se hicieron en satélites artificiales. En
1958 fueron utilizadas para energizar el transmisor de respaldo del Vaguard 1, con una potencia de
cinco miliwatts.
Desde entonces las celdas fotovoltaicas han proporcionado energía a prácticamente todos los satélites
artificiales, incluyendo el Skylab que cuenta con un sistema de generación de más de 20 caladas. Aun
cuando fueron desarrolladas en el contexto de los programas espaciales, ya para finales de la década
de los setentas las celdas fotovoltaicas comenzaban a ser utilizadas en aplicaciones terrestres como
energización de pequeñas instalaciones (varios Watts de potencia) en sistemas de telecomunicación,
televisión rural, y otras.
En la actualidad las instalaciones con capacidades de uno a diez caladas están siendo lugar común
alrededor del mundo para aplicaciones agroindustriales como el bombeo de agua, refrigeración,
preservación de productos perecederos, o desalación de agua a. En 1982 se, construyó la primera
84
planta fotovoltaica de potencia, con una capacidad de 1MW, en el estado de California en los
Estados Unidos. Esta planta genera suficiente electricidad para satisfacer las necesidades de 300 a
400 casas-habitación en su zona de servicio. Tiempo, después en el mismo estado, se instaló otra
planta fotovoltaica de potencia con una capacidad de 6.5 MW, que produce cerca de 14 millones de
caladas hora al año, energía eléctrica suficiente para abastecer las necesidades de más de 2,300 casas
típicas en el área.
Para 1975 las ventas totales de una de las compañías más grandes del ramo ascendían a 78 kW, con
un precio promedio de US $ 45 por Watt; en 1983 las ventas de esa misma compañía fueron ya de
15,500 kW, con precio de US $ 9 por Watt. Actualmente el mercado fotovoltaico ha sobrepasado
los 50 MW anuales, y para plantas fotovoltaicas de potencia (compras al mayoreo) se cotizan precios
menores de US $5 por Watt.
IMPACTO AMBIENTAL
La energía solar fotovoltaica, al igual que otras energías renovables, constituye, frente a los
combustibles fósiles, una fuente inagotable, contribuye al autoabastecimiento energético nacional y
es menos perjudicial para el medio ambiente, evitando los efectos de su uso directo (contaminación
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86
atmosférica, residuos, etc) y los derivados de su generación (excavaciones, minas, canteras,etc). Los
efectos de la energía solar fotovoltaica sobre los principales factores ambientales son los siguientes:
Clima: la generación de energía eléctrica directamente a partir de la luz solar no requiere ningún tipo
de combustión, por lo que no se produce polución térmica ni emisiones de CO2 que favorezcan el
efecto invernadero.
Geología: Las células fotovoltaicas se fabrican con silicio, elemento obtenido de la arena, muy
abundante en la Naturaleza y del que no se requieren cantidades significativas. Por lo tanto, en la
fabricación de los paneles fotovoltaicos no se producen alteraciones en las características litológicas,
topográficas o estructurales del terreno.
Suelo: al no producirse ni contaminantes, ni vertidos, ni movimientos de tierra, la incidencia sobre
las características fisico-químicas del suelo o su erosionabilidad es nula.
Aguas superficiales y subterráneas: No se produce alteración de los acuíferos o de las aguas
superficiales ni por consumo, ni por contaminación por residuos o vertidos.
Flora y fauna: la repercusión sobre la vegetación es nula, y, al eliminarse los tendidos eléctricos, se
evitan los posibles efectos perjudiciales para las aves.
Paisaje: los paneles solares tienen distintas posibilidades de integración, lo que hace que sean un
elemento fácil de integrar y armonizar en diferentes tipos de estructuras, minimizando su impacto
visual. Además, al tratarse de sistemas autónomos, no se altera el paisaje con postes y líneas
eléctricas.
Ruidos: el sistema fotovoltaico es absolutamente silencioso, lo que representa una clara ventaja frente
a los generadores de motor en viviendas aisladas.
Medio social: El suelo necesario para instalar un sistema fotovoltaico de dimensión media, no
representa una cantidad significativa como para producir un grave impacto. Además, en gran parte
de los casos, se pueden integrar en los tejados de las viviendas.
87
CÉLULAS SOLARES
PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
El Átomo: En esencia la constitución del átomo, refiriéndonos a su aspecto eléctrico, consta de un
determinado número de protones con carga positiva en el núcleo y una cantidad igual de electrones,
con carga negativa, girando en diferentes órbitas del espacio, denominada envoluta. El número
máximo de electrones que se pueden alojar en cada órbita es de 2n2, siendo "n" el número de órbitas.
Los electrones giran en órbitas casi elípticas, en cada una de las cuales y según su proximidad al
núcleo, solo pueden existir un número máximo de electrones. Atendiendo a la carga eléctrica como
inicialmente mencionábamos, los átomos, se pueden clasificar en positivos, negativos y neutros.
Los átomos de elementos simples, cuando están completas sus órbitas son neutros, hay igual
cantidad de electrones que de protones; pero dado que los electrones de la última órbita son los más
alejados del núcleo y por tanto, perciben menos su fuerza de atracción, pueden salirse de dicha órbita
denominada de valencia, dejando al átomo cargado positivamente por contener más protones que
electrones, si por el contrario en el último orbital del átomo hubiese alojado un electrón libre exterior
al átomo habría adquirido carga negativa, a estas dos situaciones se les denomina iones.
Átomos Estables E Inestables: Se llama átomo estable al que tiene completa de electrones su última
órbita o al menos dispone en ella de ocho electrones. Los átomos inestables, que son los que no
tienen llena su órbita de valencia ni tampoco ocho electrones en ella, tienen una gran propensión a
convertirse en estables, bien desprendiéndose de los electrones de valencia o bien absorbiendo del
exterior electrones libres hasta completar la última órbita; en cada caso realizaran lo que menos
energía suponga.
Cuerpos Conductores Y Aislantes: Los cuerpos conductores son aquellos cuyos átomos permiten
fácilmente el paso de electrones a su través. Un buen ejemplo de conductor es el Cobre (Cu) que
dispone de un electrón inestable en su cuarta órbita con una gran tendencia a desprenderse.
Cuerpos Semiconductores Intrinsecos: Mientras que los cuerpos buenos conductores ofrecen escasa
resistencia al paso de electrones, los aislantes la ofrecen elevadísima, y entre ambos extremos, se
encuentran los semiconductores que presentan una resistencia intermedia. Un ejemplo de elemento
semiconductor es el Silicio (Si), la característica fundamental de los cuerpos semiconductores es la de
poseer cuatro electrones en su órbita de valencia. Con esta estructura el átomo es inestable, pero para
hacerse estable se le presenta un dilema: y es que le cuesta lo mismo desprenderse de cuatro
electrones y quedarse sin una órbita, que absorber otros cuatro electrones para hacerse estable al
pasar a tener ocho electrones. En estas especiales circunstancias, ciertos elementos como el Silicio y
el Germanio (Ge) agrupan sus átomos de manera muy particular, formando una estructura reticular
en la que cada átomo queda rodeado por otros cuatro iguales, propiciando la formación de los
llamados enlaces covalentes. En estas circunstancias, la estructura de los cuerpos semiconductores, al
estabilizarse, debería trabajar como buen aislante, pero no es así a causa de la temperatura. Canto
mayor es la temperatura aumenta la agitación de los electrones y por consiguiente enlaces covalentes
rotos, dando lugar a electrones libres y hugecos (falta de electrón).
Semiconductores Extrínsecos: Comoquiera que las corrientes que se producen en el seno de un
semiconductor intrínseco a la temperara ambiente son insignificantes, dado el bajo valor de
portadores libres, para aumentarlos se les añaden otro cuerpos, que se denominan impurezas. De esta
forma es como se obtienen los semiconductores extrínsecos tan importantes en la energía solar
fotovoltaica.
TEORÍA DE LOS SEMICONDUCTORES
Semiconductores Extrínsecos Tipo N: en la figura se
presenta la estructura cristalina del Silicio (Si) dopado
con Antimonio (Sb) al introducirse un átomo de
impurezas de este elemento, hecho por el que recibe el
nombre de semiconductor extrínseco.
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Como se aprecia el átomo de Sb no solo cumple con
los cuatro enlaces covalentes, sino que aún le sobra un
electrón, que tiende a salirse de su órbita para que
quede estable el átomo de Sb. Por cada átomo de impurezas añadido aparece un electrón libre en la
estructura. Aunque se añadan impurezas en relación de uno a un millón, en la estructura del silicio
además de los 1010 electrones y 1010 huecos libres que existen por cm3, a la temperatura ambiente,
hay ahora que sumar una cantidad de electrones libres equivalente a la de átomos de impurezas. En
estas condiciones el Si con impurezas de Sb alcanza 1016 electrones libres y 1010huecos libres por
cm3, siendo en consecuencia el número de portadores eléctricos negativos mucho mayor que el de
los positivos, por lo que los primeros reciben la denominación de portadores mayoritarios y los
segundos la de portadores minoritarios y, por el mismo motivo, se le asigna a este tipo de
semiconductores extrínsecos la clasificación de semiconductor extrínseco tipo n.
Semiconductores Extrínsecos Tipo P: en la figura se presenta la estructura cristalina del Silicio (Si)
dopado con Aluminio (Al). Por cada átomo de impurezas trivalente que se añade al semiconductor
intrínseco aparece en la estructura un hueco, o lo que es lo mismo, la falta de un electrón.
Añadiendo un átomo de impurezas trivalente por cada millón de átomos de semiconductor existen:
1016 huecos libres y 1010electrones libres por cm3, a
la temperatura ambiente. Como en este
semiconductor hay mayor numero de cargas positivas
o huecos, se les denomina a estos, portadores
mayoritarios; mientras que los electrones libres,
únicamente propiciados por los efectos de la agitación
térmica son los portadores minoritarios. Por esta
misma razón el semiconductor extrínseco así formado
recibe el nombre de semiconductor extrínseco tipo p,
siendo neutro el conjunto de la estructura, al igual
que sucedía con el TIPO N.
Unión Del Semiconductor P Con El N: Al colocar parte del semiconductor TIPO P junto a otra
parte del semiconductor TIPO N, debido a la ley de difusión los electrones de la zona N, donde hay
alta concentración de estos, tienden a dirigirse a la zona P, que a penas los tiene, sucediendo lo
contrario con los huecos, que tratan de dirigirse de la zona P, donde hay alta concentración de
huecos, a la zona N. Eso ocasiona su encuentro y neutralización en la zona de unión. Al encontrarse
89
un electrón con un hueco desaparece el electrón libre, que pasa ocupar el lugar del hueco, y por lo
tanto también desaparece este último, formándose en dicha zona de la unión una estructura estable y
neutra. Como quiera que la zona N era en principio neutra y al colocarla junto a la zona P pierde
electrones libres, hace que cada vez vaya siendo más positiva, mientras que la zona P, al perder
huecos, se hace cada vez más negativa. Así aparece una diferencia de potencial entre las zonas N y P,
separadas por la zona de unión que es neutra. La tensión que aparece entre las zonas, llamada barrera
de potencial, se opone a la ley de difusión, puesto que el potencial positivo que se va creando en la
zona N repele a los huecos que se acercan de P, y el potencial negativo de la zona P repele a los
electrones de la zona N. Cuando ambas zonas han perdido cierta cantidad de portadores
mayoritarios que se han recombinado, la barrera de potencial creada impide la continuación de la
difusión y por tanto la igualación de las concentraciones de ambas zonas. La barrera de potencial es
del orden de 0.2V cuando el semiconductor es de Ge y de unos 0.5V cuando es de Si.
90
Estructura unión PN
EL EFECTO FOTOVOLTAICO
Las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica están basadas en el aprovechamiento del efecto
fotoeléctrico que tiene mucho que ver con lo explicado anteriormente. De forma muy resumida y
desde el punto de vista eléctrico, el “efecto fotovoltaico” se produce al incidir la radiación solar
(fotones) sobre los materiales que definimos al principio como semiconductores extrínsecos. La
energía que reciben estos provenientes de los fotones, provoca un movimiento caótico de electrones
en el interior del material.
Al unir dos regiones de un semiconductor al que artificialmente se había dotado de concentraciones
diferentes de electrones, mediante los elementos que denominábamos dopantes, se provocaba un
campo electrostático constante que reconducía el movimiento de electrones. Recordemos que este
material formado por la unión de dos zonas de concentraciones diferentes de electrones la
denominábamos unión PN, pues la célula solar en definitiva es esto; una unión PN en la que la parte
iluminada será la tipo N y la no iluminada será la tipo P.
De esta forma, cuando sobre la célula solar incide la radiación, aparece en ella una tensión análoga a
la que se produce entre las bornas de una pila. Mediante la colocación de contactos metálicos en cada
una de las caras puede “extraerse” la energía eléctrica, que se utilizará para alimentar una carga.
Para que se produzca el efecto fotovoltaico debe cumplirse que:
Por otro lado y dando una explicación desde un punto de vista cuántico, su funcionamiento se basa
en la capacidad de transmitir la energía de los fotones de la radiación solar a los electrones de
valencia de los materiales semiconductores, de manera que estos electrones rompen su enlace que
anteriormente los tenía ligado a un átomo.
Por cada enlace que se rompe queda un electrón y un hueco (falta de electrón en un enlace roto) para
circular dentro del semiconductor. El movimiento de los electrones y huecos en sentidos opuestos
(conseguido por la existencia de un campo eléctrico como veremos posteriormente) genera una
corriente eléctrica en el semiconductor la cual puede circular por un circuito externo y liberar la
energía cedida por los fotones para crear los pares electrón-hueco.
El campo eléctrico necesario al que hacíamos referencia anteriormente, se consigue con la unión de
dos semiconductores de diferente dopado, como vimos al principio de esta sección: Un
91
semiconductor tipo P (exceso de huecos) y otro tipo N (exceso de electrones). Que al unirlos crea el
campo eléctrico E.
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LA CÉLULA SOLAR
Una célula solar es un dispositivo capaz de convertir la energía proveniente de la radiación solar en
energía eléctrica. La gran mayoría de las células solares que actualmente están disponibles
comercialmente son de Silicio mono o policristalino. El primer tipo se encuentra más generalizado y
aunque su proceso de elaboración es más complicado, suele presentar mejores resultados en cuanto a
su eficiencia. Por otra parte, la experimentación con materiales tales como el Telurio de Cadmio o el
Diseleniuro de Indio-Cobre está llevando a las células fabricadas con estas sustancias a situaciones
próximas ya a aplicaciones comerciales, contándose con las ventajas de poderse trabajar con
tecnologías de láminas delgadas.
Cuando conectamos una célula solar a una carga y la célula está iluminada, se produce una diferencia
de potencial en extremos de la carga y circula una corriente por ella (efecto fotovoltaico).
92
La corriente entregada a una carga por una célula solar es el resultado neto de dos componentes
internas de corriente que se oponen. Estas son:
Corriente de iluminación: debida a la generación de portadores que produce la iluminación.
Corriente de oscuridad: debida a la recombinación de portadores que produce el voltaje externo
necesario para poder entregar energía a la carga.
Los fotones serán los que formaran, al romper el enlace, los pares electrón-hueco y, debido al campo
eléctrico producido por la unión de materiales en la célula de tipo P y N, se separan antes de poder
recombinarse formándose así la corriente eléctrica que circula por la célula y la carga aplicada.
Algunos fotones pueden no ser aprovechados para la creación de energía eléctrica por diferentes
razones:
- Los fotones que tienen energía inferior al ancho de banda prohibida del semiconductor
atraviesan el semiconductor sin ceder su energía para crear pares electrón-hueco.
- Aunque un fotón tenga una energía mayor o igual al ancho de banda prohibida puede no ser
aprovechado ya que una célula no tiene la capacidad de absorberlos a todos.
93
- Además, los fotones pueden ser reflejados en la superficie de la célula.
Curva Característica I-V De Iluminación Real: La curva I-V de una célula fotovoltaica representa
pares de valores de tensión e intensidad en los que puede encontrarse funcionando la célula. Los
valores característicos son los siguientes:
Tensión De Circuito Abierto (Voc): que es el máximo valor de tensión en extremos de la célula y se
da cuando esta no está conectada a ninguna carga.
Corriente De Cortocircuito (Isc): definido como el máximo valor de corriente que circula por una
célula fotovoltaica y se da cuando la célula está en cortocircuito. La siguiente ecuación representa
todos los pares de valores (I/V) en que puede trabajar una célula fotovoltaica.
También se puede expresar con:
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Punto De Maxima Potencia "Pmp" (Pm): Es el producto del valor de tensión máxima (VM) e
intensidad máxima (IM) para los que la potencia entregada a una carga es máxima.
Factor De Forma (Ff): Se define como el cociente de potencia máxima que se puede entregar a una
carga entre el producto de la tensión de circuito abierto y la intensidad de cortocircuito, es decir:
Eficiencia De Conversión Energética O Rendimiento: Se define como el cociente entre la máxima
potencia eléctrica que se puede entregar a la carga (PM) y la irradiancia incidente (PL) sobre la
célula que es el producto de la irradiancia incidente G por el área de la célula S:
Dichos parámetros se obtienen en unas condiciones estándar de medida de uso universal según la
norma EN61215. Irradiancia: 1000W/m2 (1 KW/m2). Distribución espectral de la radiación
incidente: AM1.5 (masa de aire).Incidencia normal. Temperatura de la célula: 25ºC. Otro
parámetro es la TONC o Temperatura de Operación Nominal de la Célula. Dicho parámetro se
define como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se someten a las siguientes
condiciones de operación: Irradiancia: 800W/m2.Distribución espectral de la radiación incidente:
AM1.5 (masa de aire) . Incidencia normal. Temperatura ambiente: 20ºC.Velocidad del viento: 1m/s
95
Influencia De La Temperatura En Los Parámetros Básicos De Una Célula Fotovoltaica: Al
aumentar la temperatura de la célula empeora el funcionamiento de la misma:
- Aumenta ligeramente la Intensidad de cortocircuito.
- Disminuye la tensión de circuito abierto, aprox: -2.3 mV/ºC
- El Factor de Forma disminuye.
- El rendimiento decrece.
96
TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN DE LA CÉLULA SOLAR
La tecnología del Silicio como material de base para la fabricación de células fotovoltaicas, está sujeta
a constantes variaciones, experimentando diferencias importantes según los distintos fabricantes.
PROCESO DE FABRICACIÓN
De forma muy resumida, el proceso de fabricación de una célula mono o policristalina se puede
dividir en las siguientes fases:
Primera Fase: Obtención Del Silicio
A partir de las rocas ricas en cuarzo (formadas principalmente por SiO2, muy abundantes en la
naturaleza) y mediante el proceso de reducción con carbono, se obtiene Silicio con una pureza
aproximada del 99%, que no resulta suficiente para usos electrónicos y que se suele denominar Silicio
de grado metalúrgico.
Mineral de Silicio
97
La industria de semiconductores purifica este Silicio por procedimientos químicos, normalmente
destilaciones de compuestos colorados de Silicio, hasta que la concentración de impurezas es inferior
al 0.2 partes por millón. El material así obtenido suele ser llamado Silicio grado semiconductor y
aunque tiene un grado de pureza superior al requerido en muchos casos por las células solares, ha
constituido la base del abastecimiento de materia prima para aplicaciones solares, representando en
la actualidad casi las tres cuartas partes del abastecimiento de las industrias de fabricación de células.
Sin embargo, para usos específicamente solares, son suficientes (dependiendo del tipo de impureza y
de la técnica de cristalización), concentraciones de impurezas del orden de una parte por millón. Al
material de esta concentración se le suele denominar Silicio grado solar.
Existen actualmente tres posibles procedimientos en distintas fases de experimentación para la
obtención del Silicio grado solar, que proporcionan un producto casi tan eficaz como el del grado
semiconductor a un coste sensiblemente menor.
Segunda Fase: Cristalización
98
Una vez fundido el Silicio, se inicia la cristalización a partir de una semilla. Dicha semilla es extraída
del silicio fundido, este se va solidificando de
forma cristalina, resultando, si el tiempo es
suficiente, un monocristal. El procedimiento más
utilizado en la actualidad es el convencional
método Czochralsky, pudiéndose emplear
también técnicas de colado. El Silicio cristalino
así obtenido tiene forma de lingotes. También se
plantean otros métodos capaces de producir
directamente el Silicio en láminas a partir de
técnicas basadas en la epitaxia, en crecimiento
sobre soporte o cristalización a partir de Si
mediante matrices. Se obtienen principalmente
dos tipos de estructuras: una la monocristalina
(con un único frente de cristalización) y la otra lapolicristalina (con varios frentes de cristalización,
aunque con unas direcciones predominantes). La diferencia principal radica en el grado de pureza
del silicio durante el crecimiento/recristalización.
Tercera Fase: Obtención De Obleas
El proceso de corte tiene gran importancia en la producción de las láminas obleas a partir del lingote,
ya que supone una importante perdida de material (que puede alcanzar el 50%). El espesor de las
obleas resultantes suele ser del orden de 2-4mm.
Lingotes y Obleas de Si.
Cuarta Fase: Fabricación De La Célula Y Los Módulos
Una vez obtenida la oblea, es necesario mejorar su superficie, que presenta irregularidades y defectos
debidos al corte, además de retirar de la misma los restos que puedan llevar (polvo, virutas),
mediante el proceso denominado decapado. Con la oblea limpia, se procede al texturizado de la
misma (siempre para células monocristalinas, ya que las células policristalinas no admiten este tipo
de procesos), aprovechando las propiedades cristalinas del Silicio para obtener una superficie que
absorba con más eficiencia la radiación solar incidente.
Posteriormente se procede a la formación de un unión PN mediante
deposición de distintos materiales (compuestos de fósforo para las
partes N y compuestos de boro para las partes P, aunque normalmente,
las obleas ya están dopadas con boro), y su integración en la estructura
del silicio cristalino.
99
El siguiente paso es la formación de los contactos metálicos de la célula, en forma de rejilla en la cara
iluminada por el Sol, y continuo en la cara posterior. La formación de los contactos en la cara
iluminada se realiza mediante técnicas serigráficas, empleando más reciente mente la tecnología láser
para obtener contactos de mejor calidad y rendimiento.
El contacto metálico de la cara sobre la cual incide la radiación solar suele tener forma de rejilla, de
modo que permita el paso de la luz y la extracción de corriente simultáneamente. La otra cara está
totalmente recubierta de metal. Una célula individual normal, con un área de unos 75cm2 y
suficientemente iluminada es capaz de producir una diferencia de potencial de 0.4V y una potencia
de 1W.
Finalmente, puede procederse a añadir una capa antirreflexiva sobre la célula, con el fin de mejorar
las posibilidades de absorción de la radiación solar. Una vez concluidos los procesos sobre la célula,
se procede a su comprobación, previamente a su encapsulado, interconexión y montaje en los
módulos.
100
En cuanto a la eficiencia de las diferentes tecnologías fotovoltaicas se pueden indicar ciertos valores
aproximados. Para el caso del Silicio monocristalino ésta se sitúa en, aproximadamente entre un 16 y
un 25% mientras que en el policristalino actualmente es del 12-13% siendo posible que se eleve a
corto plazo en un nivel similar al alcanzado ya para el monocristalino. Como resumen, en relación a
la tecnología solar del silicio mono o policristalino, se puede indicar que su situación es madura, pero
no obstante existe un amplio aspecto de posibles mejoras, muchas de ellas analizadas y verificadas en
profundidad en laboratorios.
Otros posibles materiales para la fabricación de células solares es el Silicio amorfo. Esta tecnología
permite disponer de células de muy delgado espesor, lo cual presenta grandes ventajas.
Adicionalmente su proceso de fabricación es, al menos teóricamente, más simple y sustancialmente
más barato.
La eficiencia es comparativamente algo menor que en los casos anteriores (6-8%) y todavía no se
dispone de datos suficientes en cuanto a su estabilidad. Su principal campo de aplicación en la
actualidad son los relojes, juguetes, calculadoras y otras aplicaciones de consumo. Dentro de las
aplicaciones energéticas equivalentes a las de la tecnología del Silicio cristalino, su versatilidad es
muy adecuada para la confección de módulos semitransparentes empleados en algunas instalaciones
integradas en edificios.
101
LAS CUATRO GENERACIONES DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS
La primera generación de células fotovoltaicas: consistían en una gran superficie de cristal simple. Una
simple capa con unión diodo p-n, capaz de generar energía eléctrica a partir de fuentes de luz con
longitudes de onda similares a las que llegan a la superficie de la Tierra provenientes del Sol. Estas
células están fabricadas, usualmente, usando un proceso de difusión con obleas de silicio. Esta
primera generación (conocida también como células solares basadas en oblea) son, actualmente,
(2007) la tecnología dominante en la producción comercial y constituyen, aproximadamente, el 86%
del mercado de células solares terrestres.
La segunda generación de materiales fotovoltaicos: se basan en el uso de depósitos epitaxiales muy
delgados de semiconductores sobre obleas con concentradores. Hay dos clase de células fotovoltaicas
epitaxiales: las espaciales y las terrestres. Las células espaciales, usualmente, tienen eficiencias AM0
(Air Mass Zero) más altas (28-30%), pero tienen un coste por vatio más alto. En las terrestres la
película delgada se ha desarrollado usando procesos de bajo coste, pero tienen una eficiencia AM0
(7-9%), más baja, y, por razones evidentes, se cuestionan para aplicaciones espaciales. Las
102
103
predicciones antes de la llegada de la tecnología de película delgada apuntaban a una considerable
reducción de costos para células solares de película delgada. Reducción que ya se ha producido.
Actualmente (2007) hay un gran número de tecnologías de materiales semiconductores bajo
investigación para la producción en masa. Se pueden mencionar, entre estos materiales, al silicio
amorfo, silicio policristalino, silicio microcristalino, teleruro de cadmio y sulfuros y seleniuros de
indio. Teóricamente, una ventaja de la tecnología de película delgada es su masa reducida, muy
apropiada para paneles sobre materiales muy ligeros o flexibles. Incluso materiales de origen textil.
La llegada de películas delgadas de Ga y As para aplicaciones espaciales (denominadas células
delgadas) con potenciales de eficiencia AM0 por encima del 37% están, actualmente, en estado de
desarrollo para aplicaciones de elevada potencia específica. La segunda generación de células solares
constituye un pequeño segmento del mercado fotovoltaico terrestre, y aproximadamente el 90% del
mercado espacial.
La tercera generación de células fotovoltaicas: que se están proponiendo en la actualidad (2007) son
muy diferentes de los dispositivos semiconductores de las generaciones anteriores, ya que realmente
no presentan la tradicional unión p-n para separar los portadores de carga fotogenerados. Para
aplicaciones espaciales, se están estudiando dispositivos de huecos cuánticos (puntos cuánticos,
cuerdas cuánticas, etc.) y dispositivos que incorporan nanotubos de carbono, con un potencial de más
del 45% de eficiencia AM0. Para aplicaciones terrestres, se encuentran en fase de investigación
dispositivos que incluyen células fotoelectroquímicas, células solares de polímeros, células solares de
nanocristales y células solares de tintas sensibilizadas.
Una hipotética cuarta generación de células solares: consistiría en una tecnología fotovoltaica compuesta
en las que se mezclan, conjuntamente, nanopartículas con polímeros para fabricar una capa simple
multiespectral. Posteriormente, varias capas delgadas multiespectrales se podrían apilar para fabricar
las células solares multiespectrales definitivas. Células que son más eficientes, y baratas. Basadas en
esta idea, y la tecnología multiunión, se han usado en las misiones de Marte que ha llevado a cabo la
NASA. La primera capa es la que convierte los diferentes tipos de luz, la segunda es para la
conversión de energía y la última es una capa para el espectro infrarrojo. De esta manera se convierte
algo del calor en energía aprovechable. El resultado es una excelente célula solar compuesta. La
investigación de base para esta generación se está supervisando y dirigiendo por parte de la
DARPA2 (Defense Advanced Research Projects Agency) para determinar si esta tecnología es
viable o n
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no. Entre la
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104
Estos elementos son:
- Cubierta exterior de cara al Sol: Es de vidrio que debe facilitar al máximo la transmisión de
la radiación solar. Se caracteriza por su resistencia mecánica, alta transmisividad y bajo
contenido en hierro.
- Encapsulante: De silicona o más frecuentemente EVA (etilen-vinil-acetato). Es
especialmente importante que no quede afectado en su transparencia por la continua
exposición al sol, buscándose además un índice de refracción similar al del vidrio protector
para no alterar las condiciones de la radiación incidente.
- Protección posterior: Igualmente debe dar rigidez y una gran protección frente a los agentes
atmosféricos. Usualmente se emplean láminas formadas por distintas capas de materiales, de
diferentes características.
105
- Marco metálico: De Aluminio, que asegura una suficiente rigidez y estanqueidad al
conjunto, incorporando los elementos de sujeción a la estructura exterior del panel. La unión
entre el marco metálico y los elementos que forman el modulo está realizada mediante
distintos tipos de sistemas resistentes a las condiciones de trabajo del panel.
- Cableado y bornas de conexión: Habituales en las instalaciones eléctricas, protegidos de la
intemperie por medio de cajas estancas.
- Diodo de protección: Su misión es proteger contra sobre-cargas u otras alteraciones de las
condiciones de funcionamiento de panel.
Los diodos son componentes electrónicos que permiten el flujo de corriente en una única
dirección. En los sistemas fotovoltaicos generalmente se utilizan de dos formas: como diodos
de bloqueo y como diodos de bypass.
Esquemas de conexión con diodos
106
Los diodos de bloqueo impiden que la batería se descargue a través de los paneles
fotovoltaicos en ausencia de luz solar. Evitan también que el flujo de corriente se invierta
entre bloques de paneles conectados en paralelo, cuando en uno o más de ellos se produce
una sombra.
Los diodos de bypass protegen individualmente a cada panel de posibles daños ocasionados
por sombras parciales. Deben ser utilizados en disposiciones en las que los módulos están
conectados en serie. Generalmente no son necesarios en sistemas que funcionan a 24 V o
menos.
Mientras que los diodos de bloqueo evitan que un grupo de paneles en serie absorba flujo de
corriente de otro grupo conectado a él en paralelo, los diodos de bypass impiden que cada
módulo individualmente absorba corriente de otro de los módulos del grupo, si en uno o más
módulos del mismo se produce una sombra.
Los Paneles solares tienen entre 28 y 40 células, aunque lo más típico es que cuenten con 36.
La superficie del panel o modulo puede variar entre 0.1 y 0.5m2 y presenta dos bornas de
salida, positiva y negativa, a veces tienen alguna intermedia para colocar los diodos de
protección. Normalmente, los paneles utilizados, están diseñados para trabajar en
combinación con baterías de tensiones múltiplo de 12V, como veremos en la sección
dedicada al acumulador.
107
Rendimiento De Un Panel Fotovoltaico: Depende fundamentalmente de la intensidad de la
radiación luminosa y de la temperatura de las células solares.
Variación de intensidad y tensión con la radiación y la temperatura según potencia nominal
La intensidad de corriente que genera el panel aumenta con la radiación, permaneciendo el voltaje
aproximadamente constante. En este sentido tiene mucha importancia la colocación de los paneles
(su orientación e inclinación respecto a la horizontal), ya que los valores de la radiación varían a lo
largo del día en función de la inclinación del sol respecto al horizonte. El aumento de temperatura
en las células supone un incremento en la corriente, pero al mismo tiempo una disminución mucho
mayor, en proporción, de la tensión. El efecto global es que la potencia del panel disminuye al
aumentar la temperatura de trabajo del mismo. Una radiación de 1.000 W/m2 es capaz de calentar
un panel unos 30 grados por encima de la temperatura del aire circundante, lo que reduce la tensión
en 2 mV/(célula*grado) * 36 células * 30 grados = 2,16 Voltios y por tanto la potencia en un 15%.
Por ello es importante colocar los paneles en un lugar en el que estén bien aireados.
LAS BATERIAS
En las instalaciones fotovoltaicas lo más habitual es utilizar un conjunto de baterías asociadas en
serie o paralelo para almacenar la energía eléctrica generada durante las horas de radiación, para su
utilización posterior en los momentos de baja o nula insolación. Hay que destacar que la fiabilidad
108
109
siendo por ello un elemento al que hay q
laciones de electrificación
apacidad: Es la cantidad de electricidad que puede
de la instalación global de electrificación depende en gran medida de la del sistema de acumulación,
ue dar la gran importancia que le corresponde.
De cara a su empleo en insta
fotovoltaica, es necesario conocer los siguientes conceptos:
C
obtenerse mediante la descarga total de una batería
inicialmente cargada al máximo. La capacidad de un
acumulador se mide en Amperios-hora (Ah), para un
determinado tiempo de descarga, es decir una batería de
130Ah es capaz de suministrar 130A en una hora o 13A en
diez horas. Para acumuladores fotovoltaicos es usual referirse
a tiempos de descarga de 100 horas. También al igual que
para módulos solares puede definirse el voltaje de circuito
abierto y el voltaje en carga. Las baterías tienen un voltaje
nominal que suele ser de 2, 6, 12, 24V, aunque siempre varíe
durante los distintos procesos de operación. Es importante
el voltaje de carga, que es la tensión necesaria para vencer la resistencia que opone el acumulador a
ser cargado. Las baterías pueden conectarse en serie para incrementar el voltaje, o en paralelo para
incrementar la capacidad en Amperios hora del sistema de acumulación. Al conectar en
serie/paralelo se incrementan tanto el voltaje como la capacidad.
110
Eficiencia de carga: Que es la relación entre la energía empleada para cargar la batería y a realmente
almacenada. Una eficiencia del 100% significa que toda la energía empleada para la carga puede ser
remplazada para la descarga posterior. Si la eficiencia de carga es baja, es necesario dotarse de un
mayor número de paneles para realizar las mismas aplicaciones.
Autodescarga: Es el proceso por el cual el acumulador, sin estar en uso, tiende a descargarse.
Profundidad de descarga: Se denomina profundidad de descarga al valor en tanto por ciento de la
energía que se ha sacado de un acumulador plenamente cargado en una descarga. Como ejemplo, si
tenemos una batería de 100Ah y la sometemos a una descarga de 20Ah, esto representa una
profundidad de descarga del 20%. A partir de la profundidad de descarga podemos encontrarnos con
talmente descargado, puede quedar
añado seriamente y perder gran parte de su capacidad de carga. Todos estos parámetros
les, tal
omo ocurría en los módulos fotovoltaicos.
descargas superficiales (de menos del 20%) o profundas (hasta 80%). Ambas pueden relacionarse con
ciclos diarios y anuales. Es necesario recalcar que cuanto menos profundos sean los ciclos de
carga/descarga, mayor será la duración del acumulador. También es importante saber que, para la
mayoría de los tipos de baterías, un acumulador que queda to
d
característicos de los acumuladores pueden variar sensiblemente con las condiciones ambienta
c
111
Tipos De Baterías: En diferentes fases de desarrollo se encuentran baterías de distintos tipos,
algunos de los cuales son:
- Plomo ácido (Pb-ácido)
- Níquel-Cadmio (Ni-Cd)
- Níquel-Zinc (Ni-Zn)
- Zn-Cloro (Zn-Cl2)
De todos los acumuladores más del 90% del mercado corresponde a las baterías de plomo ácido, que
en general, y siempre que pueda realizarse un mantenimiento, son las que mejor se adaptan a los
sistemas de generación fotovoltaica. Dentro de las de plomo ácido se encuentran las de Plomo-
Calcio (Pb-Ca) y las de Plomo-Antimonio (Pb-Sb). Las primeras tienen a su favor una menor auto
descarga, así como un mantenimiento más limitado, mientras que las de Pb-Sb de tipo abierto y
tubular se deterioran menos con la sucesión de ciclos y presentan mejores propiedades para niveles de
vida media de diez o quince años.
l comercial tiene también cierta importancia los acumuladores de Níquel-
entajas frente a las de plomo ácido presentan la posibilidad de ser
regulador, la posibilidad de permanecer largo tiempo con bajo estado de
la tensión suministrada y un mantenimiento mucho más espaciado en el
empo. Sin embargo, su coste se cuadruplica y su baja capacidad a régimen de descarga lenta,
baja carga. Este segundo tipo de baterías soporta grandes descargas y siempre tienen, atendiendo a
las condiciones de uso, una
Por su implantación a nive
Cadmio, que entre otras v
empleados sin elemento
carga, la estabilidad en
ti
desaconseja su uso en gran parte de las aplicaciones fotovoltaicas.
Todas estas baterías pueden presentarse en forma estanca, conocidas como libres de mantenimiento
o sin mantenimiento, lo que es beneficioso para algunas aplicaciones. No obstante, presentan una
duración muy limitada frente a los acumuladores abiertos, no existen en el mercado acumuladores
estancos de alta capacidad y son más caros que los abiertos. El resto de baterías no presenta en la
actualidad características que hagan recomendable su empleo en sistemas de electrificación
fotovoltaica.
112
- Una vez conectadas las baterías, los bornes deben cubrirse con vaselina.
evenir cortocircuitos accidentales por caída de objetos.
- Las baterías deben estar colocadas por encima del nivel del suelo.
de horas durante las que circula esa corriente.
ncionar el sistemasin
seño de la instalación.
No obstante esto no es exactamente así, puesto que algunas baterías, como las de automoción, están
s de tiempo sin dañarse. Sin embargo, no
Es relación a las baterías deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos:
- Instalar las baterías en lugares ventilados, evitando la presencia de llamas cerca de las mismas.
- Ajustar el nivel del electrolito hasta la altura recomendada por el fabricante, utilizando
siempre agua destilada, nunca agua del grifo y teniendo especial precaución para no tocarlo ni
derramarlo.
- No utilizar las baterías del sistema fotovoltaico para arrancar vehículos.
- No debe utilizarse conjuntamente baterías de distintos tipos cuando no estén preparadas para
ello.
- Con el fin de prevenir posibles cortocircuitos debe respetarse la polaridad, las herramientas
deben estar adecuadamente protegidas y las baterías o los terminales deben estar cubiertos
para pr
Características definen el comportamiento de una batería
Son fundamentalmente dos: la capacidad en Amperios hora y la profundidad de la descarga.
Capacidad en Amperios hora: Los Amperios hora de una batería son simplemente el número de
Amperios que proporciona multiplicado por el número
Sirve para determinar, en una instalación fotovoltaica, cuánto tiempo puede fu
radiación luminosa que recargue las baterías. Esta medida de los días de autonomía es una de las
partes importantes en el di
Teóricamente, por ejemplo, una batería de 200 Ah puede suministrar 200 A durante una hora, ó 50
A durante 4 horas, ó 4 A durante 50 horas, o 1 A durante 200 horas.
diseñadas para producir descargas rápidas en cortos período
113
rías de
automoción no son las más adecuadas para los sistemas fotovoltaicos.
u capacidad aumentará ligeramente. Si el ritmo es
más rápido, la capacidad se reducirá.
peratura de la batería y la de su
ambiente. El comportamiento de una batería se cataloga a una temperatura de 27 grados.
Profundidad de descarga: La profundidad de descarga es el porcentaje de la capacidad total de
a. Las baterías de "ciclo poco
profundo" se diseñan para descargas del 10 al 25% de su capacidad total en cada ciclo. La
stante, afecta incluso a las baterías de ciclo profundo.
Cuanto mayor es la descarga, menor es el número de ciclos de carga que la batería puede
a solución de ácido sulfúrico. La placa
consiste en una rejilla de aleación de Plomo con una pasta de óxido de Plomo incrustada sobre la
están diseñadas para largos períodos de tiempo de baja descarga. Es por ello que las bate
Existen factores que pueden hacer variar la capacidad de una batería:
- Ratios de carga y descarga: Si la batería es cargada o descargada a un ritmo diferente al
especificado, la capacidad disponible puede aumentar o disminuir. Generalmente, si la
batería se descarga a un ritmo más lento, s
- Temperatura: Otro factor que influye en la capacidad es la tem
Temperaturas más bajas reducen su capacidad significativamente. Temperaturas más altas
producen un ligero aumento de su capacidad, pero esto puede incrementar la pérdida de agua
y disminuir el número de ciclos de vida de la batería.
-
la batería que es utilizada durante un ciclo de carga/descarg
mayoría de las baterías de "ciclo profundo" fabricadas para aplicaciones fotovoltaicas se
diseñan para descargas de hasta un 80% de su capacidad, sin dañarse. Los fabricantes de
baterías de Níquel-Cadmio aseguran que pueden ser totalmente descargadas sin daño alguno.
La profundidad de la descarga, no ob
tener.
Composición de una batería solar de Plomo-ácido
Estas baterías se componen de varias placas de plomo en un
rejilla. La solución de ácido sulfúrico y agua se denomina electrolito.
114
Construcción de una batería monoblock
El material de la rejilla es una aleación de Plomo porque el Plomo puro es un material físicamente
débil, y podría quebrarse durante el transporte y servicio de la batería. Normalmente la aleación es de
Plomo con un 2-6% de Antimonio. Cuanto menor es el contenido en Antimonio, menos resistente
será la batería durante el proceso de carga. La menor cantidad de Antimonio reduce la producción
de Hidrógeno y Oxígeno durante la carga, y por tanto el consumo de agua. Por otra parte, una
mayor proporción de Antimonio permite descargas más profundas sin dañarse las placas, lo que
implica una mayor duración de vida de las baterías. Estas baterías de Plomo-Antimonio son del tipo
de "ciclo profundo".
El Cadmio y el Estroncio se utilizan en lugar del Antimonio para fortalecer la rejilla. Estos ofrecen
las mismas ventajas e inconvenientes que el Antimonio, pero además reducen el porcentaje de auto
descarga que sufre la batería cuando no está en uso.
115
El Calcio fortalece también la rejilla y reduce la auto descarga. Sin embargo, el Calcio reduce la
profundidad de descarga recomendada en no más del 25%. Por otra parte, las baterías de Plomo-
Calcio son del tipo de "ciclo poco profundo". Las placas positiva y negativa están inmersas en una
solución de ácido sulfúrico y son sometidas a una carga de "formación" por parte del fabricante. La
dirección de esta carga da lugar a que la pasta sobre la rejilla de las placas positivas se transforme en
dióxido de Plomo. La pasta de las placas negativas se transforman en Plomo esponjoso. Ambos
materiales son altamente porosos, permitiendo que la solución de ácido sulfúrico penetre libremente
en las placas.
Las placas se alternan en la batería, con separadores entre ellas, que están fabricados de un material
poroso que permite el flujo del electrolito. Son eléctricamente no conductores. Pueden ser mezclas
de silicona y plásticos o gomas. Los separadores pueden ser hojas individuales o "sobres". Los sobres
son manguitos, abiertos por arriba, que se colocan únicamente sobre las placas positivas. Un grupo
de placas positivas y negativas, con separadores, constituyen un "elemento". Un elemento en un
contenedor inmerso en un electrolito constituye una "celda" de batería. Placas más grandes, o mayor
número de ellas, suponen una mayor cantidad de Amperios hora que la batería puede suministrar.
Independientemente del tamaño de las placas, una celda suministrará sólo una tensión nominal de 2
Las baterías de Níquel-Cadmio tienen una estructura física similar a las de Plomo-ácido. En lugar
ntos de batería de Plomo-ácido. Las baterías de
i-Cd aguantan procesos de congelación y descongelación sin ningún efecto sobre su
voltios (para Plomo-ácido). Una batería está constituida por varias celdas o elementos conectados en
serie, interna o externamente, para incrementar el voltaje a unos valores normales a las aplicaciones
eléctricas. Por ello, una batería de 6 V se compone de tres celdas, y una de 12 V de 6. Las placas
positivas por un lado, y las negativas por otro, se interconectan mediante terminales externos en la
parte superior de la batería.
Diferencias entre las baterías de Plomo-ácido y las de Níquel-Cadmio
de Plomo, se utiliza hidróxido de Níquel para las placas positivas y óxido de Cadmio para las
negativas. El electrolito es hidróxido de Potasio. El voltaje nominal de un elemento de batería de
Ni-Cd es de 1,2 V, en lugar de los 2 V de los eleme
N
116
slados o de acceso peligroso. Las baterías de Ni-Cd no pueden probarse con la misma
fiabilidad que las de Plomo-ácido. Por tanto, si es necesario controlar el estado de carga, las baterías
comportamiento. Las altas temperaturas tienen menos incidencia que en las de Plomo-ácido. Los
valores de autodescarga oscilan entre 3 y 6% al mes.
Les afectan menos las sobrecargas. Pueden descargarse totalmente sin sufrir daños. No tienen
peligro de sulfatación. Su capacidad para aceptar un ciclo de carga es independiente de la
temperatura. El coste de una batería de Ni-Cd es mucho más elevado que el de una de Plomo-
ácido; no obstante tiene un mantenimiento más bajo y una vida más larga. Esto las hace aconsejables
para lugares ai
de Ni-Cd no son la mejor opción. Él Ni-Cd presenta el llamado "efecto memoria": la batería
"recuerda" la profundidad de descarga y reduce su capacidad efectiva. Esto se debe a que el
compuesto químico que se forma en una placa cargada tiende a cristalizar, por lo que si se le deja el
tiempo suficiente queda inutilizada, perdiéndose capacidad. Este proceso no es irreversible pero si de
difícil reversión.
EL REGULADOR FOTOVOLTAICO
117
rga. Este sistema es siempre necesario, salvo en
el caso de los paneles auto regulados. El regulador tiene como función fundamental impedir que la
revención de la sobrecarga y las sobre descargas en un mismo equipo, que además
uministra información del estado de carga de la batería, la tensión existente en la misma a demás de
como fusibles, diodos, etc., para prevenir daños en los
equipos debidos a excesivas cargas puntuales.
Estos reguladores también pueden
incorporar sistemas que sustituyan
a los diodos encargados de
impedir el flujo de electricidad de
la batería a los paneles solares en
la oscuridad, con un costo
energético mucho menor.
También es interesante incorporar
modelos de regulación que
introducen modos de carga “en
flotación”, lo cual permite una
carga más completa de las baterías
y un mejor aprovechamiento de la
energía de los paneles. Las
Para un funcionamiento satisfactorio de la instalación en la unión de los paneles solares con la
batería ha de instalarse un sistema de regulación de ca
batería continúe recibiendo energía del colector solar una vez que ha alcanzado su carga máxima. Si,
una vez que se ha alcanzado la carga máxima, se intenta seguir introduciendo energía, se inicia en la
batería procesos de gasificación (hidrólisis del agua en hidrógeno y oxígeno) o de calentamiento, que
pueden llegar a ser peligroso y, en cualquier caso, acortaría sensiblemente la vida de la misma.
Otra función del regulador es la prevención de la sobre descarga, con el fin de evitar que se agoteen
exceso la carga de la batería, siendo éste un fenómeno, que como ya se ha dicho, puede provocar una
sensible disminución en la capacidad de carga de la batería en sucesivos ciclos. Algunos reguladores
incorporan una alarma sonora o luminosa previa a la desconexión para que el usuario pueda tomar
medidas adecuadas, como reducción del consumo, u otras. Los reguladores más modernos integran
las funciones de p
s
ir provistos de sistemas de protección tales
características eléctricas que definen un regulador son su tensión nominal y la intensidad máxima
que es capaz de disipar.
EL INVERSOR FOTOVOLTAICO
118
En este apartado, se va a hacer referencia a los convertidores e inve
adaptar las características de la corriente generada a la demanda t
En determinadas aplicaciones que trabajan en corriente continua
tensiones proporcionadas por el acumulador con la solicitada por
En estos casos la mejor solución es un convertidor de tensión cont
En otras aplicaciones, la utilización incluye elementos que trabaja
tanto los paneles como las baterías trabajan en corriente continu
inversor que transforme la corriente continua en alterna.
principalmente por la tensión de entrada, que se debe adaptar a la
que puede proporcionar y la eficiencia. Esta última se define c
eléctrica que el inversor entrega a la utilización (potencia de salida
del generador (potencia de entrada). La eficiencia del inversor
rsores, elementos cuya finalidad es
otal o parcial para las aplicaciones.
, no es posible hacer coincidir las
todos los elementos de consumo.
inua.
n en corriente alterna. Puesto que
a, es necesaria la presencia de un
Un inversor viene caracterizado
del generador, la potencia máxima
omo la relación entre la potencia
) y la potencia eléctrica que extrae
varía en función de la potencia
119
unto de trabajo del equipo se ajuste lo mejor posible a un valor promedio
specificado.
Aspectos importantes que habrán de cumplir los inversores para instalaciones autónomas son:
- Deberán tener una eficiencia alta, pues en caso contrario se habrá de aumentar
innecesariamente el número de paneles para alimentar la carga. No todos los inversores
existentes en el mercado cumplen estas características. Sin embargo, es cada vez más sencillo
equipos específicamente diseñados para cubrir plenamente estas aplicaciones.
- Estar adecuadamente protegidos contra cortocircuitos y sobrecargas.
- Incorporar rearme y desconexión automáticas cuando no se esté empleando ningún equipo de
corriente alterna.
- Admitir demandas instantáneas de potencia mayores del 200% de su potencia máxima.
- Cumplir con los requisitos, que para instalaciones de 220V. C.A. establece el Reglamento de
Baja Tensión.
En cualquier caso la definición del inversor a utilizar debe realizarse en función de las características
de la carga. En función de esta última se podrá acudir a equipos más o menos complejos. Se
inversores para instalaciones
conectadas a red:
consumida por la carga. Esta variación es necesario conocerla, sobre todo si la carga en alterna es
variable a fin de que el p
e
recomienda acudir a inversores diseñados específicamente para aplicaciones fotovoltaicas. Por otra
parte, existen en el mercado tipos muy diferentes de inversores, con grados de complejidad y
prestaciones muy variables. Según el tipo de cargas que vaya a alimentar, es posible recurrir a
inversores muy simples, de onda cuadrada o si así se requiere, inversores de señal senoidal, más o
menos sofisticados. Características eléctricas que han de cumplir los
- Tensión de entrada Vdc
- Potencia del Inversor kW
- Tensión de Salida 0,85 - 1,1Vac
- Factor de Potencia mayor de 0,95
- Frecuencia 49 - 51Hz
- Tasa de distorsión armónica (Tensión - Corriente)
- Trifásico mayor de 5kW (recomendado)
120
orsión armónica
Seguimiento del punto de máxima potencia
Protección contra sobretensiones
duce
rriente de una parte a otra. Cada ciclo incluye el movimiento de la corriente
primero en una dirección y luego en otra. Esto significa que la dirección de la corriente cambia 100
as de onda en corriente alterna (50Hz)
o por un generador diesel o gasolina es
color negro. Los cambios en la magnitud de la
Requisitos de los inversores para instalaciones conectadsd a red:
- Alta eficiencia
- Baja dist
-
- Bajo consumo
-
- Aislamiento galvánico
- No funcionamiento en isla
- Conexión/Desconexión automática
- Sistema de medidas y monitorización
Diferencia Existe Entre Los Distintos Tipos De Inversores
Los inversores transforman la corriente continua en corriente alterna. La corriente continua pro
un flujo de corriente en una sola dirección, mientras que la corriente alterna cambia rápidamente la
dirección del flujo de co
veces por segundo.
Diferentes form
La corriente alterna suministrada por una compañía eléctrica
(o debería ser) como la que se muestra en la figura en
121
ten ién es una onda senoidal. La
conversión de corriente continua en alterna puede realizarse de diversas formas. La mejor manera
depende de cuánto ha de parecerse a la onda senoidal ideal para realizar un funcionamiento
ade
Inv ría de los inversores funcionan haciendo pasar la corriente
con sformador, primero en una dirección y luego en otra. El dispositivo de
con cción de la corriente debe actuar con rapidez. A medida que la
cor ia del transformador, la polaridad cambia 100 veces cada
seg ue sale del secundario del transformador va alternándose,
en una frecuencia de 50 ciclos completos por segundo. La dirección del flujo de corriente a través de
te, de manera que la forma de onda del
secundario es "cuadrada", representada en la figura mediante color morado.
to eléctrico pequeño, se puede utilizar este tipo de inversor. La potencia de éste
dependerá de la potencia nominal del aparato en cuestión (para un TV de 19" es suficiente un
inversor de 200 W).
Inversores de onda senoidal modificada: son más sofisticados y caros, y utilizan técnicas de
modulación de ancho de impulso. El ancho de la onda es modificada para acercarla lo más posible a
una onda senoidal. La salida no es todavía una auténtica onda senoidal, pero está bastante próxima.
El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada. En el gráfico se representa en color
azul. Son los que mejor relación calidad/precio ofrecen para la conexión de iluminación, televisión o
variadores de frecuencia.
Inversores de onda senoida de con eguir una onda
senoidal pura. Hasta hace poco tiempo estos inversores eran grandes y caros, además de ser poco
sión siguen una ley senoidal, de forma que la corriente tamb
cuado de la carga de corriente alterna:
ersores de onda cuadrada: la mayo
tinua a través de un tran
mutación que cambia la dire
riente pasa a través de la cara primar
undo. Como consecuencia, la corriente q
la cara primaria del transformador se cambia muy bruscamen
Los inversores de onda cuadrada son más baratos, pero normalmente son también los menos
eficientes. Producen demasiados armónicos que generan interferencias (ruidos). No son aptos para
motores de inducción. Si se desea corriente alterna únicamente para alimentar un televisor, un
ordenador o un apara
l: con una electrónica más elaborada se pue s
eficientes (a veces sólo un 40% de eficiencia). Últimamente se han desarrollado nuevos inversores
senoidales con una eficiencia del 90% o más, dependiendo de la potencia, como por ejemplo el S-
122
de inducción y los más sofisticados aparatos o cargas
requieren una forma de onda senoidal pura, normalmente es preferible utilizar inversores menos
ionar energía eléctrica a
dos con el fin de proporcionar la energía eléctrica necesaria a una carga
e horas variará según las épocas del año. En los SFA dado el precio, algo
1200. La incorporación de microprocesadores de última generación permite aumentar las
prestaciones de los inversores con servicios de valor añadido como telecontrol, contaje de energía
consumida, selección de batería... Sin embargo su coste es mayor que el de los inversores menos
sofisticados. Puesto que sólo los motores
caros y más eficientes. Dentro de poco tiempo el coste de los inversores senoidales se acercará al de
los otros, popularizandose su instalación.
SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS (SFA)
GENERALIDADES
Son un conjunto de elementos interconectados entre sí con el fin de proporc
una determinada carga/s, entendiéndose como cargas los elementos de iluminación, equipos de
telecomunicación, frigoríficos, etc. pero lo hace de una manera independiente, es decir que funciona
de forma autónoma y no interacciona con ninguna otra fuente de generación. Los sistemas
fotovoltaicos autónomos (SFA) suelen estar constituidos por los siguientes elementos (descritos en el
punto referente a componentes e un sistema fotovoltaico): generador, acumulador y carga.
Los SFA son diseña
generalmente de tipo residencial. Y esta es una de las primeras limitaciones que existen en el diseño
de SFA, ya que es difícil calcular el consumo energético de cada una de las cargas. Uno de los
métodos seguidos es averiguar el valor de la potencia de cada una de las cargas que compondrán el
SFA y multiplicarlo por el número de horas de funcionamiento al día (suponiendo el consumo de
energía constante a lo largo del tiempo para cada una de las cargas) aunque este método también da
lugar a la incertidumbre ya que es difícil determinar el número de horas que cada carga pueda
funcionar y éste número d
más elevado, del KWh fotovoltaico que el obtenido de la red eléctrica convencional, es necesario una
optimización del consumo energético de las cargas, como ejemplo se debe considerar que en ningún
SFA deberían utilizarse luminarias incandescentes ya que son más eficiente los tubos fosforescentes
que presentan una relación entre lúmenes/watio consumido más óptima para estos sistemas. Los
123
ño es el dimensionamiento de los acumuladores de energía
e los acumuladores.
dos tipos de esquemas de sistemas fotovoltaicos autónomos según sea el
poseedores de SFA deben de estar concienciados de que el consumo energético que realicen será el
que su reserva energética les permita, a diferencia de los consumidores de energía eléctrica de la red
que podrán consumir la energía eléctrica que ellos puedan pagar. Otra consideración en el diseño de
estos sistemas tener conocimiento del principal 'input' de los Sistemas Fotovoltaicos, es decir la
Radiación Solar. Este dato puede ser obtenido de un instituto de meteorología. En este curso se
ofrece un programa de cálculo de irradiación media diaria mensual en el capítulo de Radiación Solar.
Otro elemento a tener en cuenta en el dise
d
squema de un Sistema Fotovoltaico Autónomo E
quí se presentan los A
carácter de las cargas:
Este esquema es utilizado cuando las cargas necesitan corriente continua: Iluminación, equipos de
corriente continua, frigoríficos especiales etc.
Este otro esquema se utiliza cuando las cargas necesitan corriente alterna tales como motores en
bombeo, electrodomésticos en general, etc.
124
rgo del tiempo, evitando que queden inservibles al cabo de pocos años, al
utilizarse para fines para los cuales no habían sido concebidas.
En el caso de las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica aislada de la red, las necesidades del
nistro constante aún en las peores condiciones ya que no se dispone de otra
fuente de energía y, el elevado coste de los equipos.
tema de dimensionado para instalaciones aisladas de la
red que pueden permitir valorar de modo aproximado las características de una instalación dada, a
partir de los consumos previstos y de la radiación disponible. La información que se aporta es
suficiente para calcular el orden de magnitud de las instalaciones, siendo necesario a la hora de
acometer los proyectos acudir a un especialista, ya que el método propuesto no se tienen en cuenta
determinados factores específicos de cada tipo de instalación, que puede tener incidencia a la hora de
determinar las características finales de la misma.
istro el periodo en el que la relación de la radiación
disponible y el consumo de energía es más crítica, ni habría problemas en el suministro durante el
resto del año. Existen otros métodos de dimensionado, mediante métodos probabilísticas y de
simulación y basados en la denominada “Probabilidad de Pérdida de Carga o LPP” que es un factor
que relaciona el déficit de energía con la demandad e esta. Dado el volumen de información
necesario para la realización del dimensionado según estos últimos métodos, se ha optado por el del
“mes peor”, que por otra parte, resulta mucho más intuitivo en la mayoría de de los casos.
DIMENSIONADO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMO
El dimensionado es el proceso por el cual se determina el tamaño de las instalaciones, adecuándolas
a dos parámetros fundamentales, que son por una parte la demanda a cubrir y por otra la energía
disponible para satisfacer esta demanda (radiación solar disponible).
Un adecuado dimensionado de las instalaciones supone además asegurar la fiabilidad de la misma y
su utilización a lo la
dimensionado viene condicionada por dos factores de capital importancia, como son las necesidades
de garantizar un sumi
En el presente apartado se va a plantear un sis
El sistema propuesto está basado en los sistemas denominados del “mes peor”, y que supone que si la
instalación es capaz de asegurar el sumin
125
eléctrica es el de
bastecer en su totalidad las necesidades definidas en el mes de soleamiento menor, contando con la
propuesto.
tanto para los aparatos de corriente
continua como para los de corriente alterna. En un segundo bloque se relacionan los consumos para
es secciones se recogen de modo más detallado
los pasos necesarios.
ncidencia de determinadas aplicaciones es muy
portante frente frene a los consumos en otros usos, por lo que deben calcularse los consumos para
La hipótesis básica de dimensionamiento para instalaciones aisladas de la red
a
seguridad de una capacidad de acumulación necesaria para cubrir un cierto número de días de bajo
nivel de radiación. Con objeto de ayudar en el seguimiento y realización del método se han incluido
una serie de cuadros que pueden ayudar para la aplicación del método
Los cuadros recogen por una parte una evaluación de la energía necesaria a partir de la descripción
de los distintos elementos de consumo, su potencia sus horas de funcionamiento, con el fin de
avaluar los consumos requeridos. Este proceso debe realizarse
cada uno de los meses del año, y con la radiación disponible.
A partir de la relación entre estos dos parámetros, se establece el tamaño de las instalaciones para los
equipos de captación y acumulación. En la siguient
Evaluación De La Energía Necesaria (Estudio de Carga AC – DC)
Para la estimación de la energía consumida por la instalación se habrá de evaluar por separado la
aportación al consumo total de los equipos de corriente alterna y continua, siguiendo el esquema
general de la instalación fotovoltaica aislada. A la hora de realizar esta estimación deben tenerse en
cuenta las variaciones Estaciónales, ya que la i
im
varios meses diferentes. En el caso de que se trate de sistemas de electrificación con consumos
idénticos a lo largo de todo el año bastará con realizar una única estimación.
Carga Instalada: es la suma de todas las potencias individuales nominales de los artefactos eléctricos
de la vivienda. Como nuestro caso se está utilizando baterías, la variable que nos interesa es la
demanda eléctrica. Podemos obtener la demanda afectando a la carga instalada por un factor de
carga que varía entre 0.4 y 0.7, además mientras más aparatos hay menor es este factor.
126
. Consumo De Los Equipos En Corriente Continua (T1)
2. El número de horas de funcionamiento diario (H).
s por la potencia y por el número de horas diarias de funcionamiento.
Donde: N= números de equipos que funcionan a corriente continua.
Demanda Eléctrica: Para estimarla se debe seguir el procedimiento del menú energético que detalla
los equipos que serán servidos, su potencia y el número de horas promedio diarias que están
encendidos. Dentro del menú energético se debe diferenciar las cargas en corriente continua y las
cargas en corriente alterna.
a
La energía que la aplicación considerada necesita consumir cada mes va a depender
exclusivamente del tipo de equipos que componen la carga así como el tiempo de utilización
de los mismos. Los datos necesarios que habrá que conocerse de cada equipo serán:
1. La potencia (P): Tomada como la nominal de los equipos y que aparece en las
características de los mismos.
La energía necesaria para el consumo del equipo en cuestión, será el producto del número de
equipos iguale
Desarrollo del menú energético:
Artefacto P [W] Cantidad Pt[W] Horas de uso al día E [Wh/día]
Foco ahorrador PL 13 13 5 65 9 585
Televisión a Color 45 2 90 4 360
Radio 100 1 100 1 100
Ventilador 20 1 20 4 80
Carga Instalada DC 275
Promedio de Consumo 1125
b. Evaluación Del Consumo Mensual En Corriente Alterna (T2): Lo consignado como
elementos generales en los párrafos anteriores, es también de aplicación en el caso de
consumo de los equipos de corriente alterna. Dada la gran capacidad de equipos
127
la simultaneidad en el uso de las
Cantidad Pt[W] Horas de uso al día E [Wh/día]
electrodomésticos de corriente alterna para diversas aplicaciones disponibles en el mercado,
sería prácticamente imposible establecer la potencia de cada uno de ellos. Por lo tanto, en
cada caso es necesario recurrir a los datos que suministra el fabricante del electrodoméstico en
cuestión.
La potencia de salida del inversor debe calcularse según
diferentes cargas. El efecto de arranque de los motores eléctricos también es especialmente
importante y debe ser tenido en cuenta a la hora de determinar la potencia del inversor.
Desarrollo del menú energético:
Artefacto P [W]
Foco 60 3 180 3 540
Microondas 1100 1 1100 0.5 550
Refrigerador 150 1 150 10 1500
Lavadora 400 1 400 2 800
Salidas a 120 V ac 200 3 600 2 1200
Carga Instalada AC 2430
Promedio de Consumo 4590
c. E el Consumo T T
Pa u total s ienen en ta dos ctores que son:
Margen de seguridad (Eb en %), que corresponde a las pérdidas en el cableado, perdidas en
conexiones, variaciones en el consumo previsto cialm te, etc. En princi ueden
estimarse en un 15% para la yoría d os casos.
Eficiencia del inversor (Ei), que es la relación en ener que se aporta al inversor y la
realmente disponible para el consumo. Como ya se menciono en el capítulo ded
elementos que componen la instalación, el inversor tiene un consumo propio constante y un
valuación D otal (G )
ra la evaluación del cons mo e t cuen fa
s ini en pio p
ma e l
tre la gía
icado a los
rendimiento variable en función de la carga a laque suministre. En principio, salvo disponer
de informaciones más precisas puede tomarse como valor medio el 85%. Los consumos en
128
l consumo diario total de los equipos será entonces:
TRICA EN AMPERIOS HORA
continua (Gc) serán por lo tanto el producto de (100+Eb)/100 por lo calculado para el
conjunto de los equipos de consumo, T1 (energía promedio DC).
Los consumos en corriente alterna (Ga) será el resultado de la operación:
Donde: T2 (energía promedio AC)
E
DEMANDA ELÉC
M Margen id % de Segur ad 10
a Demand Wh/d 1125 a DC
b Voltaje D V 12 C
c Amperios Hora ((100+M)/100)*(a/b) Ah 103.125
d Demand Wh/d 4590 a AC
e Voltaje A V 120 C
f Amperios Hora (((100+M)/100 Ah 42.075 )*d/e)
g Eficiencia Inversor DC/AC % 80
h Amperios Hora AC efectivos (100*f/g) Ah 52.6
i Total Amperios Hora AC+DC (c+h) 155.7
j Reserva Futura % 20
k Total Ah ((100+j)/100)*i Ah 186.86
DEMANDA ELÉCTRICA EN ENERGÍA
l Energía DC (100+M)*a/100 Wh/d 1237.5
m Energía AC (100+M)*b/g Wh/d 6311.25
n Energía Total (l+m) Wh/d 7548.75
Evalua
solar fo
que est
determinada ubicación es un complicado problema estadístico y físico, cuya explicación queda fuera
ción De La Radiación Solar (Disponibilidad del Recurso): La energía que capta un panel
tovoltaico va a depender, tanto de la climatología del lugar, como del ángulo de inclinación
e posea respecto a los rayos solares. El cálculo exacto de la energía solar incidente en una
129
de los
aceptab edia de la provincia en la
que se instala el sistema fotovoltaico.
Se consideran los dos casos más usuales en la orientación de paneles:
- con un grado de el
undo donde se vaya a colocar los paneles, para ello se debe estimar como los rayos inciden
- Orientación fija con dos posiciones a lo largo del año. Estas se caracterizan por ángulos de
inclinación s
En el caso de una i a se habrá de obtener la R onible (Rd), donde se
irá consignando pa c distintos valores de energí na conocida la localización
geográfica de la ins a s p eviamente se haya
decidido entre las dos opciones de orientación posibles. La relación de consumo/radiación disponible
(P) se calcula segú e las distintas estimacion de consumo comparadas con la
radiación disponibl se n os Para el ejemplo en
desarrollo se tiene:
Para mayor facilidad e demos basarn :
Serie Horaria: Es el at en kWh obtiene de una serie
de lecturas hora a ho d os un año, p on mayor exactitud
la energía que obten m fotovoltaico.
límites de este curso. Sin embargo, se pueden realizar aproximaciones suficientemente
les suponiendo que la energía recibida es la correspondiente a la m
Orientación fija durante todo el año inclinación que depende del lugar d
m
el sector (dirección y magnitud).
obre la horizontal para dos épocas en el año.
nst lación concreta adiación Disp
ra ada mes los a, u vez
tal ción y según los criterios mencionado , siem re que pr
n: / . D es
e tomará el valor mayor que denomi arem Pmax.
d l manejo de la radiación po os en
d o de radiación promedio diaria m-2 día-1 que se
ra urante un periodo de al men ermite estimar c
dre os de nuestro sistema
Promedio Anual: Sí no se dispone de la serie de radiación solar, tomamos el dato de la radiación
solar promedio diaria de la zona en que estamos. Un valor aceptable para el Ecuador es de 4.5 kWh
m-2 día-1.
130
*m-2*dia-1] del sector donde se va a instalar, lo cual ya tenemos
n el inciso anterior. Ahora es necesario introducir un concepto muy importante, las horas de pico
es, pero definidas en base a una
irradiancia I [kW/m2] constande de 1 kW/m2, a la cual está siempre medida la potencia de los
curva horaria de irradiancia real.
a irradiación Rd [kWh/m2 día] es igual al producto de la irradiancia de referencia por las horas de
1
Tamaño Del Campo De Captación (Panel Solar)
Para calcular los paneles solares necesarios para la instalación debemos conocer la irradiación solar
media en superficie inclinada Rd [ wh
e
solar HPS(h), definido como las horas de luz solar por día equivalent
paneles solares. Es un modo de estandarizar la curva diaria de irradiancia solar.
Como se puede ver en el gráfico el área definida por el rectángulo (irradiación en base a las horas de
pico solar) es igual al área definida por la
L
pico solar HPS(h):
De donde despejando HPS:
1 , kWhm2 día , resultaría que:
De esta manera se obtiene el número de paneles como sigue en la tabla:
131
PANELES FOTOVOLTAICOS
a Total Ah carga 186.86
b Eficiencia de baterias 0.9
c Amperios Efectivos de Baterias (a/b) 207.622222
d Rd :promedio de irradiación solar [kWh*m^-2*dia^-1] 4.587
e HSP: horas de sol pico [horas/día] (d/(1 kw/m^2)) 4.587
f Amperios Totales del PF(panel fotovoltaico) (c/e) 45.2631834
g Amperios picos del Panel [A] (*) 3.13
h No paneles (f/g) 14.461081
i No paneles (redondear al siguiente número entero) 15
(*) Escogido del catálogo de Anexo -Atersa A-50 In=3,13 A, Isc=3.5 A,
V=12V
Se escoge del catálogo (Anexo) un Panel Solar: ATERSA A-50 de Potencia C=50W, Corriente de
ortocircuito Isc=3.5A, Voltaje en punto de máx. Potencia V=12V.
tra manera de calcular es teniendo en cuenta que la potencia de captación del panel elegido (C), en
atios pico es necesaria para calcular el tamaño del campo de captación. A partir de la potencia del
anel elegido y del mayor valor de P (Pmáx), se calcula el número de paneles necesario, Np:
l factor 1,1 se aplica para compensar posibles pérdidas debidas a errores en la orientación, la
o
Dimensionado Del Sistema De Acu
Para evaluar el tamaño del sistema de acumulación es necesario definir previamente los siguientes
factores, que son:
C
O
w
p
E
limpieza de paneles, conexi nes, etc. El número de paneles será entonces el primer número entero
mayor que el Np antes calculado.
mulación (Baterías)
- Días de autonomía (D), que corresponden al tiempo que podrá funcionar la instalación sin
recibir la radiación solar en condiciones adecuadas. Este parámetro está fuertemente
condicionado por las características l emplazamiento y por las necesidades de climáticas de
132
ectrificación rural este factor
puede ser de 4 ó 6 días, mientras que para aplicaciones profesionales puede superar los 10.
- Profun máxima (M), correspondiente al límit scarga que puede
alcanz rla de cara a sus prestaciones. Par casos más habituales
de elec como de un 70%. mpleadas en
otros t res al 90%.
- Tensió ión d ísticas de la
instala lectrificación rural, lo más usual son tensiones de
12 ó 2
La cap
Y el banco de baterías se calcula como se presenta en el siguiente cuadro.
fiabilidad del suministro. Habitualmente, para instalaciones de el
didad de descarga e de de
ar la batería, sin perjudica a los
trificación rural, puede tomarse este valor Las baterías e
ipos de sistemas pueden permitir profundidades de descarga superio
n de trabajo de la instalación (T), elegido en func e las caracter
ción. En el caso de instalaciones de e
4 Vcc.
acidad de acumulación (Q) se calcula con la siguiente fórmula:
BANCO DE BATERÍAS
a Total Ah carga 186.86
b Días de Autonomía (4 a 6) 5
c Total Ah requeridos (a*b) 934.3
d Profundidad de descarga (0.2 a 0.8) 0.7
e Ah (c/d) 1334.714
f Ah nominales de la batería seleccionada (*) 195
g No de baterías ( e/f) 6.84
No de baterías redondeada al entero más próximo 7
* Se usará Catálogo del Anexo
Baterías Tudor Tipo: SGF 12/150 a 195Ah
133
Dimensionado del Controlador de Carga
os saber la corriente de cortocircuito del panel, lo cual se analizó en Principio de
Para esto requerim
funcionamiento de la célula solar, este valor es dato del fabricante, y de allí siguiendo la tabla
determinamos la corriente del controlador.
CONTROLADOR CARGA
a Corriente Cortocircuito Panel Isc [A] 3.5
b No paneles 15
c Amperios Total (a*b) 52.5
d Corriente Nominal (*) [A] 75
(*) escogido de catálogo anexo:
Gama Leo - LEO 3 / 75 / 12 - 12V y 75A
Dimensionamiento del Inversor
Hemos tom
Para determinar la potencia del inversor se toma el valor de la carga instalada en AC afectada por un
factor de demanda de 0.7 que indica la parte de potencia total que está encendida al mismo tiempo.
ado una eficiencia del inversor de 80%.
INVERSOR
a Carga Instalada AC [W] 4590
b Factor de Demanda 0.65
c Demanda [W] (a*b) 2983.5
d Eficiencia Inversor (%) 80
e Demanda de diseño (100* c/d) 3729.375
f Capacidad Nominal del Inversor [W] 4000
Dimensionado D
Los datos relati s no quedan recogidos en la hoja de
dimensionado, por ser específicos para cada caso. Sin embargo, del cableado, que es común a todas
el Cableado
vo al dimensionado de los demás subsistemas
134
las instalaciones os. Es muy importante que la sección de los cables
empleados sea la
continua de muy baja tensión (12V, 24V), pero con
intensidades relativamente altas. En estas condiciones, si la sección del conductor no es la
istencia, se producen en horma de calor y pueden dar
problemas en la instalación, destruir los cables o incluso originar incendios.
En cualquier caso, n eben atenerse a las normas
fijadas por el Minist ia en el Reglamento de Ba ensión. Sin embargo, pueden
resaltarse estos dos a
a) Es necesario minim de los cables. Para ello, hay que procurar
regulador y las baterías.
á fuera del rango aceptable al cual funciona
adecuadamente.
se plantean los siguientes aspect
adecuada por dos motivos principales:
- Estamos trabajando con corriente
adecuada, las pérdidas podrían ser elevadas.
- Estas pérdidas, derivadas de la res
las instalaciones eléctricas en su conju to d
erio de Industr ja t
spectos:
izar en lo posible la longitud
reducir en lo posible
la distancia entre los módulos solares, el
Es necesario elegir la sección de los cables, de forma que se obtenga las caídas mínimas de la
tensión normalizadas, ya que de lo contrario los equipos de recepción de energía no van a
poder estar funcionando adecuadamente ya que si la caída excede demasiado al artefacto
puede recibir un valor de tensión que est
135
136
SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA
RED (SFCR)
GENERALIDADES
Son aquellos cuya instalación está motivada por la inyección de energía eléctrica a la red, ya sea con
ánimo de venta de la producción eléctrica de nuestro sistema fotovoltaico o como apoyo a la red
eléctrica, es decir que interactúa con otras fuentes de generación. Los sistemas fotovoltaicos
conectados a la red eléctrica (SFCR) constituyen una de las aplicaciones de la Energía Solar
Fotovoltaica que más atención están recibiendo en los últimos años, dado su elevado potencial de
utilización en zonas urbanizadas próximas a la red eléctrica. Estos sistemas están compuestos por un
generador fotovoltaico que se encuentra conectado a la red eléctrica convencional a través de un
inversor, produciéndose un intercambio energético entre ésta y el sistema fotovoltaico, característico
de este tipo de instalaciones. Así, el sistema inyecta energía en la red cuando su producción supera al
consumo local, y extrae energía de ella en caso contrario.
La diferencia fundamental entre un sistema fotovoltaico autónomo y los conectados a red, consiste
en la ausencia, en este último caso, del subsistema de acumulación, formado por la batería y la
regulación de carga. Además, el inversor, en los sistemas conectados a red, deberá estar en fase con la
con la tensión de la red. Uno de los factores favorables de los sistemas conectados a la red, es la
posibilidad de mejorar la calidad del servicio de la energía suministrada por la red, ya que la máxima
producción del sistema fotovoltaico coincide con horas en que los problemas de suministro para las
compañías eléctricas son más graves. Aquí se presentan el esquema tipo de un sistema fotovoltaico
conectado a red:
137
icos interconectados a la red eléctrica sin baterías han despegado en el
ercado global de forma notable a partir del año 2000 y especialmente en países desarrollados. Más
se ve una marcada tendencia de crecimiento del resto del mundo en estos
istemas fotovoltaicos. Este incremento se ha debido a diversos factores como son las presiones
ca el caso para Estados Unidos, Japón y
Alemania. Nótese la gran diferencia en instalaciones de Japón y Alemania, considerados países
Fig. 4. Gráfica de desarrollo de mercados para sistemas fotovoltaicos independientes e interconectados para el caso de
Alemania Japón y EU. Referencia: PVPS de la Agencia Internacional de Energía.
SITUACIÓN Y MERCADO MUNDIAL
Los sistemas fotovolta
m
aún, en tiempo reciente
s
ambientales, altos e increméntales costos de los combustibles fósiles tradicionales, y la incertidumbre
de oferta y demanda de estos combustibles. Por otra parte, el progreso de los componentes de
potencia electrónica han logrado avances en los equipos de acondicionamiento de energía resultando
en menores costos de sistemas fotovoltaicos, mayor eficiencia, mayor confiabilidad y durabilidad de
los equipos y muy importante, mayor simplicidad en la instalación de los sistemas fotovoltaicos.
Según datos suministrados por la Agencia Internacional de Energía y presentados en la figura 3 se
ilustra que ya para el año 1999 poco más del 50% o alrededor de 250 MW de las instalaciones
fotovoltaicas a nivel global eran conectadas a la red eléctrica. Para el año 2005, las instalaciones
interconectadas a la red eléctrica superan más de 7 veces las instalaciones globales de sistemas
fotovoltaicos independientes. En la figura 4 se especifi
pequeños respectivamente con los Estados Unidos.
138
S Y CALIDAD DE POTENCIA
connecting Distributed Resources with Electric
ower Systems” especifíca pruebas de verificación de cumplimiento con el Estándar 1547 para
inversores y otros equipos de generación distribuida. Otros Estándares y certificaciones aplicables
son los siguientes: NEC 690 , “National Electric Code, Solar Photovoltaic Systems” IEEE 929 –“
AC Over Voltage / Under Voltage, AC Over Frequency / Under Frequency Detection Anti-
Islanding Component” A. UL 1741 – “Standard for Inverters, Converters, and Controllers for use in
Independent Power Systems” FCC Chapter 15 Part B CSA C22.2 No. 107,1-01 – “General Use
Power Supplies” IEEE C62.41- “Recommended Practice on Surge Voltages in Low-Voltage AC
Power Circuits (Location Category B3)”
Impactos A La Red Eléctrica
La utilización de sistemas fotovoltaicos interconectados a la red eléctrica ofrece beneficios a los
p
provee mayor es a. Esto a su vez
INTERCONEXIÓN ASPECTOS FÍSICO
Dentro de los requisitos típicos de interconexión de compañías eléctricas, se requiere que exista un
desconectivo de la salida del inversor cerca del contador para acceso de la compañía eléctrica de ser
necesario.
Los inversores deben estar localizados en las áreas más frescas, secas y limpias posibles, aunque
existen alternativas más costosas de inversores para ambientes más adversos, de ser esta la única
alternativa de instalación. El panel solar debe ser colocado con anclajes que toleren vientos de al
menos 120 MPH y/o proveer medios alternos para proteger el panel solar de los embates del viento.
El protocolo para los Estados Unidos, de interconexión y requerimientos mínimos de calidad de
potencia están cubiertos en el Estándar IEEE 1547 “ Standard for Interconnecting Distributed
Resources with Electric Power Systems” Este estándar especifíca valores o niveles de tolerancia para
voltajes, frecuencia, harmónicas, tiempos de conexión y desconexión y factor de potencia entre otros.
También detalla procedimientos de instalación y operación programada de equipos de generación
distribuida, el cual incluye a los sistemas fotovoltaicos. El Estándar IEEE 1547.1, “ Standard
Conformance Test Procedures for Equipment Inter
P
roveedores de servicios eléctricos debido a que se maximiza el uso de las líneas de distribución y
tabilidad a los alimentadores en términos de voltaje y potencia reactiv
139
s de reparación y
ejoras a los mismos. No obstante, que tan beneficiosos estos sistemas fotovoltaicos sean para la red
determinar efectos adversos sí alguno a la infraestructura eléctrica por el uso de
eneración distribuida o sistemas fotovoltaicos conectados a la red en su proceso de respuesta a los
e manejar la planta de baterías de Sabana Llana de una capacidad de 20 MW. Esta planta de
de
Donde:
icidad solar anual (Kwh•año-1).
Gda(a,ß): valor medio anual de la irradiación diaria sobre superficie orientada con acimut a
provee para que se extienda la vida útil de estos alimentadores reduciendo los costo
m
eléctrica dependerá de las condiciones específicas de la misma. Por ejemplo se tiene que en Puerto
Rico, La Autoridad de Energía Eléctrica comisionó un estudio al Electric Power Research Institute,
EPRI para
g
requerimientos de la Ley Federal de Energía de 2005. No obstante y aparte de este estudio, la
Autoridad de Energía Eléctrica se ha beneficiado de la experiencia de manejar por varios años
durante los años ochenta de un sistema fotovoltaico interconectado a la red y sin baterías, con una
capacidad de 100 kW en el pueblo de Juana Díaz. De la misma manera también tuvo la oportunidad
d
baterías aunque es una facilidad para almacenaje de energía en un ejemplo de integración de
generación distribuida a base del uso de inversores como sería en el caso de sistemas fotovoltaicos.
DIMENSIONADO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A RED
Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red son aquellos cuya instalación está motivada por la
inyección de energía eléctrica a la red, ya sea con ánimo de venta de la producción eléctrica de
nuestro sistema fotovoltaico o como apoyo a la red eléctrica.
Dimensionado Del Generador
Se ha de determinar:
a) Potencia Nominal (Kwp): En la práctica se elige en función del presupuesto disponible y
la cantidad de electricidad solar que se desea generar.
E: producción de electr
he inclinación ß (Kwh•m-2•día-1).
PGFV: potencia del g.f.v(generador fotovoltaico). en c.e. (Kwp).
PR: rendimiento del sistema o performance ratio (adimensional).
b) Módulos Fotovoltaicos a emplear (modelos): Existen varios fabricantes en el mercado, de
modo que cada uno de ellos ofrece varios modelos. El modelo de modulo se caracteriza en
c.e. de medida por:
PM: potencia del módulo (Wp).
VOC: tensión de circuito abierto (V).
ISC: corriente de cortocircuito (A).
VM: tensión en el punto de máxima potencia (V).
IM: corriente en el punto de máxima potencia (A).
RS: resistencia serie de la célula (O).
También resulta de interés conocer:
NCP: número de células en paralelo.
140
NCS: número de células en serie.
ódulos
fotovoltaicos de potencia PM, el número de estos a instalar sería igual a:
a el margen de tensiones de entrada del inversor.
alores dependen del modelo de módulo fotovoltaico a utilizar y del margen de
debe ser tal que la variación con el tiempo de la suma de
s se encuentre en el margen
Parece que si se quiere instalar una potencia del GFV PGFV y se dispone de m
En general no es así: se ha de tener en cuent
c) Conexionado de los módulos, Se ha de determinar:
NMP: número de módulos en paralelo
NMS: Número de módulos en serie
Dichos v
tensiones de entrada en las que el inversor busca el punto de máxima potencia del GFV.
Asimismo se ha de cuidar el no sobrepasar la máxima tensión en circuito abierto que el
inversor es capaz de soportar. NMS
las tensiones en el punto de máxima potencia de todos los módulo
141
de tensiones en el cual el inversor busca el punto de máxima potencia de la curva V-I del
ntas ramas en paralelo NMP como sean necesarias hasta completar,
GFV que se desea instalar.
simulación puede partir de los valores de NMS y NMP.
or del margen para el que el inversor busca el punto de
el GFV.
Dimen
De los componentes principales de los sistemas fotovoltaicos es el inversor el que diferencia el
istema entre uno independiente a uno interconectado. El inversor es un convertidor electroestático
que po
orriente alterna. Estos inversores generan variedad de ondas en su salida, dependiendo de lo
mo “onda cuadrada”, “onda senosoidal
odificada” y “onda senosoidal verdadera”. Para los sistemas interconectados lo cual es el enfoque de
esta po ión de inversores de onda senosoidal verdadera que
sean capaces de producir potencia de igual calidad a la que proviene de la red eléctrica. Los
versores en general producen y entregan corriente alterna a un voltaje y frecuencia dada. Existen
tres té
tecnolo
ilustra
GFV.
Se deben añadir ta
aproximadamente, la potencia del
Necesidad de efectuar simulación, la
Donde VMAXINV es el límite superi
máxima potencia de la curva V-I d
sionado Del Inversor
s
r medio del uso de componentes electrónicos de potencia convierten la corriente directa en
c
sofisticado que sea el equipo. Estas ondas se conocen co
m
nencia, solamente es posible la utilizac
in
cnicas de configurar sistemas fotovoltaicos interconectados a la red eléctrica, estas son
gía de módulo integrado, tecnología central y tecnología de hilo y multihilo. La figura 6
estas tres técnicas según se describen a continuación.
142
ig. 6. Diagrama de técnicas de configuración para alambrado de inversores a red fotovoltaica Referencia: Cramer, G.
F
,“String Tecnnology- A successful Standard of the PV-System Technology for 10 years now”; 20 th European
Photovoltaic solar Energy Conference, June 2005, Barcelona, Spain.
a. Tecnología de Módulo Integrado
Esta tecnología se fundamenta en que cada módulo fotovoltaico tiene su propio inversor
integrado. Este tipo de módulo fotovoltaico se conoce también como módulo de corriente
alterna o módulo AC. El resultado es que el arreglo eléctrico del panel solar es uno de
conexiones en paralelo para corriente alterna. La mayor ventaja de esta tecnología es la
reducción del calibre del alambrado, mientras la desventaja mayor es la necesidad de una
supervisión más agresiva y a medida que sea mayor su escala aumentan los costos de
redundancia del sistema fotovoltaico. En el mercado se consiguen módulos de corriente
alterna con rangos de entre 40 a 400 vatios.
143
b. Tecnología Central
La tecnología central consiste en la utilización de un solo inversor por sistema fotovoltaico,
aunque en ocasiones puede ser dividido en varias unidades de inversores. El alambrado
eléctrico del panel solar que se diseña es uno DC en serie y/o en paralelo. Resultando la
posible complicación de las combinaciones en serie y/o paralelo la mayor desventaja para esta
tecnología. No obstante, es una opción a considerar para sistemas fotovoltaicos de mediana a
gran escala (de 50 kW a varios MW).
c. Tecnología de Hilo y Multi-hilo
La tecnología de hilo consiste en que los módulos fotovoltaicos en el panel solar son
conectados en serie únicamente. Esto resulta en la mayor ventaja de esta tecnología debido a
la reducción de costos del alambrado en términos del calibre de los conductores y la
simplicidad de conexión. Un inversor de tecnología de hilo puede tener una capacidad de
manejo de hasta unos 3 kW a un voltaje de rango variable de entre 100 hasta 600 VDC por
er Point
olo de MPPT el inversor monitorea
otencia en la curva de corriente vs voltaje y por medio de
originalmente producido por el panel solar al
Se ha de determinar la potencia DC de entrada nominal (máxima) que debe admitir el inversor
PINV.
hilo. La capacidad de esta tecnología de funcionar a rangos variables de voltaje es lo que
permite la óptima utilización del seguimiento máximo de potencia o "Maximum Pow
Tracker" (MPPT) en inglés. Bajo un protoc
continuamente el punto de mayor p
un convertidor DC a DC modifica el voltaje
óptimo para el inversor en su entrada y así maximar la producción de potencia eléctrica.
Un inversor de tecnología de hilo permite conexiones en paralelo de forma interna (dentro
del inversor) a través de sus puertos de entradas en hilo de un panel solar, una vez cada hilo
entrante es convertido en corriente AC. La tecnología de multi-hilo es similar a la de hilo, la
diferencia y ventaja del de hilo es que cada puerto de paralelización AC en el inversor está
dotado con capacidad de MPPT. El resultado de esto es que este inversor puede utilizar
diferentes módulos fotovoltaicos en diferentes orientaciones.
144
En general, PINV depende de PGFV. Una recomendación muy usada que proporciona valores de
FS = P
*Sur de
*Centr
*Norte
La recomendación anterior es válida para GFVs orientados al Sur e inclinados un ángulo
ar.
Dimen
La secc
temper
Necesi
de las
conduc
Los cab
estar al ersor
suelen estar al aire y ser unipolares. Los cables utilizados para conectar la salida del inversor a la red
no suel
A parti
onde:
INV/PGFV, en función de la latitud, es la siguiente:
Europa: FS = 0.8 – 1.0
o Europa: FS = 0.75 – 0.9
de Europa: FS = 0.7 – 0.8
aproximadamente igual a la latitud del lug
sionado De La Sección Del Cableado
ión de los cables debe ser tal que soporten la máxima corriente que circulará por ellos, a la
atura de trabajo.
dad de efectuar simulación. A efectos de añadir un margen de seguridad al dimensionamiento
secciones de los cables, es conveniente considerar la máxima corriente que va a atravesar los
tores un 20% mayor que la obtenida a través de la simulación.
les utilizados para conectar las ramas de módulos a la caja de conexión con el inversor suelen
aire y ser unipolares. Los cables utilizados para conectar la caja de conexión con el inv
en estar al aire y a menudo son unipolares.
r de los valores obtenidos en la simulación, la máxima corriente que deben soportar es igual a:
D
ICmáx (A) es la máxima corriente que circula por el conductor
145
ACmáx (W) es la máxima potencia que suministra el inversor a lo largo de todo un año de
que circula por el conductor
ACmáx (W) es la máxima potencia que suministra el inversor a lo largo de todo un año de
imensionado De Las Protecciones
didad aquí. Tan solo mencionar:
ovoltaicos deben incorporar diodos de paso, para evitar la formación de
“puntos calientes”.
s de conexión y armario del inversor. El cable de
puesta a tierra tendrá una sección, como mínimo de 16mm2.
e) Utilizar la configuración flotante para el GFV: ambos polos deben estar aislados de tierra.
P
operación.
donde:
ICmáx (A) es la máxima corriente
P
operación.
D
No se tratará en profun
a) Los módulos fot
b) El empleo de diodos de bloqueo es controvertido. En general, deben usarse cuando NMP >
5.
c) Cada rama del GFV debe incorporar un fusible de protección de cables en serie (tipo gl) de
corriente igual a la máxima que se espera que van a circular por el cable en cuestión.
d) Poner a tierra los marcos de módulos, caja
146
- Relé de mínima tensión: Actúa cortando la corriente cuando el sistema fotovoltaico da un
voltaje por debajo del requerido, más concretamente corta la corriente cuando el voltaje U es
inferior a 0,85 Un (Un=220V, Voltaje de corte = 187V). En condiciones normales de
sol o cuando el día es demasiado oscuro debido
máxima tensión: Éste actúa cortando la corriente cuando el sistema fotovoltaico da un
, más concretamente corta la corriente cuando el voltaje U es
superior a 1,1 Un (Un=220, Voltaje de corte = 242V).
- Relé de mínima y máxima frecuencia: Es el que detecta en el campo fotovoltaico cuando hay la
de frecuencia son de máxima 51 Hz y de mínima 49Hz. A este relé se le
- Relé de rearme: Un relé de rearme del sistema que se comporta como esclavo en caso que
- iferencial de alta sensibilidad (30 mA): Para detectar derivaciones (fugas) de la corriente en
aso que pudiesen resultar peligrosas para las personas o instalaciones. Corta la corriente en
aso necesario.
Protecciones
funcionamiento esto sucede en la puesta del
al mal tiempo.
- Relé de
voltaje por encima del máximo
misma frecuencia que la que se quiere inyectar en la red que es de 50Hz. En particular, los
límites de desviación
ajusta el tiempo de respuesta entre 0,1 y 1 seg.
saltase alguna de las protecciones anteriores. El sistema tarda 3 minutos en volverse a
conectar a la red.
- Magnetotérmico: Tipo ICP ajustado a un 130% de la potencia de generación. Éste actúa
cortando la corriente en caso que se superase la potencia indicada.
D
c
c
147
USIONES
La energía solar ofrece grandes posibilidades de electrificación también de los poblados pobres, que
todo el mundo. Su meta es subir el
rendimiento de los paneles fotovoltaicos, que hoy hace solamente 20 – 30% dependiendo del tipo del
red eléctrica es una alternativa real para los
consumidores residenciales, comerciales e industriales. El crecimiento sostenido del uso de estos
a la red eléctrica como a los países en general.
Es necesario establecer una plataforma de incentivos y simplificar el proceso de establecer estos
los beneficios económicos
vulnerabilidad de la dependencia de los combustibles fósiles y un mejor ambiente para todos.
CONCL
La energía solar fotovoltaica se convierte en una candidata cada vez más firme para contribuir al
incremento de la aportación con fuentes renovables al sistema energético de producción, debido a la
sustancial mejora dado el grado de madurez de esta tecnología y las buenas condiciones climáticas
que se tienen en distintos lugares del mundo.
están aislados de la civilización. Pero un gran impedimento para ello es la alta inversión primaria,
aunque es la única inversión porque la vida útil de los paneles solares es de 20 – 30 años o más. Pero
la electricidad fotovoltaica se encuentra todavía en pañales y eso confirman los numerosos proyectos
de investigación de las células solares en las universidades en
panel. Se buscan entonces otros materiales para las células fotovoltaicas, que hoy se fabrican
básicamente de silicio que sube el precio. Buenas características muestran los semiconductores de
materiales orgánicos, pero todavía falta para poder fabricar estos paneles.
El uso de sistemas fotovoltaicos interconectados a la
sistemas a nivel mundial y en especial de los países industrializados es prueba de la madurez
tecnológica y su viabilidad económica. Latinoamerica no deben ser la excepción del mundo. Estos
sistemas proveen benéficos tanto al consumidor como
proyectos a nivel residencial, comercial e industrial de forma similar a los países que exitosamente
han logrado desarrollar esta industria. Todo esto es necesario para obtener
y de creación de empleos que produce, el robustecimiento de la infraestructura eléctrica, reducir la
4
148
ENERGÍA TERMOSOLAR
ocupación mundial por el
cuidado al medio ambiente, parece indicar que la actual base energética deberá evolucionar hacia
l Banco Mundial a través de su organismo Global Environmental Facility (GEF) ha estado
romoviendo varios proyectos con el propósito de integrar un campo solar a una planta de Ciclo
ombinado. Actualmente existen varias propuestas de proyectos utilizando el concepto mencionado
ANTECEDENTES
En el ámbito mundial la disponibilidad de energía se ha convertido en uno de los problemas más
importantes y polémicos. La gran mayoría de los países, en desarrollo o industrializados, se
encuentran en fuertes dilemas por los incrementos en las demandas de energía para satisfacer sus
metas de desarrollo económico y social. Asociado a lo anterior, la pre
esquemas de generación más diversificados y compatibles con la naturaleza. Al respecto, las energías
renovables pueden tener una importante contribución y aliviar las políticas energéticas de países
como el nuestro. Las tecnologías termosolares a concentración que están capturando la atención de
organismos, instituciones de investigación e industrias privadas internacionales son: Receptor
Central, Canal Parabólica y Plato Parabólico. Los esfuerzos en cuanto al desarrollo de componentes
y mejoras en los esquemas de integración de procesos actualmente se están llevando a cabo en países
como Estados Unidos, Australia, Israel., España y Alemania. Los promotores de las tecnologías de
RC y CP opinan que si se cumplen los pronósticos de la Agencia Internacional de Energía sobre el
incremento de los precios del petróleo, la contribución de estas plantas sería alrededor del 10% para
el año 2020.
E
p
C
149
ntre ellas el proyecto de México del cual ya se han hecho varios estudios incluyendo el que aquí se
presenta. Varios de estas propuestas están siendo apoyadas por el Banco Mundial, entre ellas la de
México. En el año 2000 el GEF aprobó una nes de dólares para cuatro
proyectos (Egipto, India, Marruecos y México) correspondiendo a cada uno de ellos la cuarta parte.
articularmente el proyecto de México ha sido pospuesto en el tiempo por múltiples razones y
tam
Co d
e la responsabilidad que tiene como conductor de la generación, transmisión y distribución de la
nergía eléctrica en el país, a principios del año 2005, encargó al Instituto de Investigaciones
o denominado “Análisis de Factibilidad Técnico-Económico de la
un Ciclo Combinado”. Esta petición la hizo la Subdirección de
inámicos más eficientes y a procesos químicos endotérmicos a alta temperatura,
e
subvención de 200 millo
P
bién en el sitio.
nsciente de la importancia que tiene lo anterior, la Comisión Federal de Electricidad y en virtu
d
e
Eléctricas el desarrollo del proyect
ntegración de un campo Solar aI
Construcción dentro de la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos consistiendo en un estudio
para determinar si en las condiciones actuales es viable, técnica y económicamente integrar un campo
solar a una planta de ciclo combinado en el sitio denominado Agua Prieta en el estado de Sonora.
El aprovechamiento térmico a alta temperatura de la energía solar concentrada está registrando un
auge extraordinario, con multitud de proyectos comerciales en España, EEUU y otros países como
Israel, China e India, siendo la gran esperanza para llegar a complementar a la energía eólica en los
objetivos de implementación masiva de las energías renovables fijados para los años 2020 y 2050. En
buena medida esta primera generación de proyectos comerciales se ha basado en desarrollos
tecnológicos y conceptos madurados tras más de dos décadas de investigación, donde España ha
jugado un papel esencial. Sin embargo la generación actual de plantas solares termoeléctricas todavía
se basa en esquemas y dispositivos tecnológicamente conservadores que no explotan el enorme
potencial de la energía solar concentrada.
La investigación y desarrollo en estas tecnologías ya está abordando diseños y aplicaciones a nuevos
iclos termodc
mediante esquemas más modulares, con menor impacto ambiental, alta eficiencia y soluciones de
almacenamiento de la energía que mejoren su gestionabilidad y adaptación a las curvas de demanda.
150
r & SCE: 245 MWe
• Solana (Abengoa) & APS: 280 Mwe
e
• SolnovaI (Abengoa). 50 MWe
• AndasolIII(Solar Millenium): 50 MWe. Andalucia
• ASTEI a&b+ ASTE3&4 (ARIES): 4 x 50 MWe. CLM.
SOLAR TERMOELECTRICA EN EL MUNDO
Estados Unidos
En desarrollo / PPA firmado:
• Ausra & PG&E: 177 MWe
• Bright Solar (Luz II) & PG&E: 500 MWe
• eSola
Más de 400 MW conectados a red en USA y más de 1.200 MW en desarrollo
España
En construcción:
• AndasolI, AndasolII& ExtresolI (ACS): 3 x 50 MWe
• IbersolPuertollano(Iberenova): 50 MWe
• La Risca (Acciona): 50 MW
• Lebrija I (Sacyr): 50 MWe
• ManchasolI (ACS): 50 MWe. CLM.
En desarrollo / inminentes:
151
. Extremadura
a Dehesa (SAMCA). 50 MWe. Extremadura
We. Extremadura
Resto del mundo
Norte Africa:
• Egipto: ISCCS Kuraymat en construcción.
MW de los cuales 30 MW solares
n construcción
solares
• Argelia: ISCCS Hassi-R’mel
os cuales 20 MW solares
• ASTEXOLI&II(ARIES): 2 x 50 MWe
• L
• Ibereolica: 50 M
• 180
• Campo solar de 220.000 m2
• Marruecos: ISCCS Ain Beni Mathar e
• 470 MW de los cuales 20 MW
• Campo solar de 183.000 m2
• 150 MW de l
• Campo solar de 180.000 m2
152
Mexico:
Emiratos Arabes:
• Proyecto termosolar ligado a la iniciativa Masdar
VENTAJAS AMBIENTALES
Cilindro Parabólicos
Una planta termosolar de 50 MW con almacenamiento térmico:
• Evita la emisión de más de 45.000 toneladas de CO2 al año
• Suministra electricidad limpia a unos 37.000 hogares
Análisis básico de impactos fundamentales
• Ocupación de terreno / Movimiento de tierras
• Si el terreno es plano, este impacto se minimiza (ejemplo Alcazar de San Juan)
• La ocupación de terreno real no es elevada, puesto que hay mucho espacio entre filas
l campo solar para evitar sombras.
Cuando la planta se desmantela, la superficie ocupada por el campo solar queda
• El consumo asociado al campo solar es únicamente para lavar espejos
aditivo
uelo, reintegrándose
la planta está asociado a la refrigeración de la parte
convencional. Este consumo se puede reducir con avances tecnológicos.
n comúnmente como fertilizantes, por lo que una vez
desmantelada la planta se pueden reutilizar como tal.
• ISCCS Agua Prieta en desarrollo.
• Campo solar de 30 MW
de
•
restituida
• Consumo de agua
• Los espejos se lavan con agua limpia, sin ningún
• Tras el proceso de lavado el agua cae al s
• El consumo fundamental de
• Sales fundidas
• Las sales de Nitrato se utiliza
153
ceite térmico
se trata y se recicla, por lo que la cantidad que es
os es mínima.
ual
• Se produce una integración estética con el entorno.
mento de la luminosidad local, ni de la temperatura, ya que la
radiación reflejada se absorbe en el tubo, que tiene muy pocas pérdidas.
as Centrales Eléctricas Termosolares (CET) son sin duda una de las tecnologías energéticas
nsiderable de electricidad no contaminante en el medio
l empleo de la radiación solar incidente sobre
la r una
etapa de
intercambio la turbina en la configuración conocida como
pr
óptico y receptor solar, este esquema tiene muchas similitudes con las tecnologías termoeléctricas
convencionales basadas en la conversión mecánica del calor, y ulteriormente la generación eléctrica,
un movimiento mecánico rotativo.
El además se han insertado un
laz nte pueden servir para
de
aporte nológica que
in embargo, no resultaría fidedigna a la vista de la complejidad que entraña la necesidad de
• A
• Por motivos económicos, el aceite
necesario entregar al gestor de residu
• Impacto vis
• Las estructuras sólo levantan 5 m del suelo aprox.
• No se produce au
GENERALIDADES
L
renovables que pueden hacer un aporte co
plazo. La tecnología solar termoeléctrica consiste en e
superficie terrestre para el calentamiento de un fluido que se hace pasar posteriormente po
turbina, bien directamente, en las configuraciones sólo-primario, o a través de un sistema de
térmico con otro fluido que circula por
imario-secundario. Tras la etapa compuesta por los equipos propiamente solares, concentrador
en un alternador a partir de
diagrama de bloques así descrito se muestra en la Figura 1, en la que
o de almacenamiento y un apoyo fósil discrecional, que eventualme
sacoplar la irradiancia y la potencia producida, en el caso de que el perfil de demanda discrepe del
solar. El sistema así descrito puede proporcionar una impresión de sencillez tec
s
concentración solar.
154
vertirse en trabajo mecánico en un
roceso perfectamente reversible. Si se designa como GS la radiación solar incidente y como W* el
CALIDAD TERMODINÁMICA DE LA RADIACIÓN SOLAR
La radiación solar posee una elevada calidad termodinámica al ser el resultado de procesos que
tienen lugar en la superficie del Sol a una temperatura equivalente de cuerpo negro visto desde la
Tierra de 5.777 K. En las aplicaciones solares que utilizan la potencia incidente de la irradiancia
solar para su conversión a trabajo útil, como es el caso de las CET, resulta fundamental la medida de
la calidad de esa energía incidente, expresada en términos de exergía, magnitud que como es sabido
se utiliza para designar la parte de la energía que puede con
p
trabajo máximo que puede obtenerse (es decir, en condiciones de reversibilidad perfecta), se puede
definir un rendimiento exergético, η* tal como se refleja en la Ecuación 1:
155
El factor de dilución solar “f” expresa la relación de mezcla entre la radiación solar que procede
directamente de la superficie del Sol y la de albedo. Dado que la temperatura TS es mucho mayor
que la del ambiente, la mezcla puede contemplarse como la dilución de radiación "caliente"
procedente del Sol, con radiación "fría" del ambiente, de calidades termodinámicas muy diferentes.
Planck propuso, tras un análisis teórico que involucraba cilindros y pistones radiadores perfectos, el
factor de Carnot asociado a las temperaturas de cuerpo negro (TS) y ambiente (Ta), como límite
exergético de la energía radiante. Particularizando pues la ecuación propuesta por Planck a una
temperatura ambiente de 300 K y al Sol como radiador, a unos 5.777 K, adquiere un valor de 0,948.
Otras ecuaciones han sido propuestas para tener en cuenta la distribución espectral de la radiación
solar y, de esta forma, han evaluado el potencial exergético asociado a cada diferencial de longitud de
onda, resultando de mayor calidad las ondas más cortas. Teniendo además en cuenta el hecho de que
el receptor también emite radiación, adquiere un valor en las condiciones propuestas, 300 K y 5.777
K, de 0,93. Adicionalmente, se puede tener en cuenta el factor de dilución de la radiación solar1 tal y
omo llega a un receptor solar (Ecuación 2).
Esta nueva aproximación puede bajar el rendimiento exergético hasta valores de 0,55 para factores de
dilución f muy reducidos, tales como 10-10. El valor de “f” viene determinado por la geometría del
istema Sol-Tierra y el tamaño del Sol, tal y como se muestra en el apartado siguiente, existiendo
c
s
156
e en trabajo, por la drástica reducción de la temperatura
isponible en el fluido. Por esta razón, se hace uso en las CET, de sistemas de concentración óptica,
que permiten lograr mayores densidades de flujo y con ello temperaturas más elevadas. Supongamos
un modelo simplificado de un sistema termosolar de concentración (Figura 1), formado por un
concentrador óptico ideal, un receptor solar que se comporte como un cuerpo negro solamente
presentando pérdidas por emisión (un receptor de cavidad o un receptor volumétrico se aproximarían
teóricamente a esta condición) y una máquina o motor térmico con un rendimiento ideal de Carnot
[3]. El rendimiento del sistema vendrá marcado por el balance de pérdidas radiativas y convectivas
en el receptor solar, tal y como se expresa en la Ecuación 4, siendo α, τ y ε, la absorbancia,
transmitancia y emitancia del absorbedor, C el factor de concentración y G la irradiancia. El primer
término expresa las ganancias en el receptor, al que se añade el segundo término con las ganancias
procedentes de la cubierta a una temperatura TC, el tercer término expresa las pérdidas por
radiación a una temperatura T y el último término las pérdidas por convección entre el absorbedor y
el ambiente (TA), que en nuestro caso ideal se despreciarían. La temperatura del receptor y su
rendimiento térmico en estas circunstancias estarían ligados por la relación que se representa en la
cuación 5.
una clara relación entre el factor de dilución y la concentración óptica de la radiación solar incidente.
Esta relación se recoge en la Ecuación 3, siendo n el índice de refracción del material y el ángulo θ es
el formado por los dos rayos más divergentes del haz de irradiancia incidente. La potencia emisiva
del Sol es ES=63,2 MW.m-2 que se corresponde con un valor de f=1, mientras que el valor de la
constante solar extraterrestre GS=1.367±0,1 W.m-2 se obtiene para un f=2,165·10-5.
CONCENTRACIÓN Y CONVERSIÓN TÉRMICA DE LA RADIACIÓN SOLAR
Si bien la radiación solar es una fuente térmica de elevada temperatura y elevada exergía en origen, la
utilización de la misma en las condiciones del flujo que llega a la superficie terrestre destruye
prácticamente todo su potencial de convertirs
d
E
157
ración existirá una temperatura óptima y a su vez la temperatura óptima aumentará con
la concentración. Existe por tanto una clara conexión entre la concentración alcanzada y la eficiencia
teórica del sistema.
Como resultado de convolucionar la Ecuación 5 del receptor solar con la típica expresión del
rendimiento ideal de Carnot encontraremos que la eficiencia del sistema dependerá de la
temperatura del receptor y de la relación de concentración, tal y como se muestra en la Figura 3. Para
cada concent
158
La concentración de factor C tiene el inconveniente de rechazar incidentalmente la radiación solar
difusa que no tiene una dirección preferente, y además requiere costosos equipos ópticos y
mecánicos, por lo que se plantean unos límites prácticos a los máximos teóricos alcanzables. A esto
hay que añadir la propia limitación de que el Sol no es una fuente luminosa puntual y que en base al
ángulo sólido que subtiende de 32’ se establece por la Ecuación 3 un valor de C=46.200. Es decir,
que una imagen ideal formada a una distancia de 500 metros (distancia frecuente para centrales tipo
torre) tendría un diámetro de 4,7 metros solamente por el propio tamaño del Sol.
En el diseño de un concentrador solar se ha de prestar atención no sólo al tamaño del Sol, sino
mbién a su forma o Sunshape. La dispersión y la absorción en la fotosfera solar modifican la
distribución uniforme de la irradiancia esperada en un radiador de cuerpo negro, por lo que la
distribución uniforme se reemplaza frecuentemente por una distribución de "periferia oscurecida",
más realista. A esto hay que añadir otros efectos propios de los errores de curvatura y de ondulación
e la superficie reflectante, o de aberración en la imagen por interceptación del rayo reflejado, así
ta
d
como los errores propios del mecanismo de seguimiento solar. Resulta sencillo aproximar los efectos
de errores aleatorios en el concentrador añadiendo simplemente las desviaciones estándar en
cuadratura, es decir, σ2 = Σ σi2, para obtener la función de distribución resultante. La consecuencia
de la convolución de todos estos errores hace que del concentrador parabólico ideal con foco puntual
pasemos a un concentrador con una imagen de perfil Gaussiano (Figura 4).
159
utiliza un tipo de
concentrador cuya forma es una parábola y su enfoque es lineal. Los colectores solares de CP se
arreglan por filas paralelas, aproximadamente de 100 m de largo y apertura de 6 m
(aproximadamente 850 filas para una planta de CP de 80 MWe).
Los CP tienen seguimiento en la dirección Este-Oeste y eje de giro alineado sobre la línea Norte-
Sur. Los CP reflejan la radiación y la concentran sobre el receptor o elemento de colección del calor.
El receptor es una tubería de acero con un recubrimiento especial encapsulado en un tubo de vidrio
evacuado. En el receptor se transporta la energía térmica a través de un aceite térmico sintético a una
temperatura de unos 400 °C. El aceite térmico es enviado hacia una serie de intercambiadores para
producir vapor sobrecalentado aproximadamente a 390 °C y 100 bar y posteriormente alimentado a
n turbogenerador convencional para producir energía eléctrica. El vapor que sale de la turbina es
ndensado y así retorna hacia los intercambiadores de calor para iniciar nuevamente el ciclo. El
con 9 plantas desde 14
We hasta 80 MWe. Estas plantas están interconectadas a la red eléctrica y tienen la característica
TECNOLOGÍAS TERMOELÉCTRICAS
Las tecnologías termosolares a concentración para la producción de energía eléctrica son alternativas
adicionales que se pueden integrar dentro de los sistemas eléctricos de países con condiciones
adecuadas de recurso solar. Tres tecnologías son las que actualmente están recibiendo la atención en
diferentes partes del mundo, siendo estas: Receptor Central, Plato Parabólico y Canal Parabólica. La
tecnología de Canal Parabólico (CP), propiamente como su nombre lo indica,
u
co
aceite térmico que cedió su calor es regresado al campo de colectores de CP para aumentar
nuevamente su temperatura.
En la actualidad la aplicación más intensiva de los CP es en la generación de potencia eléctrica. En
esta aplicación los desarrollos están encaminados a la construcción de plantas individuales por
encima de los 80 MWe y a esquemas de CP acoplados a plantas de ciclo combinado de más de 100
MWe. Para llegar a este punto de desarrollo primero se dieron algunas aplicaciones a menor escala,
tal es el caso de la planta de 500 kWe construida a principios de la década de los 80 en España, con
fondos de la Agencia Internacional de la Energía y a la fecha está siendo utilizada para generar calor
de proceso en una planta desaladora. A partir de este desarrollo se incrementó el interés sobre la
tecnología y actualmente existen poco más de 350 MWe instalados en EUA
M
160
siles como respaldo para su
neration System) consideran
ado en el recuperador de calor en
el aprovechamiento de la energía solar, pero las principales son:
de ser híbridas (excepto la de 14 MWe), utilizando combustibles fó
peración. Los promotores de la tecnología SEGS (Solar Electric Geo
que existen poco más de 100 años-planta de experiencia. Las plantas están localizadas en varios sitios
del desierto de Mojave cerca de Barstow, California: Daggett (SEGS I y II), Kramer Junction,
(SGES III a la VII) y Harper Lake (SEGS VIII y IX). Otra aplicación en el mismo ámbito de la
generación de electricidad se viene gestando desde la segunda mitad de la década pasada y está
relacionada con la incorporación de un campo solar a una planta de ciclo combinado. Este concepto
propuesto por la compañía LUZ International Ltd. (ya desparecida) es conocido por sus siglas en
inglés ISCCS (Integrated Solar Combined-Cycle System).
n este tipo de plantas el vapor de origen solar puede ser incorporE
el lado de alta presión o directamente vapor a la turbina de baja presión. En la primera, el vapor
proveniente del campo solar se introduce en el recuperador de calor para ser sobrecalentado y
recalentado por los gases de combustión de la turbina de gas. En la segunda, se estaría produciendo
vapor de baja presión y directamente inyectado a la turbina de baja presión. Ambas alternativas
incrementan la entrada de energía térmica con la cual se produce mayor cantidad de energía
eléctrica que en un ciclo combinado sin campo solar integrado. El interés en este tipo de plantas es
debido a que ofrece una forma innovadora de reducir costos y mejorar la eficiencia global solar-
eléctrica. La tecnología solar térmica permite el aprovechamiento de la radiación solar para la
producción de energía a través del calentamiento de un fluido sin residuos contaminantes.
xisten varias tecnologías paraE
• La Circulación Natural
• La Circulación Forzada
•
La diferencia fundamental entre ambas es que en la primera (circulación natural) no hay elementos
en el sistema de tipo electromecánico: el motor de la circulación natural es directamente la energía
solar, mientras que en la segunda (circulación forzada), el fluido circula gracias a una bomba de
circulación.
161
s de foco lineal con seguimiento en un
solo eje, concentraciones de la radiación de 30 a 80 veces y potencias por campo unitario de
del éxito
peracional de las plantas SEGS en California, cuyos 354 MW suministran desde hace 15 años el
no se
a conseguido el deseado “breakthrough” y que las CET tengan aceptación y un uso comercial
promovido por el Banco Mundial, confirma a las TCS como la
r electricidad a gran escala a partir de la energía solar. Su
o sitúa, no obstante, el coste directo de capital de una CET en 2,5 a 3,5 veces el de una
EN EXPLOTACIÓN COMERCIAL
Las centrales termosolares para producción de electricidad (CET) implican siempre diseños de
sistemas de concentración que tratan de migrar a gran tamaño, y en condiciones reales de operación,
geometrías que se aproximan a la del concentrador parabólico ideal. Habitualmente se usan
concentradores solares por reflexión para alcanzar las temperaturas requeridas en la operación de los
ciclos termodinámicos. Los tres conceptos de concentración solar más utilizados son:
• Concentradores cilindro-parabólicos: Son concentradore
30 a 80 MW.
• Sistemas de torre o de receptor central: Consisten en un campo de helióstatos que siguen la
posición del Sol en todo momento (elevación y acimut) y orientan el rayo reflejado hacia el
foco colocado en la parte superior de una torre. Los órdenes de concentración son de 200 a
1.000 y las potencias unitarias de 10 a 200 MW.
• Discos parabólicos: Son pequeñas unidades independientes con reflector parabólico
habitualmente conectado a un motor Stirling situado en el foco. Los niveles de concentración
son superiores (1.000-4.000) y las potencias unitarias son de 5 a 25 kW.
A pesar del indudable potencial de las Tecnologías de Concentración Solar (TCS) y
o
90% de la electricidad comercial de origen solar en el mundo, la realidad muestra que todavía
h
amplio. Un estudio independiente
forma más económica de produci
diagnóstic
planta térmica convencional y la electricidad que producen alcanza un precio de generación de 2 a 4
veces superior.
162
realizan un seguimiento solar este-oeste. El
ja la radiación solar
recibida sobre un tubo de vidrio dispuesto a lo largo de la línea focal del espejo o su foco
típico y el mecanismo de concentración y
transformación de la radiación solar en este
tipo de captador solar. Como cualquier otro
captador de concentración, los CCP solo
pueden aprovechar la radiación solar directa,
Colectores Cilindro-Parabólicos: Se constituyen por grupos de 400-500 m de longitud situados en
paralelo formando filas, con una orientación norte-sur y
fluido de transferencia térmica discurre por una tubería situada en el punto focal de los colectores.
El colector consiste en un espejo cilindro-parabólico o disco-parabólico que refle
respectivamente, en cuyo interior se encuentra la superficie absorbente en contacto con el fluido
portador del calor. Este fluido es calentado y bombeado a través de una serie de intercambiadores de
calor para producir vapor sobrecalentado que alimenta una turbina convencional y genera así energía
eléctrica. Los valores usuales del flujo de
radiación sobre el absorbente de un CCP
están entre 40 y 60 kW.m-2, pudiendo operar
eficientemente hasta temperaturas del orden
de 450ºC. La Figura 6 muestra un CCP
163
lo que exige que el colector vaya modificando su posición durante el día. Este movimiento se
consigue mediante el giro alrededor de un eje paralelo a su línea focal. El tipo de fluido de trabajo
que se utiliza en los CCP depende de la temperatura a la que se desee calentar. Si las temperaturas
que se desean son moderadas (<200ºC), se puede utilizar agua desmineralizada o Etilen Glicol como
fluidos de trabajo. En cambio, se utilizan aceites sintéticos en aquellas aplicaciones donde se desean
temperaturas más altas ( 200ºC < T < 450ºC). De las tres tecnologías actuales (Receptor Central,
Colectores Cilindro Parabólicos y los Discos Stirlings), las plantas con colectores cilindro
parabólicos (CCP) son las que cuentan actualmente con una mayor experiencia comercial. Las nueve
plantas SEGS (Solar Electricity Generating Systems) actualmente en operación en California, con
sus más de 2,5 millones de metros cuadrados de CCP, son el mejor ejemplo del estado del arte de
esta tecnología. Con una capacidad de producción en régimen comercial de 354 MWe, las plantas
SEGS han acumulado una gran experiencia en el diseño e implementación de este tipo de CET.
En resumen son concentradores de foco lineal con seguimiento en un solo eje, concentraciones de la radiación
de 30 a 80 veces y potencias por campo unitario de 30 a 80 MW.
• Con aceite térmico como fluido transmisor de calor
• Con o sin almacenamiento térmico de sales fundidas
• Varios tipos de colectores disponibles en el mercado
• Varios suministradores de espejos parabólicos
• Varios suministradores de tubos absorbedores
• Vapor generado a 370 ºC y 100 bar
164
La Tabla contiene un listado de las plantas termosolares con CCP, tanto experimentales como
comerciales, que han sido implementadas en el mundo desde la década de los 80.
n la siguiente tabla se muestran las plantas de colectores cilindro-parabólicos en el mundo:
E
165
bién.
H llector System) existente en la
Pl a en el campo de las plantas
ter ompuesto por filas paralelas de
co e la radiación solar directa en energía
tér ntes de los colectores solares. El aceite
así cambiador de calor aceite/agua donde se produce
el vapor sobrecalentado requerido para accionar un turbo-alternador, generándose de este modo
energía eléctrica mediante un ciclo termodinámico Rankine.
Esta es la tecnología denominada Heat Transfer Fluid y conocida internacionalmente con las siglas
HTF, ya que se basa en el uso de un medio caloportador (aceite sintético) para transportar la energía
térmica desde el campo solar al bloque de potencia donde se genera la electricidad. Tal y como
muestra la Figura 7, las plantas SEGS típicas carecen de almacenamiento térmico, pero cuentan con
alderas de gas auxiliares que pueden ser usadas tanto como complemento del campo solar, como
Aunque a la vista de la tabla anterior se pueda pensar que el único fluido calorportador que se puede
usar es el aceite, esto no es así, el agua-vapor es muy usada tam
ay que mencionar aquí que la planta DCS (Distributed Co
ataforma Solar que el CIEMAT tiene en Almería fue pioner
mosolares con CCP. En las plantas SEGS, un campo solar c
lectores cilindro parabólicos conectados en serie conviert
mica, calentando el aceite que circula por los tubos absorbe
calentado, es posteriormente enviado a un inter
c
para generar electricidad en periodos en los que no existe radiación solar disponible (días nublados y
durante la noche).
166
La tecnología de las plantas
rmosolares del tipo SEGS está totalmente disponible en la actualidad, aunque no resulta
istan en la actualidad varias empresas
promoviendo la instalación de plantas
santes para la generación de electricidad mediante un ciclo Rankine, como el
ostrado en la Figura 7. No obstante, la integración con un ciclo combinado, lo que se conoce bajo
las siglas ISCCS (Integrated Solar Combined Cycle System), ofrece una oportunidad importante de
reducir los costes de la electricidad generada con CCP, aunque la fracción solar queda reducida en
este caso a un valor del orden del 15%.
En la actualidad, se prevé que el coste de la electricidad generada por las próximas plantas tipo
SEGS que se implementen a corto plazo esté entre los 0,15 y 0,20 €/kWhe, dependiendo del
tamaño de la planta y de la insolación disponible. Dado el bajo riesgo tecnológico de estas plantas, y
con el fin de compensar la diferencia que presentaran con respecto a la electricidad generada por
plantas convencionales, el Banco Mundial y su Global Environmental Facility están promoviendo
estudios de viabilidad en diversos países (Egipto, India, Marruecos y México) para compensar dicha
diferencia mediante subvenciones. Se espera que el coste que presentarán las nuevas plantas caiga
rápidamente como consecuencia de una producción en masa de los componentes y la aparición de un
Las CET con CCP son las que presentan actualmente un menor coste para generar electricidad o
producir vapor sobrecalentado a alta presión (375ºC / 100bar).
te
competitiva en la mayor parte de los mercados energéticos actuales si no disponen de algún tipo de
incentivo fiscal o ayuda económica externa que tenga en cuenta sus buenas cualidades desde el punto
de vista medioambiental y para la consecución de un desarrollo sostenible. La Figura 8 muestra una
vista aérea de las plantas SEGS.
El escaso riesgo, desde el punto de vista
tecnológico que conlleva la instalación de
plantas tipo SEGS es la causa de que
ex
termosolares de este tipo en un buen
número de países con un buen nivel de
insolación (Brasil, Egipto España,
Grecia, India, México y Pakistán). Dado
que la contribución solar es mayor en ese
caso, las centrales termosolares con CCP
resultan más intere
m
167
el fluido caloportador es calentado por la acción solar y por medio
de un intercambiador de calor, generador de vapor, transm
para ser posteriormente sobrecalentado por medio de gas n
mayor número de suministradores. Así mismo, la introducción de importantes mejoras tecnológicas,
como la generación directa de vapor en los propios tubos absorbentes de los captadores solares,
puede conducir a una importante reducción de los costes.
En Centrales de Ciclo Combinado
a) Sobrecalentador de gas natural,
ite su calor al agua pasando a fase vapor
atural.
b) Caldera fósil en paralelo con sistema solar, el sistema solar lleva acoplado en paralelo/serie una
caldera de combustible fósil, capaz de suplementar y sustituir el aporte solar.
d) Calentador fósil de aceite, en este caso la única interfase entre el ciclo de potencia y las fuentes
térmicas son los intercambiadores de calor aceite caloportador/agua. En paralelo con el
campo de colectores cilindroparabólicos se dispo
168
ne de un calentador fósil de aceite que
suplementa el aporte solar cuando éste está por debajo del punto de diseño.
Se consideran dos hechos relevantes, en primer lugar la temperatura máxima alcanzada en un campo
de colectores cilindro-parabólicos de la que se tiene como dato es de 391 ºC en la planta SEG IX en
1991, con aceite como fluido caloportador. Al cambiar el fluido caloportador por agua, debido al
TORRE CENTRAL
Los colectores de torre o centrales de colectores-reflectores de torre
central consisten en una torre central donde se encuentra el receptor
térmico, rodeada de una amplia superficie cubierta de grandes
espejos (heliostatos). Los heliostatos constan de una estructura
soporte y de una superficie reflectante, asimismo, tienen
incorporados unos mecanismos que permiten que la superficie
mayor calor específico de ésta (vapor), la temperatura que se alcanza con el mismo aporte de calor es
menor, del orden de los 350 ºC.
169
riódicamente las
órdenes que emite un programa incorporado a un ordenador central. El receptor tiene una serie de
tubos por los que circula un fluido primario (agua, sales fundidas, aire,..., dependiendo de la
instalación) que transmite la energía recibida a un fluido secundario que, convertido en vapor,
acciona una turbina. En algunas instalaciones, es el propio fluido primario quien, convertido en
vapor por efecto de la radiación solar, acciona directamente la turbina, sin necesidad del fluido
secundario. En determinadas centrales, el fluido primario transmite la energía previamente al
dispositivo de almacenamiento, y luego se sigue el ciclo termodinámico habitual.
El receptor térmico está recorrido internamente por un fluido (agua, aire, metal liquido, sales
fundidas, etc.) encargado de realizar la absorción térmica. Existe un posterior intercambiador-
generador de vapor para continuar con el ciclo térmico convencional.
reflectante se mueva según dos ejes de giro, de modo que pueda captar de la mejor forma y en cada
momento la radiación solar y concentrarla en el receptor instalado en la torre.
Para mover los heliostatos, se utilizan medios electrónicos: cada espejo recibe pe
Helióstato.
En la siguiente tabla se muestran las plantas de tecnología de torre solar en el mundo:
170
En resumen consisten en un campo de helióstatos que siguen la posición del Sol en todo momento (elevación y
acimut) y orientan el rayo reflejado hacia el foco colocado en la parte superior de una torre. Los órdenes de
concentración son de 200 a 1.000 y las potencias unitarias de 10 a 200 MW.
• Receptor de cavidad, con vapo
• Varios tipos de heliostatos.
• Con almacenamiento térmico.
• Vapor generado a 250 ºC y 40 bar
r saturado.
171
te unos pocos
un listado de
dichas plantas. Tal y como se observa se caracterizan por ser sistemas de demostración de pequeño
tamaño, entre 0,5 y 10 MW, y en su mayoría tuvieron su periodo de operaciones en los años
ochenta, con la excepción de las plantas TSA y Solar Two, cuya experiencia operacional se llevó a
cabo en la década de los noventa. Cabría destacar el hecho de que tres de estos sistemas se han
localizado en España, dentro de las instalaciones que CIEMAT tiene en la Plataforma Solar de
Almería. Los fluidos térmicos utilizados en el receptor han sido sodio líquido, vapor saturado o
sobrecalentado, sales de nitratos fundidas y aire . Todas ellas pueden ser fácilmente representadas
por diagramas de bloques funcionales, donde las principales variantes vienen determinadas por los
fluidos de transferencia de calor y la interfase receptor solar/bloque de potencia mediante los
orrespondientes sistemas de intercambio de calor y de almacenamiento de energía y/o hibridación
sil.
y como han verificado las
stalaciones existentes en la Plataforma Solar de Almería o la central de 10 MW Solar One. Como
se le alcanzar rendimientos del 23% en punto
de s de inversión actual en el entorno de los 2,1 €/Wp, pero
se n comercial que valide la tecnología en condiciones
reales de producción. Son varias las estrategias de penetración que se vienen intentando en los
últimos años, si bien en la actualidad los esquemas con más expectativas de convertirse en una
realidad son tres. El esquema preconizado en EEUU está basado en el uso de centrales con
Si bien el número de proyectos de centrales de torre ha sido muy numeroso, solamen
han culminado en la construcción de plantas experimentales. En la Tabla 3 se recoge
c
fó
El conjunto de experiencias referidas, han servido para demostrar la viabilidad técnica de las
Centrales de Torre, cuya tecnología está suficientemente madura tal
in
resume en la Tabla 1, se considera técnicamente posib
diseño y de hasta el 20% anual con coste
precisa una primera planta de demostració
172
funcionamiento únicamente solar que utilizarían la tecnología de sales fundidas y almacenamientos
térmicos superiores a las 12 horas equivalentes (Figura 10 -arriba). El proyecto Solar Two de 10
MW realizado en Barstow, California, entre 1996 y 1999 ha demostrado el bajo coste y la fiabilidad
de las sales como fluido térmico. Si bien el sistema no estaba optimizado en todos sus componentes,
el almacenamiento térmico formado por dos tanques de 12 m de diámetro y 8 m de altura, con una
capacidad equivalente a 3 horas y 1.400 t de sales pudo demostrar un 97% de eficiencia. También se
pudo demostrar, operando a carga parcial, el funcionamiento ininterrumpido durante una semana las
24 h del día. El concepto cobra, no obstante, su máximo interés para plantas con altos factores de
apacidad, y esto va a ser plenamente validado en España en el proyecto SOLAR TRES con una c
planta de 15 MW, también sólo solar, y con un sistema de almacenamiento térmico en sales
fundidas de 16 horas equivalentes, que está siendo promovido por la empresa GHERSA en
colaboración con las empresas norteamericanas BOEING y BECHTEL.
Figura 10. (Arriba) Esquema de central de torre con sales fundidas utilizado en los proyectos Solar Two y Solar Tres. (Abajo)
Esquema del proyecto PS10 basado en el uso de aire como fluido térmico y un receptor volumétrico abierto a la atmósfera.
173
de ciclo combinado. El
proyecto de viabilidad de la planta SOLGAS finalizó a comienzos de 1996 y tuvo su continuación
en la planta COLON SOLAR cuyo proyecto de ejecución se finalizó en abril de 1998. Con los
recientes cambios en el sector eléctrico se ha entrado en una situación de expectativa que, una vez
clarificada, permitirá retomar el concepto de planta SOLGAS y promover una planta de
demostración comercial.
En paralelo a esta actividad, la empresa ABENGOA está promoviendo en Sevilla desde el año 1999,
con participación de CIEMAT en el dimensionado y optimización del diseño de la parte solar, la
realización de un proyecto de una planta sólo-solar denominada PS10 de 10 MW [12], que usa la
tecnología de receptor volumétrico de aire y un sistema de almacenamiento térmico en termoclina
con lecho cerámico de alúmina, probados satisfactoriamente en la instalación TSA de la PSA entre
1993 y 1996 (Figura 10-abajo). La planta contará con un total de 981 helióstatos de 91 m2 cada uno
y un receptor volumétrico de aire de 41 MWt y producirá 22 GWh eléctricos anuales. Se espera que
la fase de construcción se inicie en el año 2001 una vez clarificada la situación legal de las Centrales
Eléctricas Termosolares y la prima de venta de la electricidad producida. PS10 parte del conocido
esquema de planta PHOEBUS [13], pero con importantes modificaciones en la configuración del
campo de helióstatos, el almacenamiento térmico y el receptor que es semi-cilíndrico.
Frente a esta estrategia norteamericana, se vienen desarrollando en Europa dos esquemas de trabajo
distintos que no obstante se complementan entre sí: El uso escalonado de plantas híbridas con un
bajo riesgo tecnológico y receptor de vapor, y el uso de receptores volumétricos de aire con una gran
sencillez operacional y rangos más altos de temperaturas de trabajo. Los sistemas híbridos ofrecen
actualmente costes estimados de producción de la electricidad de origen solar de 0,10-0,15 €/kWh,
mientras que los sistemas solares puros alcanzan los 0,15-0,20 €/kWh. La formulación de sistemas
híbridos es una de las vías para romper las barreras no tecnológicas y reducir la inversión inicial
requerida, que impiden la consecución de un proyecto de demostración comercial. Dos proyectos
subvencionados por la Comisión Europea, el proyecto SOLGAS promovido por SODEAN y el
proyecto COLON SOLAR promovido por la Cía. Sevillana de Electricidad [11], han establecido la
estrategia de penetración en base a la integración del receptor de vapor saturado en sistemas de
cogeneración y en la repotenciación de plantas térmicas convencionales
174
por, siendo este flujo incluido en el sobrecalentador y añadido al flujo
vaporado proveniente de la salida de la turbina de vapor.
diámetro (f/D
0,6), se pueden conseguir altas relaciones de concentración por encima de 3.000. Esto permite
lcanzar muy altas temperaturas de operación entre 650 y 800 ºC, dando lugar a eficiencias en el
otor Stirling del orden del 30 al 40 %.
En Centrales de Ciclo Combinado
a) Uso de aire como fluido caloportador, en Israel mediante tecnología de receptor volumétrico cerrado,
con una matriz cerámica y una cubierta de cuarzo, se emplea como fluido de trabajo aire a presión, el
cual se calienta a temperaturas del orden de los 1400 ºC. El hecho de emplear aire a presión presenta
ventajas desde el punto de vista de su mayor densidad y menor trabajo de bombeo, pero, además
permite usarlo como fluido de trabajo de una turbina de gas en una central de ciclo combinado, junto
con una caldera en el punto de salida del aire caliente del receptor donde se de el aporte calorífico
necesario en condiciones de poca insolación.
Con tecnología de receptor volumétrico abierto trabajando con aire ambiente, aire a presión
ambiente se introduce en un receptor volumétrico cerámico o metálico para ser calentado a unos 700
ºC, posteriormente mediante hibridación con combustible fósil, gas natural, se calienta hasta los
1300-1400 ºC de entrada a la turbina de gas.
b) Uso de agua como fluido caloportador, es la opción empleada en un estudio realizado por Sevillana de
Electricidad para Egipto, el agua llega de la caldera recuperadora al receptor donde recibe el aporte
solar y pasa a estado va
e
DISCO STIRLING
Los discos parabólicos han evolucionado tanto en EEUU como en Europa hacia la construcción de
unidades autónomas conectadas a motores Stirling situados en el foco.
Los sistemas disco-Stirling han demostrado la mayor eficiencia de conversión de radiación solar en
energía eléctrica con valores máximos del 30 % y hasta un 25 % de promedio diario en unidades de 7
a 25 kW.
Debido a la curvatura parabólica del concentrador y a la baja relación distancia focal/
=
a
m
175
or está cubierta por espejos de vidrio de segunda superficie con
u correspondiente curvatura parabólica o bien por espejos delgados o polímeros metalizados de
n resumen son pequeñas unidades independientes con reflector parabólico habitualmente conectado a un
• Varios fabricantes.
La superficie cóncava del concentrad
s
primera superficie soportados sobre una estructura de fibra de vidrio o de membrana pensionada.
Los receptores para sistemas disco/Stirling son de tipo cavidad, con una pequeña apertura y su
correspondiente sistema de aislamiento. Habitualmente, se usan dos métodos para la transferencia
de la radiación solar al gas de trabajo:
a) Iluminar directamente un panel de tubos por el interior de los cuales circula un gas que suele
ser helio, hidrógeno o aire.
b) El concepto de tubo de calor o heat pipe, vaporizándose un metal líquido (normalmente
sodio) que luego condensa en la superficie de los tubos por los que circula el gas de trabajo y
refluye nuevamente al absorbedor.
E
motor Stirling situado en el foco. Los niveles de concentración son superiores (1.000-4.000) y las potencias
unitarias son de 5 a 25 kW.
• Unidades autónomas de hasta 50 kW.
176
adas del orden de los 100 kg.m-2. El disco Vanguard fue
perado en Rancho Mirage (California) en el desierto de Mojave durante un periodo de 18 meses
ed Stirling AB (USAB) modelo 4-95 Mark II. Este
El gas de trabajo fue Hidrógeno a una presión máxima de
20 MPa y una temperatura de 720 ºC. La potencia del motor se regula mediante la presión del gas.
gía, aunque con algunas mejoras. De 10,5 m de diámetro, una superficie
e 91,5 m2, y con un motor de 25 kWe, se llegaron a vender seis unidades que fueron operadas por
co logía ha sido licenciada con posterioridad al
co está relanzando su aplicación con la denominación de disco
SES/Boeing. El nuevo prototipo ha acumulado más de 8.000 horas de operación, con un 94% de
disponibilidad para irradiancias superiores a 300 kW.m-2 [16]. Hay que reseñar otros desarrollos en
EEUU involucrando a empresas como LaJet, Solar Kinetics, SAIC, Acurex y WG.
En Europa, los principales desarrollos han sido llevados a cabo por las empresas alemanas
Steinmüller y Schlaich, Bergermann und Partner (SBP), y la empresa SOLO Kleinmotoren en lo
que respecta al suministro del motor Stirling solarizado Figura 12. Se han desarrollado 8 unidades de
7,5 a 8,5 m de diámetro que han sido ensayadas satisfactoriamente en la Plataforma Solar de
Almería con más de 30.000 horas acumuladas de operación y disponibilidades por encima del 90%.
Son sistemas que pretenden una significativa reducción de costes, aunque a cambio de menores
rendimientos. Los concentradores se hacen a partir de membrana de acero inoxidable tensionada. La
membrana delantera se deforma con procedimientos de moldeo hidroneumático, sin el uso de un
ontramolde, para conseguir la geometría parabólica. En operación la membrana se estabiliza gracias
La experiencia operacional con sistemas disco-Stirling se circunscribe a unas pocas unidades
ensayadas fundamentalmente en EEUU y en Europa, más concretamente en la Plataforma Solar de
Almería. La primera generación de discos estuvo formada por configuraciones faceteadas de
vidrio/metal, que se caracterizaron por unas altas concentraciones (C=3.000), y sus excelentes
resultados, aunque a precios muy elevados (estimaciones por encima de los 300 €/m2 para grandes
producciones) y estructuras muy pes
o
(Febrero 1984 a Julio 1985). Este disco tenía 10,7 m de diámetro, una superficie de 86,7 m2 y
llevaba un motor/generador de 25 kWe de Unit
motor dispone de cuatro cilindros con un desplazamiento de 95 cm3 por cilindro. Los cilindros estan
dispuestos en paralelo y montados en un cuadrado. Están interconectados con el regenerador, el
enfriador y usan pistones de doble acción.
Con más de un 30 % de conversión neta (incluyendo consumos auxiliares), este sistema posee
todavía el record mundial. Con posterioridad, entre 1984 y 1988, McDonnell Douglas desarrolló un
disco con la misma tecnolo
d
mpañías eléctricas. Transferida a Boeing, la tecno
nsorcio SES, que desde 1998
c
a una pequeña presión negativa de 20 a 50 mbar. Una vez conformada se le pegan vidrios delgados
de 0,9 mm de espesor de 50 x 30 cm. El motor trabaja con Helio a 630ºC y 15 MPa lo que da lugar
a rendimientos del conjunto disco-Stirling del 20%, que son sensiblemente inferiores a los
planteados por SES/Boeing.
EN DEMOSTRACIÓN / DESARROLLO
Compact Linear Fresnel Reflector
• Se genera vapor directamente en el campo solar
• Puede incorporar almacenamiento térmico
• No hay componentes disponibles en el mercado todavía
• Hay varios tecnólogos, con capacidad llave en mano
• El campo solar genera vapor saturado, hasta 300ºC ap.
177
N DEMOSTRACIÓN A PARTIR DE LAS COMERCIALES E
Colectores Cilindro-parabólicos:
• Generación Directa de Vapor
• Mayor eficiencia y elimina aceite.
• Instalaciones piloto en PSA han demostrado viabilidad
• Almacenamiento térmico no resuelto todavía
• Dudas sobre la controlabilidad del campo solar
• Necesario proyecto de demostración para poder financiar
• Sales fundidas como fluido transmisor de calor
178
io proyecto de demostración para poder financiar
• Concepto Solar Tres.
• Planta cercana a inicio ejecución en Sevilla.
• Receptor de tambor con vapor sobrecalentado
• Mayor eficiencia. Receptor muy complejo.
• Planta piloto en ejecución en Israel.
DIMENSIONADO DEL CAMPO SOLAR
cuanto a sus elementos más
epresentativos para pasar a continuación a dimensionar el campo solar.
IN
La selecci ocados los heliostatos,
depende ponible (forma de la parcela,
orografía…) or. Las dos opciones clásicas
contempla dante” o a un lado:
• Mayor eficiencia y con almacenamiento térmico
• Instalaciones piloto en Italia (ENEA) han demostrado viabilidad
• Dificultad para mantener sales fundidas
• Necesar
Torre central
• Receptor de sales fundidas, con almacenamiento
Primero se introducirá la tecnología de receptor central de torre en
r
TRODUCCIÓN
ón de la configuración del campo solar, de la forma en que van col
en gran medida de las características del terreno dis
, del tamaño de la planta y de la posición del recept
n el despliegue del campo de helióstatos alrededor: “campo circun
179
“campo n de una torre sobre la cual se
sitúa el receptor.
No obsta la orografía del terreno o usan un
concentra re una torre.
A la iz
A continu ticas del campo solar, helióstatos y
receptor central:
característico de una planta
olar de este tipo. El campo de heliostatos representa una fracción muy significativa (hasta el 60%)
En un principio se construyeron con espejos de vidrio sustentados en una estructura metálica
metal), a continuación se pasaron a construir prototipos de membrana
nsionada (fig.) que promovieron grandes expectativas en cuanto a reducción de costes, pero
orte” o “campo sur” (fig), según la latitud del emplazamiento
nte hay otras opciones que tratan de aprovechar
dor secundario para evitar los inconvenientes de colocar el receptor sob
quierda campo norte, a la derecha campo circundante.
ación se hablará brevemente de las partes más caracterís
Los helióstatos son, junto con el receptor central el componente más
s
del coste de la parte solar.
(tecnología de vidrio-
te
finalmente se volvió a la tecnología vidrio-metal donde sí se han dado reducciones de costes debido
al abaratamiento de los espejos y a la optimización de componentes. La superficie reflectiva por
helióstato ha ido evolucionando hacia tamaños cada vez mayores, partiendo de unos 40-50 m2 para
los helióstatos de las primeras plantas hasta llegar a los 150 m2 de algunos desarrollos recientes.
180
A la izquierda helióstato de vidrio-metal, a la derecha helióstato de membrana tensionada.
El receptor central es el dispositivo donde se produce la conversión de la radiación solar concentrada
en energía térmica, a lo largo de la breve historia de esta tecnología se han propuesto diversas
opciones:
ir entre receptores de cavidad y externos, a su vez
estos últimos pueden clasificarse en planos, cilíndricos y semicilíndricos.
al mecanismo de transferencia de calor se puede distinguir entre receptores de
absorción directa y de absorción indirecta, estos últimos se clasifican a su vez en tubulares, de
de trabajo hay diversas opciones, para este estudio la elección ya está
hecha con fluido de trabajo agua-vapor.
• En cuanto a su geometría se puede distingu
• En cuanto
placa y volumétricos, ya sean atmosféricos o presurizados.
• En cuanto al fluido
Los estudios realizados hasta la fecha no han conseguido demostrar la superioridad de una
tecnología sobre las demás. Es por esto que la elección se ha basado no sólo en factores técnicos sino
también en factores de política industrial. Así mientras la industria estadounidense está apostando
por la tecnología de sales fundidas, la industria europea apuesta más por los receptores volumétricos
de aire, atmosféricos o presurizados o por los receptores de vapor de agua.
181
IMENSIONADO
a) Punto de diseño
Se elige como punto de diseño el mes de Julio, por ser el de mayor irradiación solar y por
tanto cuando mayor potencia se podrá generar debido al aporte solar.
Radiación normal directa media en el mes de Julio en el desierto de Tabernas, Almería:
1654.8 W/m2.
b) Configuración de los helióstatos.
La selección de la configuración de los helióstatos, campo norte o campo circundante, para
undante debido a las pérdidas por el factor coseno asociadas a las dos configuraciones,
esto implicaría menores campos y consecuentemente menores inversiones, pero como esta
ión: campo solar de
helióstatos circundante. La superficie útil de cada helióstato para reflejar la irradiación solar
• Atendiendo a su geometría, externo del tipo cilíndrico.
D
una planta de 35 MW térmicos teóricos no es una cuestión sencilla. En términos generales la
configuración de campo norte es más eficiente en el punto de diseño que el campo
circ
mayor eficiencia ocurre en invierno cuando la radiación solar es pequeña y con el campo
circundante la energía anual producida es mayor se elige esta segunda opc
en la instalación será de 66 m2.
c) Receptor central.
El receptor central que se elige es:
• Atendiendo al mecanismo de transferencia de calor, de absorción indirecta del tipo
tubular.
• Atendiendo al fluido de transferencia de calor, de agua-vapor.
182
del campo solar.
ca que se quiere suministrar al fluido en condiciones de diseño es de 38500
W, lo cual, teniendo en cuenta el rendimiento entre la irradiación solar en el campo y la
haya que dimensionar
ios de diseño siguientes se calcula el número de helióstatos:
statos y la superficie asociada resulta:
iente modo (fig):
d) Dimensionado
La potencia térmi
k
potencia térmica que se suministra al fluido, hay pérdidas importantes tanto en el campo
solar como en el receptor, da un rendimiento del 58.7%, que hace que
el campo solar y el receptor central para una potencia irradiada de 65582 kW. Teniendo en
cuenta los criter
Datos de diseño para el dimensionado.
Se obtienen el número de helióstatos y la superficie total ocupada por cada uno de ellos del
siguiente modo:
Superficie total ocupada = Potencia de diseño (kW) *1000 / Irradiación solar diseño(W/m2) =
39631 m2.
Número de helióstatos = Superficie total ocupada / Superficie de reflectividad cada helióstato
(m2) = 600 helióstatos.
El número de helió
Resultados de número de helióstatos y superficie total ocupada.
La disposición de los helióstatos en el campo solar quedaría del sigu
183
Dispos
En cua
Diáme
Altura
Altura
DESARROLLOS TECNOLÓGICOS
COLE
La tecnología de las plantas termosolares con captadores cilindro parabólicos (CCP) ha sido
mejorada significativamente desde las primeras plantas, que se instalaron a princip 0.
Buena prueba de ello es la drástica reducción de costes que se ha ido alcanzando, gracias en gran
medida nal, que fue la promotora de
s ocho plantas SEGS que se encuentran actualmente en servicio en California (USA). A pesar de
la clara plantas
onvencionales de ciclo combinado que consumen gas natural. Esto obliga a abaratar aún más el
coste de la electricidad generada con las plantas termosolares con CCP.
ición del campo de helióstatos.
nto al receptor y la torre solar donde va situado se escogen los siguientes:
tro del receptor = 9.14 m.
del receptor = 13.36 m.
de la torre = 118.6 m.
CTORES CILINDRO-PARABÓLICOS
ios de los años 8
a la valiosa aportación realizada por la empresa LUZ Internatio
la
reducción de costes, aún nos encontramos fuera del rango de competitividad con las
c
184
Diversos estudios de viabilidad han sido realizados durante los últimos años. Se ha estudiado la
viabilidad de extrapolar la experiencia Californiana de las plantas SEGS a España y Marruecos, y así
como la viabilidad de plantas de CCP con generación directa de vapor en el tubo absorbente, una de
las mejoras tecnológicas más prometedoras para este tipo de CET. También se ha realizado el
prediseño de una CET con CCP en Egipto.
Todos estos proyectos y estudios de viabilidad llegaron a la conclusión de que existe un gran
mercado potencial para las plantas termosolares, y una reducción de los costes de la electricidad
generada por estas plantas conduciría inmediatamente a la implementación comercial de este tipo de
sistemas.
Tomando como base tanto los estudios previos realizados por LUZ antes de su desaparición en
1991, como otros estudios más recientes el CIEMAT, en colaboración con el DLR alemán,
ma tecnológico destinado a desarrollar una nueva generación
n directa de vapor a
tes. Este programa de I+D se centra en tres temas principales:
entación de componentes mejorados para los colectores cilindro-
parabólicos.
por en los colectores solares (Direct
e utiliza actualmente en las plantas
SEGS como fluido caloportador entre el campo solar y el bloque de potencia. Esta
eral de la planta, a la vez que se reducirían los
costes de inversión necesarios.
generada. El 65% de esta
educción en el coste de electricidad sería debido a la introducción del proceso DSG, mientras que el
promovió en 1996 un completo progra
de plantas termosolares para producir electricidad mediante CCP con generació
alta presión en los tubos absorben
• Desarrollo e implem
• Desarrollo de la tecnología de Generación Directa de Va
Steam Generation, DSG) para eliminar el aceite que s
eliminación incrementaría el rendimiento gen
• Optimización del diseño general de la planta y los procedimientos de Operación y
Mantenimiento.
A este ambicioso programa de I+D (investigación y desarrollo) se le dio el nombre de proyecto
DISS (Direct Solar Steam). Según los estudios realizados, la implementación de todas las mejoras
perseguidas en el proyecto DISS conduciría a un aumento del 20% en la producción eléctrica anual
de este tipo de plantas termosolares y a una reducción del 15% en el coste de inversión inicial,
provocando una reducción del 30% en el coste final de la electricidad
r
35% restante es debido a los otros componentes. La Figura 16 muestra el desglose de estas
reducciones de costes y mejoras tecnológicas.
185
icas,
ngenierías, Industrias y Centros de Investigación, que bajo la coordinación del CIEMAT han
cipales dentro de la primera fase estuvieron
, en condiciones reales de operación, las
interrogantes técnicas que existían con relación al proceso DSG. La implementación de esta
El proyecto DISS ha aglutinado a un Consorcio internacional compuesto por empresas eléctr
I
estado trabajando desde 1996 para la consecución de los objetivos explicados anteriormente.
La primera fase del proyecto DISS comenzó en enero de 1996 y terminó en noviembre de 1998, con
una financiación importante de la CE dentro de su Programa JOULE y promovida por un consorcio
liderado por CIEMAT, con la participación de DLR, ENDESA (con INITEC como principal
subcontratista), IBERDROLA, INABENSA, PILKINGTON Solar, SIEMENS, UNIÓN
ELÉCTRICA FENOSA y ZSW. Las actividades prin
relacionadas con el diseño y construcción de una instalación de ensayos DSG en la Plataforma Solar
de Almería (PSA) del CIEMAT para poder estudiar
instalación ha colocado al CIEMAT a la cabeza de la investigación mundial en el campo de la
generación directa de vapor a alta presión y temperatura con CCP.
La segunda fase del proyecto DISS comenzó oficialmente en diciembre de 1998, con una duración
de 37 meses, estando dedicada fundamentalmente a realizar una completa campaña de ensayos DSG
en la instalación implementada en la PSA durante la primera fase del proyecto. Esta segunda fase
186
o por el CIEMAT, contando con la participación de
DLR, ENDESA, INITEC, IBERDROLA, INABENSA, PILKINGTON Solar, y ZSW.
Los resultados experimentales conseguidos hasta el momento en la PSA dentro de la segunda fase
del proyecto DISS han puesto de manifiesto que la generación directa de vapor con CCP es viable y
presenta un alto potencial para reemplazar a la tecnología HTF en el plazo de unos cinco años. El
lazo de ensayos DSG instalado en la PSA fue operado durante más de 2.500 horas hasta junio de
2001, produciéndose directamente, en los tubos absorbentes de los CCP, vapor sobrecalentado a
390ºC, tanto a 30 bar, como a 60 bar y 100 bar.
Tras los buenos resultados experimentales conseguidos en el proyecto DISS, el próximo paso será la
realización de la ingeniería de detalle de una primera planta DSG pre-comercial que aglutine todo el
know-how y la experiencia adquirida por los socios del proyecto DISS.
500ºC,
uperando así el límite actual de los 400ºC. También parece interesante el estudio de posibles
T está participando también en
l proyecto EUROTROUGH, dentro del cual se está desarrollando un nuevo diseño estructural
cuenta también con la ayuda financiera de la Comisión Europea dentro del programa JOULE. El
Consorcio de esta fase está también coordinad
Paralelamente con la realización del diseño de una primera planta pre-comercial, también se
intentarán desarrollar nuevos componentes (recubrimientos selectivos, juntas rotativas, etc.) que
hagan posible la producción de vapor sobrecalentado a temperaturas próximas a los
s
sistemas de almacenamiento térmico para plantas DSG, ya que la particularidad de este nuevo
proceso requiere sistemas de almacenamiento diferentes a los actualmente disponibles
comercialmente.
Hay que destacar el trabajo realizado por el CIEMAT en el desarrollo de nuevos recubrimientos
selectivos, espejos de primera superficie y recubrimientos anti-reflexivos con aplicación en los CCP.
Actualmente existen acuerdos con entidades externas para la comercialización de algunos de los
nuevos productos logrados por el CIEMAT.
Dentro del campo de los colectores cilindro parabólicos, el CIEMA
e
para CCP . Este nuevo diseño será netamente Europeo y supondrá un avance importante en el
desarrollo de las plantas termosolares con CCP.
187
s en, se
antiene una línea de investigación continuada en el desarrollo tecnológico de componentes y
mente de una superficie reflectante, una estructura
superficies acristaladas, a los
ás recientes de mayor tamaño, mucho más ligeros de peso y de más bajo coste con reflectores a
esarrollado por CIEMAT [26], todos ellos ensayados en la PSA. Los precios se
ueven, según los escenarios de producción, entre las 110 y las 200 €/m2. La disponibilidad de estos
n tipo de helióstato alternativo lo constituyen los denominados de membrana tensionada, donde la
seguido mejorar, por el momento, las expectativas
e costes de los más probados helióstatos de vidrio/metal con espejo convencional.
DESARROLLO TECNOLÓGICO EN SISTEMAS DE RECEPTOR CENTRAL
Junto a los proyectos de plantas de demostración de plantas de receptor central mencionado
m
sistemas con el fin de reducir costes y mejorar la eficiencia de los mismos. Los dos componentes de
mayor relevancia en este tipo de plantas son los helióstatos y el receptor solar. El campo de
helióstatos es un factor de enorme peso económico en el coste de la planta, llegando a representar
hasta un 60% de la inversión en la parte solar, siendo el mecanismo de accionamiento y las facetas o
superficie reflectante, con un 66 % del total, los elementos que más influyen en el coste. Un
helióstato, de la actual generación, consta básica
soporte, un mecanismo de accionamiento en acimut y en elevación, pedestal, cimentación y un
sistema de control. El desarrollo de los helióstatos muestra una clara evolución desde los primeros,
de pequeña superficie con una estructura pesada y rígida con segundas
m
base de espejos de alta reflectividad o polímeros plateados pegados sobre membranas tensionadas.
España ocupa un lugar de privilegio en la tecnología de helióstatos, habiendo participado CIEMAT
activamente en la mayoría de los desarrollos nacionales. La tecnología de helióstatos de vidrio/metal
se centra en unidades entre 70 m2, como es el caso del helióstato COLON desarrollado por
INABENSA [25], el helióstato Sanlúcar de 91 m2 desarrollado por la misma compañía y el GM-
100 de 105 m2 d
m
helióstatos ha resultado ser superior al 95% en la mayor parte de los casos y su calidad de imagen
entre 2 y 2,5 mrad en rayo reflejado. La reflectividad promedio anual de un campo de helióstatos
está entre el 85% y el 92%.
U
superficie reflectante está soportada sobre una fina membrana metálica rigidizada por tensión. El
mayor hito logrado hasta el momento actual, es el helióstato de Steinmüller (ASM-150), también
ensayado en la PSA, con 150 m2 y una calidad de imagen de 2 mrad [27]. A pesar de estos
resultados, el helióstato de membrana no ha con
d
188
ligados los
esarrollos al tipo de planta y el ciclo termodinámico considerados. Básicamente se dividen en
or
on aire como fluido térmico, siendo el absorbedor iluminado una matriz o medio poroso (malla
En el campo de los receptores solares, la realidad es mucho más compleja, estando muy
d
receptores tubulares y receptores volumétricos atendiendo a proceso de intercambio en la superficie
absorbente, y en externos o de cavidad atendiendo a la configuración de su alojamiento [2]. Se han
ensayado en el mundo una gran cantidad de configuraciones, buena parte de ellas en las instalaciones
de la Plataforma Solar de Almería, con sodio líquido, sales fundidas, vapor saturado, vapor sobre-
calentado, aire atmosférico y aire presurizado como fluidos refrigerantes. Los receptores de tubos,
tanto en cavidad como externos, han venido siendo los más usados en el pasado. Se han utilizado
receptores de cavidad en la planta Francesa de Thémis, y en las plantas CRS (Receptor Sulzer) y
CESA-1 de la PSA. También se han probado receptores externos en las plantas Solar One, CRS
(Receptor Agip/Franco Tosi) y Solar Two con sales fundidas. Las eficiencias de los receptores
tubulares oscilan entre 80 y 93%, siendo los flujos máximos de radiación admitidos del orden de 700
kW.m-2, con la excepción del sodio fundido que admite densidades de flujo superiores.
Los receptores volumétricos están específicamente concebidos para optimizar el intercambio de cal
c
metálica o monolito cerámico), a través del cual fluye el gas de refrigeración. Pueden estar abiertos al
exterior o con una ventana delante. Se consigue trabajar entre 700ºC y 850ºC de temperatura de
salida con este tipo de receptores para absorbedores metálicos y más de 1.000ºC con absorbedores
cerámicos. Los flujos máximos de radiación pueden sobrepasar los 1.000 kW.m-2, si bien las
eficiencias térmicas son inferiores a las de los tubulares (70-80%).
189
s observadas
n el flujo de aire, reducir las elevadas pérdidas térmicas por recirculación de aire y en el desarrollo de
s a jugar un papel relevante en la
roducción de electricidad a gran escala. Las tres tecnologías de concentración solar, si bien
presentan diferencias de costes en la primera fase de implantación, proyectan posteriormente costes
de producción muy similares (Figura 13), dependiendo la selección de la tecnología sobre todo del
tipo de aplicación y de despacho de la electricidad generada.
Las medidas para la implantación de las plantas CET y la consecución de los objetivos de costes
fijados, conjugan iniciativas en los ámbitos tecnológico, económico y social, y pasan sin duda por la
construcción en una primera etapa de una pequeña serie de unidades de demostración con operación
en régimen comercial y potencias solares en el entorno de las decenas de MW. En el periodo de
2000 a 2010, estas iniciativas singulares de demostración deben contar con unas tarifas premiadas de
Centrándonos en los últimos desarrollos con participación de CIEMAT, podemos destacar el
receptor avanzado de sales RAS, el diseño de un receptor saturado de alta eficiencia para el proyecto
COLON SOLAR y el diseño y evaluación de nuevos prototipos de receptores volumétricos de aire
caliente a presión atmosférica con absorbedor metálico como SIREC y cerámico como HITREC.
CIEMAT está trabajando junto con la Agencia Aerospacial Alemana desde el año 1999 en un
receptor de aire presurizado llamado REFOS, que ha operado satisfactoriamente a una temperatura
de 800ºC y una presión de 15 bar. El esfuerzo de diseño en el caso del receptor de cavidad de vapor
saturado se centra en resolver los problemas hasta ahora asociados a la etapa de sobrecalentamiento
en los receptores de vapor anteriores, consiguiéndose además altas eficiencias del orden del 94%.
Hay importantes retos tecnológicos, no obstante, ligados a la controlabilidad del receptor y su
integración híbrida con la caldera de recuperación. En el caso de los receptores volumétricos los
esfuerzos actuales se centran en escalar la tecnología existente con absorbedor metálico desde los ya
probados 2,5 MW a los 55 MW, en resolver los problemas asociados a la inestabilidade
e
nuevos conceptos con absorbedor cerámico que permitan operar a temperaturas más altas.
BARRERAS TECNOLÓGICAS, ECONÓMICAS Y
SOCIALES PARA LA IMPLANTACIÓN DE LAS CET
omo ya se ha descrito con anterioridad, las CET están llamadaC
p
venta de la electricidad y subvenciones a la inversión que permitan alcanzar los objetivos marcados
por la propia Comisión Europea y el Programa Altener de 0,08 €/kWh en el año 2010. Se considera
que antes del 2020 la penetración en mercados verdes primero, en nichos de mercado competitivos
después y finalmente en un mercado global sostenido para plantas con despachos a carga intermedia,
permitirá alcanzar costes de producción plenamente competitivos en el entorno de los 0,04 €/kWh.
190
Mundial a través del GEF (Global
nvironmental Facility) con el soporte económico a cuatro proyectos de plantas CET en India,
Las medidas de introducción están recogidas en España dentro del Plan de Fomento de las Energías
Renovables, donde se fija un objetivo alcanzable de 200 MW instalados antes del año 2010. Cabe
reseñar también la iniciativa en este sentido del Banco
E
Egipto, Marruecos y México. Las medidas de apoyo y subvenciones institucionales vienen
motivadas por la reducción de emisiones a la atmósfera de gases que promueven el efecto
invernadero y por la creación de empleo local y la mejora de la calidad de vida en los entornos
geográficos de implantación. Se estima que una CET evita unas 2.000 t anuales de emisiones de
CO2 por cada MWe instalado, o lo que es lo mismo, cada GWh producido con CET evita la
191
despreciable cuando la imposición fiscal viene a suponer hasta un tercio del LEC o coste de la
electricidad producida, y tiene un impacto equivalente al de la tecnología en la mejora de su
competitividad.
Los desarrollos tecnológicos deben incidir por su parte en la mejora de las eficiencias de los distintos
componentes, la búsqueda de esquemas óptimos de integración con el ciclo termodinámico, la
reducción de costes y el aumento de su fiabilidad y durabilidad. En el caso de los colectores cilindro-
parabólicos existe una importante limitación tecnológica asociada a la máxima temperatura de
trabajo que se sitúa en los 400ºC. A esto se añaden las ineficiencias y costes asociados al uso de un
aceite térmico como fluido de transferencia entre el receptor solar y el generador de vapor. Por este
motivo los esfuerzos de desarrollo tecnológico se centran en la búsqueda de mejores medios de
transferencia de calor que sustituyen al aceite. Un segundo problema es la inexistencia de soluciones
eficientes y de bajo coste para el almacenamiento térmico de la energía, por lo que los factores de
capacidad se ven seriamente limitados. A esto se añaden las mejoras necesarias en la durabilidad de
los tubos absorbedores. Para las centrales de torre el primer gran objetivo es demostrar en las
primeras plantas comerciales los factores de capacidad y eficiencias predichas a partir de las
xperiencias en plantas piloto. Asimismo se deben verificar los objetivos de costes marcados por los
emisión de 700 a 1000 t de CO2, por lo que resultan idóneas para contribuir al 8% de reducción de
emisiones pretendido por la política Comunitaria en el año 2010. Se precisa además definir una
política fiscal para las plantas CET. Dado el carácter capital-intensivo de las mismas, una imposición
fiscal similar a la de las plantas térmicas convencionales daría lugar a un mayor gravamen por kWh a
lo largo de la vida de la planta en el caso de la tecnología solar [18]. Este hecho no resulta nada
e
componentes solares, y sobre todo para los helióstatos, al no existir hasta ahora experiencias de
producción en serie. Para los receptores solares se han de demostrar además las eficiencias predichas
en pequeños prototipos y la durabilidad del absorbedor. Las centrales de torre presentan todavía
niveles relativamente bajos de automatización y de integración de los sistemas de control, lo que
penaliza la operación de la planta, siendo éste otro aspecto que requiere mejoras tecnológicas.
Por último los sistemas disco-Stirling son, sin lugar a dudas, la tecnología con un mayor potencial a
largo plazo, por sus altas eficiencias y su modularidad que los hacen extraordinariamente atractivos
desde el punto de vista de la planificación de la inversión. La limitación en cuanto a su potencia
unitaria (por debajo de 25 kW) es, no obstante, un obstáculo para muchas aplicaciones que
192
pretenden producción eléctrica a gran escala. Las experiencias de operación se restringen a unas
pocas unidades por lo que el riesgo tecnológico es alto. También es limitada la experiencia sobre
fiabilidad a partir del número de horas acumuladas de ensayo. Se trata además de un sistema que
precisa establecer un sistema de producción en masa para reducir costes de utillajes, sobre todo en los
motores, por lo que los costes de la inversión para las primeras plantas son altos y la incertidumbre
en su reducción también más elevada, resultando ineludible una estrategia industrial que contemple
la exportación hacia un mercado amplio para garantizar su viabilidad.
CONCLUSIONES
La concentración es un concepto muy antiguo, que consiste en aumentar el nivel de la radiación
energía solar y su objetivo es alcanzar temperaturas más elevadas. Las tres tecnologías que
actualmente tienen un alto potencial de aplicación, tuvieron sus orígenes en diversas aplicaciones
como el cocimiento de alimentos, el uso en hornos solares para experimentos con reacciones
químicas y hasta en la generación de vapor para la producción de energía mecánica y eléctrica.
Las tecnologías de CCP y de Receptor Central se encuentran ya suficientemente maduras para la
realización de los primeros proyectos comerciales en tamaños de 10-50 MW. Resulta por tanto
prioritario clarificar su situación legislativa, con ayudas a la inversión en los primeros proyectos y un
marco estable de primas a la producción. La aceptación de ciertos porcentajes de hibridación
facilitaría una más rápida introducción en el mercado.
El estado tecnológico actual permite asegurar que para tamaños en el entorno de 30-50 MW se
pueden alcanzar en punto de diseño el 21-23% de rendimiento en la conversión solar-electricidad,
con proyecciones de costes de producción a corto plazo de 0,08 €/kWh y de 0,04 €/kWh a medio
plazo.
En la mayoría de las instalaciones piloto donde han recurrido al uso de agua como fluido térmico,
también se ha probado el sodio, el aire, las sales fundidas y algunos diseños con gas, sin embargo, la
tendencia actual es hacia la utilización de sales fundidas, ya que el resto de los materiales probados
han causado limitaciones que inducen problemas en el diseño, construcción y operación del receptor.
193
RMICOS
A TEMPERATURA
ovido
l uso de la energía solar, que ha sido de gran beneficio para sus habitantes al disminuir los costos de
sto de la inversión podría ser elevado, a largo
lazo se vería compensado con pagos fijos y mínimos.
os beneficios son innumerables: agua potable, calentamiento de agua, cocinas con energía solar,
5
SISTEMAS SOLARES TÉ
DE BAJ
GENERALIDADES
En los últimos años la creación de casas ecológicas en países europeos y de norte América ha prom
e
vivienda y por ser limpia, inagotable y gratuita.
Sin embargo, para muchas personas con hogares ya establecidos ha sido una interrogante el saber si es
posible la adaptación de sus pisos para poder consumir de la energía solar. Muchos especialistas
manifiestan que si es posible, aunque estiman que el co
p
Estamos hablando de aplicar la energía solar para producir energía térmica, que permite tener
calefacción y agua caliente.
L
hornos solares, sistema de secado, refrigeración, entre otros más.
FUNDAMENTOS
Consiste en el aprovechamiento de la energía del Sol para producir calor recogiendo el calor del sol
por medio de los llamados colectores solares, captadores solares o paneles solares térmicos. Estos
disp , ositivos funcionan básicamente recogiendo y concentrando el calor del sol en algún fluido
gen eralmente agua que recorre su interior. El calor aumenta la temperatura del fluido el cual es o
bie r n almacenado o bien llevado directamente al punto de consumo que puede ser para cocina
alimentos o p , ya sea agua ara la producción de agua caliente destinada al consumo de agua doméstico
caliente sanitaria, calefacción.
Esquema de la utilización de un sistema de energía solar térmica en una casa poricarus-solar.com
La energía solar térmica representa un uso relativamente económico de la luz dado la relativa
simplicidad de los dispositivos, y su uso es muy extendido en el ámbito doméstico. Existen muchas
empresas encargadas de comercializar equipos domésticos de energía térmica, los cuales suelen estar
compuestos típicamente por un depósito de unos 150 litros de capacidad y un colector de unos 2
194
195
metros cuadrados. Estos equipos pueden suministrar hasta 90% de las necesidades de agua caliente
anual para una familia de 4 personas.
Son los sistemas con una temperatura de trabajo hasta 125 °C son los más importantes para
nosotros, pues las aplicaciones más utilizadas para calentamiento de agua entran en esa gama de
temperaturas, tienen como componente principal los captadores planos llamados también colectores
o paneles y su utilización principal es la obtención de agua caliente sanitaria.
Los sistemas solares térmicos de baja temperatura se componen de cinco partes o subsistemas
principales:
1. Captador o panel solar.
2. Intercambiador de calor.
3. Depósito de almacenamiento
4. Sistema de apoyo.
5. Sistema de distribución o consumo
DESARROLLO DE PROYECTOS
Proyectos unifamiliares Instalaciones para generación de agua caliente para uso sanitario, calefacción,
calefacción por suelo radiante y refrigeración. Montaje de placas en el techo para el almacenamiento
de agua caliente en depósitos acumuladores que podrá ser utilizada con posterioridad, dependiendo
de la instalación realizada. Todas nuestras instalaciones incluyen la monitorización de todo el
sistema, para regular todos los dispositivos a distancia, controlar su buen funcionamiento o la rápida
reparación en caso de avería.
196
TIPOS DE SISTEMAS
Los sistemas de energía solar térmica utilizan los rayos solares para obtener agua caliente. Unas
placas especiales, denominadas colectores, concentran y acumulan el calor del Sol, y lo transmiten a
un fluido que queremos calentar. Este fluido puede ser bien el agua potable de la casa o bien el
sistema hidráulico de calefacción de la vivienda.
En cuanto a la generación de agua caliente para usos sanitarios, hay dos tipos de instalaciones:
• Circuito abierto, donde el agua de consumo pasa directamente por los colectores solares. Este
sistema reduce costos y es más eficiente (energéticamente hablando), pero presenta problemas en
zonas con temperaturas por debajo del punto de congelación del agua, así como en zonas con alta
concentración de sales que acaban obstruyendo los paneles. Los inconvenientes son la dificultad para
emplear materiales que no contaminen el agua, el riesgo de vaporización y congelación, el
funcionamiento a la presión de la red con peligro en los colectores, el no poder emplear
197
anticongelante, el mayor riesgo de corrosión (aire en el agua), las posibles incrustaciones calcáreas.
También están sometidos más restricciones legales.
• Circuito cerrado, donde el agua de consumo no pasa directamente por los colectores solares. Este
sistema es el más común. Se utiliza un líquido anticongelante que atraviesa los tubos dentro de los
colectores y se calienta por la acción de la radiación solar. El líquido caliente atraviesa el circuito
hidráulico primario hasta llegar al acumulador, en el interior del cual se produce un intercambio de
calor entre el circuito primario y el secundario, es decir, entre el líquido anticongelante calentado en
las placas solares y el agua que vamos a usar nosotros. En caso de que el agua contenida en el
acumulador no alcance la temperatura de uso deseada, entra en funcionamiento automáticamente el
sistema auxiliar - caldera o resistencia eléctrica - que se encarga de generar el calor complementario.
Todo el proceso es automático y vigilado por el sistema de control.
Los sistemas también pueden clasificarse en función del tipo de circulación del fluido. Así, la
circulación del fluido se consigue por:
• Circulación natural, es el caso de un sistema termosifónico En este caso el depósito debe colocarse
en un nivel superior a los colectores para permitir la convección por diferencia de temperatura. Para
facilitar el movimiento del agua tiene que haber una diferencia suficiente de temperatura entre el
colector y el acumulador y una altura entre el acumulador y los colectores mayor de 30 centímetros.
Para evitar el riesgo de temperaturas elevadas en el depósito este se diseña con volúmenes mayores de
70 l/m2 de colector.
Los factores positivos de este sistema son de carácter económico y de simplicidad de instalación,
porque los equipos termosifónicos no consumen energía eléctrica, ya que funcionan sin bomba. Esta
característica ayuda a disminuir el consumo energético de la vivienda y convierte a los equipos en
autónomos que siguen funcionando aunque el sistema eléctrico falle. El hecho de ser autónomo hace
muy atractiva su aplicación en aquellos lugares remotos donde no llega la red eléctrica. Los factores
negativos son de carácter estético y de resistencia del tejado, porque el depósito tiene que estar
encima de los paneles. La circulación natural reduce también un poco el rendimiento del sistema
solar.
198
• Circulación forzada, es el caso de un sistema con electrocirculador Esta instalación evita los
defectos propios de los sistemas de circulación natural. Como inconvenientes se encuentran las
necesidades de energía eléctrica y de regulación y control de la circulación. Cuando el
intercambiador está a una altura inferior a los colectores, el electrocirculador es imprescindible. Hay
que incluir además una válvula antirretorno para evitar el posible efecto termosifónico nocturno.
Los factores positivos de este sistema son de carácter estético y de rendimiento del sistema. Es
posible colocar el acumulador en el interior de la vivienda, y entonces el tejado no tiene que soportar
el peso del acumulador (que puede ser de hasta 300 - 500 Kg. ). La circulación forzada ofrece un
rendimiento superior al de un sistema de circulación natural, porque el fluido anticongelante circula
de manera más rápida que el agua.
Los factores negativos son de carácter económico y de gestión del sistema: la inversión inicial es más
alta y también el sistema utiliza energía para el funcionamiento de la bomba. Sin embargo, este uso
de energía va a ser compensado por una mayor producción de agua caliente en comparación con el
sistema precedente.
Especialmente populares son los equipos domésticos compactos, compuestos típicamente por un
depósito de unos 150 litros de capacidad y dos colectores de aproximadamente 1 metro cuadrado
cada uno. Estos equipos, disponibles tanto con circuito abierto como cerrado, pueden suministrar el
90% de las necesidades de agua caliente anual para una familia de 4 personas, dependiendo de la
radiación y el uso de agua que se realice.
Cualquiera de estos sistemas de energía solar térmica doméstica evita la emisión de hasta 4.5
toneladas de emisiones de gases nocivos para la atmósfera. El tiempo aproximado de retorno
energético (tiempo necesario para ahorrar la energía empleada en fabricar el aparato) es de un año y
medio aproximadamente.
TIPOS DE COLECTORES Y PRINCIPIO DE
FUNCIONAMIENTO
Los colectores solares más empleados a nivel doméstico son los colectores planos, seguidos cada vez
más por los colectores solares de vacío.
199
Un panel solar plano se compone de una caja con aislamiento en el fondo y en los costados y sobre
este aislamiento se monta la placa absorbedora, una plancha metálica a la que se encuentran soldados
los tubos por los que circula el líquido a calentar. Los tubos que entran y salen del costado de la placa
permiten que se pueda conectar el sistema a la instalación de agua. La carcasa, normalmente
metálica, es la estructura que rodea el aislamiento posterior y soporta el vidrio, y debe ser totalmente
estanca para evitar pérdidas de calor. La tapa frontal es de vidrio templado resistente a impactos y a
las oscilaciones térmicas o bien de determinados plásticos.
El principio de un panel solar es utilizar la energía solar al permitir el paso de los rayos del sol a
través de esta tapa hasta la placa absorbedora, donde los rayos de luz (de onda corta) son
transformados en calor. El líquido anticongelante especial circula dentro de la placa absorbedora y,
como se ha dicho anteriormente, se convierte en el medio de transporte del calor desde la placa hasta
el depósito.
Los colectores solares de tubos de vacío incluyen una innovación: se ha hecho el vacío en el espacio
que queda entre el cristal protector y la superficie absorbente. Con este cambio se consigue eliminar
las pérdidas por convección interna, porque internamente no hay aire que pueda transferirlas, y
aumentar así la temperatura de trabajo y el rendimiento de la instalación.
La forma de estos captadores no es plana, sino cilíndrica, porque permite efectuar mejor el vacío en
su interior. Además, los colectores de tubos de vacío integran concentradores cilíndrico-parabólicos
con los que se consigue mejorar el rendimiento durante las estaciones en que los rayos solares no
inciden en el ángulo óptimo.
También permiten adaptarse mejor a aquellos casos en que no es posible una instalación en la
inclinación o dirección ideal, donde los paneles planos tendrían muy poco rendimiento. Esta
propiedad hace que los captadores de tubos de vacío puedan integrarse aún mejor en la arquitectura.
En general, los colectores deben estar homologados y presentar las garantías pertinentes.
200
OTROS COMPONENTES
depósito de agua caliente
La función del depósito es conservar caliente el agua producida por los paneles solares durante un
tiempo limitado, normalmente entre 1 y 4 días en el caso de sistemas pequeños. Un buen depósito
debe tener una alta capacidad calorífica, un volumen adecuado, responder de manera rápida a la
demanda, integrarse bien en el edificio, ser accesible económicamente, ser seguro, y tener larga
duración. Suelen tener forma cilíndrica lo cual facilita el fenómeno de estratificación. Se construyen
en acero, acero inoxidable, aluminio, fibra de vidrio reforzado y plásticos.
El tamaño del depósito deberá ser de 30 a 60 litros por m2 de panel solar en sistemas pequeños. En
este tipo de sistemas no es factible conservar la producción de agua caliente del verano para el
invierno, por cuyo motivo solamente se habla de depósitos con capacidad diaria. En el caso de que se
desee instalar un depósito mixto para A.C.S. y calefacción, se necesita hacer el cálculo considerando
de 50 a 75 litros por m2 de panel solar. Para sistemas unifamiliares es posible utilizar la siguiente
regla: 50 litros de depósito por persona + 50 litros
Es decir que, en la gran mayoría de los casos, el depósito estaría en aproximadamente 200-300 litros.
Bombas O Electrocirculadores
Estos elementos facilitan el transporte del fluido caloportador desde los colectores hasta el
almacenamiento y luego al punto de consumo. Son accionados por un motor eléctrico que suministra
al fluido la energía necesaria para transportarlo por el circuito a una determinada presión. Hay tres
tipos de electrocirculadores centrífugos:
• Rotor sumergido – Son silenciosos, requieren un bajo mantenimiento y se montan en línea
con la tubería y el eje horizontal.
• Monobloc – Con el eje en cualquier posición.
• Acoplamiento motor – Electrocirculador de ejes distintos, son más ruidosos.
201
Con el paso del tiempo, en las tuberías se producen precipitaciones y corrosión, por lo que la pérdida
de carga aumenta con el tiempo. Además los cálculos se realizan como si en la instalación sólo
hubiese agua, mientras que muchas veces se añade anticongelante, por esta razón en la práctica la
bomba que se elige debe estar un poco sobredimensionada.
Las bombas suelen tener varias velocidades y el fabricante lo indica en sus gráficas. Lo aconsejable es
que se trabaje en una velocidad intermedia para así poder subir o bajar la velocidad si nos hemos
quedado cortos o bien si hemos sobredimensionado la bomba, respectivamente. El circuito va
precedido de un filtro para evitar que entren impurezas procedentes de las soldaduras y del resto de
la instalación hasta la llegada a la bomba.
Válvulas Y Otros Componentes
Para evitar que el líquido anticongelante circule en la dirección opuesta cuando el sistema está
apagado, se monta una válvula de paso de sentido único o una electro-válvula. Esta válvula
antirretorno evita retrocesos del fluido caloportador desde el colector a la bomba causados por la
convección natural. Si se escoge una válvula de paso único, es aconsejable montarla en una parte
horizontal del tubo y nunca en el fondo, ya que partículas de suciedad podrían interferir en el
funcionamiento de la válvula. La experiencia ha demostrado que es recomendable comprar una
válvula de buena calidad. La solución con una válvula electromotriz que se abre en paralelo con el
arranque de la bomba, es más segura que una válvula de paso sin retorno.
Otro elemento muy importante del sistema es el vaso de expansión que absorbe las dilataciones del
agua en las instalaciones de agua caliente sanitaria. Cuando crece la presión en la instalación debido
a la dilatación del fluido caloportador (aumento de temperatura), el fluido sobrante entra en el vaso y
empuja la membrana. El gas utilizado (nitrógeno, que no oxida ni estropea la membrana) se
comprime, evitando así variaciones de presión en el circuito.
Las instalaciones también disponen de un purgador que extrae el aire que se pueda formar dentro de
las conducciones, así como de un grifo mezclador a la salida del acumulador para permitir la mezcla
de agua fría con la procedente del colector, para evitar el riesgo de quemaduras en momentos en que
el colector alcance temperaturas muy elevadas.
202
Líquido anticongelante
Un líquido ideal para transportar el calor en una instalación solar térmica debería ser anticongelante,
no hervir, no corroer, ser atóxico, tener una alta capacidad calorífica y un gran coeficiente de
transmisión de calor, no se debe gastar y debe ser económicamente accesible. Este líquido ideal "no
existe", lo más cerca que se ha llegado a los parámetros ideales es un porcentaje del 60% de agua y un
40% de glicol (Etilenglicol o Propilenglicol).
Para que el período de garantía de la instalación siga vigente solamente debe emplearse el líquido
recomendado por el fabricante, pues de lo contrario experimentando con otros líquidos se corre el
riesgo de cargar con grandes costos en reparaciones del sistema por parte del instalador o usuario.
Aislamiento
El aislamiento de colectores y conducciones, incorporado por el fabricante, es necesario para reducir
tanto como sea posible las pérdidas de calor y mantener la temperatura del agua calentada por el sol.
Pero por otro lado, los tubos suelen ponerse muy calientes, especialmente si el sistema está parado,
por lo que es necesario que el aislamiento de los tubos pueda soportar temperaturas de hasta 150º C.
Orientación e inclinación de los captadores
Los colectores se deben situar de tal forma que a lo largo del período de utilización el equipo solar
aproveche día a día el máximo posible de la radiación incidente. Por ello, preferentemente se
orientarán hacia el Sur geográfico, no hacia el Sur magnético (definido mediante una brújula). Para
localizarlo se observará, por ejemplo, la dirección de la sombra proyectada por una varilla vertical a
las doce horas o mediodía solar.
En la práctica, desviaciones de un 15% hacia el SE o SW, con respecto a la orientación Sur
preferente, no afectan al rendimiento ni a la energía térmica útil aportada por el equipo solar.
203
Además de la orientación, el ángulo de inclinación que forman los colectores con el plano horizontal
es un factor importante en la eficacia del equipo solar. Los colectores deberían inclinarse de modo
que los rayos del Sol incidan perpendicularmente en su superficie al mediodía solar.
El ángulo de inclinación de los colectores dependerá del uso del equipo solar:
• Utilización a lo largo de todo el año (A.C.S.): ángulo de inclinación igual a la latitud
geográfica.
• Empleo preferentemente durante el invierno (calefacción): ángulo de inclinación igual a la
latitud geográfica + 10º.
• Uso preferente durante el periodo de verano (calentamiento de agua de piscinas
descubiertas): ángulo de inclinación igual a la latitud geográfica - 10º.
• Variaciones de ± 10º con respecto al ángulo de inclinación óptimo prácticamente no afectan
al rendimiento y a la energía térmica útil aportada por el equipo solar.
En una cubierta plana, sin sombras y sin limitaciones de tipo estético, normalmente se podrá adoptar
la inclinación y orientación ideal, al igual que en instalaciones en jardines o similares. Otra
posibilidad es la integración de paneles en pérgolas con el doble objetivo de generar energía y
aprovechar un espacio sombreado.
Por otro lado, en algunos casos, como el de los tejados a dos aguas, los criterios de integración
arquitectónica que no permiten mantener la orientación e inclinación ideal de los captadores, con lo
que las pérdidas se deberían compensar incrementando la superficie de colectores. Sin embargo, las
desviaciones de orientación e inclinación superiores a las especificadas no representan variaciones de
rendimiento exageradas, y menos aún en el caso de los colectores de vacío, que ya incluso se colocan
en vertical.
Finalmente, respecto a la situación de los colectores en cubiertas, conviene asegurarse de que la
cubierta o soporte será capaz de sostener el peso de los colectores, o de los colectores y el depósito en
el caso de los sistemas termosifónicos.
204
Conexión con la instalación de A.C.S.
El sistema de captación de energía solar térmica se integra normalmente dentro de una instalación
convencional de agua caliente, que sigue siendo necesaria en los momentos en los que no es posible
proveer toda la energía necesaria tan sólo con el sol.
Los dos sistemas deben acoplarse de modo que en el funcionamiento de la instalación se dé prioridad
al aporte del sistema solar frente al equipo auxiliar, que debe funcionar sólo como apoyo, ya sea éste
un calentador, una caldera de ACS y calefacción, un termo eléctrico, o una resistencia. La regulación
del paso a la energía auxiliar puede ser automática o manual, según las dimensiones del sistema.
Por otro lado, es importante que la entrada de agua caliente aportada por el equipo activo de apoyo,
se produzca por la parte superior del acumulador, para permitir que la zona inferior permanezca más
fría y quede así preparada para recibir la aportación de calor cuando salga el sol (es el llamado
fenómeno de estratificación).Estrategias de control de sistemas de energía solar para agua caliente
sanitaria y calefacción
El control inteligente de instalaciones de energía solar térmica debe disponer de protección contra
sobrecalentamientos, control automático del caudal en los paneles solares e indicación extensiva de
alarmas. El control diferencial de temperatura que se recomienda utilizar en sistemas unifamiliares
debe funcionar automáticamente, debe ser programable por el usuario y además debe controlar el
funcionamiento de la caldera de apoyo (eléctrica, de gasóleo, de gas) o sistema eléctrico auxiliar de
tal manera que siempre sea la energía solar la predominante.
Cuando el depósito de agua se encuentra por debajo de los paneles solares y el sistema no es
autocirculante, es necesario intercalar una bomba de circulación. El termostato diferencial tiene la
misión de arrancar la bomba cuando la temperatura en los paneles solares es mayor que en el
depósito, y parar la bomba cuando la temperatura en el panel y en el depósito es la misma. Para
conseguir esto, el termostato diferencial tiene 2 sensores térmicos, uno montado en la parte superior
del último panel solar y el otro montado en la parte inferior del depósito, cerca del serpentín. Como
mínimo el sistema de control debe incluir las siguientes indicaciones e informaciones accesibles al
usuario a través de su pantalla:
205
• Temperatura en los paneles solares.
• Temperatura en la parte superior del depósito de agua caliente.
• Temperatura en la parte inferior del depósito de agua caliente.
• Horario de programación diaria y semanal (timer) de actuación del apoyo eléctrico, de
caldera de gas o de gasóleo.
• Programación de las temperaturas de agua caliente sanitaria y calefacción.
• Activación manual o automática de la bomba de circulación.
• Alarmas: fallo de sondas de medición en paneles, en la parte superior e inferior del depósito.
• Control automático e indicación de la velocidad de la bomba de circulación primaria en
función de la temperatura de los paneles solares.
• Control automático e indicación de enfriamiento de los paneles solares y del depósito en caso
de producción excesiva o bajo consumo de agua caliente.
Así, el control debe tener 3 sondas de medición de temperaturas: una se instala en el panel solar
(sonda 1), la otra en la parte superior del depósito de agua caliente (sonda 2), y la última se instala en
la parte inferior del mismo depósito o entrada de agua fría (sonda 3).
SISTEMAS DE BAJA TEMPERATURA
CAPTADORES SOLARES PLANOS
Elementos básicos de los captadores solares planos
El captador solar plano es el dispositivo básico utilizado en la calefacción de recintos y en la
producción de A.C.S. por energía solar. El funcionamiento de un captador plano es
conceptualmente simple. La mayor parte de la radiación incidente sobre el captador es absorbida por
una superficie que es negra a la radiación solar (es decir absorbe prácticamente toda la radiación y
refleja muy poca). Parte de la energía absorbida es transferida a un fluido circulante, mientras que el
resto se pierde por transmisión de calor al ambiente.
Las partes esenciales de un captador son:
206
r y transmite esta forma de
etc.
solar – medido mediante una
r lo más delgada posible, ya que las pinturas
antidad de energía radiada que
mite un cuerpo a una determinada temperatura, y la que emitiría el cuerpo negro a la misma
Superficie transparente. Se coloca sobre la placa absorbente y produce el efecto invernadero al
sféricos. Deja pasar la radiación solar, pero es opaca para
s radiaciones emitidas por la placa absorbente. Se utiliza normalmente cristal templado corriente ya
de onda de 0,25 a 4 μ, a 6000º C (radiación
rmica procedente del sol) y es opaca a la radiación a la banda de infrarrojos entre 4 y 70 μ, a 60º C
emitida por la placa absorbente). El cristal absorbe toda la
- Placa absorbente: capta la radiación solar, la transforma en calo
energía a un fluido caloportador.
Suele construirse de cobre, acero negro o inoxidable, aluminio,
Para conseguir aumentar el efecto de absorción para la radiación
propiedad superficial denominada absortancia, (α), definida por la relación entre la cantidad de
energía de radiación que absorbe el cuerpo y la que absorbería el cuerpo negro a la misma radiación -
se recubre con pintura oscura. La capa de pintura debe se
son, en general, malos conductores del calor. Además se debe cumplir que sea una pintura mate, para
evitar en lo posible el fenómeno de reflexión.
El tratamiento aplicado a la placa absorbente se denomina tratamiento selectivo. El índice de
efectividad de las superficies selectivas lo determina el cociente entre la absortancia y la emitancia -
(ε) es otra propiedad del material superficial: es la relación entre la c
e
temperatura.
-
tiempo que la protege de los agentes atmo
la
que es económico y resistente.
Los plásticos laminados no es aconsejable utilizarlos, ya que aunque producen el efecto deseado
(efecto invernadero) se deterioran rápidamente por la influencia de la radiación ultravioleta.
La superficie transparente de cristal - que se mide mediante otra propiedad denominada
transmitancia, (τ), que es la capacidad de un cuerpo para ser atravesado por la radiación.- es
transparente a la radiación solar entre las longitudes
té
(lo que corresponde a la energía radiante
207
adiación proveniente de la placa y aumenta de temperatura, y en estas condiciones se comporta para
mperatura provocado por este fenómeno, irradian energía,
or lo que el absorbedor recibe, además de la radiación solar, la mitad de la emitida por el cristal
e
ra y la placa absorbente y reduce las pérdidas de calor
or conducción en la parte posterior y lateral del captador.
Conductos o tuberías: las tuberías constituyen el circuito hidráulico que une los subsistemas que
suelen construir de chapa, de sección rectangular o circular, aislados
rmicamente; son semejantes a los utilizados en los circuitos de aire de los sistemas de aire
r
la radiación infrarroja igual que un cuerpo negro (radiación incidente = radiación absorbida). Las dos
caras del cristal, debido al aumento de te
p
(cara interior). Se produce así el efecto invernadero.
- Caja contenedora: constituye el soporte para los elementos que forman el captador. Ha de ser
estanca a las entradas de aire y r sistente a la corrosión. Como no tiene que resistir esfuerzos
mecánicos elevados, se puede construir de diversos materiales, metales, plásticos, exposis, fibra de
vidrio, etc.
- Aislante térmico: se sitúa entre la caja portado
p
- Fluido caloportador: transporta por el interior de un circuito de tubos o conductos elcalor captado
por la placa absorbente. Generalmente es agua o una mezcla de agua y anticongelante, o
simplemente aire.
-
componen los sistemas de agua caliente y calefacción. Se suele instalar cobre por ser un material
ventajoso en cuanto peso, menor rugosidad, facilidad de manipulación y resistencia a la corrosión.
En cuanto a los conductos se
té
acondicionado.
208
a radiación solar directa es la fuente de energía mejor distribuída. Aunque al ser una fuente de baja
lar fotovoltaica es competitiva para la electrificación de poblaciones dispersas en
do el mundo. Sin embargo, los proyectos a gran escala, a causa de la propia dispersión geográfica,
aún se enfrentan a dificultades como son la microgestión, la instalación, la puesta en marcha, la
financiación y, la más importante de todas, el mantenimiento de las instalaciones. La necesidad de
garantizar el servicio a largo plazo implica desarrollar y poner en práctica nuevos modelos de gestión
para evitar los errores que han hecho fracasar prematuramente determinados proyectos piloto.
L
densidad, su provechamiento más adecuado es de forma descentralizada.
La tecnología so
to
209
Uno de los mayores problemas de la introducción de la tecnología de energía renovable es su coste
inicial. A menudo los "defensores de la energía renovable" minimizan el alto coste inicial de la
tecnología y argumentan que los costes de mantenimiento son inexistentes. Aunque los costes de
mantenimiento evidentemente sean bajos, existen.
Las baterías deben reemplazarse después de unos años y las averías, aunque sean pequeñas, deben
repararse.
SISTEMAS DE CALENTAMIENTO
INTRODUCCIÓN
El objetivo de este curso es describir un método de cálculo para el dimensionado de sistemas de
calefacción y/o agua caliente sanitaria (A.C.S.) de una vivienda mediante la utilización de la energía
solar.
Estos sistemas captan, almacenan y distribuyen la energía solar para satisfacer las necesidades de
calefacción en edificios, o de agua caliente para usos domésticos.
Se estudiarán dos tipos de sistemas, uno basado en el uso de un líquido como medio de transporte de
la energía térmica, y otro que utiliza aire. Estas son las configuraciones más usuales, aunque la
rimera es la más común en las instalaciones actualmente existentes, debido a que un líquido por
nsiones de acumuladores y
e los conductos son más pequeñas que si utilizamos un sistema por aire.
remas
p
unidad de volumen puede transportar más energía térmica es decir, la capacidad calorífica o calor
específico es mayor en los líquidos que en los gases, y por lo tanto las dime
d
Por otra parte, estos sistemas los dimensionaremos siempre junto a una instalación convencional de
suministro de energía térmica, debido a que, aunque son factibles técnicamente, los sistemas de
calentamiento solar que nos suministran totalmente la carga térmica requerida no resultan
económicamente rentables, ello se debe, primero, al alto coste de las instalaciones solares y a que, en
esta situación ideal, deberíamos de dimensionar el sistema para las condiciones ambientales ext
210
ACTIVOS Y PASIVOS
to, que se aplican a los edificios en el propio proyecto arquitectónico (son las acciones que
n este campo se denominan “arquitectura bioclimática”) y consisten en el diseño de medidas para
verano. Estas medidas clásicas en
ción de puentes térmicos en la estructura del edificio.
ste).
de invierno, con lo que el resto del año habría un exceso de producción de energía térmica que se
debería desechar, con lo que el sistema todavía sería menos rentable.
SISTEMAS DE CALENTAMIENTO SOLAR
Se denominan sistemas solares pasivos aquellos sistemas, tanto de calentamiento como de
enfriamien
e
obtener aportaciones solares en invierno y reducción de éstas en
ste campo de la arquitectura son: e
- Elimina
- Implantación de un aislamiento térmico adecuado.
- Utilización de paredes con doble acristalamiento y cámara de aire con persianas
regulables según la época del año y el periodo horario diario, en las fachadas soleadas
(W, S, E).
on esta última medida se puede conseguir el siguiente efecto: C
Invierno: Con sol, persianas abiertas, lo que permite importantes ganancias térmicas solares en el
interior del edificio. Sin sol, noche, persianas cerradas, lo que disminuye las pérdidas de energía
térmica del interior del edificio.
Verano: Con sol, persianas cerradas, lo que permite una disminución de las ganancias térmicas en el
interior del edificio.Sin sol, noche, persianas abiertas, con lo que se consigue un aumento de las
érdidas de energía térmica del interior del edificio (es decir, se atempera ép
- Utilización de voladizos en las ventanas y aperturas en las fachadas soleadas.
- Utilización de muros Trombe, adosados a las fachadas soleadas.
- Utilización de invernaderos adosados a las fachadas soleadas.
211
rior y al interior de la vivienda,
ue se abren y cierran según interese o no que entre calor en el edificio.
Po n equipos especiales para captar,
alm
Dentro de estos sistemas podemos considerar dos tipos según la geometría del elemento captador y
las temperaturas alcanzadas por el fluido de transporte de energía:
- Sistemas solares con captadores planos, que producen temperaturas bajas de fluido
con captadores concéntricos, en donde la temperatura del fluido
ISTEMAS DE CALENTAMIENTO SOLAR ACTIVOS MEDIANTE COLECTORES
PLANOS
Co
Estos sistemas utilizan líquidos (generalmente agua o una solución anticongelante) que se calientan
El principio de funcionamiento de estos dos últimos métodos es parecido al de las fachadas
acristaladas y apersianadas, pero se incluyen pequeños orificios al exte
q
r el contrario, los sistemas solares activos son los que utiliza
acenar y distribuir la energía solar de una forma controlada.
(aproximadamente sobre los 45 ºC) y son que estudiaremos en este curso.
- Sistemas solares
puede alcanzar niveles más altos (normalmente entre 90 y 100 ºC) excepcionalmente,
en centrales solares, sobre los 400 º C).
S
n fluidos líquidos
en los captadores al recibir energía radiante solar, y mediante intercambiadores de calor los ceden a
un circuito clásico de calefacción por distribución por agua y/o A.C.S.
L
212
os esquemas de principio de las diferentes combinaciones de sistemas son los siguientes:
a) Sistema de A.C.S.:
c) Sist
Captador Solar Plano
b) Sistema de calefacción:
emas de calefacción y agua caliente sanitaria:
213
le (líquido auna temperatura
ayor que la del medio) en un depósito de almacenamiento de líquido, y esta energía se utiliza según
depósito
provisto de intercambiadores de calor ya que usualmente, para evitar la
ongelación del circuito, que se encuentra a la intemperie (circuito de los captadores), sobre todo en
las noches de invierno, se utiliza como fluido en este circuito una solución anticongelante. Esta
opción resulta más barata que utilizar todos los circuitos con solución anticongelante.
Por otra parte, respecto al A.C.S., el sistema siempre consta de un depósito de precalentamiento que
proporciona agua precalentada a un calentador convencional de agua (que puede tener o no un
acumulador).
a los sistemas de calefacción una caldera convencional (como calentador
uxiliar) para suministrar la energía de calefacción cuando se ha agotado la energía del depósito de
l equipo de estos sistemas lo componen controladores, sensores, válvulas
de tres vías pilotadas, válvulas de corte, válvulas de seguridad, purgadores, bombas de circulación y
tuberías. Como datos de diseño para estos sistemas tenemos las siguientes recomendaciones:
En estos sistemas se utilizan captadores solares planos para transformar la radiación solar incidente
en energía térmica. La energía se almacena en forma de calor sensib
m
se necesite para contrarrestar las cargas de calefacción y las derivadas del A.C.S. Este
acumulador debe estar
c
También se prevé par
a
calentamiento. El resto de
Con fluidos gaseosos
Este tipo de sistema utiliza el aire como fluido que se calienta en captadores planos al recibir la
energía radiante solar: este aire es dirigido a través de un sistema de ventiladores y conductos a la
vivienda, o bien a un lecho de piedras. El lecho de piedras tiene como función la de ser el
acumulador de energía térmica. La energía se acumula por el calentamiento de las piedras con la
circulación del aire caliente procedente de los captadores.
214
or la noche o en periodos nublados, cuando la energía solar disponible es insuficiente para suplir la
que se coloca un by-pass al lecho para recirculación en verano.
omo esquema de principio, podemos presentar la siguiente opción:
P
carga de calefacción, se calienta el aire haciéndolo circular por el lecho caliente de piedras y desde ahí
al interior de la vivienda. En verano, es aconsejable no almacenar la energía térmica en el lecho de
piedras, por lo
En estos sistemas por aire, si se quieren utilizar también para A.C.S., se debe colocar un
intercambiador de calor entre el aire caliente a la salida de los captadores y un depósito de
precalentamiento del agua caliente sanitaria; el agua de este depósito se calienta a continuación
mediante un calentador de agua caliente sanitaria convencional.
C
215
para estos sistemas tenemos las siguientes recomendaciones:
Como datos de diseño
6
216
EVALUACIÓN ECONÓMICA
PRESENTACION
Las decisiones de inversión son una de las grandes decisiones financieras que todo empresario o
financista toma, aunque todas las decisiones referentes a las inversiones empresariales van desde
el análisis de las inversiones en capital de trabajo, como la caja, los bancos, las cuentas por cobrar,
los inventarios como a las inversiones de capital representado en activos fijos como edificios,
terrenos, maquinaria, tecnología etc.
Para tomar las decisiones correctas el financista debe tener en cuenta elementos de evaluación y
análisis como la definición de los criterios de análisis, los flujos de fondos asociados a las inversiones,
el riesgo de las inversiones y la tasa de retorno requerida.
En la mayoría de organizaciones o empresas de tipo privado, las decisiones financieras son enfocadas
o tienen un objetivo claro, "la maximización del patrimonio" por medio de las utilidades, este hecho
en las condiciones actuales, debe reenfocarse sobre un criterio de "maximización de la riqueza" y de
la creación de "valor empresarial".
Frente a esto en las decisiones de inversión aparecen recursos que se asignan y resultados que se
obtienen de ellos, los costos y los beneficios. Los criterios para analizar inversiones hacen un
tratamiento de los beneficios y costos de una propuesta de inversión, estos beneficios y costos en la
217
mayoría de los casos no se producen instantáneamente; sino que pueden generarse por periodos más
o menos largos.
Al encontrar los costos y beneficios se deben d con claridad los criterios que se van a utilizar efinir
para su evaluación frente a la propuesta de inversión. Para ello el presente trabajo le indicara una de
tantas formas que hay para evaluar un proyecto de inversión.
INTRODUCCION
En todas las empresas es necesario, en mayor o en menor medida, hacer frente a inversiones sobre las
que se vaya a basar la operativa del negocio. Por analizar la viabilidad de una inversión puede
entenderse el hecho de plantearnos si los ingresos derivados de nuestro proyecto de negocio van a ser
suficientes para hacer frente a los compromisos adquiridos con los agentes que ponen dinero para
financiarlo (accionistas y terceros suministradores de financiación), y en qué medida ese proyecto va
a ser rentable.
La evaluación para analizar proyectos de inversión se basan normalmente en el análisis de los
ingresos y gastos relacionados con el proyecto, teniendo en cuenta cuándo son efectivamente
recibidos y entregados -es decir, en los flujos de caja (cash flows) que se obtienen en dicho proyecto-
con el fin de determinar si son suficientes para soportar el servicio de la deuda anual (principal +
intereses) y de retribuir adecuadamente el capital aportado por los socios.
Para evaluar la viabilidad de un proyecto de inversión los indicadores más utilizados por los expertos
son: Valor actual neto, tasa interna de retorno, coeficiente beneficio costo, y periodo de
recuperación.
Estos indicadores de evaluación permiten dar una medida, más o menos ajustada, de
la rentabilidad que podemos obtener con el proyecto de inversión, antes de ponerlo
en marcha. También permiten compararlo con otros proyectos similares, y, en su caso, realizar los
cambios en el proyecto que se consideren oportunos para hacerlo más rentable.
218
Por tanto este trabajo se basa en la evaluación desde el punto de vista empresarial utilizando los
indicadores antes mencionados, para una mejor toma de decisión. Aunque es oportuno decir que
para un mejor análisis se puede hacer también una evaluación social, un análisis de sensibilidad u
otros.
FUNDAMENTOS
CONCEPTO
La evaluación de un proyecto es el proceso de medición de su valor, que se basa en la comparación
de los beneficios que genera y los costos o inversiones que requiere, desde un punto de vista
determinado. Existen 2 puntos de vista o evaluaciones de un proyecto: evaluación empresarial y
evaluación social.
EVALUACION EMPRESARIAL
La evaluación empresarial o evaluación privada, corresponde al punto de vista de la empresa y sus
inversionistas privados, quienes efectúan contribuciones de recursos en calidad de aportaciones
necesarias para la realización del proyecto. Este se realiza por lo general desde 3 puntos de vista:
Evaluación económica, evaluación financiera, y evaluación del accionista; utilizando para ello el flujo
de caja proyectado. Los indicadores más utilizados son: valor actual neto, tasa interna de retorno,
coeficiente beneficio costo, y periodo de recuperación.
VALOR ACTUAL NETO (VAN)
Consiste en actualizar a valor presente los flujos de caja futuros que va a generar el proyecto,
descontados a un cierto tipo de interés ("la tasa de descuento"), y compararlos con el importe inicial
de la inversión. Como tasa de descuento se utiliza normalmente el costo de oportunidad del capital
(COK) de la empresa que hace la inversión.
VAN = - A + [ FC1 / (1+r)^1 ] + [ FC2 / (1+r)^2 ]+...+ [FCn / (1+r)^n ]
219
Siendo:
A: desembolso inicial
FC: flujos de caja
n: número de años (1,2,...,n)
r: tipo de interés ("la tasa de descuento")
1/(1+r)^n: factor de descuento para ese tipo de interés y ese número de años
Si VAN > 0: El proyecto es rentable.
Si VAN = 0: El proyecto es postergado.
Si VAN < 0: El proyecto no es rentable.
A la hora de elegir entre dos proyectos, elegiremos aquel que tenga el mayor VAN.
Este método se considera el más apropiado a la hora de analizar la rentabilidad de un proyecto.
TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
Se define como la tasa de descuento o tipo de interés que iguala el VAN a cero, es decir, se efectúan
tanteos con diferentes tasas de descuento consecutivas hasta que el VAN sea cercano o igual a cero y
obtengamos un VAN positivo y uno negativo.
Si TIR > tasa de descuento (r): El proyecto es aceptable.
Si TIR = r: El proyecto es postergado.
Si TIR < tasa de descuento (r): El proyecto no es aceptable.
Este método presenta más dificultades y es menos fiable que el anterior, por eso suele usarse como
complementario al VAN.
220
COEFICIENTE BENEFICIO COSTO (BC)
Se obtiene con los datos del VAN; cuando se divide la sumatoria de todos los beneficios entre la
sumatoria de los costos.
Si BC > 1: El proyecto es aceptable.
Si BC = ó cercano a 1: El proyecto es postergado.
Si BC < 1: El proyecto no es aceptable.
PERIODO DE RECUPERACION (PR)
Se define como el período que tarda en recuperarse la inversión inicial a través de los flujos de caja
generados por el proyecto. La inversión se recupera en el año en el cual los flujos de caja acumulados
superan a la inversión inicial. Se efectúa por tanteos utilizando los valores del VAN hasta obtener un
valor negativo y uno positivo. No se considera un método adecuado si se toma como criterio único.
Pero, de la misma forma que el método anterior, puede ser utilizado complementariamente con el
VAN.
EVALUACION ECONOMICA
La evaluación económica es aquella que identifica los meritos propios del proyecto,
independientemente de la manera como se obtengan y se paguen los recursos financieros que
necesite y del modo como se distribuyan los excedentes o utilidades que genera. Los costos y
beneficios constituyen el flujo económico. Su valor residual o valor de recuperación, es el valor
hipotético al que se vendería el proyecto al final del horizonte planificado, sin considerar deudas por
prestamos de terceros; este se determina en el balance general proyectado correspondiente al último
año, siendo igual al activo total (sin caja – banco) menos el pasivo total (sin préstamo).
EVALUACION FINANCIERA
La evaluación financiera es aquella que toma en consideración la manera como se obtengan y se
paguen los recursos financieros necesarios para el proyecto, sin considerar el modo como se
221
distribuyen las utilidades que genera. Los costos y beneficios constituyen el flujo financiero; y su
valor residual es igual al valor residual de la evaluación económica.
EVALUACION DEL ACCIONISTA
La evaluación del accionista es aquella que toma en consideración la manera como se distribuyen las
utilidades a los accionistas, generadas por sus aportes propios. Los costos lo constituyen los aportes
propios y los beneficios lo constituyen los dividendos recibidos; y su valor residual es igual al
patrimonio de la empresa del último año.
bles, pilas, SFV (Sistemas Fotovoltáicos), etc. Con el fin de elegir entre estas alternativas es
as de la demanda y del suministro de energía de cada una de
ellas, y sus respectivos costos asociados. Si el diseño de las diferentes alternativas es tal que satisfacen
strar energía.
l tiempo es necesario comprar combustibles, pagar operarios que
se ocupen de la operación y mantenimiento del sistema de generación, disponer de fondos para hacer
EVALUACIÓN ECONÓMICA SFV
GENERALIDADES
Para suministrar energía eléctrica en sitios remotos y aislados (por ejemplo, en el sector rural) hay
diferentes alternativas: extensión de redes, plantas eléctricas individuales o comunitarias, baterías
recarga
necesario considerar las característic
la demanda, siendo el suministro igualmente confiable, entonces la comparación entre las diferentes
alternativas en igualdad de condiciones técnicas se podría reducir a una comparación económica.
Los costos en que se incurre para generar energía eléctrica se pueden clasificar de acuerdo a
diferentes criterios. Si se considera el tiempo, se habla de costos iniciales o de capital y otros costos
de funcionamiento que se presentan posteriormente en el tiempo. Al primer grupo pertenecen todos
los costos en equipos, instalaciones, derechos de conexión (en el caso de extensión de redes), esto es,
todas las inversiones que hay que hacer para tener un sistema en capacidad de sumini
Pero para obtener energía durante e
reemplazos de partes que se deterioran con el uso, etc.
222
· Costos de capital o iniciales
miento, incluyendo reparaciones)
s plantas a gasolina o diesel los costos iniciales son bajos,
s costos de O&M moderados pero los costos de los combustibles son altos y mayores si se tienen
trario, los SFV tienen costos iniciales
M.
es claro entonces que una decisión entre dos alternativas no se puede tomar
onsiderando solamente, por ejemplo, un tipo de costos como pueden ser los costos iniciales, sino
los
iferentes sistemas y se selecciona el que presenta el CCVU más bajo. En el caso de los SFV, se
De acuerdo a lo anterior, los costos se pueden clasificar en:
· Costos de O&M (Operación y Manteni
· Costos de combustibles
· Costo de reemplazos
Dependiendo del tipo de sistema, la estructura de estos costos varía. Si se comparan pequeñas
plantas a gasolina o diesel vs SFV, para la
lo
que transportar a zonas remotas o adquirir en ellas. Por el con
altos pero cero costo de combustibles y bajísimos costos de O&
De acuerdo a lo anterior
c
que es necesario considerar todos los costos que se causan durante la vida útil del proyecto.
Pero, ¿cómo considerar costos que se generan en diferentes períodos de tiempo?
El método de análisis denominado CCVU (Costo del Ciclo de Vida Util) permite hacer una
comparación entre las diferentes alternativas al considerar la totalidad de los costos que se presentan
durante la vida útil del proyecto1,2. Para seleccionar un sistema se compara el CCVU de
d
determina su CCVU y el de los sistemas alternativas. De allí se decide la preferencia por el SFV o el
sistema alternativo (Fig.9.1).
Figura 9 .1 Comparación de CCVU's para determinar la preferencia por un SFV o un sistema alternativo3 (Los costos de
funcionamiento incluyen todos los costos exceptuando los iniciales).
CCVU
223
El CCVU es un método de evaluación económica que calcula el costo total de un sistema durante la
vida útil del mismo. Este método considera el costo inicial y todos los demás costos necesarios para
que el sistema funcione apropiadamente. El CCVU de un sistema está dado por:
CCVU = Cvp + O&Mvp + Evp + Rvp – Vvp
224
En donde el subíndice vp enfatiza que se trata de costos calculados en valor presente (VP). Se
consideran los siguientes costos:
Costo de capital o inicial (Cvp): este costo es el costo de los equipos, incluyendo el diseño e
ingeniería del sistema, y su instalación. Es un pago único que se hace al comienzo del proyecto.
Costo de operación y mantenimiento (O&Mvp): es la suma total de costos anuales actualizados (en
valor presente) de desembolsos tales como salario de operarios, inspecciones de equipo, seguros,
impuestos, mantenimiento prepagado, etc. y no incluye ni el costo del combustible consumido ni
tampoco el costo de reemplazo de equipos ni reparaciones mayores. Estos costos se causan
anualmente durante toda la vida útil del proyecto.
El costo del combustible (Evp) es el total de los costos anuales actualizados de los combustibles o
energía consumida por el sistema. Estos costos varían anualmente a una tasa que es diferente de la de
O&M, razón por la cual se considera separadamente de O&M.
El costo de reemplazo (Rvp) es la suma de todos los costos actualizados de reparaciones mayores y
reemplazos de equipos que se presentan debido a que la vida útil de las componentes de un sistema
resulta inferior a la vida útil de todo el sistema y no ocurren de manera regular en el tiempo.
Se suele también incluir el valor de recuperación (Vvp) o salvamento que es el valor neto del equipo
al final de la vida útil del sistema. En
demás de la ventaja de considerar todos los costos, el CCVU permite estudiar el impacto
co que tiene sobre el proyecto el uso de diferentes componentes de costo con diferentes
ctores de confiabilidad y también optimizar el diseño desde el punto de vista económico. Otra
na limitación importante de este método es que no permite evaluar ventajas difícilmente
to asociado con la contaminación del aire o sonora
producida por un generador a combustible.
este caso hemos supuesto este valor igual a cero.
A
económi
fa
ventaja es que permite evaluar el impacto de variables económicas tales como tasas de interés e
inflación.
U
cuantificables, como son por ejemplo, el cos
225
tores de descuento (secc.9.4).
bido
oy es mucho más valioso que la promesa de recibir un peso dentro de un año, puesto que el peso
futuros debido a que se descuentan Capítulo 9
enos que los costos iniciales, mientras que una alta tasa de descuento enfatizará los costos iniciales
ancias del propietario del sistema,
dependientemente de la clase de propietario que sea. La tasa de rendimiento nominal no es la tasa
nal para
btener la tasa de descuento real.
eral podemos
uponer que existe una inflación para productos y una escalación (o aumento) de costos de
r el CCVU es necesario ejecutar los siguientes pasos:
Debido a que los costos ocurren en distintos años, entonces es necesario transformarlos a valor
presente. Para ello se emplean fac
Los costos que se presentarán en el futuro tienen que descontarse (o ser calculados con un porcentaje
de descuento) debido a la variación del valor del dinero con el tiempo. Por ejemplo, un peso reci
h
recibido hoy se puede invertir y producir intereses. Existen entonces factores de descuento que
permiten transformar valores futuros en su valor presente o viceversa.
La tasa de descuento empleada tiene un gran impacto sobre los resultados finales. Si seemplea una
baja tasa de descuento, se enfatizará en los costos
m
sobre los costos futuros.
La tasa de descuento debe reflejar el nivel potencial de gan
in
de rendimiento real o efectiva percibida por el inversionista. La inflación (esto es, la tendencia al
aumento de los precios de productos con el tiempo) hará disminuir el valor de las ganancias futuras.
Por lo tanto es preciso restar el porcentaje de inflación de la tasa de rendimiento nomi
o
Sin embargo, la inflación afecta de manera diferente a los diferentes productos. En gen
s
combustibles superior a la tasa de inflación de los demás productos.
PASOS EN LA APLICACIÓN DEL CCVU
Para aplica
1. Determinar la carga que debe atender el sistema
2. Determinar la capacidad del sistema de generación (y de los sistemas alternativos)
226
4. Determinar el valor presente total del sistema (incluyendo todos los costos que se
eterminación de la carga
cidad del sistema
a y de los diferentes sistemas alternativos garanticen la misma
onfiabilidad en el suministro.
e deben determinar las condiciones económicas del proyecto:
Tasa de inflación.
Tasa real de descuento.
Para los sist
· Tasa de escalación (o aumento) de combustibles.
3. Determinar las condiciones económicas de la evaluación y la vida útil del
proyecto.
presentan durante la vida útil del proyecto).
5. Determinar el valor presente de otras alternativas de suministro de energía
6. Comparar las diferentes alternativas (valor presente total del proyecto -en $ o
US$- y el valor presente unitario -$/kWh o US$/kWh-).
D
Para determinar la carga se pueden emplear las hojas de trabajo dadas (apéndice A4).
Determinación de la capa
A partir de la demanda, se debe determinar la capacidad del equipo de generación: Potencia del
generador, capacidad del banco de baterías, capacidad del cargador y del inversor, etc.
El cargador se emplea cuando el sistema alternativo genera AC y es necesario almacenar energía en
baterías. El inversor se emplea cuando el suministro es AC. En este punto es importante que el
diseño y la capacidad del sistem
c
Determinación de las condiciones económicas de la evaluación y la vida útil del proyecto
S
· Vida del proyecto (no vida de los equipos).
·
· Tasa de descuento.
·
emas alternativos a combustible:
227
· Cos
Vida del pro
La vid perior
a la de
asa de inflación
s la tasa de aumento del dinero que es necesario pagar para comprar los mismos bienes o servicios
asa real de descuento
de combustibles: Es una tasa que considera el aumento de los costos
el combustible en el futuro. Esta tasa puede ser igual a la tasa de inflación pero generalmente es
nte del combustible, incluyendo los costos de transporte al sitio donde se llevará
terminar el valor presente total del sistema (incluyendo todos los costos que se
útil del proyecto). Se determina el valor presente de todos los costos que
curren durante la vida del proyecto.
to de los combustibles.
yecto
a útil del proyecto es la vida esperada del sistema a evaluarse. Esta vida útil puede ser su
los equipos y entonces es necesario reponer equipos.
T
E
durante un período de tiempo dado.
Tasa de descuento
Es la tasa empleada para reducir el valor del dinero futuro en relación al dinero en el presente.
T
Es la tasa de descuento menos la tasa de inflación. Para los sistemas alternativos a combustible:
Tasa de escalación (o aumento)
d
superior.
Costo de los combustibles
Este es el costo prese
a cabo el proyecto. De
presentan durante la vida
o
228
presentarse de manera regular (como es el caso de la O&M,
ombustibles) pero también pueden presentarse cada determinado número de años (reposición de
de generadores a gasolina). La actualización de estos costos se hace con los
ctores de descuento apropiados (ver secc. 9.4).
resente total del proyecto.
r presente de otras alternativas de suministro de energía. Para las demás alternativas
nsideradas se debe proceder de manera similar.
el valor presente de las diferentes alternativas (valor presente total del proyecto
n $ o US$) y el valor presente unitario ($/kWh o US$/kWh o cUS$/kWh), se puede comparar la
l. De
cuerdo a este método, el sistema más favorable es el que presenta el menor valor presente o el
nitario, ya que los dos sistemas deben suministrar la misma cantidad de
nergía durante toda la vida útil del sistema.
ACTORES DE DESCUENTO
ro (por ejemplo, reposición baterías y otros equipos), serie de pagos uniformes que se
resentarán en el futuro (por ejemplo, costos de O&M), valores presentes en valores futuros, etc.
ara estos factores se dan tanto sus nombres en inglés como en español (en relación con estos
Los costos futuros pueden
c
baterías, reposición
fa
Mediante los factores de descuento apropiados se calcula el valor p
Determinar el valo
co
Comparar las diferentes alternativas
Después de calcular
e
efectividad de la inversión considerando además de los valores anteriores la inversión inicia
a
menor valor presente u
e
F
La Tab. 9.1 muestra los factores que permiten transformar a valor presente pagos únicos que ocurren
en el futu
p
P
últimos no hay unanimidad y se encuentran en otros libros los nombres más variados). Estos factores
son fácilmente programables y vienen preprogramados en las calculadoras financieras o como
funcionen financieras en las hojas de cálculo electrónicas.
229
230
EJEMPLO
Con el fin de ilustrar el método, la Tab.9.2 muestra el análisis comparativo de costos para un sistema
fotovoltáicos y para sistema que emplea un generador a combustible líquido, que deben suministrar
durante 20 años la misma cantidad de energía en kWh (8 kWh/d).
Condiciones Económicas
La vida útil se ha tomado 20 años. Se han considerado US$ para que los resultados mostrados
tengan validez durante algún tiempo. Las cifras para las tasas corresponden bien con las de los costos
en US$ (y con las condiciones de muchos países en desarrollo cuando se traducen en moneda local).
El costo del combustible se ha supuesto 1 US$ para zonas aisladas.
Valor Presente De Los Sistemas De Generación
La potencia pico del SFV corresponde a la de un sistema en una región con 5 kWh/m² de
irradiación solar diaria y una eficiencia energía DC-AC de 80%. El BOS (Balance of System: demás
componentes del SFV excluyendo los módulos fotovoltáicos y las componentes que se den
explícitamente) es el apropiado para la eficiencia dada.
La potencia del generador es de 7 kW y operando con un factor de carga promedio de 0.25, para
generar 8 kWh/d debe operar 1669 h/año. En estas condiciones es necesario reemplazarlo cada 3.9
años. Se da el VP (valor presente) de cada uno de los reemplazos, calculado con el factor SPW
(Tab.9.1) y el total. Considerando el VP a nivel de generador, el SFV es ya aproximadamente 38%
del valor del kWh del generador.
Valor Presente Del Banco De Baterías
El banco de baterías se ha diseñado para una autonomía de 8 días. Debido a la baja tasa de descarga,
la vida útil de la batería resulta en 14 años. El banco de baterías para el sistema con generador,
iseñado para tener energía 24 horas al día, debido a su menor capacidad tiene un costo menor pero
mbién una menor vida útil (8.5 años).
d
ta
231
requiere reemplazarse cada 8.5 años, en total 2 veces durante la vida útil del sistema.
demás, el sistema requiere de un cargador de baterías (conversor AC ® DC). A nivel de banco de
Por lo tanto
A
baterías (suministro DC), el kWh del SFV es 65% del valor del kWh para el generador.
232
Si el suministro es AC, entonces es necesario agregar el VP del inversor. Suponiendo un inversor de
5 kW, el costo del kWh AC suministrado por el SFV asciende a 0.78 US$/kWh y para el sistema
con generador a 1.12 US$/kWh. La Tab. 9.3 muestra comparativamente estas cifras. Evidentemente
233
el sistema más ventajoso a lo largo de los 20 años es el SFV, a pesar de que requiere una inversión
inicial 2.5 veces superior.
Se observa claramente como los costos de combustible inciden definitivamente en el sistema con
generador y como también el costo del banco de baterías es muy significativo en el costo del SFV.
234
NOLOGÍAS TERMOSOLARES
A lo largo de poco más de dos décadas y desde el punto de vista técnico, se considera que las
tecnologías termosolares han alcanzado un alto grado de madurez. Sin embargo, los costos de
inversión por kW instalado y los costos de energía, en algunos casos, son todavía altos. Por otro lado,
n precisión los costos de inversión, operación y mantenimiento y los costos
to
parabólico, los datos están basados en plantas piloto o de demostración.
A la hora de contemplar los costes asociados a la generación de las nuevas fuentes energéticas, se
debe definir claramente la tarea para la que se van a utilizar estos costes. La razón de esta necesidad
inicial es que las características propias de la tarea de estudio en la que aparecen estos costes,
determinan la estructura de éstos en un sentido u otro. Por todo esto, debemos distinguir entre las
etapas de planificación y operación de las tecnologías implementadas. Mientras que en la primera de
estas etapas lo que se pretende determinar es la viabilidad económica de la instalación contemplando
los gastos e ingresos totales asociados a ésta en el cómputo total de su vida útil, en la operación, el
balance económico que se plantea sólo incluye a los gastos e ingresos asociados a una determinada
EVALUACIÓN ECONÓMICA TERMOSOLAR
COSTOS DE LAS TEC
no es posible conocer co
de la energía generada, ya que aún no existen suficientes instalaciones. La tabla 3 muestra un
panorama de los costos de inversión y de generación. Los costos que se muestran para plantas de
canal parabólico se obtuvieron de datos de plantas comerciales. En el caso de receptor central y pla
235
tecnología en relación a su funcionamiento en el margen del periodo temporal mayor en el que estos
gastos e ingresos permanecen constantes, la hora cuando se habla del sector eléctrico.
Por esto, en el proceso de planificación y estudio que se sigue en este proyecto se calculan a
continuación dos parámetros económicos, el primero de acuerdo a establecer el valor aproximado del
precio de la electricidad generada por la planta (LEC) y el segundo para determinar el interés de la
inversión obteniéndose el número de años en los que dicha inversión inicial se recuperará (VAN).
LEC
El parámetro habitualmente usado para evaluar la viabilidad económica de distin
e punto de vista
el coste anual de
producto de la inversión por la tasa
e del KW-he producido con una
te citadas su concepto debe
star claramente definido pues es difícil y puede ser engañoso comparar directamente los LEC de
estudios distintos, en instalaciones de tamaño y emplazamientos muy diferentes. Además, se debe
prestar atención a la hora de estimar los parámetros económicos a lo largo de la vida útil de la
instalación, incluir la estrategia de operación y mantenimiento, definir la evolución de los precios del
combustible y simular la producción energética anual, teniendo en cuenta que la inversión y la
retribución de la energía producida se desarrollan en diferentes periodos. El LEC se define como el
cociente entre el coste de la energía eléctrica producida y dicho valor de energía eléctrica producida
considerando:
tas opciones de
linstalaciones de producción de energía eléctrica en pos de elegir la óptima desde
conómico se conoce como LEC: Levelized Energy Cost. El LEC es la suma de
combustible, los costes de operación y de mantenimiento y del
ija de interés. Este parámetro da una estimación del costf
determinada tecnología de generación. Por ello, su valor puede compararse entre diferentes
tecnologías y a su vez con el precio de mercado de la energía eléctrica para extraer conclusiones sobre
viabilidad económica, por esto se emplea con mucha frecuencia para comparar con la generación por
medio de energías renovables. Además, es el parámetro que se debe usar a la hora de estimar el coste
final de cada KW-he de una determinada instalación.
Metodología de cálculo
o obstante, para que pueda desempeñar las dos funciones anteriormenN
e
236
-Costes de inversión (CI) del equipo.
-Costes de operación y mantenimiento (CO&M).
-Coste del combustible (CC).
Por lo tanto:
LEC = (Coste de energía producida) / (Producción anual de energía)
Estos costes han de ser referidos al mismo periodo, año base, y evaluados coherentemente a lo largo
del tiempo. Existen varias posibilidades para elaborar este cálculo en función de cuándo y cómo se
producen la inversión y la retribución de la energía:
) Inversión inicial y retribución completa el primer día. a
LEC = (Coste total de construcción y operación) / (Energía producida a lo largo de N años)
b) Desembolso y venta repartido en N años.
LEC = (Amortización anual del coste de construcción y operación) / (Energía anual
producida)
Esto es equivalente a:
Siendo el valor de la amortización anual del coste de construcción y operación de la instalación,
el cual depende de la inflación f, del interés del dinero i a lo largo de los N años de vida útil de la
stalación, de que los pagos que se realicen al principio o al final, de que los valores de referencia se
n
ste caso
in
tomen al principio o al final y de que la inversión se haga completamente o sólo en parte cubierta por
préstamos. Por ello se pueden considerar dos subcasos:
b-1) Inversión en el instante inicial con costes al final del año y referencia el final del primer año. E
toma el siguiente valor: e
Siendo β el factor de amortización anual que tomo por valor:
b-2) Fracción de la inversión ≡ p, a través de préstamo con ip ≡ interés durante p N años y referencia
al fin del primer año.
En este caso toma el siguiente valor:
iendo p β es el factor de amortización anual que toma por valor:
úmero de horas de un año.
EC
el cálculo del LEC y el
esultado de este cálculo:
• Produ ,
ras al año y que su capacidad instalada es de 290 MW,
se calcu
• Vida ú era una vida útil de la planta de 30 años.
S
Para todos los casos se habrá de calcular la energía eléctrica anual producida, este valor se obtendrá
del siguiente modo:
Producción eléctrica anual = 8760 * DI * CI
Siendo:
8760: N
DI: Factor de disponibilidad.
CI: Capacidad instalada.
Cálculo del L
Para obtener el valor del LEC se elige el método de desembolso y venta repartido en N años con una
fracción de la inversión a través de préstamo (método b-2 en la introducción) ya que se considera el
método más realista. Se comentan a continuación los valores que se toman en
r
cción energética anual, considera la capacidad instalada y la disponibilidad de la planta
considerando que la planta funciona 1096 ho
la la producción energética anual que es igual a 317840000 kW*hora.
til, se consid
237
238
diferencian dos costes de inversión, por una parte el coste de la parte solar
(tabla 20).
y por otra el coste del resto de la central en el que se considera el coste de inversión de 600$/kW
instalado, con lo que se obtiene un total de 165300000 € .
Para el cálculo de la inversión en el campo de helióstatos se considera el valor de 140 €/m2 del
nsidera un coste de 4929550 €/año.
• Tasa de interés, se considera una tasa de interés del 8%.
Tasa de interés del préstamo, se considera una tasa de int
se considera que se presta el 80% de la inversión.
Coste com ble, se considera un precio unitario de combustible gas natural de 0.01065 €/kWh
atural como materia prima industrial por la Resolución de
29 de Junio de 2004 de la Secretaría de Estado de Economía), que teniendo en cuenta el
funcionamiento de la central da un coste de combustible al año de 2753629.07 €/año.
• Coste de inversión, se
proyecto de Sanlúcar de Inabensa en el año 2000.
• Coste de operación y mantenimiento, este coste es anual, se co
• erés del préstamo del 9.5%.
• Años de préstamo, se consideran 10 años para devolver el préstamo.
• La fracción prestada,
• busti
(Precio máximo establecido para el gas n
Con estos datos se calculan los parámetros y βp del modo indicado en la introducción y a partir
de ellos se obtiene el LEC resultando un valor de:
LEC = 0.303 €/kWh.
Este valor del LEC, que estima el coste de la electricidad generado de este modo es un valor muy
que habría de recibir para ser rentable serían muy altas.
alto, que hablaría del poco interés de esta planta desde el punto de vista meramente económico,
puesto que las primas
239
AN
realizar cualquier tipo de inversión, se están realizando
unos ga tener un beneficio más adelante. En principio casi todo el
mundo sma cantidad de dinero en el
futuro, coste al posponer el ingreso, el valor del tiempo. Este coste no
eferencias individuales, sino que está determinado por el mercado de tipos de
render mejor este concepto se muestra el siguiente ejemplo:
nteresante y en cambio si son superiores la inversión no será de interés.
a inversión que al cabo dos años renta F = 120 €, si la tasa de interés es del 5%, esto
implicaría que se tiene que invertir al principio del primer año P = 120 / (1 + 0.05/1)1*2 = 108.84 €
para obtener esta cantidad. Si la inversión inicial I es menor que 108.84 € se está ante un buen
negocio y si es mayor ante uno malo.
Formalizando esto, si la cantidad VAN = -I + P es positiva es una inversión valiosa y si es negativa se
trata de una inversión que destruye valor. VAN es el valor actual neto, se traen al presente los
ingresos futuros mediante el factor:
Metodología para su cálculo
do fk el k-ésimo flujo de caja, positivo si
V
Cuando se decide construir una central o
de obstos iniciales con la esperanza
prefiere recibir una misma cantidad de dinero ahora que la mi
esto significa que hay un
depende de las pr
nterés. Para compi
Se ofrece una oportunidad de inversión que consiste en que se inviertan 100 € hoy para recibir 110 €
dentro de un año, hay una clara alternativa a esta inversión, dejar los 100 € en un banco y recibir el
capital más los intereses correspondientes dentro de un año. Por lo que, si los intereses son menores
el 10% la inversión será id
En general, si la tasa de interés anual es r y se compone n veces al año, el valor de una inversión P es
al final de T años:
El problema se puede plantear de forma equivalente al revés. Se supone que se tiene una
determinad
Se generaliza la idea de la introducción, una inversión es una sucesión de flujos de caja, cantidades de
dinero que se ingresan o gastan en tiempos concretos, sien
es un ingreso y negativo si es un gasto, que se realiza en el momento Tk, el VAN del proyecto es la
suma de flujos descontados:
240
l n en cada caso, si la tasa de
ios diferentes, variando el precio de la prima a la
ediante energía solar, para el primer escenario, considerando una prima a la
Se efectúan algunas hipótesis adicionales:
a) Hay que distinguir entre la tasa de inflación real r y nomina
inflación es f, se verifica que r = n – f.
b) Las tasa de interés varían con el tiempo y la inflación tampoco es constante, no se
considerarán variaciones de inflación o tasa de interés en el cálculo en este estudio.
c) Los flujos de caja también incluyen subvenciones, impuestos y demás asuntos fiscales que
tampoco serán considerados a la hora del cálculo.
Cálculo del VAN
Para el cálculo del VAN se mostrarán tres escenar
electricidad generada m
energía solar térmica de 0.12 €/kWh, se consideran los siguientes valores de trabajo:
• Tasa de interés constante del 8%, r = 0.08.
• Flujos de caja que se desglosan en la tabla mostrada a continuación:
Flujos de caja para el cálculo del VAN
Se considera para calcular el VAN la fórmula mostrada:
241
n donde n = 1(se compone una sola vez al año), r = tasa de interés comentada en epígrafes
nsiderando, se considerarán 30 años en el cálculo del VAN, aproximadamente la
vida útil de la central. Con estas consideraciones y sin más que operar del modo indicado se llega a
un valor a los 30 años de cálculo del VAN = 165432000 €. Que teniendo en cuenta la inversión
scenario operando se llega a un valor a los 30 años de cálculo
el VAN = 229832826 €. Que teniendo en cuenta la inversión inicial: I = 183364580 €. Da un
En este caso sí tendría interés la inversión en la central, siempre que se asegurase la prima al menos
los casi 24 años que tarda en recuperarse el dinero invertido, la conclusión que hay que sacar de los
s que la central sí sería viable. Se considera a continuación el tercer y
escenario el resultado del VAN es de 340078543 €. Que teniendo en
cuenta la inversión inicial: I = 183364580 €. Da un periodo de retorno de 16.17 años, mucho menor
s, vida útil de la central un saldo positivo, un beneficio de
de la inversión en un plazo razonab decuado para generar beneficios
rima a la central para toda la energía producida no fuese tan alta. Operando con
o de retorno próximo a 20 años nos queda lo
E
anteriores, fk los flujos de caja considerados, mostrados en el epígrafe anterior, y T el número de
años que se van co
inicial: I = 183364580 €. Da un periodo de retorno de 33.25 años, mayor que la vida útil de la
central, con lo que no tendría interés realizar esta inversión. Se considera a continuación el segundo
escenario, con una prima de 0.22 €/kWh, prima que se da a la energía solar fotovoltaica, con lo que
varía el flujo de caja debido a la energía solar y con ello el total, pero el resto de las consideraciones
siguen siendo las mismas. Con este e
d
periodo de retorno de 23.93 años, menor que la vida útil de la central, y a los 30 años, vida útil de la
central un saldo positivo, un beneficio de 4646824.553 €.
resultados de este escenario e
último escenario, con una prima para toda la energía generada, solar y con gas natural,
indistintamente, de 0.12 €/kWh, prima que se da a la energía solar térmica, con lo que varía el flujo
de caja debido a la energía solar y con ello el total, pero el resto de las consideraciones siguen siendo
las mismas. Con este nuevo
que la vida útil de la central, y a los 30 año
156713962.7 €.
En este caso sí tendría mucho interés la central, puesto que el beneficio obtenido sería muy alto
recuperando el total de la inversión aproximadamente a la mitad de vida de vida útil de la central y
obteniendo un cuantioso beneficio en el total de su vida útil. A la vista de este último escenario se
plantea una pregunta, cuál sería el valor óptimo de la prima de tal modo que se recuperase el dinero
le, unos 20 años, con un tiempo a
y de modo que la p
los resultados del VAN hasta alcanzar un períod
242
erada de 0.102
tulo, se prevé que el precio del combustible gas natural
años, teniendo en cuenta este
aumento muy sustancial del precio del se podría plantear aumentar sustancialmente la hibridación,
en este estudio está ligeramente por encima del 20 %, de para tratar de esta forma de ahorrar una
mayor cantidad de gas natural aunque se aumente a su vez cuantiosamente la inversión solar tratando
de algún modo de compensar esta inversión solar con el ahorro en gas que se da en la instalación.
CONCLUSIÓN
Para las opciones de suministro de energía SFV, planta eléctrica y extensión de redes, el costo de la
nergía suministrada depende de la distancia que es necesario transportar la energía y el nivel de
para una demanda de 8 kWh/día, el SFV es más ventajoso
en general, que para demandas inferiores a
10 kWh/día, los SFV son la mejor alternativa para el suministro de energía, las plantas ocupan un
rango intermedio y para demandas superiores, la interconexión. Estas zonas en donde las alternativas
siguiente: VAN = 276092.408 €. Como la inversión es la misma que en los casos anteriores, el
período de recuperación es en este caso de 19.92 años, muy próximo a lo buscado y por tanto válido,
obteniéndose un beneficio de 92727828.22 €, con una prima para toda le energía gen
€/kWh. Finalmente y para concluir este capí
aumente de modo muy significativo, hasta un 15 % en los próximos
e
demanda. Este ejemplo muestra como
que el sistema con generador. Actualmente es aceptado
son válidas dependen fuertemente de la distancia de transporte de la energía y de otros factores, de
tal manera que es siempre más conveniente realizar estudios comparativos como los del ejemplo
anterior.
243
rgética”.
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• Sistemas Solares Térmicos; Empresa Privada E
• Energía Solar Térmica; Catalogo Téc
• Curso de Energía Solar; C.T.E Centro de Tecnología Educativa.
• Viviendas con Energía Solar Pasiva; Martin McPhillips.
• Energía Solar Té
ANEXO 06 Baterías Batteries
245
ATERSA, en colaboración con la compañía TUDOR, ofrece a sus distribuidoresel más amplio rango de baterías existente en el mercado: desde las de plomo ácido a las baterías sin mantenimien
to. Las capacidades disponibles cubren
e
cualquier necesidad hasta 5000 Ah sin necesidad de acoplarlas en paralelo.
ATERSA, in collaboration with TUDOR company, provides its distributors with th
widest range of batteries on the market: from lead-acid to maintenance-free. Theavailable capacities cover any requirements up to 5,000 Ah without any need to couple them in parallel.
ATERSA, en collaboration avec la compagnie TUDOR, offre à ses distributeurs plus grand choix de batteries existant sur le marché: de celles à plomb-acide auxbatteries sans entretien. Les capacités disponibles couvrent toutes les nécessité
le s
jusqu’à 5000 Ah sans avoir besoin de les accoupler en parallèle.
246
r
6.1 Baterías estacionarias
Son las más adecuadas para los usos fotovol-
• Monobloc transparente (SGF) 2V nslú2V ntajas
ocupan muy poco espacio, se instalan rápidamente y, al mismo tiempo, son muy
6.1 Stationary Batteries
Stationary batteries are the most suitable for nd
slow charge and discharge. The various types commerc are:
• oc (SGF) • ents (EAN) • c (RO) • nts (TSE) The main
ulators that consist with
f a e for
only low maintenance. On the other hand, monobloc batteries occupy little space, a
e,
tteries, this is s appearance
only, without having any effect on the operational characteristics.
taicos debido a su larga vida y a su excepcional capacidad de funcionamiento en regímenes de carga y descarga lentas. Los modelos quecomercializa ATERSA son:
photovoltaic uses because of their long life aexceptional operation capacity in regimes of
• Elementos de • Monobloc tra• Elementos de
de los acum
transparentes (EAN) cido (RO) translúcidos (TSE) Las ve
uladores compuestos por elementos independientes son la facilidad de sustitución de los mismos en caso de avería, y una mayor capacidad de reserva de electrolito, lo que se traduce en un bajo mantenimiento. Los monobloc
which they may be replaced in case ofault, together with greater electrolytreserve, which translates into a need
obustos y compactos. En cuanto a la diferencia entre las baterías estacionarias translúcidas y transparentes se limita al aspecto del recipiente, sin afectar a las características de funcionamiento.
quickly installed, and at the same timare very compact and robust. As far as the difference between translucent and transparent stationary balimited to the container’
ialised by ATERSA Transparent monobl 2V transparent elem Translucent monoblo 2V translucent elemeadvantages of accumof independent elements is the ease
247
6.1 Batteries stationnaires
Les batteries stationnaires sont les plus appro-priées pour les utilisations photovoltaïques enraison de leur longue vie ainsi que de leu
rcapacité exceptionnelle de fonctionnement enrégimes de charge et de décharge lents. Lesdifférents types que commercialise ATERSA sont les suivants:
• Monobloc transparent (SGF) • Éléments de 2 V transparents (EAN) • Monobloc translucide (RO) • Éléments de 2 V translucides (TSE) Les
principaux avantages des accumulateurscomposés d’éléments indépendants sont lafacilité de remplacement de ceux-ci en cas de panne, ainsi qu’une plus grande capacité deréserve d’électrolyte, ce qui se traduit par une maintenance faible. Pour leur part, les monoblocs occupent très peu d’espace, s’installentrapidement et, en même temps, sont très robustes et compacts. En ce qui concerne la différence entre les batteries stationnaires translucides et transparentes, elle se limite à l’aspect du récipient, sans affecter les caractéristiques de fonctionnement.
248
GEL
á
Batteries
in
an oper-
roduct
r
)
6.2 Baterías de 6.2 GEL
Las baterías de GEL son también estacionarias,
por lo que se caracterizan por su larga duración.
La diferencia radica en que el electrolito est
gelifi do,ca de modo que no precisan de
mantenimiento y pueden funcionar colocadas en ate in any position. The GEL technology p
cualquier posición. La gama de productos con
tecnología de GEL ofrece baterías en
elementos, denominadas OPzV-S, y en
monoblocs, que reciben el nombre de SGV-S,
así como baterías de GEL en recipientes
monobloc y diseñadas especialmente para
aplicaciones de energía solar fotovoltaica de
mediana (STB) y pequeña potencia (ST).
ran
S
w
an
The GEL batteries are also stationary, as char-
acterised by their long life. The difference lies
the fact that the electrolyte is a gel, so that
main nante ce is not required and they c
ge offers batteries in elements, called OpzV-
, and in monoblocs known as SGV-S, togethe
ith GEL batteries in monobloc containers that
are specially designed for medium power (STB
d low power (ST) solar photovoltaic power
applications.
249
Batteries à GEL
Les batteries à GEL sont également stationnai-
res et, par conséquent, sont caractérisées par
leur longue durée. La différence réside dans le
fait que l’électrolyte est gélifié, de sorte que ces
batteries ne requièrent pas de maintenance et
peuvent fonctionner dans n’importe quelle posi-
tion. La gamme de produits avec une
technologie à GEL offre des batteries en
éléments, appelées OPzV-S, et en monoblocs,
appelées SGV-S, ainsi que des batteries à GEL
en récipients monobloc et conçus spécialement
pour des applications d’énergie solaire
photovoltaïque de moyenne (STB) et faible
puissance (ST).
250
Módulos fotovoltaicos
Modules photovol
Photovoltaic modu
Nuestros módulos solares fotovoltaicos han sido diseñados según los estándares de calidad más exigentes. Se caracterizan por su gran eficiencia, por su robusta construcción mecánica y por las cualidades de impermeabilidad y estanqueidad que avalan su larga vida, permitiendo el perfecto funcionamiento de los sistemas incluso en las condiciones climáticas más duras.
Our solar photovoltaic modules have been designed in accordance with the most demanding standards of quality. They are characterised by their high efficiency and their robust mechanical construction, together with qualities of waterproofing and sealing that lead to a long-life, thus permitting perfect operation of the sys-tems, even under the most extreme weather conditions.
Nos modules solaires photovoltaïques ont été conçus selon les standards de qualité les plus exigeants. Ils sont caractérisés par leur grande efficience, par une construction mécanique robuste et par des qualités d’imperméabilité et d’étanchéité qui garantissent leur longue vie, permettant le fonctionnement parfait des systèmes, y compris dans les conditions climatiques les plus défavorables.
taïques
les
ATERSA offre un grand choix de modèles de 5
à 150 Wc, ainsi que des modules spéciaux
quand l’installation le requiert.
Les modèles de faible puissance (A-5, A-10 y A-
20) sont adaptés à tout type d’applications dans
lesquelles est nécessaire un module de taille
réduite, compact, fiable et de rendement élevé
par unité d’espace.
Ceux de plus grande puissance se caractérisent
par le fait qu’il s’agit de panneaux profession-
nels, aussi bien pour de petits systèmes que
pour de grandes installations. Ils sont fabriqués
à partir de cellules de silicium monocristallin qui
garantissent la production électrique du matin au
soir.
Les boîtiers de connexions «intempérie» avec
des bornes positive et négative, incorporent des
diodes de dérivation (by-pass) dont le rôle est
d’éviter la possibilité de rupture du circuit électri-
que à l’intérieur du module par ombrages par-
tiels de cellule.
ATERSA offers a wide range of modules from 5
to 150 Wp, together with special modules for
customising those installations that required it.
The low-power models (A-5, A-10 and A-20)
are ideal for any application that requires a
small, compact, reliable module that provides
high-performance per unit of space.
Those providing higher power are characterised
by being professional panels, both for small
systems and large installations. They are con-
structed using mono-crystalline silicon cells that
guarantee the production of electricity from
dawn to dusk.
The outside junction boxes with the positive and
negative terminals incorporate bypass diodes
that have the function of preventing any possi-
bility of the electrical circuit inside the module
being broken due to the partial shading of a cell.
ATERSA ofrece una amplia gama de mod
desde 5 a 150 W
elos
p, así como módulos
especiales cuando la instalación lo requiera.
Los modelos de pequeña potencia (A-5, A-10 y
A-20) son idóneos para cualquier aplicación en
que se necesite un módulo de tamaño reducido,
compacto, fiable y de elevado rendimiento por
unidad de espacio.
Los de mayor potencia se caracterizan por ser
paneles profesionales, tanto para pequeños
sistemas como para grandes instalaciones.
Están construidos con células de silicio mono-
cristalino que garantizan la producción eléctrica
desde el amanecer hasta el atardecer.
Las cajas de conexiones intemperie con termi-
nales positivo y negativo, incorporan diodos de
derivación (by-pass) cuya misión es evitar la
posibilidad de rotura del circuito eléctrico en el
interior del módulo por sombreados parciales de
alguna célula. ATERSA is commencing the incorporation of the
latest technology in cell manufacture into the
production of cells for the APex™ modules. The ATERSA empieza a incorporar la última tecno-
logía en fabricación de células en los módulos
fotovoltaicos APex™. Elaboradas con silicio
multicristalino, las células APex™ presentan la
estabilidad y duración a la que están acostum-
brados los usuarios de productos fotovoltaicos.
ATERSA commence à incorporer la dernière
technologie à la fabrication de cellules dans les
modules photovoltaïques APex™. Elaborées à
partir de silicium multicristallin, les cellules
APex™ cells are manufactured from multi-
crystalline silicon and show the stability and
duration to which the users of photovoltaic prod-
ucts are accustomed.
APex™ offrent la stabilité et la durée auxquelles
les utilisateurs de produits photovoltaïques sont
habitués.
251
252
Módulos estándar Standard modules
Modules standard
253
254
egulation and control
02
Régulation et contrôle
La gama de reguladores de ATERSA incorpora microprocesadores para el control de potencia, niveles diferenciados de carga, relés de estado sólido y medición digital, lo que asegura una gran fiabilidad y rendimiento. Todas las versiones se encuentran disponibles en caja estanca y con diodo de bloqueo.
The ATERSA range of regulators is based on digital technology. They incorporate microprocessors for power control, differentiated load levels, solid-state relays and digital measurement, which guarantee excellent reliability and performance. All versions are available in sealed boxes with blocking diode.
La gamme de régulateurs d’ATERSA est basée sur la technologie numérique. Ils incorporent des microprocesseurs pour le contrôle de puissance, des niveaux dif-férenciés de charge et des relais d’état solide et de mesure numérique, ce qui as-sure une fiabilité et un rendement élevés. Toutes les versions sont disponibles en boîtier étanche et avec diode de blocage.
R
255
Reguladores de carga
Gama: BASE, MINO Los reguladores BASE y MINO proporcionan el
control necesario de la carga y descarga del
acumulador de un sistema fotovoltaico.
El diseño de ambas series responde a sistemas
de pequeña potencia en los que no es necesa-
ria instrumentación adicional y se pretende im-
plementar un sistema de regulación completo,
fiable y de bajo consumo y coste.
En todos los modelos se puede seleccionar el tipo de carga: profunda (baterías Pb-Acido) o
flotación (baterías GEL).
El sistema de conmutación de la línea de carga
utiliza un relé de estado sólido que garantiza
una duración muy superior a los sistemas elec-
tromecánicos.
Tanto los reguladores BASE como los MINO
disponen de una línea de salida para
desconectar el consumo del sistema
fotovoltaico y así evitar descargas profundas
en la batería.
Ambas gamas se protegen de la inversión de
polaridad en las conexiones de panel. La serie
BASE dispone de un diodo de bloqueo que evi-
ta las pequeñas descargas nocturnas de las
baterías. Por su parte, la gama MINO presenta
un sistema electrónico de protección contra
cortocircuitos, sobre tensiones y sobrecargas.
Además, las dos series incorporan indicadores
luminosos que proporcionan información sobre
el estado del sistema de regulación y la protec-
ción de la salida de consumo.
MOD. MINO
2.1 Load regulators
BASE, MINO range
The BASE and MINO regulators provide the necessary charge and discharge control for the
accumulator in a photovoltaic system.
The design of both series responds to that of a
low power system that does not require addi-tional instrumentation and which implements a
complete, reliable regulation system, having a
low consumption and cost.
The type of charging may be selected in all
models: deep (batteries Pb-Acid) or flotation
(batteries GEL). The load line switching
system makes use of a solid state relay in
order to guarantee a duration that is much
longer than that of electromechanical systems .
Both the BASE and MINO regulators include an
output line for disconnecting the consumption of
the photovoltaic system in order to prevent deep
discharge in the battery.
Both ranges are protected against polarity inver-
sion at the panel junctions. The BASE series
includes a blocking diode that prevents low
night-time discharge of the batteries. The MINO
range includes an electronic protection system
against short circuits, over-voltages and over-
loads.
In addition to this, both series are equipped with pilot lamp indicators that provide information on the status of the regulation system and the pro-tection of the consumption output.
MOD. BASE ESTANCO
2.1 Régulateurs de
charge Gamme: BASE,
MINO Les régulateurs BASE et MINO apportent le
contrôle nécessaire à la charge et à la décharge
de l’accumulateur d’un système photovoltaïque.
La conception des deux séries répond à des
systèmes de puissance faible pour lesquels une
instrumentation supplémentaire est nécessaire
et pour lesquels on souhaite mettre en place un
système de régulation complet, fiable ainsi que
de consommation et coût faibles.
Dans tous les modèles, il est possible de sélec-
tionner le type de charge: profonde (batteries
Pb-Acide) ou flottaison (batteries GEL). Le
système de commutation de la ligne de charge
utilise un relais d’état solide qui garantit une
durée très supérieure à celle des systèmes
électromécaniques.
Aussi bien les régulateurs BASE que les MINO
disposent d’une ligne de sortie pour déconnec-
ter la consommation du système photovoltaïque
et éviter ainsi des décharges profondes dans la
batterie.
Les deux gammes sont protégées contre l’inver-
sion de polarité au niveau des connexions du
panneau. La série BASE dispose d’une diode
de blocage qui évite les petites décharges noc-
turnes des batteries. La gamme MINO, quant à
elle, présente un système électronique de pro-
tection contre les courts-circuits, les surtensions
et les surcharges.
De plus, les deux séries incorporent des indica-
teurs lumineux qui donnent des informations sur
l’état du système de régulation et sur la protec-
tion de la sortie de consommation.
256
B C
MOD. LEO 1
Reguladores de carga
Gama LEO La serie de regulación y control LEO introduce el
uso del microcontrolador para gestionar sistemas
fotovoltaicos de pequeña y mediana potencia.
Existen tres modelos: LEO 1, LEO 2 y LEO 3,
disponibles con diferentes intensidades de carga.
• Regulación de carga en dos etapas: profunda y flotación.
• Relés de estado sólido para carga y consumo. ELEO 2 y el LEO 3, relés libres de poten-
B . ontra cortocircuitos en la
tras
tensida batería
mediante display. • Desconexión de la salida de consumo por baja
r alta
as en
en laEn la línea de pane
sólo está protegida en las versiones con diodbloqueo.
acústuminoumo,
tería y tensión alta de baterí• Corrección automática de las tensiones de
activación y rearme en función de las intensidaría
funcióúltim
lidad de modificar en la propia instalación los valores de tensión final de carga, tensión de
exión
o de batería
O 3 se caracteridades
io, con relés de estado sólido para carga ymo en módulos de hasta 125 A.
l
cial para transmisión de alarmas• Protección electrónica c
línea de consumo, con rearme automático eliminación.
• Instrumentación para la lectura de la inde carga y descarga y la tensión de
257
su
d
la
le
o de
icso
a.
dy
nos
de
s
a s
es el
zadel
tensión de batería. • Desconexión de la entrada de paneles po
tensión de batería. • Protección contra sobretensiones inducid
línea de paneles. • Protección contra inversión de polaridad
línea de batería y consumo.
• Alarma visual por alta tensión y visual y por baja tensión de batería. Indicadores lde carga, flotación, desconexión de constensión baja de ba
de carga y descarga, la capacidad de la batevalor programado.
• Cálculo de las tensiones de flotación endel estado de carga registrado durante los días.
• Posibi
rearme de consumo y tensión de desconconsumo.
• Selección de la capacidad y tipinstalada, Plomo-Acido/Gel.
• La fabricación del modelo LEpor su diseño a medida según las necesiusuarconsu
Load regulators
Gama LEO The LEO regulation and control series intro-duces the use of micro-controllers for managing small and medium power photovoltaic systems. There are three models: LEO 1, LEO 2 and LEO 3, which are available with various load currents.
• Two-stage load regulation: deep and floating. • Solid-state relays for overload and consumption.
LEO 2 and LEO 3, voltage-free relays for alarm transmission.
• Electronic short circuit protection in the con-sumption line with automatic reset after elimina-tion.
• Instrumentation for displaying the charge and discharge currents, together with the battery voltage.
• Consumption output disconnection by low battery voltage. • Panel input disconnection by a high battery voltage. • Protection against over voltages induced into the solar array. • Protection against polarity inversion in both the battery and consumption lines. The solar array is only
MOD. LEO 3
258
protected in those versions fitted with blocking diodes. • Visual alarm for battery high-voltage and both visual and acoustic alarms for low voltage. • Pilot Lamp indicators for charge, flotation, consumption disconnection, low battery voltage and high battery voltage. • Automatic correction of the activation and
reset voltages in function of the charge and
discharge currents, the battery capacity and
the programmed value• Calculation a flotation voltages in
function of the charge status registered during the last few days.
• The possibility of modifying the values of the final charge voltage, the consumption reset voltage and the consumption disconnection voltage.
• Selection of the capacity and type of installed battery, Lead-acid /Gel.
• LEO 3 is characterised by a tailor-made design in accordance with the user's requirements, with solid-state relays for charge and consumption in modules of up to 125 A.
.
259
Régulateurs de charge
ion et de contrô LEO
les:
• Régulation de charge en deux étapes: profon
• Protection électronique contre les courtscirction, avec réarmemination.
du display.
ée de panneaux pour
surtensions induites dans la
sion de polarité dans la
celle-ci est protégée seulem
ch
de flottaison en fonction de
s valeurs de tension finale de charge, de
omb-Acide/Gel. ur
l’utilisateur, avec
Nota 1: Programable por el instalador. La alarma de alta tensión en batería siempre se encuentra 0.03 V/elemento por encima de la tensión final de carga profunda. Nota 2: Además, en función del histórico de carga de la batería Nota 3: Programable por el instalador Nota 4: Programable por el instalador. La alarma de baja tensión en batería siempre se encuentra 0.05 V/elemento por encima de la tensión de desconexión por mínima.
Note 1: Programmable by the installer. The battery high voltage alarm is always 0.03V/element above the final heavy load voltage. Note 2: Additionally, in function of the battery load log. Note 3: Programmable by the installer. Note 4: Programmable by the installer. The battery low voltage alarm is always 0.05/element above the minimum disconnection voltage.
Gamme LEO
La série de régulat le
introduit l’utilisation du microcontrôleur pour
gérer des systèmes photovoltaïques de faible
et moyenne puissance. Il existe trois modè
LEO 1, LEO 2 et LEO 3, disponibles avec
différentes intensités de charge. de et
uits ent
haute
ent
arge
flottaison. • Relais d’état solide pour la charge et la
consommation. Les LEO 2 et du LEO 3, relais exempts de potentiels pour transmission d’alar-mes.
dans la ligne de consommaautomatique après leur élim
• Instrumentation pour la lecture de l’intensité de charge et de décharge et la tension de batterie par l’intermédiaire
• Déconnexion de la sortie de consommation pour basse tension de batterie.
• Déconnexion de l’entrtension de batterie.
• Protection contre lesligne de panneaux.
• Protection contre l’inverligne de batterie et de consommation. Dans la ligne de panneaux,dans les versions avec diode de blocage.
• Alarme visuelle pour haute tension et alarme visuelle et acoustique pour basse tension de batterie.
• Indicateurs lumineux de charge, de flottaison, de déconnexion de consommation, de tension faible de batterie et de tension haute de batterie.
• Correction automatique des tensions d’activationet réarmement en fonction des intensités de et décharge, de la capacité de la batterie et de la valeur programmée.
• Calcul des tensions l’état de charge enregistré lors des derniers jours.
• Possibilité de modifier, dans la propre installa-tion, letension de réarmement de consommation et de tension de déconnexion de consommation.
• Sélection de la capacité et du type de batterie installée, Pl
• Le LEO 3 se caractérise par sa conception smesure selon les nécessités de des relais d’état solide pour la charge et la consommation dans des modules de jusqu’à 125 A.
Note 1 : Programmable par l’installateur. L’alarme de haute tension en batterie se trouve toujours 0.03 V/élément au-dessus de la tension finale de chargement profond. Note 2 : En fonction de l’historique de chargement de la batterie. Note 3 : Programmable par l’installateur. Note 4 : Programmable par l’installateur. L’alarme de basse tension en batterie se trouve toujours 0,05 V/élément au-dessus de la tension de déconnexion par minimum.
Datasol 32 + Sof
32 Sistema d
tware Datawin
e adquisición de
260
datos El sistema de adquisición de datos Datas
ha sido diseñado específicamente para realiza
ol-32
r
un seguimiento exhaustivo de las instalaciones
fotovoltaicas, utilizando el regulador mP-60 como
fuente de información.
nta del mP-60 y el Datasol32 proporciona las funciones de un sistema deadquisición de datos de una manera sencilla y abajo coste.
2.3 Datasol 32 + Software
Datawin 32 Data acquisition
system
g of the photovoltaic installations,
better understanding and display.
The joint installation of the mP-60 and the
Datasol-32 provides the functions of a data ac-
quisition system in a simple manner and at low
cost.
2.3 Datasol 32 + Software
Datawin 32 Système
d’acquisition de données l32
tions photovoltaïques,
rce
-
L’installation conjointe du mP-60 et du Datasol-
32 offre les fonctions d’un système d’acquisition
de données d’une façon simple et à faible coût.
The Datasol-32 data acquisition system was
ecially dsp esigned to perform an exhaustive
monitorin
making use of the mP-60 regulator as the en
source of information. d
This equipment is supplied with its correspond-
g softwain re, Datawin-32, which is responsible
for transforming the data into information that
n be theca n immediately processed by a PC for
utilisant le régulateur mP-60 comme sou
’informations.
Cet équipement est fourni avec le logiciel
o e pondant, Datawin-32, qui c rr s est chargé de
transformer les données en informations sus
ceptibles d’être traitées par informatique dans
un PC pour une meilleure compréhension et
représentation.
Le système d’acquisition de données Dataso
a été spécifiquement conçu pour réaliser un
suivi exhaustif des installa
Este equipo se suministra con su correspon-
diente software, Datawin-32, que se encarga de
transformar los datos en información susceptible
de ser tratada informáticamente en un PC para
su mejor comprensión y representación.
La instalación conju
261
El sistema de control mP-60 también dispone de
equipos auxiliares que facilitan la adquisición y
almacenamiento de datos.
CARACTERISTICAS FISICAS Las dimensiones del mP-60 son variables en función de la potencia de la instalación y la con-figuración del equipo. Caja metálica con recubrimiento de resina epoxi aplicado en caliente. Carátula-teclado de policarbonato con sensación táctil.
2.4 mP
regulator provides a sophisticated
ntrol system for battery charge
wer installations by
eans of a microprocessor.
to switch the load lines it takes into con-
st important parameters, such
re, current or accumulator capac-
Its high degree of computerisation, together
with configurable analogue and digital inputs
and auxiliary outputs, enable it to resolve the
plications from a single central-
ed control module.
ause of the customised programming of
eration to the specific needs of
ch system. In this way, it provides the neces-
sary control for auxiliary equipment that forms
part of the application, such as, external charg-
ers, wind generator systems, start/stop control
of electrical generating sets, room ventilation
nd dusk switch-on/off etc.
control system also includes auxil-
iary equipment to facilitate data acquisition and
storage.
function of the installation power and equipment
2.4 mP
60 Le régulateur mP-60 fournit un système
sophistiqué de régulation et de contrôle de la
charge de la batterie au moyen d’un
microprocesseur dans des installations de
moyenne et haute puissance.
Pour commuter les lignes de charge, les para-
mètres les plus importants, tels que la tempéra-
ture, l’intensité ou la capacité de l’accumulateur,
sont considérés. Son grand équipement d’infor-
mation, associé aux entrées analogiques et
numériques programmables et aux sorties auxi-
liaires, permet de gérer les applications les plus
complexes depuis un unique module de contrôle
centralisé.
Grâce à la programmation personnalisée des
entrées, sorties et fonctions, il est possible d’a-
dapter le fonctionnement du régulateur aux né-
cessités particulières de chaque système. De
cette façon, il fournit le contrôle nécessaire pour
des équipements accessoires qui font partie de
l’application, comme des chargeurs externes,
des systèmes avec générateurs éoliens, le
contrôle du démarrage et de l’arrêt d’un groupe
électrogène, la gestion de la ventilation de la
salle, l’interrupteur crépusculaire, etc.
Le système de contrôle mP-60 dispose
également d’équipements auxiliaires qui facilitent l’acquisition et le stockage de
données.
Les dimensions du mP-60 sont variables en
fonction de la puissance de l’installation et de la
ne époxy appliquée à chaud.
mP 6
El regulador mP-60 proporciona un sofisticado
60 The mP-60
0
sistema de regulación y control de la carga de
la batería mediante microprocesador en
regulation and co
in medium and high po
instalaciones de media y alta potencia. m
Para c arga considera los
parámetros más importantes, tales como la
In order
sideration the mo
onmutar las líneas de c
temperatura, la intensidad o la capacidad del
acumulador. Su alto equipamiento de informa-
ió , nido a las entradas analógicas y digitales
as, temperatu
ity.
c n u
configurables y a las salidas auxiliares, permite
l r las aplicacireso ve ones más complejas desde
un único módulo de control centralizado.
most complex ap
is
Gracias a la programación personalizada de las
entradas, salidas y funciones, es posible ade-
Bec
inputs, outputs and functions, it is possible to
cuar el funcionamiento del regulador a las nece-
id d s particulares de cada sistema. De este
suit regulator op
eas a e
modo proporciona el control necesario para
equipos accesorios que forman parte de la apli-
cación, como cargadores externos, sistemas
o a rogeneradores, control del arrac n e nque y
paro de un grupo electrógeno, gestión de la
ventilación de la sala, interruptor crepuscular,
etc.
management a
The mP-60
PHYSICAL SPECIFICATIONS The dimensions of the mP-60 are variable in
CARACTÉRISTIQUES PHYSIQUES
configuration. Metal box with hot-applied epoxy resin coating. Touch-sensitive polycarbonate front-face/ keyboard.
configuration de l’équipement. Boîtier métallique
recouvert de rési
Partie frontale-clavier en polycarbonate avec
sensation tactile.
262
• Para otras tensiones e intensidades, consultar. • Please consult us for other voltages and currents. • Pour d’autres tensions et intensités, consultez-nous.
263
ede
sumos
sobre los previstos en el dimensionado global
n bajo
de tan
LCV-15
El LCV-15 es un equipo de control que,
instalado en cada vivienda, administra de forma
racional la cantidad de energía que se pu
consumir, evitando el incremento de con
del sistema. La gestión del consumo se mueve entre dos situaciones extremas:
• El sistema central dispone de energía, en las viviendas se registra un nivel de ocupacióy el consumo total es bajo.
• El sistema central tiene bajas las reservas energía y hay bastantes usuarios que soliciconsumo.
Así, se evita que, si la demanda es elevada, un
usuario que todavía no haya consumido se
quede sin su parte de energía. Por el contrario,
si el consumo total es bajo y el sistema central
dispone de energía, no se desconectará a un
usuario que solicite una cantidad superior a la
que le corresponde.
El LCV-15 mide directamente la potencia instan-
tánea y la frecuencia de la red, y en base a
estas mediciones y con los datos programados
por el Equipo Té
cnico que realiza la instalación,
lleva a cabo su gestión particular.
rsor TAURO BC.
-15
nsumption over that established in the system’s overall
here id the
rves and
In this way therefore, when demand is high, a
ot
ment only works in AC systems generated by inverter TAURO BC.
-15 e qui,
pouvant
des
elles prévues
dans le dimensionnement global du système.
consommation. Ceci permet d’éviter, en cas de demande
Este equipo funciona únicamente en sistemas de CA generados por un inve
2.5
LCVThe LCV-15 is a control equipment that, when installed in each dwelling, provides rational ad-
ministration of the consumed power,
preventing any increase of co
dimensioning. Consumption management occurs between
two extreme situations: • The central system has power available, t
low level of occupation in the dwellings antotal consumption is low.
• The central system has low power resethere are many users requiring consumption.
s a
La gestion de la consommation oscille entre
deux situations extrêmes: • Le système central dispose
d’énergie ; un faible niveau d’occupation est enregistré dans les habitations et la consommation totale est faible.
• Les réserves d’énergie du système central sont faibles et il y a un nombre relativement important d’utilisateurs qui sollicitent la
user that is not yet consuming any power is n
prevented from using a share of the power. On
the other hand, if the total consumption is low
and the central system has power available,
then a user that makes a request in excess of
the corresponding amount is not disconnected.
The LCV-15 directly measures the
instantaneous power and the network
frequency, and based on these measurements,
together with the data programmed into the
system by the Technical Team carries out its
specific measurement. This equip
2.5
LCVLe LCV-15 est un équipement de contrôl
installé dans chaque logement, administre de
façon rationnelle la quantité d’énergie
être consommée, en évitant l’augmentation
consommations par rapport à c
élevée, qu’un utilisateur qui n’a toujours pas
consommé se retrouve sans sa part d’énergie.
Au contraire, si la consommation totale est faible
et si le système central dispose d’énergie, un
utilisateur qui sollicite une quantité d’énergie
supérieure à celle qui lui correspond, ne sera
pas déconnecté. Le LCV-15 mesure directement la puissance
instantanée et la fréquence du réseau et, grâ
aux données programmées par l’équipe technique qui effectue l’installation, réalise sa
gestion particulière.
ce
n r
䴀伀䐀�....
Cet équipement fonctionne uniquement esystèmes de CA générés pour un onduleuTAURO BC.
SISTEMAS DE BAJA TEMPERATURA
COLECTORES PLANOS DE ALTO RENDIMIENTO
Balance de Rendimiento
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Energía Solar Una solución limpia y fiable de producción de energía Este folleto se lo ha realizado con el objetivo de tener una referencia bibliográfica que reúna los conceptos y aplicaciones principales de la energía solar, así como se trata de dar un enfoque técnico, económico y ambiental para pode urgente necesidad de desarrollar sistemas energéti en el aprovechamiento de la radiación emitida por el sol. En el primer capítulo se busca concientizar a los lectores de las causas y consecuencias que se tendrían con una posible crisis energética y cambio climático y así poder darle un enfoque energoambiental a la energía solar. El segundo capítulo es un estudio detenido de las caraterísticas y componentes del sol, donde se da un mayor énfasis a la radiación electromagnética proveniente de este gran astro, ya que ella es la manifestación energética del sol. En el tercer, cuarto y quinto capítulo se estudia las aplicaciones más importantes que tiene este tipo de energía en las cuales se analizan componentes, diseños y tecnologías que se manejan. El sexto capítulo es una evaluación económica de Finalmente con el séptimo capítulo se quiere dar a conocer como este tipo de energía se ha ido aplicando en nuestro país.
Escuela Politécnica Nacional
Energías Alternativas Quito - Ecuador
r entender lacos basados
