Energia renovable (Eolica)

Con la colaboración de:

GESTIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES: PERSPECTIVAS DE FUTURO, 10ª EDICIÓN

Módulo III: Energía solar fotovoltaica

Miguel Alonso Abella CIEMAT

Gestión de las energías renovables: Perspectivas de futuro. 10ª edición


Los derechos de propiedad intelectual son titularidad de CIEMAT Pág.2 de 106

ÍNDICE

0. INTRODUCCIÓN...................................................................................................... 4 1. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA ........................................................................... 5

1.1 Introducción general a la energía solar fotovoltaica ......................... 5 1.2 El efecto fotovoltaico: la célula solar ....................................................... 8

1.2.1. Materiales para fabricación de células solares....................................... 10 1.2.2. Tecnologías de fabricación de células solares ....................................... 11

1.3 Módulos fotovoltaicos, tecnologías y rendimientos ......................... 12 1.3.1. Efecto de la variación de la irradiancia y de la temperatura ............... 17 1.3.2. Estructuras soporte .................................................................................... 20 1.3.3. Sistemas de concentración ....................................................................... 21 1.3.4. Punto de trabajo y seguimiento del punto de máxima potencia ........ 22

1.4 Componentes fotovoltaicos ....................................................................... 22 1.4.1. Baterías ........................................................................................................ 23 1.4.2. Reguladores de carga................................................................................ 32

1.5. Inversores ....................................................................................................... 38 1.5.1. Inversores fotovoltaicos autónomos ....................................................... 38 1.5.2. Inversores para conexión de sistemas fotovoltaicos a la red eléctrica.................................................................................................................................. 40

2. APLICACIONES...................................................................................................... 45 2.1 Sistemas fotovoltaicos autónomos ......................................................... 45

2.1.1. Sistemas de electrificación rural .............................................................. 47 2.1.2. Sistemas profesionales .............................................................................. 48 2.1.3. Sistemas de bombeo de agua .................................................................. 49

2.2 Sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica.................. 51 2.2.1. Centrales de potencia ................................................................................ 54 2.2.2. Integración en edificios ............................................................................. 54 2.2.3. Seguridad y protecciones.......................................................................... 55

3. DIMENSIONADO ................................................................................................... 57 3.1. Radiación solar para dimensionado ...................................................... 57

3.1.1. Radiación solar sobre superficies inclinadas .......................................... 58 3.1.2. Medida de la radiación solar..................................................................... 61

3.2. Dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos .................... 62 3.2.1. Consideraciones previas ............................................................................ 64 3.2.2. Estimación de los consumos..................................................................... 66 3.3.3. Estimación de la capacidad de la batería ............................................... 67 3.3.4. Cálculo de la potencia nominal del generador FV ................................. 67 3.3.5. Otras consideraciones ............................................................................... 70




3.3. Dimensionado de sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica .................................................................................................................... 73

3.3.1 Métodos simplificados para la estimación de la energía anual producida por un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica ............. 76

4. MERCADO FOTOVOLTAICO ............................................................................... 80 4.1. Producción y ventas de módulos fotovoltaicos ................................. 80 4.2. Reducción de las emisiones de CO2 ....................................................... 86 4.3. Tiempo de retorno de la energía ............................................................ 86

5. NORMATIVA Y LEGISLACIÓN .......................................................................... 88 5.1 Normativa internacional ............................................................................. 88 5.2. Programas internacionales ....................................................................... 90

En el año 2011.................................................................................................... 90 GLOSARIO .................................................................................................................... 93 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 93 PÁGINAS WEB DE INTERÉS................................................................................... 94




0. INTRODUCCIÓN La tecnología de la energía solar fotovoltaica (FV) convierte directamente la luz del Sol en electricidad. Desde sus inicios en la década de los 50, donde fue utilizada esencialmente para aplicaciones espaciales, ha sido también utilizada para aplicaciones terrestres de electrificación rural, aplicaciones agrícolas (bombeo de agua) y profesionales (telecomunicaciones). En la actualidad la energía solar fotovoltaica ya es competitiva con otras fuentes de energía no renovable en lugares remotos de difícil acceso a la red eléctrica convencional. Esta tecnología ofrece una fuente apropiada y “económica” de electricidad para muchas aplicaciones en países en vías de desarrollo, donde se estima que unos 1.800 millones de personas viven sin electricidad. Por otro lado, la continua degeneración del medio ambiente debido a la producción de energía por medios convencionales, como por ejemplo las emisiones de CO2, hacen que las energías renovables y en concreto la energía solar fotovoltaica aparezca en el mundo desarrollado como una opción cada vez más atractiva y necesaria. En la última década ha surgido un mercado fuerte de sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica en entornos urbanos de países desarrollados (Europa, Japón y Estados Unidos) que está impulsando fuertemente el sector con un aumento significativo de las producciones de módulos fotovoltaicos, a la vez que se produce un decremento significativo de costes y desarrollo de la tecnología. En general, debido al elevado coste de los sistemas fotovoltaicos para producción de energía eléctrica comparado con otras fuentes convencionales, son necesarias subvenciones estatales que se ponen de manifiesto a través de programas de cooperación en países en vías de desarrollo e incentivos a la producción eléctrica en sistemas conectados a la red. Este texto está configurado en cinco capítulos, en los que se pretende presentar una visión general de la energía solar fotovoltaica, desde la célula solar hasta las aplicaciones y el dimensionado, pasando por los componentes de la instalación y la radiación solar. Se presenta también un análisis del mercado fotovoltaico así como de la normativa y legislación aplicable en diferentes países.




1. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA 1.1 Introducción general a la energía solar fotovoltaica La energía solar fotovoltaica está indicada para un amplio abanico de aplicaciones donde se necesite generar electricidad, bien sea para satisfacer las necesidades energéticas de aquellos que no disponen de la red eléctrica (sistemas fotovoltaicos autónomos) o bien para generar energía a la red eléctrica (sistemas conectados a la red). Se puede realizar una primera clasificación de los sistemas fotovoltaicos en función de si están o no conectados a la red eléctrica convencional:

Sistemas fotovoltaicos autónomos son aquellos que están aislados de la red eléctrica.

Sistemas fotovoltaicos conectados a la red son aquellos que están directamente conectados a la red eléctrica.

Una de las principales características de los generadores fotovoltaicos que los diferencia de otras fuentes de energía renovable es que únicamente producen electricidad cuando reciben la luz del Sol (irradiancia solar) y además la cantidad de energía que generan es directamente proporcional a la irradiancia solar que incide sobre su superficie. Resulta evidente que en multitud de aplicaciones el consumo energético se produce independientemente de la radiación solar (claro ejemplo resulta un sistema de iluminación donde precisamente de lo que se trata es de tener energía durante la noche). En este tipo de aplicaciones es necesario incluir un sistema de almacenamiento energético o de acumulación, en los sistemas FV la energía producida por los módulos FV se almacena en baterías. En otras aplicaciones, como el bombeo de agua o los sistemas conectados a la red no se necesitan baterías, en el primer caso la energía se acumula en forma de energía hidráulica mientras que en el segundo la energía se acumula en la propia red eléctrica.

En general, un sistema fotovoltaico estará formado por:

Un generador fotovoltaico. Una batería de acumulación. Un regulador de carga. Un inversor. Los consumos.




El generador FV es el encargado de transformar la energía del Sol en energía eléctrica. Está formado por varios módulos fotovoltaicos conectados en serie y/o paralelo, y a su vez cada módulo fotovoltaico está formado por unidades básicas llamadas células fotovoltaicas. La potencia que puede suministrar una única célula FV típica es del orden de 3W1. Este valor resulta insuficiente para la mayoría de las aplicaciones. Por tanto el fabricante las agrupa conectándolas en serie y/ paralelo para formar los módulos FV (¡que es lo que uno compra en la tienda!). La potencia que puede suministrar un módulo FV dependerá del número de células que posea. Un valor típico para módulos compuestos por 36 células conectadas en serie oscila entre los 50 y 100 W, dependiendo del área de cada una de las células. Si esta potencia de un módulo resulta insuficiente para una determinada aplicación, el instalador conecta los módulos necesarios, en serie y en paralelo, hasta obtener la potencia requerida. La energía producida por el generador FV se acumula, en caso de ser necesario (en general, los sistemas conectados a la red no necesitan baterías), en un sistema de baterías. De este modo la energía producida durante las horas de sol se puede utilizar durante la noche, o en momentos en los que no se disponga de la suficiente radiación solar para generar la energía necesaria. La batería es pues un elemento que va a estar cargándose y descargándose cíclicamente (p.e. en un sistema de iluminación FV la batería se carga durante el día y se descarga en las horas de la noche). Para controlar los procesos de carga y descarga de la batería se utiliza un regulador de carga. Este elemento es el encargado de proteger la batería contra sobrecargas o contra sobredescargas excesivas que podrían resultar dañinas para la batería, acortando su vida útil. El modo de operación es bien sencillo: cuando el regulador detecta que la batería está siendo sobrecargada, desconecta el generador FV y cuando detecta que la batería está siendo sobredescargada, desconecta los consumos. Los módulos FV producen corriente continua (DC), que se puede almacenar directamente en baterías. Cuando se extrae potencia eléctrica de las baterías, ésta también es en forma de corriente continua. En el caso de que se desee dar servicio a determinados consumos que pueden ser en corriente alterna (AC) (como ocurre con la mayoría de los consumos que habitualmente estamos acostumbrados a utilizar) es necesario disponer de un inversor, que es un dispositivo electrónico encargado de transformar la corriente continua en corriente alterna con el máximo rendimiento posible.

(1) Como se verá posteriormente, la potencia generada por una célula solar fotovoltaica depende de las condiciones de irradiancia y espectro solar, temperatura de operación y de las características constructivas de la célula solar.




Figura 1. Estructura básica de un sistema fotovoltaico autónomo y conectado a red.

Los consumos o cargas que el sistema fotovoltaico ha de satisfacer (luminarias, batidoras, radio, TV, motores, etc.), pueden ser DC o AC. Se considera a los consumos como una parte substancial del sistema fotovoltaico ya que estos son los que determinan el tamaño del sistema (lo que se conoce como dimensionado del sistema FV). En algunos sistemas FV los consumos se conocen a priori con exactitud, como en el caso de sistemas de telecomunicación; pero en otros casos resulta extremadamente difícil predecir el consumo de una instalación, como puede ser en el caso de una instalación de electrificación rural donde el consumo viene definido por el tiempo de utilización de las cargas por parte de un determinado usuario. Esta incertidumbre viene determinada por la dificultad de prever el comportamiento del usuario con su instalación.

Así pues, los sistemas FV autónomos pueden ser DC, AC, o mixtos (AC y DC). En el caso de los sistemas AC los inversores utilizados suelen incorporar la función “regulador de carga” de la batería.

Los inversores son el tipo más común de los denominados dispositivos de acondicionamiento de potencia, no obstante existen otras variedades para otro tipo de aplicaciones específicas como son los convertidores DC/DC. Los convertidores DC/DC pueden resultar necesarios cuando se pretenda modificar la relación voltaje/corriente de una fuente DC. La situación más común se presenta en el acoplo de un generador fotovoltaico a una bomba de agua DC. Dependiendo del tipo de motor y el tipo de bomba utilizada puede resultar difícil acoplar la salida de un generador FV a la entrada eléctrica requerida por el motor. Cuando el generador puede producir suficiente potencia para operar la bomba, pero no puede producir suficiente corriente, se puede utilizar un convertidor DC/DC para incrementar la corriente disminuyendo la tensión de salida del generador FV.




1.2 El efecto fotovoltaico: la célula solar El efecto fotovoltaico, descubierto2 por el físico experimental Edmund Becquerel3 en 1839, es la base del proceso mediante el cual una célula FV convierte la luz solar en electricidad. Cuando la luz del sol incide sobre ciertos materiales llamados semiconductores, los fotones que la constituyen son capaces de transmitir su energía a los electrones de valencia del semiconductor para que rompan el enlace que les mantiene ligados a los átomos respectivos (formación de pares electrón-hueco). Por cada enlace roto queda un electrón libre para circular dentro del sólido. La falta del electrón en el enlace roto, que se llama hueco, también puede desplazarse libremente por el interior del sólido, transfiriéndose de un átomo a otro debido al desplazamiento del resto de los electrones de los enlaces. Los huecos se comportan en muchos aspectos como partículas con carga positiva igual a la del electrón. El movimiento de los electrones y los huecos en direcciones opuestas genera una corriente eléctrica en el semiconductor capaz de circular por un circuito externo y liberar en él energía de la cedida por los fotones al crear los pares electrón-hueco. Para separar los electrones de los huecos e impedir que restablezcan el enlace, se utiliza un campo eléctrico que hace que ambos circulen en direcciones opuestas, dando lugar a una corriente en el sentido del citado campo eléctrico. En las células solares convencionales este campo eléctrico se consigue en la unión de dos regiones de un cristal semiconductor. En el caso de que el material semiconductor sea el silicio, una de las regiones, llamada de tipo n, se impurifica con fósforo que tiene cinco electrones de valencia, uno más que el silicio, y es una región con una concentración de electrones mucho mayor que la de huecos. La otra, llamada de tipo p, se impurifica con boro, que tiene tres electrones de valencia, uno menos que el silicio, y es una región con una concentración de huecos mayor que la de electrones. Las grandes diferencias de concentraciones de electrones y huecos entre ambas regiones dan lugar a la aparición de un campo eléctrico dirigido de la región n a la región p, que es el responsable de separar los electrones y huecos extras que se producen cuando la célula está iluminada.

2 A pesar de que el efecto fotovoltaico fue descubierto en 1839, no fue hasta el año 1954 en el que se fabricó la primera célula solar por Chapin, Fuller y Pearson en los Laboratorios Bell de USA, basada en silicio monocristalino. 3 Becquerel, E. (1839), "On electron effects under the influence of solar radiation", Comptes Rendues, 9, p 561.




La mayor parte de las células solares están constituidas por una unión p-n como la descrita anteriormente. En células de silicio, que son las más empleadas, la unión p-n se consigue difundiendo fósforo en una oblea de silicio que originalmente está toda ella impurificada con boro (tipo p). La unión es muy superficial, con valores típicos de la capa difundida (región n, también denominada emisor) de 0,2 a 0,5 μm. Las células tienen un espesor entre 100-500 µm.

Figura 2. Estructura básica de una célula solar. (fuente http://emsolar.ee.tu-berlin.de/~ilse/) y Célula Solar Fotovoltaica de silicio policristalino (p-Si). (fuente: http://www.solarelectricpower.org/) El contacto eléctrico sobre la cara iluminada, que es la cara difundida, ha de hacerse de tal forma que deje al descubierto la mayor parte de su superficie, a fin de que penetre la luz en el semiconductor, pero proporcione, a la vez, una baja resistencia eléctrica. La solución de compromiso que suele adoptarse consiste en utilizar contactos metálicos en forma de peine, denominados malla de metalización. Por el contrario el contacto eléctrico posterior sobre la cara no iluminada cubre toda el área. Con objeto de aumentar el rendimiento de la célula se realiza un proceso de texturado de la superficie frontal, consistente en la formación de micro-pirámides superficiales que minimizan la reflexión del silicio pulido. Además esta cara se cubre con una capa de material antirreflectante también con el objeto de aumentar el porcentaje de energía solar absorbida. Además del modelo de enlaces utilizado anteriormente para explicar el efecto fotovoltaico, las propiedades de los semiconductores pueden ser explicadas usando un modelo4,5 de bandas energéticas.

4 Green, M.A. (1992), Solar Cells - Operating Principles, Technology and System Application, University of NSW, Kensington, Australia. 5 Neville, R.C. (1978), Solar Energy Conversion: The Solar Cell, Elsevier, Amsterdam.

http://emsolar.ee.tu-berlin.de/~ilse/

http://www.solarelectricpower.org/




En el modelo de bandas, basado en la mecánica cuántica, un electrón únicamente puede estar en estados energéticos discretos cuantificados, lo que da lugar a que en un sólido semiconductor aparezcan unos niveles energéticos agrupados en bandas, denominadas banda de valencia y banda de conducción, separadas ambas por una banda de energías prohibidas, denominada GAP. Los electrones en los enlaces covalentes tienen energías correspondientes a la banda de valencia. En la banda de conducción los electrones están libres. La banda prohibida o gap se corresponde con la energía necesaria para liberar a un electrón de su enlace covalente hacia la banda de conducción, donde puede conducir una corriente. Los huecos producidos conducen en la dirección opuesta en la banda de valencia. 1.2.1. Materiales para fabricación de células solares Aunque la mayor parte de las células solares fotovoltaicas disponibles en el mercado son de silicio, también se pueden utilizar otros materiales tales como el Arseniuro de Galio (AsGa), Teluluro de Cadmio (CdTe) o Diseleniuro de Cobre-Indio (CuInSe2, o CIS). Por otro lado, en función de la estructura cristalina del material, las células se pueden clasificar en monocristralinas, policristalinas y amorfas. SILICIO: El elemento base de la fabricación de las células fotovoltaicas es el silicio, muy abundante en la corteza terrestre. En los procesos de cristalización se logran, en unos casos monocristales dando lugar al silicio cristalino, mientras que en otros el resultado es un conglomerado de cristales llamado silicio multicristalino. Existen varios métodos para la obtención de lingotes de silicio cristalino, basados en una semilla de inicio de la cristalización, tales como el método de zona flotante (FZ), el método de Czochralski (CZ). En el proceso de Czochralski, se parte de polisilicio fundido en un crisol, se pone una semilla en contacto con su superficie y se eleva y se hace rotar lentamente sobre si misma obteniéndose unos lingotes cilíndricos monocristalinos. En el proceso de Zona Flotante (FZ) se produce un cristal más puro que en el Czochralski debido a la no contaminación del crisol. Este método consiste en fundir localmente una barra de polisilicio mediante una bobina de radiofrecuencia, partiendo de un extremo donde se coloca la semilla de crecimiento del monocristal. Los lingotes de material monocristalino o multicristalino han de cortarse en obleas de silicio, de espesor igual al espesor de una célula 300 m, en un proceso de corte en el que se llega a desperdiciar hasta el 20% del material.




Figura 3. Evolución del rendimiento de células solares de silicio cristalino (sin concentración).

Existen también otros métodos de crecimiento de silicio, tales como “edge-defined, film-fed growth (EFG)”, o métodos de crecimiento en cinta en los que se pueden obtener láminas de silicio cristalino del espesor de una célula solar FV, con lo que se evita la necesidad de corte de los lingotes en obleas para la fabricación de células, reduciendo considerablemente el desperdicio de material. 1.2.2. Tecnologías de fabricación de células solares

En función de la tecnología de fabricación se pueden clasificar en células de silicio cristalino, fabricadas a partir de obleas de silicio, y células de lámina delgada, fabricadas generalmente con tecnologías de deposición al vacío.

Aunque el silicio mono y policristalino domina con claridad el mercado fotovoltaico en la actualidad, en la actualidad más del 90% de todas las células producidas a nivel mundial se basan en silicio, el gran aumento de ventas y fabricación hacen que el mercado fotovoltaico dependa fuertemente de la disponibilidad de material base. Es por ello que se están desarrollando nuevos procesos tecnológicos orientados a la optimización del material utilizado (fabricación de células cristalinas más delgadas, mejora de los procesos de corte, crecimiento de láminas de silicio de espesor igual al de la célula evitando el desperdicio de material en el proceso de corte), así como la utilización de nuevos materiales, denominados de lámina delgada o capa fina. Incluso se está estudiando la posibilidad de realizar células fotovoltaicas basadas en materiales orgánicos (plásticos) o células electroquímicas.




Las células de lámina delgada son capas finas (5-6 μm) de material depositadas sobre substratos baratos y asequibles (plástico, vidrio). Los materiales más importantes para la fabricación de células de lámina delgada son el silicio amorfo (a-Si), el silicio policristalino en lámina delgada, el teluluro de cadmio (CdTe), el diseleniuro de cobre e indio (CuInSe2) y el arseniuro de galio (AsGa).

1.3 Módulos fotovoltaicos, tecnologías y rendimientos

Una célula solar fotovoltaica, un módulo FV, o un generador FV, pueden caracterizarse por un circuito eléctrico equivalente y por una curva I-V, ecuación (1) y Figura 5, variable en función de las condiciones ambientales de irradiancia incidente y temperatura de operación.

La ecuación que describe el comportamiento eléctrico de una célula solar fotovoltaica viene dada por:

exp 1s sL o

t p

V IR V IRI I I

m v R

(1)

siendo

t

kTv

q (2)

donde IL, Io, m, Rs y Rp son los parámetros característicos para el dispositivo FV en cuestión:

IL es la corriente fotogenerada, [A]

Io es la corriente de oscuridad, [A]

m es el factor de idealidad del diodo

Rs es la resistencia serie, [Ω]

Rp es la resistencia paralelo,[Ω] vt: voltaje térmico (kT/q, siendo k la constante de Boltzman, k=1.3854x 10-23 JK-1, T la temperatura del dispositivo [K] y “q” la carga del electrón, q=1.6021x10-19c.




Figura 4. Circuito equivalente de una célula solar y efecto de la incidencia de luz en la

característica I-V de una unión p-n.

Los parámetros usados para caracterizar la salida de las células solares ideales, para una irradiancia dada, una temperatura de operación y una determinada área son (ver Figura 5):

Corriente de cortocircuito, Isc, la corriente máxima, a voltaje cero. Idealmente sí V=0, Isc = IL, Isc es directamente proporcional a la luz disponible.

Voltaje de circuito abierto, Voc, máximo voltaje, a corriente cero. Voc aumenta logarítmicamente con la irradiancia incidente.

Punto de máxima potencia, Pm, donde el producto Vm x Im alcanza su valor máximo.

El factor de forma, FF, es una medida de la calidad de la unión y de la resistencia serie de la célula.

m m

oc sc

V IFF

V I (3)




Figura 5. Curva I-V de una célula de 100 cm2 de área en condiciones estándar de medida, STC (1000 W/m2 de irradiancia incidente normal, 25ºC de temperatura de célula y espectro normalizado AM1,5G).

Para cada punto de la curva I-V, el producto de la corriente y la tensión representa la potencia de salida en las condiciones de operación. La potencia máxima en condiciones estándar de medida, STC, (1.000 W/m2 y 25ºC) se conoce como la potencia pico de la célula (se indica habitualmente con un subíndice p; ejemplo P=50Wp se lee “potencia igual a 50 Watios pico” indicando que están referidos a STC).

Una célula FV típica de silicio cristalino genera un voltaje de circuito abierto entorno a los 0,6V y una corriente de cortocircuito que depende del área de célula ( 3 A para un área de 100 cm2). Debido a su pequeña potencia, las células se asocian en serie y en paralelo en módulos FV, que además aportan un soporte rígido y una protección contra los efectos ambientales. Si la potencia suministrada por un módulo FV no es suficiente para una aplicación determinada se realizan asociaciones serie y paralelo de módulos para formar un generador FV. Los parámetros de un módulo FV, o de un generador FV pueden obtenerse, en general, multiplicando los de una célula que lo componen por el número de células conectadas en serie, Ns, y por el nº de células conectadas en paralelo, Np. (En realidad, debido a las características diferentes de las células que componen un módulo FV, o de los módulos que componen un generador FV, se producen determinadas pérdidas denominadas “pérdidas de conexionado” o “pérdidas de mismatch”). Cuando las células o módulos FV se asocian en serie, circula la misma corriente a través de ellas, y el voltaje resultante es la suma de los voltajes de cada una. Cuando se asocian en paralelo se suma la corriente para un mismo valor de la tensión. Si por ejemplo se tienen dos células conectadas en serie, con diferentes valores de Isc, la corriente resultante de la asociación será igual a la corriente de la célula de menor Isc, limitando la célula peor la corriente. Esto da lugar a que en el




caso de módulos FV con varias células conectadas en serie (p.e. 36) se utilicen diodos de protección, denominados “bypass”, para prevenir el fenómeno de “punto caliente”. En caso de sombreado de una de las células FV que componen una asociación serie, esta genera menos corriente y limita la corriente de las demás. Ello es equivalente a que esta célula se “polariza en inversa” y pasa a disipar el exceso de potencia generada por todas las demás, pudiendo llegar a dañarse irreversiblemente. En este caso los diodos “bypass” se polarizarían en directa y permitirían un paso alternativo a la corriente. En general los módulos FV disponen de un diodo “bypass” por cada 12, 18 o 24 células FV conectadas en serie.

Un módulo FV es la unidad más pequeña que forma un generador FV. El módulo es una unidad integral que proporciona soporte para un determinado número de células FV conectadas eléctricamente (en serie y/o en paralelo) y protegidas de las condiciones medioambientales. La potencia eléctrica de un módulo depende de su área activa y del número de células, su interconexión eléctrica y por supuesto de las condiciones de irradiancia y temperatura a las que el módulo se encuentra expuesto. Se pueden encontrar módulos de diferentes tamaños y formas, y pueden estar hechos de diferentes materiales. Sin embargo el más comúnmente utilizado es un módulo plano “vidrio+eva +tedlar” con 36 células FV conectadas en serie para producir el voltaje suficiente para cargar una batería de 12 V.

Para un módulo FV compuesto por 36 células conectadas en serie y dos ramas en paralelo, y un generador FV compuesto por 2 módulos FV en serie y 3 en paralelo, se tendrán los valores indicados en la tabla (sin considerar pérdidas de conexionado).

1 Célula 1 Módulo

(Ns=36 x Np=2)

1 Generador (2 módulos en serie x 3 en paralelo)

(Ns=72 x Np=6) Isc (A) 3 6 18 Voc (V) 0.6 21.6 43.2 Im (A) 2.8 5.6 16.8 Vm (V) 0.49 17.64 35.28 Pm (W) 1.37 98.78 592.7

Tabla 1. Ejemplo de conexión de células y módulos en serie x paralelo.




Figura 6. Constitución y características de un Módulo Fotovoltaico (Fuente: Instituto de

Energía Solar, UPM. Madrid http://www.ies-def.upm)

Tipo de Tecnología Rendimiento de fabricación (%) Mejor rendimiento de Lab. (%)

Silicio monocristalino 15.3 – 17.5 24. 8 Silicio policristalino 13.5 – 15 21 Silicio Amorfo 5. 0 – 7.0 12 – 16 Células para Concentración 25 29 (Si) – 36 (GaAs) Silicio delgado 8 -11 16

Tabla 2. Rendimientos típicos de células solares de distintas tecnologías.

Células FV Módulos FV Generadores FV

Figura 7. De la célula solar al generador fotovoltaico.

Tipo Rendimiento típico (%)

Rendimiento máximo de fabricación módulo (%)

Rendimiento máx. de célula (%)

m-Si 12- 15 22.7 24.7 p-Si 11- 14 15.3 19.8 Amorfo 5- 7 12.7 CdTe 10.5 16.0 CIS 12.1 18.2

Tabla 3. Rendimientos típicos de módulos FV de distintas tecnologías.

http://www.ies-def.upm/




Normalmente los parámetros característicos, Isc, Voc, Im, Vm y Pm, se dan en unas determinadas condiciones determinadas que permiten la intercomparación universal de distintos tipos de módulos, estas son:

Condiciones estándar de medida (STC) definidas por: Irradiancia (incidencia normal) 1000 W/m2 Espectro solar AM1.5G (incidencia normal) Temperatura de célula 25ºC

Condiciones estándar de operación: Irradiancia 800 W/m2 Espectro solar AM1.5G (incidencia normal) Temperatura ambiente 20ºC Velocidad del viento 1 m/s

La temperatura alcanzada por las células en las condiciones estándar de operación se denomina temperatura de operación nominal, TONC.

1.3.1. Efecto de la variación de la irradiancia y de la temperatura

La corriente de cortocircuito varía linealmente con la irradiancia, mientras

que el voltaje de circuito abierto se ve menos afectado siguiendo una dependencia logarítmica (ver Figura 8, Figura 9 y Figura 10).

El principal efecto del aumento de la temperatura de la célula es una

reducción del voltaje de circuito abierto. La corriente de cortocircuito aumenta en una proporción muy pequeña. La variación de los parámetros de célula son diferentes para cada tecnología y para cada fabricante. La variación de la corriente de cortocircuito, del voltaje de circuito abierto y del rendimiento con la irradiancia, G, y con la temperatura, Tc, pueden ponerse como:

* **

sc sc c c

GI I T T

G (4)

* **

ln oc oc t c c

GV V mv T T

G (5)

* **

1 m m c c

GP P T T

G (6)




donde los superíndices “*” indican valores en condiciones nominales STC, o en unas condiciones de referencia determinadas. G*=1000W/m², T*

c=25ºC. α, β y δ se conocen como los coeficientes de temperatura de la corriente de cortocircuito, de la tensión de circuito abierto y de la potencia, respectivamente.

α es el coeficiente de variación de la Isc con la temperatura (α es

positivo, esto es a mayor temperatura mayor Isc). Para células de silicio cristalino α 0.050%/ºC. En un módulo con Ns xNp células conectadas en serie x paralelo se tiene que el coeficiente de temperatura del módulo es α modulo = α célula x Np.

β es el coeficiente de variación de la Voc con la temperatura (β es

negativo, esto es a mayor temperatura menor Voc). Para células de silicio cristalino β -2.3 mV/ºC. En un módulo con Ns xNp células conectadas en serie x paralelo se tiene que el coeficiente de temperatura del módulo es βmodulo = βcélula x Ns.

δ es el coeficiente de variación de la potencia máxima con la

temperatura (δ es negativo). Para células o módulos de silicio cristalino δ -0.005 /ºC, esto es, la potencia disminuye aproximadamente como un 5% por cada 10ºC de aumento de la temperatura.

La temperatura de la célula depende de la temperatura ambiente y de la irradiancia. Una ecuación que con buena aproximación6 permite la estimación de la temperatura de la célula en función de la temperatura ambiente y de la irradiancia es:

20

800c a

TONCT T G

(7)

siendo, Tc la temperatura de la célula, Ta la ambiente, TONC la temperatura de operación nominal y G la irradiancia.

Nótese la relevancia de la ecuación (6), denominado habitualmente método simplificado, para la estimación de la potencia en función de la irradiancia y de la temperatura, a partir del valor nominal. Las ecuaciones (4) y (5), indican que la Isc varía linealmente con la irradiancia, la Voc disminuye con el aumento de la temperatura. El coeficiente α es muy bajo, pero el coeficiente β es relevante.

6 J.A. Duffie, W.A. Beckman. Solar engineering of thermal processes. John wiley & sons, Inc. 1991.




Figura 8. Influencia de la temperatura en la curva I-V de un módulo FV. Se presentan las

curvas para una irradiancia G=1000 /m2 y temperaturas de célula, Tc=10ºC, 25ºC, 45ºC y 70 ºC. Se indica la potencia en el punto de máxima potencia.

30,4

41,1

51,847,3

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

0 5 10 15 20 25

Voltaje (V)

Co

rrie

nte

(A

)

G=1000 W/m2, TC=45ºC

G=1000 W/m2, TC=25ºC

G=500 W/m2, TC=45ºC

G=500 W/m2, TC=25ºC

Curva I-V en STC

Figura 9. Curvas I-V de un módulo fotovoltaico de 36 células conectadas en serie en función de la irradiancia y la temperatura. Se presentan las curvas para una irradiancia G=1000 /m2 y 500 /m2 temperaturas de célula, Tc=25ºC y 45ºC. Se indica la potencia en el punto de máxima potencia.




Figura 10. Influencia de la irradiancia en la curva I-V de un módulo FV. Se presentan las curvas I-V a varios niveles de irradiancia, G, para una temperatura de célula, Tc=25ºC. Se indica la potencia en el punto de máxima potencia. 1.3.2. Estructuras soporte Los módulos FV se montan en estructuras soporte estables, rígidas y durables que soporten la fuerza del viento, lluvia y otras condiciones adversas. En algunas ocasiones, y siempre que se utilicen sistemas de concentración, se diseña la estructura para seguir al sol. Las estructuras fijas se utilizan normalmente con módulos planos a ángulos fijos determinados por la latitud del lugar y las necesidades de generación. En función del lugar de instalación y de la aplicación las estructuras soporte pueden ser para tejado, pared, suelo o sobre poste. La instalación de módulos fotovoltaicos integrados en edificios se puede realizar mediante estructuras soporte especiales que facilitan el montaje integrado como parte constructiva del edificio y sustitución de módulos en caso de necesidad de mantenimiento. Las estructuras de seguimiento solar (de un eje o de dos ejes) incrementan la captación de radiación solar y por tanto la generación de energía. El seguimiento en dos ejes es necesario en los sistemas de concentración (que únicamente aprovechan la radiación directa), en los que se necesita mayor precisión de seguimiento solar que para módulos planos. Los métodos de control del seguimiento solar son variados y pueden ser por coordenadas calculadas y motores eléctricos o mediante sistemas pasivos. En cualquier caso el consumo de los seguidores solares es prácticamente despreciable, debido a la utilización de motores de muy baja potencia




con elevadas reductoras y movimientos lentos (el sol se mueve a una velocidad de 15 grados por hora). 1.3.3. Sistemas de concentración Los sistemas de concentración utilizan lentes para aumentar la intensidad de la radiación solar, concentrando la luz y utilizando menor área de célula y aumentando su rendimiento. El objetivo principal es sustituir área de células, que son más caras, por área de lentes, espejos o dispositivos concentradores, más baratos. También se aprovecha el efecto de aumento del rendimiento de las células en función del nivel de concentración. La células utilizadas en sistemas de concentración han de estar muy optimizadas, especialmente han de tener muy baja resistencia serie, habitualmente son células multiunión de Arseniuro de Galio. Sin embargo la óptica de concentración y la necesidad de sistemas de seguimiento solar aumentan el coste del sistema y su sofisticación respecto de los módulos planos. Las altas concentraciones pueden aumentar la temperatura de la célula necesitando de sistemas de refrigeración. No obstante se suelen utilizar células de área muy reducida, del orden de mm², con lo que su refrigeración es muy sencilla (basta con colocarlas sobre un trozo de cobre) y pueden operar a temperaturas bajas, incluso inferiores a la temperatura que alcanzan las células FV de un módulo plano. En la actualidad se pueden encontrar sistemas de concentración fotovoltaica comerciales para su utilización en sistemas conectados a la red eléctrica, p.e., Concentrix, Solfocus, Isofotón o Amonix.

Figura 11. Las células utilizadas habitualmente en sistemas de concentración son células basadas en Arseniuro de gálio. En la figura se presenta la evolución del rendimiento de estos dispositivos. Fuente: Spectrolab.




Respuesta Espectral de una célula FV de concentración de triple unión

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000

Wavelength [nm]

SR

[A

/W]

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

Sp

ectr

al

Irra

dia

nce

[W

m-2

nm

-1]

GaInP top cell

GaInAs middle cell

Ge bottom cell

AM0

AM1.5G

Figura 12. Las células de triple unión aprovechan mejor el espectro solar.

1.3.4. Punto de trabajo y seguimiento del punto de máxima potencia Las curvas I-V de los generadores FV nos indican la potencia instantánea en función de las condiciones de operación (principalmente irradiancia, temperatura de célula y respuesta espectral) que varían a lo largo del día. Esta generación es potencial y dependerá finalmente del tipo de carga que se conecte al generador. En principio el generador puede trabajar en cualquier punto de su curva I-V. El punto de trabajo del sistema vendrá impuesto por el tipo de carga que se conecte y estará definido por el punto de corte entre la curva I-V del generador y la curva I-V de la carga o consumo. Un sistema ideal sería aquel que aprovecha la máxima potencia disponible en cada momento, esto es, el punto de trabajo coincide con el punto de máxima potencia del generador. Por ejemplo los inversores de conexión a red disponen de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV. 1.4 Componentes fotovoltaicos




Los componentes de una instalación fotovoltaica dependen del tipo de sistema utilizado, que puede ser autónomo o conectado a la red, así como de las características propias de la instalación.

En el caso de un sistema fotovoltaico autónomo, los componentes básicos son:

Generador fotovoltaico

Regulador de carga

Inversor

Sistema de baterías de acumulación En el caso de sistemas conectados a la red eléctrica, no se necesita acumulador, y por tanto los componentes básicos del sistema son:

Generador fotovoltaico

Inversor

Elementos de conexión a la red eléctrica En cualquier caso, la instalación ha de cumplir la normativa vigente (p.e. el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión) y disponer de los elementos habituales de operación y protección, como interruptores magnetotérmicos, fusibles, puesta a tierra, etc… Ya que en sistemas fotovoltaicos es habitual trabajar con relativamente elevadas corrientes es importante dimensionar adecuadamente los conductores, utilizando secciones adecuadas y minimizando las longitudes de cableado con objeto de minimizar también las caídas de tensión en los circuitos entre los módulos FV, el regulador de carga, las baterías y el inversor. 1.4.1. Baterías En los sistemas fotovoltaicos las baterías o acumuladores fotovoltaicos se utilizan principalmente como sistema de almacenamiento energético, debido al desplazamiento temporal que puede existir entre los periodos de generación (durante el día) y los periodos de consumo (p.e. durante la noche), permitiendo la operación de las cargas o consumos cuando el generador FV por si mismo no puede generar la potencia suficiente para abastecer el consumo. Las baterías se utilizan habitualmente en la mayor parte de los sistemas FV autónomos (aunque hay excepciones, tales como los sistemas de bombeo de agua con energía solar fotovoltaica) y en general no se utilizan en sistemas conectados a la red eléctrica.

http://www.coitiab.es/reglamentos/electricidad/i_electricidad.htm

http://www.coitiab.es/reglamentos/electricidad/i_electricidad.htm




La baterías utilizadas habitualmente en aplicaciones fotovoltaicas son de Plomo-ácido (Pb-a). Se pueden encontrar baterías de Plomo-Calcio (Pb-Ca) y Plomo-Antimonio (Pb-Sb). Las primeras necesitan menor mantenimiento y tienen menor autodescarga, mientras que las segundas se deterioran menos en el ciclado diario y presentan mejores prestaciones para niveles bajos de carga. En determinadas aplicaciones se utilizan baterías de Níquel-Cadmio (Ni-Cd). Las baterías de Ni-Cd presentan ventajas respecto de las de Pb-a como son la posibilidad de descargarse profundamente o permanecer largos periodos en baja carga sin sufrir deterioro. También cabe destacar una menor autodescarga y un menor mantenimiento. Debido a su mayor coste, comparadas con las Pb-a, las baterías de Ni-Cd se utilizan en ocasiones en aplicaciones profesionales en las que el coste no es un parámetro definitivo. Existen otros tipos de baterías, como las de Níquel-Hierro (Ni-Fe), Níquel-Zinc (Ni-Zn), Zinc-Cloro (Zn-Cl2) o Ión- Litio (i-Li), de mejores características, pero también más caras. Las baterías suelen estar formadas por elementos de dos voltios que conectados en serie proporcionan tensiones de trabajo de 12 V, 24 V, 48 V, etc…. La capacidad (Ah) de un grupo de baterías conectadas en es igual a la capacidad de cada uno de los elementos que lo componen. Si se conectan baterías en paralelo se suma la capacidad de sus elementos. La capacidad necesaria de las baterías en un sistema FV se calcula en función a los consumos y al número de días de autonomía del sistema. Por otro lado es importante que el dimensionado del acumulador con relación al generador FV esté bien realizado. Un exceso de capacidad de almacenamiento respecto de la capacidad de generación del generador FV daría lugar a la batería tendría dificultades en poder cargarse completamente. Por el contrario, una baja capacidad de batería da lugar a poca autonomía y se corre el riesgo de quedarse sin suministro de energía en caso de ausencia de radiación solar.




Las baterías son células electroquímicas que están constituidas esencialmente por placas, materia activa y electrolito.

Las placas forman los electrodos positivo y negativo que permiten la entrada y salida de la corriente eléctrica que circula por el interior de cada elemento de batería por efectos de los procesos de carga o descarga. Los electrodos sufren reacciones de oxidación/reducción y dependiendo del proceso funcionan como ánodo o como cátodo. Existen diferentes configuraciones de placas: empastadas, tubulares..., cuya elección depende de las condiciones de operación. Los materiales activos, constituyentes de cada célula o elemento, participan en la reacción electroquímica de carga y descarga. En algunos tipos de placas se utilizan rejillas para retener el material activo y mejorar la distribución de la corriente en la placa. El electrolito es una solución diluida de ácido sulfúrico, en el caso de las baterías de plomo-ácido, que funciona como medio de transporte de cargas eléctricas entre las

placas positiva y negativa y además interviene en la reacción de carga y descarga.

CAPACIDAD DE LA BATERÍA

La capacidad se especifica a un determinado régimen de descarga, depende de múltiples factores de diseño (cantidad de material activo, el número, diseño y dimensiones de las placas, y la densidad del electrolito) y operacionales ( el régimen de descarga, la profundidad de descarga, los voltajes de corte y rearme, la temperatura de operación, el ciclado y la “historia” de la batería).

Una batería de 100 Ah de capacidad nominal puede suministrar 100 A durante una hora, o 50 A durante 2 horas, o 25 A durante 4 horas

La capacidad es una medida del poder de la batería para almacenar o suministrar energía eléctrica, y se expresa comúnmente en amperios-hora (Ah).




Las bajas temperaturas disminuyen la capacidad disponible de las baterías. A bajas temperaturas, durante la descarga, el electrolito no penetra tan profundamente en el material activo de las placas y los voltajes de corte se alcanzan antes. Por el contrario las temperaturas elevadas aumentan la capacidad, sin embargo reducen significativamente su tiempo de vida. La mayoría de los fabricantes recomiendan utilizar las baterías entre 20 y 30ºC. El régimen de descarga también afecta a la capacidad. Cuando una batería es descargada a altas corrientes, las reacciones químicas quedan confinadas a las capas de material activo en contacto inmediato con el electrolito, limitando la capacidad, debido a que no hay tiempo suficiente para la difusión del electrolito entre los poros de las placas. Cuando se descarga una batería lentamente se obtiene una mayor capacidad que cuando se hace a elevados regímenes de corriente. Se ha de especificar el régimen de descarga cuando se de la capacidad. Los regímenes no se especifican en amperios, sino en horas necesarias para plena descarga hasta un determinado voltaje de corte. El voltaje de corte por sobredescarga también depende del régimen de corriente de descarga e influye en la capacidad útil de la batería. Normalmente los fabricantes dan el valor de la capacidad relacionado con el valor del voltaje de corte. Para baterías de plomo-ácido éste voltaje suele ser 1,75 V/elemento, mientras que para Níquel-Cadmio 1,0 V/elemento. Si se especifica el mismo voltaje de corte para diferentes regímenes de descarga, la capacidad será mayor para regímenes menores. La autodescarga de la batería ocurre de modo natural cuando se mantiene en circuito abierto, sin ningún tipo de consumo o carga, debido a mecanismos internos dependientes del propio diseño de la batería. Esta autodescarga también aumenta con la temperatura de operación.

Si de una batería se dice que tiene una capacidad de 180 Ah a un régimen de C10, esto se interpreta como que si la batería fuese descargada durante 10 horas a una corriente constante de C10 (180/10=18 A), entonces se podrían obtener 180 Ah.




Durante la carga, la corriente entra en la batería en la dirección opuesta a la de descarga restableciendo los materiales activos en las placas, lo que conlleva un aumento de la tensión, de la densidad del electrolito y del estado de carga. El desprendimiento de gases, usualmente llamado gaseo, depende de la tensión de sobrecarga, temperatura, tipo de aleación e impurezas. El consumo de agua resultante del gaseo da lugar a una disminución del nivel del electrolito y a un aumento de la concentración del mismo, por lo que es necesario un frecuente mantenimiento para reponer el agua consumida y evitar que las placas se queden descubiertas, ya que en este caso se producen daños irreversibles. Eléctricamente, este fenómeno se traduce en un aumento de la resistencia interna como consecuencia de la mayor dificultad del proceso. Por otro lado una cantidad adecuada de sobrecarga promueve la homogeneización del electrolito debido a la agitación que producen las burbujas del gaseo y contrarresta la tendencia a la estratificación del electrolito. La elevación de la temperatura en la carga, combinada con elevados regímenes de corriente, tiene un efecto nocivo al fomentar la corrosión de la rejilla positiva que puede llevar al desprendimiento del material activo, y el excesivo gaseo puede arrastrar partículas de las placas, contribuyendo a la disminución de la vida útil de la batería. Para contrarrestar el fenómeno de la corrosión, en las zonas cálidas se utilizan densidades de electrolito bajas, entre 1,2 y 1,22 g/cm3 para baterías totalmente cargadas. La elevada movilidad iónica debido a la elevada temperatura de estas zonas compensa el efecto de esta baja densidad sobre la resistencia. Como resultado del envejecimiento, la resistencia interna aumenta, por lo que la tensión máxima de carga debería ir aumentando para mantener el mismo régimen de carga o bien para un mismo voltaje tardaría más tiempo en cargarse.

Mientras que los tiempos típicos de descarga en aplicaciones industriales o de automoción están en torno a las 10 horas, en aplicaciones FV los tiempos de descarga se sitúan en torno a las 10-300 horas, p.e. la descarga de una batería de un sistema FV remoto con consumo constante diseñado con 5 días de autonomía debería tardar 5 días x 24 horas/día = 120 horas (lo que no significa que la batería se descargue completamente, al 100% de la profundidad de descarga (DOD), sino al 80% en baterías de ciclo profundo o al 50% en baterías de ciclo poco profundo). Por tanto el tiempo para que una batería se considere que esté totalmente descargada se puede calcular como el producto del número de días de autonomía por el tiempo de operación del consumo dividido entre la máxima profundidad de descarga.




Después de una descarga, la subsiguiente carga de una batería suele caracterizarse por una elevada tensión de carga y por un gaseo más o menos pronunciado. En condiciones especiales se utilizan otros dos tipos de carga: carga de mantenimiento y carga de igualación. La carga de mantenimiento sirve para conservar las baterías completamente cargadas, incluso cuando no están en operación, compensando las pérdidas por autodescarga. Una pequeña corriente es suministrada para mantener la batería a una "tensión de flotación", algo superior a la tensión de circuito abierto (del orden de 2,35 V por elemento). La carga de igualación se aplica cuando hay diferencias de tensión y de densidad del electrolito entre los vasos, esto es, del estado de carga entre las células o elementos que forman una batería. Consiste en una carga prolongada en un régimen de intensidad constante y moderado, como I(C20), que debe ser mantenido hasta que el voltaje y la densidad de todas las células se mantengan iguales y constantes. Las baterías en los sistemas fotovoltaicos operan en ciclos de cargas y descargas, intercambiando energía con el resto del sistema. Diariamente el ciclado se caracteriza por un cierto número de ciclos cuya profundidad o cantidad de carga extraída en cada ciclo relativa a la capacidad nominal de la batería, depende de las condiciones de generación, que son función de la radiación y de la demanda de energía. Según la aplicación el ciclado puede ser superficial, profundidad de ciclado diario menor del 15%, o profundo, mayor del 80%. La vida útil es el periodo durante el cual la batería es capaz de operar bajo las condiciones determinadas por la aplicación, manteniendo la capacidad y el nivel de rendimiento requeridos. En general se recomienda mantener la profundidad de ciclado diaria entre el 15% y el 20% de la capacidad nominal, lo cual supondría más de 2.000 ciclos o una vida media de 10 años. Los principales mecanismos del envejecimiento son:

Degradación de las placas positivas debido a la continua sucesión de ciclos de carga y descarga que causan una continua dilatación y contracción de los materiales de las placas positivas reduciendo la adhesión del material activo a la rejilla y provocando su desprendimiento.




Degradación de las placas negativas o sulfatación. Cuando una batería permanece mucho tiempo descargada o se ve sometida habitualmente a recargas insuficientes pierde irreversiblemente materia activa, debido a la recristalización de los finos cristales de sulfato de plomo formados durante la descarga, convirtiéndose en grandes cristales o costras, que presentan mayor dificultad en transformarse en la siguiente carga, dando lugar a un aumento de la resistencia interna, mayor generación de calor y disminución de la capacidad. Los procesos de sulfatación involucran el crecimiento de cristales de sulfato de plomo en la placa positiva, disminuyendo el área activa y la capacidad de la batería. A mayores descargas, mayor cantidad de material activo es convertido en sulfato de plomo. Durante la recarga, el sulfato de plomo es reconvertido en dióxido de plomo. Esta reconversión se inhibe si la batería permanece descargada durante periodos prolongados.

Estratificación. Consecuencia de la gravedad y de períodos largos de inactividad de la batería se establece un gradiente de densidad entre la parte superior e inferior de la batería aumentando la concentración de electrolito en la parte inferior.

Autodescarga. Es la pérdida de capacidad de una batería que ocurre normalmente cuando está en circuito abierto.

ESTADO DE CARGA. CARGA Y DESCARGA DE LA BATERÍA

Una batería totalmente cargada se dice que está al 100% del estado de carga (SOC). Los cambios en el estado de carga se reflejan tanto en la densidad del electrolito como en el voltaje de la batería. El estado de carga se define como la cantidad de energía disponible en la batería, expresado como un porcentaje de la energía almacenada en una batería completamente cargada. La descarga de una batería da lugar a un decrecimiento del estado de carga, mientras que la carga da lugar a un aumento del SOC. Una batería descargada el 75% esta al 25% de SOC. Los métodos clásicos para determinar el estado de carga son la medida de la tensión en circuito abierto y la medida de la densidad del electrolito.

DENSIDAD DEL ELECTROLITO

Si se puede acceder al electrolito, el estado de carga puede ser determinado midiendo su densidad (típicamente valores en torno a 1,265 gr/cm3 implicaría que la batería esta al 100% SOC mientras que una densidad en torno a 1 gr/cm3 sería una batería completamente descargada).




En una batería de plomo-ácido, el electrolito es una solución de ácido sulfúrico y agua. En una batería totalmente cargada, el electrolito es una solución de ácido sulfúrico al 36% en peso, o al 25% en volumen. La densidad del electrolito está directamente relacionada con el estado de carga de la batería dependiendo de la concentración del electrolito en el diseño y de la temperatura. En una batería de plomo-ácido completamente cargada, la densidad del electrolito está en el rango de 1,250 a 1,280 gr/cm3, dependiendo de la densidad de ácido utilizado, a una temperatura de 27ºC. Cuando una batería se descarga, los iones de hidrógeno (H+) y sulfato (SO4

2-) del ácido sulfúrico se combinan con los materiales activos de las placas positiva y negativa para formar sulfato de plomo (PbSO4), disminuyendo la densidad del electrolito. En tanto que la batería se descarga, la solución de ácido se vuelve más diluida hasta que no hay iones en la solución. En este punto la batería está completamente descargada y su densidad es próxima a la del agua. La densidad del electrolito también afecta al punto de congelación del mismo. Cuando la batería se descarga, la densidad disminuye y el punto de congelación aumenta. En climas muy fríos la densidad del electrolito se ajusta en un rango de 1,250 a 1,280 gr/cm3, mientras que en climas tropicales el rango es 1,210 a 1,230 gr/cm3. Esta baja concentración de electrolito disminuye el efecto de degradación de las rejillas y los separadores, aumentado su vida útil. Sin embargo bajas densidades decrecen la capacidad de la batería. Aunque la densidad del electrolito puede ser utilizada como una medida del estado de carga en baterías de plomo-ácido, bajas densidades o valores inconsistentes pueden indicar sulfatación, estratificación o falta de ecualización entre células. En algunos casos una lectura muy baja de la densidad puede indicar un fallo interno de la célula o un cortocircuito interior. Para determinar el SOC de la batería midiendo la densidad del electrolito podrían utilizarse los datos del fabricante, previamente hacer corrección de la temperatura (aproximadamente 0,007 gr/cm3 por ºC).




VOLTAJE

El voltaje o tensión en bornas de la batería también puede ser utilizado para estimar el estado de carga previa corrección de la temperatura. No obstante es esencial conocer la historia inmediatamente anterior a la medida, ya que una carga o descarga anterior varía notablemente el valor de dicho voltaje. Cuando la batería está siendo cargada, el voltaje se eleva respecto del voltaje de circuito abierto (y cuando está en descarga el voltaje decrece) debido principalmente a la resistencia interna de la batería. En los sistemas fotovoltaicos es difícil la determinación del estado de carga de la batería midiendo el voltaje en sus terminales, ya que éste se ve afectado por si la batería está en proceso de carga o de descarga. No obstante este es el método habitual de control de carga utilizado por los reguladores en instalaciones fotovoltaicas.

Voltaje de corte

del regulador Pb-Antimonio Pb-Calcio Plomo-ácido sellada

Níquel-Cadmio

Por batería 12 V 14,4-14,8 14,0-14,4 14,0-14,4 14,5-15,0

Por elemento 2,40-2,47 2,33-2,40 2,33-2,40 1,45-1,50

Tabla 4. Tensiones de corte del regulador por sobrecarga recomendados para distintos tipos de baterías.

Figura 13. Ejemplos de evolución de la tensión en los procesos de carga (izquierda) y

descarga (derecha) de una batería a diferentes regímenes de corriente.




Cuando la batería se carga, aumenta su tensión. El rendimiento de carga es elevado hasta que alcanza una tensión, Vg, denominada de gaseo, a partir de la cual comienza a producirse gaseo y disminuye el rendimiento de carga. En el proceso de carga se produce una disminución progresiva de la tensión de batería, hasta una tensión final de descarga, Vfd, por debajo de la cual la batería no puede continuar entregando corriente sin sufrir daños. El valor de Vfd implementdo en un regulador determina la máxima profundidad de descarga.

Figura 14. Esquema indicativo de la evolución de la tensión en los procesos de carga y

descarga de una batería.

1.4.2. Reguladores de carga

En la gran mayoría de los sistemas fotovoltaicos autónomos con baterías es necesario un sistema de regulación de carga.

En términos generales, las características eléctricas que definen un regulador son la tensión nominal y la intensidad máxima de trabajo.

En el mercado existen diversos tipos de reguladores, con prestaciones y sistemas de medida diferentes. Un regulador avanzado, además de integrar las funciones de prevención de sobrecarga y sobredescarga, se encarga de suministrar información sobre el estado de carga de la batería. Permite la selección del tipo de carga (normal o carga de igualación) así como la corrección de la tensión de corte en función de la temperatura. Algunos reguladores pueden realizar el seguimiento del punto de máxima




potencia del generador FV, maximizando la energía transferida desde el generador FV hacia la batería. Algunos reguladores de carga disponen de un sistema de monitorización que registra y almacena la operación del sistema, pudiéndose descargar sus datos a un ordenador mediante un puerto serie.

En sistemas FV autónomos centralizados, en los que la energía se distribuye a los usuarios desde un punto central de generación, el regulador de carga puede incorporar funciones de regulación de suministro de energía (en inglés se utiliza habitualmente el término “energy dispatching”) a usuarios individuales, pudiendo cortar el suministro a aquellos que consumen demasiado o realizando labores de tarifación remota.

Los dos tipos básicos de reguladores son reguladores serie y reguladores paralelo.

El regulador serie opera como un interruptor que se coloca en serie entre el generador fotovoltaico y la batería y entre la batería y el consumo. Actúa desconectando el generador del acumulador cuando la tensión en carga alcanza cierto valor, evitando así la sobrecarga. Corta el suministro de energía al consumo cuando la batería se sobredescarga.

La misión primordial de un regulador de carga en un sistema fotovoltaico autónomo con baterías es realizar un proceso óptimo de carga de la batería, permitiendo la carga completa pero evitando la sobrecarga y la sobredescarga. La estrategia de control del regulador de carga determina el proceso de carga de una batería y es responsable en última instancia tanto de la capacidad del sistema de satisfacer los consumos como de la vida útil de la batería. Además de la vigilancia y control del estado de carga de la batería con el objeto de maximizar su vida útil, el regulador de carga puede disponer de funciones adicionales como compensación por temperatura de batería, alarmas, monitorización y visualizadores. A pesar de que el regulador de carga puede suponer sólo un 5% del coste total del sistema, su funcionamiento tiene una gran influencia en la vida útil de la batería y por tanto en el coste final del sistema (de un 20 a un 40% en función del coste de sustitución del sistema de baterías).




El regulador paralelo funciona por disipación de exceso de energía a través de un transistor o MOSFET colocado en paralelo con el generador y el sistema de baterías. Este tipo de reguladores, debido a que el transistor ha de disipar la enrgía del generador cuando no carga la batería suelen están indicados para sistemas de muy pequeña potencia, estando actualmente es desuso.

Figura 15. Esquema básico de operación de los reguladores serie y paralelo.

Los reguladores de carga tipo serie o paralelo basados en tecnología analógica están dando paso a la utilización de reguladores electrónicos “inteligentes” con sofisticados algoritmos de control, como por ejemplo reguladores basados en “lógica difusa” o en redes neuronales, y suelen incorporar una estrategia de carga basada en regulación PWM (pulsante) de la corriente de carga en función de la tensión de batería, consiguiendo de este modo que la batería acepte más carga. No obstante cuando la fiabilidad del sistema es primordial y las labores de mantenimiento pueden ser muy costosas, generalmente los reguladores más sencillos son recomendables.

TENSIONES DE REGULACIÓN

Los niveles de tensión a los cuales el regulador realiza el control o los cortes se denominan puntos de regulación. Para los reguladores con regulación de sobrecarga y sobredescarga se utilizan cuatro valores de tensión de regulación, Figura 16:




Tensión corte de sobrecarga, Vsc, es la máxima tensión que el controlador permite que alcance la batería. Cuando el regulador detecta que la tensión de batería alcanza el valor de Vsc desconecta el generador o comienza a regular (limitar) la cantidad de corriente que éste suministra a la batería. Los voltajes de corte recomendados son los indicados en la tabla 5.I.

Tipo de regulador Pb-Sb Pb-Ca Selladas Pb-a Ni-Cd

ON/OFF 2,44-2,47 2,37-2,40 2,37-2,40 1,45-1,50 Voltaje constante, PWM, Lineal 2,40-2,44 2,33-2,37 2,33-2,37 1,45-1,50

Tabla 5. Tensiones de corte por sobrecarga recomendados, valores por vaso.

Tensión de rearme de carga, Vrc, que es una tensión de histéresis para reconectar el generador para cargar la batería. En los reguladores ON/OFF, una vez que se desconecta el generador FV a Vsc el voltaje de la batería comienza a decrecer. La velocidad de este decrecimiento depende de varios factores, incluyendo el régimen de carga previa a la desconexión y la descarga dedicada al consumo. Si estos han sido elevados el voltaje decrecerá más rápidamente que si han sido moderados.

Tensión de corte de sobredescarga, Vsd, que es el valor mínimo de tensión antes de desconectar el consumo. Los valores típicos utilizados para Vsd están entre 11,0 y 11,5 V, que se corresponden con un 75-90% de profundidad de descarga para la mayoría de las baterías de plomo-ácido de 12 V nominales con regímenes de descarga menores de C30. Es necesario considerar que los valores recomendados habitualmente por los fabricantes de baterías se corresponden con el 100% de profundidad de descarga. Para baterías de plomo-ácido este valor es típicamente de 10,5V, 1.75 V por vaso. En los sistemas FV nunca se debe descargar completamente una batería ya que esto acorta su vida útil. En general se selecciona un Vsd para que la descarga de la batería no sea mayor del 75-80% de profundidad de descarga.

Tensión de rearme de descarga, Vrd, que es el valor de tensión que reconecta el consumo a la batería. Los valores típicos están en torno a 12,5-13,0 V para baterías de plomo-ácido de 12 V nominales.

La mayoría de los reguladores permiten el ajuste de estos voltajes mediante potenciómetros con el objeto de adecuar los niveles de corte en función del tipo de batería utilizado. El acceso a estos ajustes no debe ser accesible para el usuario y únicamente deberá ser modificado por personal experimentado. El voltaje de corte de




sobrecarga es quizás uno de los parámetros más importantes, que permite cargar la batería al máximo con un mínimo gaseo y pérdida de agua. El valor de este voltaje es un valor empírico y es diferente para diferentes tipos de baterías e incluso diferente para diferentes fabricantes del mismo tipo de batería.

Figura 16. Definición de las tensiones de regulación de un regulador de carga.

COMPENSACIÓN CON LA TEMPERATURA

Debido a la alta dependencia de las reacciones químicas y el gaseo de la batería con la temperatura, algunos reguladores corrigen las tensiones de sobrecarga con la temperatura para incluir la dependencia de la tensión final de carga de las baterías con la temperatura. Las temperaturas bajas reducen la reacción, la capacidad y aumentan el valor del voltaje de gaseo. Las temperaturas elevadas aceleran la reacción, aumentan la corrosión y reducen el valor del voltaje de gaseo.

El valor recomendado de esta corrección suele variar entre -0,002 y -0,005 V/ºC por cada elemento para baterías de plomo-ácido.

El voltaje de corte por sobredescarga no se corrige con la temperatura (a no ser que se opere normalmente a temperaturas bajo cero). Es conveniente ajustar la densidad del electrolito de acuerdo con las condiciones locales de temperatura

Una batería cuyo voltaje final de carga sea 14,5 V a 25ºC ha de corregirse a 14,8 V a 15ºC y a 14,2 a 35ºC.




ambiente (aumentar la densidad para ambientes fríos y disminuirla en ambientes cálidos). CONVERTIDORES DC/DC y seguidores del punto de máxima potencia La función de los convertidores DC/DC es primordialmente convertir una potencia de entrada Pi=ViIi en una potencia de salida Po=VoIo con el mayor rendimiento posible η=Po/Pi haciendo que Vi e Ii se correspondan con el punto de máxima potencia del generador. También son utilizados para realizar cambios en los valores de las tensiones de trabajo de distintos consumos, por ejemplo utilización de una carga de tensión nominal 48 voltios en un sistema fotovoltaico que dispone de una batería de 12V. Los convertidores DC/DC también son utilizados como elementos internos dentro de dispositivos de acondicionamiento de potencia, por ejemplo los inversores pueden disponer internamente de un convertidor DC/DC para adecuar la tensión de una batería a valores adecuados para atacar un puente inversor, estabilizando por otro modo las posibles variaciones de la tensión de batería.

En la actualidad el rendimiento de estos dispositivos es muy elevado (90-95%) y su utilización se suele incluir en el diseño de los propios reguladores (pudiendo llegar a reducir en un 20% la potencia pico instalada). Estos sistemas están justificados en sistemas "grandes" (10-20 kWp).




1.5. Inversores El generador FV produce corriente continua (DC). En sistemas fotovoltaicos autónomos para poder utilizar cargas en corriente alterna se necesita un dispositivo electrónico, denominado inversor, que convierta la corriente continua en corriente alterna (AC). Habitualmente en sistemas fotovoltaicos autónomos el inversor está conectado a una batería y tienen que autogenerar una señal de tensión alterna a 50 o 60 Hz para poder operar un determinado consumo. Mientras en un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica el inversor está conectado directamente al generador fotovoltaico y ha de sincronizarse con la señal de tensión de la red eléctrica para inyectar la corriente producida por el generador FV. El funcionamiento general de un inversor está basado en puentes de interruptores de semiconductores de potencia con un ciclo controlado de apertura y cierre generando ondas de pulsos variables (cuantos más pulsos menor distorsión armónica y mayor proximidad a la onda pura senoidal). Los semiconductores de potencia comúnmente utilizados en los inversores fotovoltaicos son: los tiristores (SCR y GTO) que están siendo sustituidos por los transistores de potencia (MOSFETs, bipolares e IGBT). 1.5.1. Inversores fotovoltaicos autónomos Las funciones principales de los inversores son: inversión DC/AC, modulación de la onda alterna de salida y regulación del valor eficaz de la tensión de salida. Los inversores que se pueden encontrar normalmente pueden ser monofásicos o trifásicos a 50 Hz, con diferentes voltajes nominales de entrada con un amplio rango de potencias disponibles, de unos pocos vatios hasta varios megavatios. Pueden operar conectados a baterías o directamente al generador FV y pueden estar conectados a diferentes consumos o inyectar energía en la red eléctrica. Los inversores pueden clasificarse en función de la forma de onda de la tensión de salida:

De onda cuadrada.

De onda modificada o quasi-senoidal .

De onda senoidal. Los inversores autónomos de ondas senoidal se están imponiendo sobre el resto de inversores que están dejando de ser utilizados, incluso para las aplicaciones más simples.




La principales características son su potencia nominal, su capacidad de sobrecarga, su autoconsumo y su rendimiento de conversión eléctrica DC/AC.

Figura 17. Forma típica del rendimiento de un inversor autónomo en función del factor de

potencia (Cos fi).

Normalmente los inversores fotovoltaicos autónomos incorporan también un regulador de carga, de modo que desconectan el consumo a determinados niveles de estado de carga del sistema de baterías (normalmente la detección del estado de carga se realiza mediante la medida de la tensión de batería). No obstante en el sistema fotovoltaico es necesario incluir un regulador de carga adicional para evitar la sobrecarga de las baterías. También suelen incorporar un sistema de monitorización interno y un visualizador en el que indican los diferentes parámetros de operación del sistema (contador de amperios-hora, tensión de batería, estado de carga, consumos, etc...). Un aspecto más difícil de conocer a priori y que es fundamental en el coste y operación de un sistema FV es el tema de fiabilidad del equipo. Es necesario que el equipo opere el mayor tiempo posible sin sobrecalentamientos, averías, etc..., y en cualquier caso disponer de materiales de repuesto y una vía de mantenimiento y reparación asegurada en caso necesario. Relacionado con la fiabilidad es necesario también comprobar el tipo de caja y su grado de protección intemperie. La penetración de suciedad, insectos, humedades, corrosión, etc..., disminuyen considerablemente su tiempo de vida.




1.5.2. Inversores para conexión de sistemas fotovoltaicos a la red eléctrica

Dentro de los requerimientos específicos de operación en conexión a red, el inversor fotovoltaico también ha de operar dentro de unos márgenes de tensión y frecuencia de salida, así como no afectar la distorsión armónica de la onda de tensión de la red. En cuando a la distorsión armónica de la onda de corriente inyectada a la red, ha de cumplir con la normativa vigente que requiere una distorsión armónica de la onda de corriente ≤5% para una distorsión armónica de la onda de tensión ≤2%. También acostumbra a ser un requerimiento de la normativa el que los inversores de conexión a red dispongan de aislamiento galvánico (o equivalente) entre la red y la instalación fotovoltaica. Este aislamiento galvánico puede ser mediante transformadores de baja frecuencia (LF) o mediante transformadores de alta frecuencia (HF). El aislamiento galvánico DC-AC tienen una influencia significativa no sólo en el rendimiento de los inversores, sino también en su peso (mas pesados los inversores con LF que los HF) y facilidad de instalación. Los inversores con transformador en LF pueden alcanzar un rendimiento típico máximo del 92%, mientras que los que utilizan aislamiento en alta frecuencia pueden llegar al 94%. La omisión de transformador puede incrementar el rendimiento en un 2%, siendo un caso que no es aceptado en general por las normativas locales. La utilización de un mayor número de componentes en los inversores HF pude tener efectos negativos sobre la fiabilidad de los mismos, necesitando ademán en algunos casos elementos adicionales de verificación de ausencia de inyección de componente continua en la red eléctrica que siempre es evitada mediante la utilización de un transformador de baja frecuencia. Otro de los aspectos importantes es la prevención del fenómeno de operación en modo isla. Por temas de seguridad, se trata de evitar que si la compañía eléctrica desconecta un tramo local de la red eléctrica donde esté operando un inversor fotovoltaico (por ejemplo para realizar labores de mantenimiento), el inversor siga en operación y en este caso ha de desconectarse automáticamente.

Los inversores fotovoltaicos para conexión a la red eléctrica son dispositivos electrónicos de potencia que se caracterizan por operar conectados directamente al generador fotovoltaico, transformar la corriente DC en corriente AC e inyectar la potencia a red. Para optimizar el grado de aprovechamiento del generador FV deben seguir el punto de máxima potencia. Además deben trabajar con el máximo rendimiento generando energía con una determinada calidad (baja distorsión armónica, elevado factor de potencia, bajas interferencias electromagnéticas) y también cumplir determinadas normas de seguridad (para personas, equipos y la red eléctrica).




West

South

East

MPPT, DC/DC

=

=

MPPT, DC/DC

MPPT, DC/DC

Grid

=DC/AC

Multi-String Inverter

PV – Size 1

PV – Size 2

PV – Size 3

~=

=

=

=

West

South

East

MPPT, DC/DC

=

=

MPPT, DC/DC

MPPT, DC/DC

Grid

=DC/AC


PV – Size 1

PV – Size 2

PV – Size 3

~=

=

=

=

West

South

East

MPPT, DC/DC

=

=

==

=

MPPT, DC/DC

MPPT, DC/DC

Grid

==DC/AC


PV – Size 1

PV – Size 2

PV – Size 3

~=

=

==

=

=

=

==

=

El inversor ha de tener la capacidad de reconectarse automáticamente, una vez que las causas que hayan provocado su desconexión hayan desaparecido.

En cuanto a las configuraciones del sistema, se pueden clasificar en:

Inversores centrales

Inversores modulares o “string inverters”

Inversores integrados en módulos FV o módulos AC El inversor central suele ser un inversor de potencia elevada, habiendo un solo inversor por cada instalación FV. Por el contrario, una instalación fotovoltaica puede tener varios inversores de pequeña potencia conectados en paralelo. El concepto de inversor “string” o “multi-string” parece imponerse en el mercado de conexión a red para integración en edificios, sobre los inversores centrales; aunque ambos conceptos de topología de inversor se pueden utilizar para centrales fotovoltaicas conectadas a red. También se ha intentado utilizar los denominados “módulos AC” en los que el propio módulo lleva integrado un inversor cuya potencia nominal suele ser inferior a 500W. La reducción del cableado DC asociado a los inversores string y a los módulos AC junto con su modularidad son factores que se enfrentan a la sencillez y mayor rendimiento de los grandes inversores centrales.

Figura 18. Sistemas fotovoltaicos de conexión a red con diferentes conceptos de inversor.




Sin duda alguna, el rendimiento de conversión DC/AC es el parámetro más representativo de los inversores. Es habitual definir un rendimiento normalizado o rendimiento europeo, ηEU, en función del rendimiento a determinados valores de la potencia nominal como:

5% 10% 20% 30% 50% 100%0.03 0.06 0.13 0.1 0.48 0.2EU (8)

Al contrario de los inversores autónomos, que habitualmente están conectados a una batería, el seguimiento del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico es un aspecto diferenciador entre distintos modelos de inversores conectados a la red eléctrica, siendo su estabilidad y rendimiento los elementos que definen la cantidad de energía inyectada a la red. Los problemas esporádicos de seguimiento del punto de máxima potencia habituales en los primeros diseños han devenido en sofisticados algoritmos con suficiente precisión de seguimiento.

Figura 19. Curvas de Rendimiento- Potencia AC (normalizada a la potencia nominal) típicas de

inversores con transformador de alta frecuencia (HF),de baja frecuencia (LF) y sin transformador para inversores de potencia nominal <1.5 kW.




Además de todas las protecciones necesarias exigidas por la normativa para conectar un sistema fotovoltaico a la red eléctrica, algunos inversores suelen incorporar sistemas de monitorización para adquisición y presentación de datos. También existen en el mercado inversores que en un solo equipo pueden operar en diferentes modos, conectados a la red eléctrica, operando en modo autónomo con baterías u operando en modo mixto con baterías y conectados a la red, pudiendo realizar la carga/descarga de baterías desde/hacia la red eléctrica. También pueden disponer de sistemas de control para la conexión/desconexión de un generador auxiliar cuando sea necesario. En la actualidad se están desarrollando nuevos conceptos para la utilización de inversores trifásicos de pequeña potencia con el objeto de aumentar el rendimiento y en el caso de “string inverters” combinarlos con un concepto de tecnología “master-slave” en el cual a bajas irradiancias todas las series en paralelo se conecten a un único inversor y a irradiancias mayores se conecten a varios inversores.

El rendimiento de los inversores fotovoltaicos para conexión a la red eléctrica continúa incrementándose, actualmente el record de rendimiento máximo está en torno al 98.8% con un dispositivo operando en las condiciones óptimas de tensiones AC y DC y temperatura y basado en semiconductores de Silicon Carbide.

RESUMEN

Las células solares fotovoltaicas convierten directamente la radiación solar ene energía eléctrica mediante el efecto fotovoltaico. Las células solares fotovoltaicas son dispositivos fabricados a partir de materiales semiconductores (principalmente silicio) mediante diferentes tecnologías dando lugar a materiales cristalinos, policristalinos y de lámina delgada cuyas características de rendimiento de conversión energía solar/energía eléctrica varía ligeramente en función de dicha tecnología. La potencia generada por una célula solar depende directamente de la radiación solar incidente y decrece con el aumento de la temperatura de operación. Una sola célula solar además de producir poca potencia para las aplicaciones en las que habitualmente se utiliza, es un elemento muy frágil, por ello se suele agrupar en conexiones seriexparalelo y se encapsula formando un




módulo fotovoltaico o unidad básica adquirida por el instalador de sistemas. A su vez los módulos fotovoltaicos se pueden conectar en seriexparalelo hasta obtener la potencia necesaria para una determinada aplicación, formando el generador fotovoltaico. Para utilizarse en sistemas autónomos o conectados a la red eléctrica son necesarios además de los módulos fotovoltaicos una serie de elementos o componentes fotovoltaicos, que son principalmente: baterías, reguladores de carga e inversores autónomos o para conexión a la red eléctrica.

Las baterías se utilizan para acumular la energía producida por el generador fotovoltaico durante las horas de sol y poder utilizarla durante las horas nocturnas. En sistemas fotovoltaicos las baterías mas utilizadas son las de plomo-ácido (con diversas aleaciones p.e. calcio o antimonio).

Para prevenir la sobrecarga o sobredescarga excesiva de la batería (fenómenos altamente perjudiciales en baterías de plomo-ácido) se instalan entre el generador fotovoltaico y el sistema de baterías los reguladores de carga.

Los inversores autónomos se utilizan para convertir la energía DC almacenada en una batería en energía AC para ser utilizada por consumos habituales.

Los inversores para conexión de sistemas fotovoltaicos a la red eléctrica se encargan de convertir la energía producida por el generador fotovoltaico (DC) en energía AC e inyectarla a la red.




2. APLICACIONES

Los sistemas fotovoltaicos aprovechan la radiación solar, fuente inextinguible, local, no contaminante y silenciosa para la producción de electricidad. Las aplicaciones se pueden clasificar en dos grandes grupos:

Instalaciones aisladas de la red eléctrica, dando lugar a los denominados sistemas fotovoltaicos autónomos, para electrificación rural, señalización, comunicaciones, bombeo de agua, etc…

Instalaciones conectadas a la red eléctrica: centrales fotovoltaicas y edificios conectados a red.

2.1 Sistemas fotovoltaicos autónomos La energía eléctrica producida a partir de la conversión fotovoltaica se utiliza para cubrir una determinada demanda eléctrica en lugares remotos aislados de la red eléctrica, donde resultan competitivos con los sistemas convencionales, tanto en términos económicos como de fiabilidad de suministro.

Figura 20. Esquema general básico de un sistema fotovoltaico autónomo AC. El sistema puede

ser completamente AC o contar con otras fuentes de generación de energía, diesel, eólica,… formando sistemas híbridos.

Las posibles configuraciones de los sistemas fotovoltaicos autónomos pueden abarcar desde sistemas simples, tales como un generador FV operando un consumo DC, hasta sistemas con almacenamiento y con consumos en DC o en DC+AC. La incorporación de un inversor en el sistema fotovoltaico para posibilitar la utilización de consumos en corriente alterna tiene como efecto una disminución del rendimiento de operación del sistema a potencias muy inferiores a la potencia nominal del inversor, debido a la curva de rendimiento típica de inversores autónomos.




Los sistemas FV también pueden operar en combinación con otras fuentes de energía (renovable o no) como los sistemas eólico-fotovoltaicos o eólico-diesel-fotovoltaicos, para formar sistemas autónomos híbridos. La energía solar fotovoltaica es inherentemente una tecnología descentralizada. La potencia eléctrica puede instalarse allí donde se necesite. Cada casa, escuela, centro comercial o transmisor puede contar con su propio sistema independiente. Sin embargo estos sistemas descentralizados necesitan de una cierta “vigilancia” por parte de los usuarios. Esta vigilancia puede reducirse en el caso de sistemas centralizados. Un sistema centralizado tiene todos los módulos, baterías, inversores y sistemas de control necesarios para, por ejemplo, dar suministro a un pueblo entero. En este caso se puede disponer de personal adecuado para el mantenimiento del sistema.

Se puede realizar una clasificación de los sistemas FV autómonos en función de su aplicación como:

Sistemas de electrificación Sistemas profesionales Sistemas agrícolas

En un sistema fotovoltaico autónomo en el que todos los consumos sean en corriente alterna con un inversor de 1 kW de potencia nominal, el encendido de una única lámpara de bajo consumo de 18 W de potencia haría operar al inversor a muy bajo rendimiento. Esta es la razón del diseño de sistemas con consumos en DC, normalmente la iluminación, y en AC para el resto de los consumos.




2.1.1. Sistemas de electrificación rural Uno de los mercados con más demanda actual son el suministro de energía para viviendas (principalmente iluminación y electrodomésticos) aisladas de la red eléctrica tanto en países en vías de desarrollo como en países desarrollados. Casas aisladas (electrificación distribuida) o pueblos enteros (electrificación centralizada) pueden generar su propia electricidad, sin necesidad de un mantenimiento sofisticado o suministros regulares de combustible. También pequeñas clínicas pueden operar con refrigeradores para vacunas, radios de emergencia y otras cargas críticas. Normalmente estas aplicaciones están en lugares remotos y no hay dinero para el mantenimiento de un generador o para combustible. Las casas para vacaciones o incluso residencias regulares pueden tener todo el confort de la vida moderna con un sistema de energía solar FV, incluyendo: iluminación, electrodomésticos, radio, TV, vídeo, microondas, ordenadores, herramientas y refrigeración.

Ejemplos de este tipo de aplicaciones son: Electrificación rural, electrificación de viviendas, iluminación pública, electrificación de escuelas, hospitales y clínicas.

Figura 21. Ejemplo de sistemas fotovoltaicos autónomos: de izda. a dcha., sistemas de

electrificación rural en Brasil, Mongolia y Senegal.

Los sistemas de iluminación exterior son normalmente sistemas descentralizados y de pequeño tamaño, adecuándose perfectamente a las ventajas de los sistemas fotovol-taicos. Cada punto de luz puede tener su propio generador, batería y control para proporcionar la máxima fiabilidad y flexibilidad. Normalmente estos sistemas operan con un generador compuesto por uno o dos módulos. Como ejemplos se pueden citar:

Una aplicación de electrificación rural desarrollada en el altiplano Boliviano ha dotado a usuarios domésticos individuales con una instalación FV compuesta por un módulo fotovoltaico de 47 Wp, un acumulador de 150 Ah, un regulador de carga, 5 puntos de luz con tubos fluorescentes y reflector y una toma de corriente para radio y TV. La totalidad del sistema funciona a 12V.




Indicadores en carreteras.

Indicadores de seguridad en autopistas.

Iluminación de paradas de autobús.

Iluminación de jardines.

Linternas portátiles.

Iluminación de vías públicas.

2.1.2. Sistemas profesionales Las telecomunicaciones y aplicaciones profesionales son uno de los mercados históricos de la energía solar fotovoltaica. El equipo utilizado en la mayoría de estas aplicaciones opera en DC, haciendo el acoplo a la energía DC FV simple y económico. El bajo tiempo de fallos en estos sistemas resulta terriblemente caro, por tanto la fiabilidad es crítica. Por otro lado la modularidad y flexibilidad de los sistemas FV hacen que se pueda utilizar para alimentar desde el más pequeño de los sistemas de telemetría hasta el mayor de los repetidores de microondas, situados a veces en lugares muy remotos e inaccesibles. También cabe mencionar las aplicaciones para radiocomunicaciones en zonas rurales aisladas. Como ejemplos de este tipo de aplicaciones se pueden citar:

Repetidores de microondas, radio, TV o telefonía móvil. Estaciones de telemetría. Radioteléfonos.

Sistemas de navegación: Similar al mercado de las telecomunicaciones, la ayuda a la navegación requiere una alta fiabilidad. Las señales luminosas han de operar en condiciones adversas, durante todas las estaciones de año y en cualesquiera condiciones meteorológicas. Normalmente están situadas en lugares remotos de difícil acceso donde otras fuentes de energía resultan muy costosas. Como ejemplos de este tipo de aplicaciones se pueden citar:

Señales para el ferrocarril. Boyas de señalización marítima. Sistemas de aproximación en aeropuertos. Plataformas petrolíferas.




Protección catódica: Los metales en contacto con la tierra sufren un proceso de corrosión natural consecuencia de una reacción electroquímica que puede reducirse o anularse aplicando una corriente inversa a la corriente natural de la corrosión. La reacción electroquímica involucra una corriente DC por lo que la energía solar FV proporciona una solución perfecta. Por ejemplo, pequeños sistemas FV pueden situarse a lo largo de tuberías para prevenir automáticamente la corrosión, con un mantenimiento mínimo. Los principales usos de estos sistemas son la protección catódica de gaseoductos u oleoductos, tanques de almacenamiento, puentes, vallas, etc.. 2.1.3. Sistemas de bombeo de agua El bombeo de agua mediante la energía solar fotovoltaica proporciona una atractiva solución para suministro de agua para granjas, para irrigación o para suministro de agua potable. Estos sistemas no requieren baterías, no necesitan suministro de combustible, son de muy bajo mantenimiento y automáticamente producen más agua cuando más sol hay (que normalmente es cuando más agua se necesita).En general en estos sistemas no es necesario la utilización de un sistema de baterías y la energía se acumula en forma de energía hidráulica, almacenando el agua bombeada durante las horas de sol para su posterior utilización. Un sistema FV de bombeo de agua consta, en general, de un generador FV, un sistema motor/bomba, un sistema de acondicionamiento de potencia (opcional) de acoplo entre el generador FV y el motor, un sistema de acumulación, un pozo y un sistema de tuberías. Las bombas de agua pueden ser centrífugas multiestado o de desplazamiento positivo. Las bombas de desplazamiento positivo presentan mayores rendimientos que las centrífugas para similares niveles de potencia nominal. Por contra tienen un elevado par de arranque por lo que, en general, necesitan dispositivos de acondicionamiento de potencia, aunque estén accionadas por motores DC. Los motores eléctricos pueden ser DC, AC o DC sin escobillas. Es habitual que el motor y la bomba formen una única unidad compacta que denominaremos motobomba o simplemente bomba. Aunque la mayor parte de las instalaciones de bombeo en aplicaciones FV se realizan con motobombas sumergibles, existen también unidades flotantes o de superficie.




El sistema de acondicionamiento de potencia o controlador de bombeo está formado por aquellos elementos, inversores DC/AC, convertidores DC/DC o controladores de motor, que adaptan las características de la energía producida por el generador FV (DC a tensión y corriente variables) a las requeridas por el motor. Los inversores DC/AC son necesarios cuando se utilizan motores AC. Habitualmente, suelen incorporar seguimiento del punto de máxima potencia (SPMP) del generador FV y varían la frecuencia de operación del motor con el objeto de operar a niveles de potencia inferiores a la potencia nominal para disminuir el umbral de arranque y maximizar el número de horas de operación a lo largo de un día. Los convertidores DC/DC se utilizan como dispositivo de acoplo entre el generador FV y el motor DC. Aunque podrían disponer de SPMP, habitualmente operan a tensiones constantes de generador FV. Su utilización es recomendable porque aumentan el rendimiento diaria del sistema. En el caso de bombas de desplazamiento positivo puede incrementar en un 30% el volumen diario de agua bombeada. Este incremento es menor en el caso de motores DC accionando bombas centrífugas. Cuando se utilizan motores DC sin escobillas es necesario usar un dispositivo electrónico para la conmutación del motor denominado controlador de motor, que también lleva incorporado un sistema de SPMP del generador FV. El controlador del motor puede estar incorporado en el motor o ser externo a él. El sistema de acumulación suele ser un depósito de un volumen adecuado para proporcionar la autonomía necesaria, en general de 2 o 3 días para sistemas de agua potable y de hasta 10 días para sistemas de riego. Se suele evitar la utilización de baterías para acumular energía, a no ser que sea estrictamente necesario por otras razones de diseño de una instalación en concreto. La fuente de agua para bombear puede ser de ríos, lagos o pozos. En instalaciones de bombeo FV es más habitual la extracción de agua de pozos que, aunque pueden ser abiertos, en la mayor parte de los casos son pozos de sondeo en los que se instala una motobomba sumergible junto con las sondas de nivel u otros dispositivos de control para evitar la operación en vacío, que dañaría la bomba irreversiblemente. El descenso del nivel del agua en el pozo de bombeo, o abatimiento, puede incrementar la altura manométrica total y ha de ser cuidadosamente analizado en función del tipo de acuífero para lograr un correcto dimensionado del sistema.




Figura 22. Esquema típico de un sistema de bombeo FV con motor bomba sumergible.

Además de un correcto dimensionado del cableado de la instalación, son necesarios un conjunto de elementos y medidas adoptadas para garantizar la seguridad del propio sistema de bombeo FV y de las personas. Cabe destacar la utilización de varistores, fusibles seccionadores y una correcta puesta a tierra del sistema. Es habitual la instalación de estos elementos de seguridad en un armario intemperie que sirve además como centro de conexionado entre el generador FV, el acondicionamiento de potencia y el motor. 2.2 Sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica

Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica tienen como objetivo principal maximizar anualmente la producción de energía eléctrica que es inyectada a la red. Las principales aplicaciones de estos sistemas son para

Tejados en viviendas (integración en edificios), en los que la instalación está físicamente situada en un edificio que habitualmente se encuentra en un entorno urbano.

Plantas de generación de energía (centrales fotovoltaicas), en las que la instalación FV funciona como una central convencional de generación de energía en el sentido de que inyecta toda la producción eléctrica a la red.

No obstante existen también otro tipo de aplicaciones en las cuales los módulos fotovoltaicos son utilizados como elementos constructivos en diversos entornos urbanos tales como barreras antisonido en autopistas y vías de tren, cubiertas de piscinas y aparcamientos, etc...




Además de la maximización anual de la energía generada, también se han de tener en cuenta otros aspectos como la integración arquitectónica y con el entorno, las posibles pérdidas por sombreado, difícilmente evitables en muchos casos de sistemas integrados en edificios, aspectos de seguridad y calidad de la energía generada así como la ausencia de efectos perturbadores de la red eléctrica.

Generador FV Inversor Red eléctrica

Figura 23. Esquema básico de un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica.

La potencia nominal de las instalaciones en viviendas unifamiliares o edificios en general está relacionada con la superficie útil disponible para la instalación del generador fotovoltaico, aproximadamente de 8 a 10 m2 por kWp en función del rendimiento del generador FV. La potencia típica de la mayor parte de las instalaciones se sitúa en torno a los 5 kWp en viviendas unifamiliares y hasta 100 kWp en otras instalaciones en edificios e integración urbana. La conexión a red de este tipo de instalaciones se puede realizar directamente a la red de baja tensión en modo monofásico hasta 5 kW y en trifásico para el resto. Otro tipo de instalaciones fotovoltaicas de conexión a red son las centrales FV de generación eléctrica, con potencias nominales superiores a los 100 kWp, suelen disponer de una conexión a la red eléctrica en media o alta tensión, disponiendo de un centro de transformación en el que se eleva la tensión de salida de los inversores fotovoltaicos adecuándola a la tensión de la línea eléctrica. Las compañías eléctricas pueden construir centrales FV en un tiempo mucho menor que las centrales convencionales debido a la facilidad de instalación y conexión del generador FV. Las centrales FV, además de generar energía eléctrica, también pueden ser utilizadas para laminar los picos de demanda de consumo eléctrico que normalmente ocurren simultáneamente con los picos de generación FV, al mediodía. En otros pueden ser utilizadas para mejora de la calidad de la red en redes locales muy alejadas de los puntos de generación o incluso para el control voluntario de generación de energía reactiva.




Un sistema FV conectado a red integrado en viviendas unifamiliares puede inyectar el excedente de energía no consumida en la vivienda y utilizar a la red en lugar del sistema de baterías para abastecerse cuando no hay radiación solar suficiente. Durante el día, la potencia FV generada es convertida en potencia AC por el inversor e inyectada a la red. Si la potencia necesaria para el consumo del edificio o vivienda es menor que la potencia FV generada, el exceso se inyecta en la red. En caso contrario se toma energía de la red, sumada a la FV generada, para abastecer el consumo demandado. Normalmente no se utilizan baterías, estando incluso prohibido su uso por algunas normativas, y durante la noche todo el consumo se toma de la red eléctrica. Este método de operación tiene la ventaja de que cuando se consume de la red las tarifas eléctricas son más bajas. Los usuarios de sistemas conectados a la red eléctrica no sólo reducen la cantidad de electricidad que compran a la compañía eléctrica, sino que contribuyen a la disminución de la contaminación mediante la utilización de energías renovables no contaminantes. El usuario no sólo compra, sino que puede vender electricidad cada mes. Cuando necesita más electricidad de la que se genera, la diferencia es extraída de la red. Cuando se produce más de la que se consume se inyecta a la red. De este modo la red juega un papel similar al que hacen las baterías en un sistema autónomo. En muchos países, con el objeto de incentivar y potenciar la instalación de sistemas fotovoltaicos conectados a red – y por tanto el sector fotovoltaico en general – la actual normativa obliga a las compañías eléctricas a comprar la electricidad generada por los productores privados, con una cierta calidad de suministro y condiciones de seguridad. Además, actualmente, se prima la generación FV a red pudiendo facturar toda la energía FV generada a un coste superior que la energía consumida de la red disponiendo de contadores eléctricos independientes para la generación fotovoltaica y para el consumo. Desafortunadamente la electricidad generada con FV todavía cuesta considerable-mente más que la generada por centrales eléctricas convencionales (tal vez se adolece de falta de inclusión de los costes en términos de costes de contaminación producida por las centrales convencionales). Además las centrales FV producen energía únicamente durante las horas de sol y su potencia de salida es variable dependiendo de las condiciones de irradiancia solar.




2.2.1. Centrales de potencia La energía solar fotovoltaica puede ser una fuente de generación de electricidad. Se pueden encontrar grandes centrales fotovoltaicas en España, Alemancia, Italia, USA, Suiza, Holanda, Grecia, etc…. La mayor central está situada en Hemau, Alemania, con una potencia nominal de 4 MWp. Otros ejemplos son la central FV TOLEDO PV de 1 MWp, la central de 2 MWp del recinto ferial de Munich, la central de 3,3 MW en Serre, Italia, etc…

Figura 24. Central FV de 1 MWp situada en Toledo, España, puesta en operación en 1994 (izquierda) y Central FV de 4 MWp en Hemau, Alemania, puesta en operación en 2003. 2.2.2. Integración en edificios La utilización de sistemas FV como parte integrante de las fachadas o tejados de los edificios (ventanas, muros, tejados, aleros) ha aumentado significativamente y es actualmente uno de los mercados con mayor crecimiento dentro de la FV, tal vez debido a la existencia de incentivos económicos que globalmente priman la generación de electricidad con sistemas FV. Las razones para este interés varían de país a país pero incluyen objetivos ambientales, técnicos, arquitectónicos y sociales.

Figura 25. Tejado fotovoltaico con módulos transparentes en Suiza (Fuente: Schweizerischer

Vereinigung für Sonnenenergie - SSES)




El interés de la integración en edificios, donde los módulos FV pueden entrar a formar parte como elementos constructivos sirviendo a menudo como cubierta exterior y reduciendo costes de construcción, está aumentando, siendo potencialmente atractivos para la arquitectura mediante la incorporación de la tecnología como parte del diseño de edificios. La mayoría de estos sistemas han sido integrados en tejados debido a que en esa situación alcanzan la máxima captación de energía solar. Recientemente se ha comenzado con la integración en muros y fachadas en las que p.e. el vidrio es reemplazado por módulos de lámina delgada semitransparentes.

En la integración en edificios los elementos fotovoltaicos se integran o superponen en general en los tejados y fachadas. Es importante desde el punto de vista arquitectónico el considerar la integración desde el inicio del proyecto de construcción. De este modo los módulos FV pueden sustituir elementos tradicionales de la arquitectura como son las tejas solares, los muros cortina FV ventilados y los elementos de sombreado. Existen diferentes grados de integración arquitectónica, en algunos casos los módulos FV se sitúan “encima” de las cubiertas o fachadas de edificios mediante estructuras adecuadas, mientras que en otros los generadores fotovoltaicos son utilizados como elementos sustitutivos de materiales de construcción. En la actualidad se pueden distinguir tres grandes áreas: integración en tejados, estructuras para la colocación en tejados, terrazas y aleros e integración de módulos para fachadas y muros verticales. La integración de la energía solar fotovoltaica en los edificios requiere de un compromiso entre los aspectos de rendimiento energéticos y de diseño arquitectónico. Esto muchas veces conduce a la división del generador en varias partes, con diferentes inclinaciones y orientaciones, lo que origina la aparición de unas pérdidas de generación eléctrica. 2.2.3. Seguridad y protecciones La incorporación de la instalación fotovoltaica conectada a red no debe suponer ningún riesgo añadido para las personas, los equipos, la red eléctrica y otros usuarios. La instalación eléctrica ha de cumplir como mínimo las indicaciones del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) en su versión más actualizada, para la protección de las personas contra contactos directos e indirectos. Las exigencias de la normativa de los sistemas fotovoltaicos conectado a red de cara a la red eléctrica persiguen básicamente dos objetivos. Uno no alterar las condiciones de seguridad ni calidad del suministro de la red a otros abonados. El otro, no dar origen a condiciones peligrosas de trabajo al personal de mantenimiento y explotación de la red.




Para no alterar la conexión a red de la vivienda, la salida del inversor ha de conectarse directamente a los embarrados de la compañía eléctrica a través de la caja general de protección, independientemente de la acometida eléctrica de la vivienda. La instalación fotovoltaica ha de contar con un contador de energía bidireccional o un doble contador que permita la medida de la energía generada y la consumida por la misma para la emisión de la factura. Además el generador fotovoltaico ha de estar protegido contra la formación de puntos calientes por sombreado con los diodos de bypass, incorporados habitualmente en el propio módulo, y en casos necesarios mediante diodos antiparalelo situados al final de cada una las ramas en serie del generador con el objeto de recirculación de corrientes entre distintas ramas. Otra medida de protección necesaria es la inclusión de dispositivos de descarga de sobretensiones inducidas por fenómenos atmosféricos de ambos polos, positivo y negativo del generador fotovoltaico, a tierra mediante varistores. Estos dispositivos suelen instalarse en las cajas donde se conexionan las distintas ramas de módulos conectados en serie y se instalan los diodos antiparalelo.

RESUMEN

Los sistemas fotovoltaicos aprovechan la radiación solar, para la producción de electricidad. Las sistemas fotovoltaicos se pueden clasificar en dos grandes grupos:

Instalaciones aisladas de la red eléctrica, dando lugar a los denominados sistemas fotovoltaicos autónomos, para electrificación rural, señalización, comunicaciones, bombeo de agua, etc… en aquellos lugares en los que no se dispone de la red eléctrica.

Instalaciones conectadas a la red eléctrica: centrales fotovoltaicas y edificios conectados a red.




3. DIMENSIONADO 3.1. Radiación solar para dimensionado

Una medida de la energía procedente del Sol que se recibe fuera de la atmósfera terrestre sobre la unidad de superficie perpendicular a la dirección de los rayos solares se denomina constante solar Bo=1367 W/m². No obstante este valor se ve ligeramente afectado por el movimiento de la tierra en torno al sol, así como por el efecto de la atmósfera terrestre.

Con la finalidad de especificar la radiación solar incidente en la superficie de la Tierra se definen los siguientes conceptos:

Irradiancia- Es la densidad de potencia incidente por unidad de superficie, medida en W/m². La irradiancia máxima del sol en la superficie de la tierra es aproximadamente del orden de 1000 W/m². La irradiancia varía diariamente por efecto de la rotación de la tierra alcanzando su valor máximo en días despejados a mediodía solar. También varía estacionalmente.

Irradiación- Es la energía incidente por unidad de superficie en un determinado período de tiempo y se mide en kWh/m2. (aunque la irradiáncia y la Irradiación son magnitudes físicas distintas, coinciden numéricamente cuando la unidad de tiempo es la hora). Es habitual medir la irradiación sobre un plano horizontal (por motivos de convenio internacional). Su valor anual varía en función de la latitud del lugar, groseramente desde los 800 kWh/m² en Escandinavia hasta los 2500 kWh/m² en algunas zonas desérticas. La variación estacional (de Enero a Diciembre) puede variar entre un 25% para latitudes cercanas al ecuador hasta un factor 10 en lugares con latitudes elevadas (hacia el Norte o Sur del ecuador).

Radiación directa- Es la radiación proveniente directamente del disco solar.

Radiación difusa- Corresponde a la radiación solar dispersada por los diferentes componentes de la atmósfera.

Radiación reflejada- Es la radiación reflejada por el suelo (albedo).

Radiación Golbal- Es el resultado de la suma de todas ellas (cuando la medida de la radiación se realiza sobre una superficie horizontal no se tiene en cuenta la reflejada, en este caso a la suma de la directa y la difusa se la denomina Radiación global).

Habitualmente la radiación directa se suele representar mediante la letra B (o I), la Difusa mediante la letra D, la reflejada por la letra R y la global por la letra G. G=B+D+R




3.1.1. Radiación solar sobre superficies inclinadas La inclinación de una superficie permite aumentar la captación de energía solar. Mediante una superficie que esté continuamente apuntada al sol, con seguimiento solar, se maximiza en todo momento la energía colectada. No obstante en módulos FV planos es habitual utilizar una estructura fija que es necesario orientar adecuadamente. La orientación del generador FV viene definida por dos ángulos, uno acimutal, α, o ángulo de la normal a la superficie respecto del ecuador del observador y por un ángulo de inclinación, β, de la superficie respecto de la horizontal. La orientación (acimut) óptima coincide con el ecuador del observador, α=0, (hacia el Sur en el hemisferio Norte y hacia el Norte en el hemisferio Sur) y es la orientación en la que se aprovecha de modo más completo a la largo del año la radiación del sol. La energía que procedente del sol llega a la superficie de un generador FV depende básicamente del ángulo de inclinación que forma con la horizontal. En sistemas autónomos el ángulo óptimo de inclinación depende de los perfiles de consumo de la instalación, mientras que en sistemas conectados a red hay un ángulo óptimo de inclinación que maximiza la captación energética anual.

Figura 26. Posición del sol relativa a una superficie captadora inclinada un ángulo respecto de la horizontal y orientada un ángulo respecto del ecuador del observador (hemisferio Norte).




0

200

400

600

800

1000

1200

6:30:00 8:10:00 9:50:00 11:30:00 13:10:00 14:50:00 16:30:00

Hora solar (hh:mm:ss)

Irra

dia

nci

a (W

/m²)

Sur 60º

Sur 30º

Horizontal

Noroeste 45º

Oeste 45ºEste 45º

Noreste 45º

Figura 27. Variación de la irradiancia solar a lo largo de un día en función de la orientación de la superficie receptora para un día de invierno (datos en Madrid, latitud 40,45).

Suele fijarse una inclinación que maximice el ajuste entre la captación y la demanda de energía (consumo). Este criterio se traduce para sistemas FV autónomos en:

Para instalaciones con consumos constantes o similares a lo largo del año, es preferible optimizar la instalación para captar máxima radiación durante los meses invernales. Se utilizan inclinaciones iguales al valor absoluto de la latitud del lugar (ángulo ) incrementado en 10 ° (・ β= || + 10 °).

Para instalaciones con consumos inferiores en invierno puede utilizarse como inclinación el valor de la latitud del lugar. Se optimiza, así, para los meses de primavera y otoño (β = ||).

Para instalaciones que sólo se usen en verano (por ejemplo riego) conviene emplear un ángulo igual a la latitud en valor absoluto menos 10 ° (β = || - 10°).

En cualquier caso, se recomienda que la inclinación del panel nunca sea menor que 15°.

En el caso de instalaciones fotovoltaicas en las que interese maximizar la generación energética anual, como el caso de sistemas conectados a la red, el ángulo de inclinación óptimo coincide aproximadamente con la latitud del lugar. Para las tareas de dimensionado y estimación de producciones eléctricas es necesario disponer de valores de radiación solar para las distintas localidades, en general correspondientes a series históricas de datos medidos sobre superficie horizontal, por ejemplo, radiación global horizontal, indicado como G(0).




Para obtener la radiación sobre superficies inclinadas y arbitrariamente orientadas a partir de los valores sobre superficie horizontal, existen una serie de métodos y modelos bien desarrollados (véase bibliografía recomendada). Los modelos son diferentes en función si los datos sobre superficie horizontal son datos horarios, datos integrados diarios, o datos de medias mensuales. No hay un procedimiento para obtener directamente la radiación sobre superficies inclinadas a partir de la horizontal. Se requieren una serie de pasos. El proceso consiste en primer lugar en realizar una descomposición de la radiación horizontal G(0) en sus componentes directa, B(0), y difusa, D(0), sobre superficie horizontal. A continuación, por geometría se puede calcular la componente directa sobre superficie inclinada, B(α,β), a partir de la horizontal La radiación difusa inclinada, D(α,β), se puede estimar a partir de la horizontal mediante modelos. La radiación reflejada, R(α,β), se estima como proporcional a la difusa horizontal corregida con el ángulo de visión de la superficie, determinado por su inclinación, β. Finalmente se procede a la suma de cada una de las componentes para obtener la radiación global, G(α,β)= B(α,β)+ D(α,β)+ R(α,β).

Las expresiones detalladas de los distintos modelos disponibles están fuera del alcance de este texto y se remite al lector a la bibliografía recomendada.




0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

Ene Feb Mar Abr

May Ju

n Jul

Ago Sep Oct NovDic

Irra

dia

ció

n (

kWh

/m²/

día

) Horizontal

30º

60º

Figura 28. Variación de la irradiación media mensual a lo largo de un día en función de la inclinación de la superficie receptora para un día de invierno (datos para Buenos Aires).

3.1.2. Medida de la radiación solar Aunque existen diferentes de formas de medir la radiación solar, normalmente se utilizan como instrumentos los piranómetros y las células de tecnología equivalente calibradas.

La medida de la radiación solar directa se realiza mediante pirheliómetros, que se enfocan directamente al disco solar montados en seguidores solares de precisión. Los piranómetros también se pueden utilizar para la medida de la irradiancia difusa, interponiendo una banda de sombra que evita la captación de la irradiancia directa, sombreando el disco solar. Se puede calcular la irradiancia directa como la diferencia entre la irradiancia global y la difusa.

Los piranómetros son instrumentos que miden la irradiancia “global”, con simetría hemiesférica. Se suelen utilizar piranómetros de dos tipos, los de tipo termopila son más precisos y más caros y se basan en el efecto termoeléctrico: la radiación recibida es absorbida por una superficie negra, que calienta un conjunto de termopares produciendo una tensión que es proporcional a la irradiancia.




Puede encontrar más información sobre radiación solar en:

http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/ http://solar.ujaen.es/cursolar.HTM http://rredc.nrel.gov/solar/ http://energy.caeds.eng.uml.edu/ http://www.helioclim.net/ http://sky.net.co/energia/

Lecturas recomendadas: M. Iqbal. “An Introduction to solar Radiation”. Academic Press, New York, 1983

J.A. Duffie and W.A. Beckman. “Solar engineering of thermal processes”. Wiley, New York, 1980 (o posterior)

E. Lorenzo. “Métodos de cálculo de la radiación solar”. ETS Ingenieros de Telecomunicación. UPM. 1990

Programas de estimación de la radiación solar recomendados: http://www.meteotest.ch/ http://www.pvsyst.com

3.2. Dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos

El propósito del dimensionado del sistema FV es el cálculo de los elementos del sistema (básicamente potencia del generador FV, capacidad de la batería y cableado) para suministrar de modo fiable un determinado consumo eléctrico. Ello involucra el balance entre dos objetivos, normalmente opuestos, máxima fiabilidad y mínimo coste. El correcto dimensionado de un sistema FV autónomo implica una armonía entre los tamaños del generador FV y batería de acumulación. Por un lado cuanta más potencia de generador y más capacidad de batería se instalen para satisfacer un mismo consumo, se obtendrá un sistema con menor probabilidad de fallo, pero también aumentará su coste. Por otro lado existen múltiples combinaciones entre potencia de generador y capacidad de batería que conducen a una misma probabilidad de fallo (así p.e. un sistema con una potencia muy elevada de generador FV necesita muy poca batería y viceversa). Además del óptimo económico de inversión inicial, es necesario tener en cuenta que un sistema con mucha potencia de generador FV en relación con la capacidad de la batería conduce un desperdicio energético por encontrarse la batería completamente cargada. En el caso de un sistema con excesiva capacidad de batería en

http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/

http://solar.ujaen.es/cursolar.HTM

http://rredc.nrel.gov/solar/

http://energy.caeds.eng.uml.edu/

http://www.helioclim.net/

http://sky.net.co/energia/

http://www.meteotest.ch/

http://www.pvsyst.com/




relación con la potencia del generador FV, se tendrán problemas para conseguir cargar la batería completamente, con los consecuentes efectos de degradación y reducción de su tiempo de vida. El dimensionado de los sistemas FV ha sido objeto de amplios y numerosos estudios teóricos, dando como resultado desde métodos simples hasta complejos modelos matemáticos, que se pueden encontrar en la literatura. Básicamente se pueden encontrar dos metodologías:

Probabilidad de pérdida de carga LLP, basado en el concepto de “Loss of Load Probability” LLP o probabilidad de pérdida de carga, indicador de que el sistema falle o no sea capaz de suministrar el consumo requerido. Por ejemplo una LLP del 1% indicaría que a largo término la disponibilidad del sistema para el consumo de diseño sería del 99%. Es un método basado en cálculos con ordenador. Se especifica el consumo de diseño, incluyendo los rendimientos del regulador de carga, de carga de la batería, y del inversor. Se trata de utilizar los modelos de los distintos componentes (radiación solar, generador, batería, regulador...) para determinar cuanta energía de generador es necesaria para suministrar el consumo de diseño con una determinada fiabilidad o probabilidad de fallo. Esto depende del tamaño del generador y de la batería y de la radiación solar disponible. La LLP depende pues del tratamiento estadístico de los datos de radiación solar. Una vez que se obtienen diferentes combinaciones de batería/generador FV, se ha de proceder a calcular los costes de los sistemas para la determinación de la configuración óptima. Existen programas comercialmente disponibles para realizar este tipo de dimensionado.

“Amperios-hora”. Estos métodos se basan en el cálculo del consumo diario

en amperios-hora, teniendo en cuenta las pérdidas entre la batería y las cargas y el rendimiento de carga de la batería. La batería se dimensiona teniendo en cuenta el “número de días de autonomía”, entendido como aquel número de días durante los cuales la batería puede satisfacer el consumo de una determinada instalación sin generación FV (con radiación solar nula). Para dimensionar el generador FV y obtener su orientación óptima son necesarios los datos de irradiación del lugar de la instalación. En el caso más normal se supone un consumo constante durante todo el año, en cuyo caso se necesitan los valores diarios medios mensuales en el plano del generador para el peor mes del año y el ángulo óptimo de inclinación.




Mientras que éste último método se puede realizar con cálculos simples “a mano”, el primero requiere cálculos mediante ordenador. Sea cual sea el método está basado en simples principios:

Se dimensiona para que la producción del generador fotovoltaico sea igual al consumo (en valores promedio).

Se dimensiona para que la batería pueda abastecer el consumo cuando no hay sol durante un determinado número de días consecutivos o días de autonomía.

Los pasos fundamentales en el proceso de dimensionado son:

Determinación de los consumos. Cálculo de la radiación solar disponible sobre superficies en

diferentes orientaciones (acimut, α, o ángulo que mide la desviación respecto del sur, y la inclinación, β, o ángulo formado por la superficie de los módulos y el plano horizontal).

Cálculo de la capacidad de batería. Cálculo de la potencia necesaria del generador FV. Selección del regulador de carga Selección del inversor, si se utiliza. Dimensionado del cableado

Existen numerosos procedimientos para realizar el dimensionado de una instalación fotovoltaica autónoma. Presentaremos aquí un método simplificado. En este método7 se utilizan valores medios mensuales diarios de radiación global y de la carga. En este caso se considerarán sólo los valores correspondientes al mes más desfavorable (“mes peor”) en la relación carga/radiación.

3.2.1. Consideraciones previas Previamente al procedimiento es necesario definir una serie de parámetros que el usuario debe determinar. Estos son:

N, el número máximo de días de autonomía previstos para la instalación en función de las características climatológicas de la zona y de la aplicación o uso final de la instalación. A la hora de establecer N, es

7 Mariano Sidrach de Cardona Ortín. Capítulo del libro “Fundamentos, dimensionado y de aplicaciones de la energía solar fotovoltaica” Editorial CIEMAT.




necesario considerar también las limitaciones económicas, ya que a mayor sea N, mayor será la inversión. En general N se determina a partir de la experiencia.

Número de días de autonomía, N

Invierno Instalación doméstica Instalación crítica

muy nubosos 5 10 variables 4 8 soleados 3 6

Tabla 6. Estimación del número de días de autonomía, N, en función del tipo de instalación8

VN, la tensión nominal de la instalación. La tensión (voltaje) nominal del sistema es normalmente la necesaria par las cargas más elevadas. Si predominan cargas AC, debe elegirse una tensión DC que sea compatible con la entrada del inversor. Si las demandas de potencia más elevadas son para el consumo de aparatos DC, debe elegirse el valor de la tensión de la carga mayor. Es necesario tener en cuenta que la determinación del voltaje también determina la corriente del sistema, que es necesario mantener en unos niveles aceptables. Normalmente la corriente de cada circuito debe limitarse a 20 A, con un total de 100 A. El rendimiento de los inversores es mejor a tensiones más altas, como 48 y 120 V. La selección del inversor es importante e influye tanto en el coste como en el funcionamiento y la fiabilidad del sistema.

En general se recomiendan tensiones de 12 V para potencias menores de 1,5 kW, 24 o 48 V para potencias entre 1,5 y 5 kW y 48 o 120 V para potencias mayores de 5 kW.

8 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Y COOPERACIÓN AL DESARROLLO. Ingeniería Sin Fronteras. Madrid: Instituto de Estudios Políticos para América Latina y África, 1999. ISBN: 84 - 89743 - 08 - 8 Depósito Legal: M - 48471 - 1999

Una DOD del 70% indica que la batería se puede descargar un 70% antes de que el regulador de carga corte el consumo. Es necesario considerar que hay una dependencia inversa de la vida útil de la batería con la DOD.

DOD, Profundidad máxima de descarga permisible para la batería. Es el porcentaje de la capacidad de la batería que puede ser descargado sin causar daños o una limitación de la vida útil de la batería.




3.2.2. Estimación de los consumos Se trata de obtener el consumo medio diario, en amperios-hora por día, en la batería. Si este no es constante durante todo el año, se ha de calcular para cada mes. Para determinar los consumos es necesario confeccionar un listado de los diversos aparatos conectados al sistema, el número de horas de uso diario y el voltaje nominal de operación de cada uno. En principio la determinación del consumo resulta claro y directo: únicamente se necesita calcular el consumo de energía de todos los dispositivos que se incluirán en el sistema fotovoltaico. En la práctica, sin embargo, la demanda de energía resulta incierta porque a menudo se desconoce el periodo de tiempo en que funcionará cada aparato. La energía diaria teórica requerida (carga diaria) se calcula sumando el producto entre la potencia de cada aparato o elemento de consumo por el tiempo medio diario de funcionamiento de cada uno. Normalmente es suficiente con determinar el valor medio mensual del consumo diario, lo que equivale a suponer un valor de la carga diaria en Wh para cada mes. Se suelen separar los consumos en corriente continua de los consumos en corriente alterna, pues están afectados de factores de pérdidas distintos. La energía real necesaria, L, se calcula teniendo en cuenta las eficiencias de los distintos subsistemas y las pérdidas. De este modo:

cc ca

b b inv

L LL (1)

donde: Lcc : carga diaria en corriente continua. Lca : carga diaria en corriente alterna. b : eficiencia carga-descarga de la batería. inv: eficiencia media diaria del inversor del inversor.

Tipo Potencia (W) Tiempo diario de funcionamiento

típico (horas/día) Lámpara Fluorescente 40 4 Compacta Fluorescente 15 5 Frigorífico 70 - (800 Wh/día) TV 80 3 Stereo 20 3 Ordenador 120 3 Aspiradora 1000 0,07 Lavadora (en frio) 300 0,32 Taladro 600 0,07 Plancha 1200 0,14

Tabla 7. Estimación de consumos para algunas cargas típicas.




3.3.3. Estimación de la capacidad de la batería La capacidad de la batería se calcula en función del número de días de autonomía (parámetro de diseño), N, y del consumo medio diario, L, de acuerdo con la expresión:

*

c

LNCB

DOD(2)

donde:

CB* : es la capacidad de la batería, en Wh

L : es la energía real necesaria, en Wh

N : número de días de autonomía

DOD : máxima profundidad de descarga de la batería

c: pérdidas en los cables.

La relación entre el consumo L expresado en Ah/día y el consumo L expresado en Wh/día se puede obtener como:

( )

( )( )

N

L WhL Ah

V V (3)

donde VN es la tensión nominal de la batería. Si el valor de L no es constante para todos los meses del año se tomará su valor máximo. El tamaño del sistema de acumulación CB, expresado en Ah, se obtiene a partir de CB*, como:

*

N

CBCB

V (4)

3.3.4. Cálculo de la potencia nominal del generador FV El dimensionado de la batería se ha realizado en base al número de días de autonomía. El dimensionado del generador FV se basa en suministrar el consumo medio diario. El tamaño del campo de paneles, o potencia pico de la instalación, se calcula teniendo en cuenta la radiación solar disponible.




Para ello es necesario conocer los valores de la radiación media mensual sobre superficie horizontal Gdm(0) y poder estimar los valores sobre superficies inclinadas, según los métodos explicados en el apartado 1. Un parámetro importante es la orientación (acimut e inclinación) del generador FV. En general conviene tener el generador fotovoltaico orientado hacia el ecuador terrestre (hacia el Sur en el Hemisferio Norte y hacia el Norte en el Hemisferio Sur), =0.

El ángulo de inclinación del generador FV respecto de la horizontal, , para estructuras sin seguimiento solar vendrá determinado por aquel valor que optimice la generación FV respecto del consumo. El ángulo óptimo de inclinación del generador FV se determina como aquel en el que se obtiene la mayor radiación en el peor mes del año (en relación con el consumo para cada mes).

Resulta conveniente utilizar el concepto de Horas de Sol Pico (HSP): entendido como el número de horas de sol en media diaria a una radiación de 1000 W/m² . Es equivalente a la energía total diaria incidente sobre una superficie horizontal en kWh/m² /día:

,( , )dmHSP G

(5)

donde Gdm(,) está en kWh/m²/día. (Así por ejemplo para Madrid en el mes de diciembre y a 50 grados orientado al sur Gdm(0, 50)= 3.6 kWh/m²/día).

Una metodología que se puede utilizar (ver ejemplo tabla para un consumo constante ) consiste en realizar los cocientes entre los consumos mensuales L, expresados en Ah/día, y las HSP a distintos ángulos de inclinación. El valor máximo de la corriente así obtenida indica el “mes peor”. Es necesario realizar estos cálculos para diferentes valores de , siendo el valor óptimo el definido por el menor valor de esta corriente.




Mes

L*

(Ah/día)

(HSP)0,40 (=40º) (horas)

L/(HSP)0,40

(A)

(HSP)0,60 (=60º) (horas)

L/(HSP)0,60

(A)

(HSP)0,80 (=80º)(horas)

L/(HSP)0,80

(A)

Ene 40 4.0 10.0 4.34 9.2 4.23 9.5

Feb 40 4.29 9.3 4.44 9.0 4.13 9.7

Mar 40 6.17 6.5 6.04 6.6 5.28 7.6

Abr 40 5.64 7.1 5.07 7.9 4.02 10.0

May 40 6.36 6.3 5.32 7.5 3.81 10.5

Jun 40 6.69 6.0 5.35 7.5 3.58 11.2

Jul 40 6.82 5.9 5.52 7.2 3.75 10.7

Ago 40 6.76 5.9 5.87 6.8 4.38 9.1

Sep 40 6.27 6.4 5.93 6.7 4.98 8.0

Oct 40 5.01 8.0 5.08 7.9 4.62 8.7

Nov 40 3.72 10.8 3.98 10.1 3.81 10.5

Dic 40 2.96 13.5 3.23 12.4 3.16 12.7

Tabla 8. Ejemplo de obtención del “mes peor” y el ángulo de inclinación del generador FV, . Para un consumo constante de 40 Ah/día. Se calcula el cociente L/(HSP) a diferentes inclinaciones para obtener la corriente de diseño de cada mes. El mes peor para cada inclinación viene definido por el valor máximo de la corriente de diseño. El valor mínimo de las corrientes de diseño para las distintas orientaciones define el ángulo para la instalación.

Se utiliza el valor de HSP para el mes más desfavorable. Con este valor, y teniendo en cuenta los vatios pico de un panel se calcula el número de paneles necesario, de acuerdo con la expresión:

*,

º modulos FV( ) (1 )

m

m FV

LN N

P HSP (6)

donde:

L es la energía diaria real necesaria, P*

m es la potencia nominal (pico) del módulo FV que se utiliza en la instalación. (HSP)ß son las horas de sol pico incidentes sobre el plano de los paneles ( es

el ángulo la inclinación sobre la horizontal y la orientación respecto del sur), ver ecuación (5).

fv es un factor global de pérdidas que se producen en el generador fotovoltaico. En este factor global de pérdidas están contempladas las pérdidas por conexionado y dispersión de parámetros, las pérdidas debidas al punto de trabajo del sistema, que en general no coincide con el punto de máxima potencia de los paneles. Contempla también la disminución de potencia entre la nominal y la real de los módulos. En este




punto hay que recordar que los fabricantes aseguran una potencia pico nominal 10%. Teniendo en cuenta todos estos factores las pérdidas de potencia del generador son al menos de un 25 %, fv=0.25.

3.3.5. Otras consideraciones El generador fotovoltaico estará formado por un determinado número de módulos FV conectados en serie, Nms, y en paralelo, Nmp. El número de módulos en serie vendrá determinado por la tensión nominal del sistema, siendo el número entero superior al cociente entre la tensión nominal del sistema y la tensión del punto de máxima potencia del módulo FV seleccionado.

Nms

m

VN

V (7)

El número de módulos conectados en paralelo se determina mediante el cociente entre la corriente de diseño y la corriente del punto de máxima potencia del módulo seleccionado.

* /

m m mmp

m

N P VN

I (8)

donde P*m es la potencia pico del módulo FV utilizado, utilizado en la ecuación (6).

El número de baterías en serie, NBS, se puede calcular como el cociente entre la tensión nominal del sistema y la tensión nominal de cada batería, VB.

NBS

B

VN

V (9)

Aunque no es recomendable la utilización de baterías conectadas en paralelo, debido esencialmente a que la degradación de los vasos de batería no es homogénea, en caso de ser necesario, el número de baterías en paralelo se pude obtener como el cociente entre la capacidad necesaria de batería, CB, obtenida en la ecuación (4) y la capacidad de cada vaso o elemento de batería seleccionada, CBN.

BBP

BN

CN

C (10)

El regulador de carga se ha de seleccionar en función de la tensión nominal del sistema y de la corriente de operación. Es recomendable que la corriente máxima de




operación del regulador, IR, sea como mínimo un 20% superior a la máxima corriente nominal del sistema.

*

1.2 1.2 m mR mp m

m

N PI N I

V (11)

En el caso de incluir consumos en corriente alterna será necesario disponer de un inversor DC/AC. Es necesario seleccionarlo en función de la potencia de los consumos que puedan operar simultáneamente, pero teniendo en cuenta también la capacidad de sobrecarga y el factor de potencia. El cableado ha de dimensionarse adecuadamente con el objeto de minimizar las caídas de tensión en la instalación. Para ello es necesario seleccionar el tipo de cable (tipo de aislamiento, resistencia intemperie, etc…), su longitud y su sección. La longitud del cableado depende en gran medida del emplazamiento de la instalación. Se ha de procurar minimizar las longitudes de cableado entre los distintos elementos que componen la instalación. La sección de los conductores se calcula en función de la longitud de los cables y de la corriente que circula por ellos. Se recomiendan los valores especificados a continuación:

Caídas de tensión máxima entre generador y regulador/inversor: 3%

Caídas de tensión máxima entre regulador y batería: 1%

Caídas de tensión máxima entre inversor y batería: 1%

Caídas de tensión máxima entre regulador e inversor: 1%

Caídas de tensión máxima entre inversor/regulador y cargas: 3%

Se ha de incluir toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) para cada aplicación concreta evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación.

Es recomendable una separación de los circuitos positivos y negativos de la parte DC de la instalación. Se han de proteger y señalizar (códigos de colores, etiquetas, etc) de acuerdo a la normativa vigente.




Enlaces recomendadas: http://www.info-ab.uclm.es/labelec/Solar/ http://www.eurosur.org/medioambiente/esf/ http://www.acre.ee.unsw.edu.au/acrelab/design_guide

Programas de dimensionado recomendados: http://www.pvsyst.com

Supongamos que deseamos realizar el dimensionado de una instalación cuyos consumos se indican en la Tabla. Aplicando el método anterior, se obtiene lo siguiente.

Elemento Número Potencia Uso Energía Lámparas fluorescentes 2 18 W/lámpara 4 h/día 144 Wh/día

TV/PC 1 65 W 2 h/día 130 Wh/día Electrodomésticos 1 51 W 2 h/día 26 Wh/día

Frigorífico 1 - - 600 Wh/día Energía total diaria 900 Wh/día

Tabla 9. Datos de consumo

Datos: Consumo medio diario = 900 Wh/día; Rendimiento carga/descarga de batería= 0.86; Rendimiento inversor =0.9; Días de autonomía =3; Tensión nominal del sistema= 24V; Máxima profundidad de descarga =70% Resultados:

900 /1163 /

0,9 0,86

Wh díaL Wh dia

x ;

1163 / 3* 5338

0,7 0,9

Wh día x díasCB Wh

x ;

AhV

WhCB 230

24

5338

Si consideramos que utilizamos módulos FV de 55 Wp de potencia nominal y disponemos de una radiación solar de 3.5 kWh/m²/día (3.5 Horas de sol pico) para el mes peor. El número total de módulos será:

1163º modulos 8

55 3,5 0,75 mN N

x

donde se están suponiendo unas pérdidas del 25% en el generador fotovoltaico.

http://www.info-ab.uclm.es/labelec/Solar/

http://www.eurosur.org/medioambiente/esf/

http://www.acre.ee.unsw.edu.au/acrelab/design_guide

http://www.pvsyst.com/




3.3. Dimensionado de sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica El objetivo general de un sistema FV conectado a la red es la maximización de la energía anual generada. En el caso de instalaciones fijas, sin seguimiento solar, es deseable una orientación hacia el sur y con una inclinación en torno a la latitud del lugar 10º y libre de sombras. Se estima que las pérdidas anuales de generación de energía son del 0,2% por cada grado de desviación respecto del sur y del 0,08% por cada grado de desviación respecto del ángulo óptimo de inclinación, entendiéndose como tal aquel ángulo que maximiza la generación energética anual. Mientras que las centrales fotovoltaicas, generalmente instalaciones de potencia superior a 100 kW, se conectan a la red eléctrica de media tensión (p.e. >15 kV) con sofisticados sistemas de conexión a red, los sistemas de baja potencia se pueden conectar directamente a la red de baja tensión. En este último caso y en función de la potencia nominal de la instalación la conexión a red puede ser trifásica (380 V), recomendada para potencias nominales superiores a 5 kW, o monofásica (230 V).

Figura 29. Esquema unificar típico de conexión a red de un sistema fotovoltaico en vivienda

unifamiliar.




Generador fotovoltaico e integración arquitectónica: En sistemas conectados a la red eléctrica integrados en edificios se ha de cuidar el grado de integración arquitectónica. Ello ha dado lugar a que hayan aparecido en el mercado nuevos diseños de módulos FV, tales como módulos laminados sin marco, módulos vidrio-vidrio, semi-transparentes, etc… con el objeto de mejorar su integración y aspectos estéticos.

Seguridad y protecciones: Es necesario que la instalación disponga de los elementos de seguridad necesarios para protección de las personas contra contactos directos e indirectos así como de los equipos.

Interacción con la red eléctrica y calidad de suministro: En la interacción del sistema FV con la red eléctrica es necesario que el sistema no perturbe las condiciones de seguridad de la misma (se requiere en general que el inversor trabaje únicamente dentro de unos rangos de tensión y frecuencia de la red, y que no opere en modo isla), así como inyectar energía con determinados requerimientos de calidad (distorsión armónica total de la onda de corriente inferior al 5%).

Estimación de la energía generada: Previamente a la estimación de la energía generada por un sistema FV conectado a red se pueden definir determinados parámetros de mérito9 de una instalación, referidos a un año:

Productividad de referencia o Reference Yield, YR, definido como la irradiación

solar anual incidente en el plano del generador fotovoltaico, Ga (β), expresada en

kWh/m2, respecto de la radiación nominal GSTC de 1 kW/m².

Productividad del Generador fotovoltaico o Array Yield, YA, definida como la

energía anual producida por el generador fotovoltaico respecto de la potencia

nominal instalada, PSTC, expresada por tanto en unidades de kWh/kWp.

Productividad Final o Final Yield, YF, definida como la energía útil anual

producida por el sistema en un cierto período de tiempo, EDC, por unidad de

potencia instalada, expresada en kWh/kWp.

9 Comisión de las Comunidades Europeas, Joint Research Centre - Ispra Establishment, “Guidelines for the assessment of PV plants. Document B: Analysis and presentation of monitoring data”. Informe EUR 16339 EN (1995).




Rendimiento Global del sistema, PR, o Perfomance Ratio, definido como un

factor de rendimiento que considera las pérdidas energéticas asociadas a los

rendimientos de conversión DC/AC y de seguimiento del punto de máxima

potencia del inversor y al hecho de que el rendimiento de las células solares en la

realidad es inferior al que indica el valor de su potencia nominal, debido a que la

temperatura de operación suele ser notablemente superior a 25 °C.

( )a

RSTC

GY

G

(12)

DCA

STC

EY

P (13)

ACF

STC

EY

P (14)

F

R

YPR

Y (15)

La estimación de la energía anual esperada generada por un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica se puede realizar mediante simulaciones horarias detalladas del sistema y de cada uno de sus componentes, considerando las características de la radiación solar del lugar de la instalación, de los módulos fotovoltaicos y del inversor. Los inversores se pueden caracterizar mediante su curva de rendimiento DC/AC en función de la potencia de operación. Habitualmente los inversores de conexión a red operan en seguimiento del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico. Es necesario realizar un dimensionado en el que se tenga en cuenta el tamaño relativo de la potencia nominal del inversor respecto de la potencia nominal del generador fotovoltaico. Si se selecciona un inversor de potencia muy superior a la potencia del generador FV, habrá un gran número de horas en las que el inversor opere a bajos rendimientos. Si se selecciona un inversor de potencia inferior a la máxima potencia que pueda entregar el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta los efectos combinados de irradiancia y temperatura, habrá un determinado número de horas en las que el inversor esté operando en limitación de potencia (o en el peor de los casos, esté parado). En general se recomienda que la potencia del inversor sea entre un 70% y un 90% de la potencia nominal, STC, del generador FV. Este valor dependerá de las características climatológicas del lugar de la instalación.




3.3.1 Métodos simplificados para la estimación de la energía anual producida por un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica Un modo sencillo y directo para el cálculo de la energía anual esperada consiste en la utilización de expresiones que contemplan un análisis de las simulaciones detalladas. En concreto la energía anual se puede estimar mediante la ecuación

, ( , )·a ef

AC STCSTC

GE P FS PR

G

(16)

donde:

EAC: Energía AC en kWh inyectada a red por el sistema fotovoltaico. PSTC: Potencia pico del generador, esto es, potencia en las condiciones estándar de medida, STC. GSTC : 1000 W/m2, irradiancia en las condiciones estándar de medida, STC. PR: Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo o “Performance Ratio”. FS: Factor que considera las pérdidas por sombreado. Ga,ef(,): Irradiación anual “efectiva” sobre el plano del generador (inclinado un ángulo respecto de la horizontal y orientado un ángulo respecto del Sur) en kWh/m2 al año.

Esta ecuación depende de cuatro términos: la potencia nominal, la irradiación efectiva, el factor de sombreado, y el rendimiento global del sistema, cada uno de los cuales puede ser estimado de acuerdo con las siguientes consideraciones. La energía producida por un sistema fotovoltaico depende de la potencia nominal en condiciones estándar de medida puede tomar dos valores según el método de determinación. Por un lado se podría calcular como la suma de la potencia nominal declarada por el fabricante de cada uno de los módulos, considerando además unas determinadas pérdidas de mistmatch. Por otro, se podría calcular como la potencia medida en el lugar de la instalación con un equipamiento adecuado. Ambas potencias deberían converger a un mismo valor. No obstante se ha de tener en cuenta que la potencia de los módulos suministrados por los fabricantes pueden estar dentro de un ±10% de la indicada en catálogo. Los valores de radiación global sobre superficie inclinada a un ángulo óptimo, βopt, y orientada hacia el Sur, α=0, Ga(α=0,βopt) = Ga(βopt), estimados a partir de los valores sobre superficies horizontales Ga(α=0,βopt=0) = Ga(0), pueden ser estimados mediante la utilización de ecuaciones que resumen los resultados de cálculos detallados de radiación solar. En concreto el ángulo óptimo de inclinación del generador fotovoltaico se puede relacionar con la latitud, , de un determinado lugar mediante la ecuación10:

69,07,3 opt (17)

10 E. Lorenzo. La electricidad que producen los sistemas fotovoltaicos conectados a la red. Era Solar, Nº 107, Marzo/Abril 2002.




donde ambos ángulos se expresan en grados. En general la energía anual recibida en una superficie en función de su ángulo de inclinación presenta un máximo en un entorno de β= (inclinación de la superficie igual a la latitud del lugar). Este máximo es bastante ancho y presentas variaciones en la energía total anual inferiores al 5% para inclinaciones de la superficie de ±20º en torno a este máximo. La irradiación media anual sobre superficie inclinada se puede estimar como:

2opt

aopta 4– 10 1,19 – 4– 10 4,46 – 1

(0) G )( G

opt

(18)

La irradiancia efectiva, Ga,ef(α,β), teniendo en cuenta los efectos angulares y de suciedad, puede ser estimada mediante la siguiente formulación:

2a,ef a,ef opt 1 opt 2 opt 3G ( , ) G ( ) g ( – ) g ( – ) g (19)

donde

3,2,1g 32

2

1i iggg iii (20)

siendo β el ángulo de inclinación de la superficie.

La Tabla 10 contiene los valores de los coeficientes para superficies con un grado

mediano de suciedad, que se caracteriza por una pérdida de transparencia del 3 % en la dirección normal a la superficie, Tsucio (0) / Tlimpio (0) = 0,97.

Tsucio (0) / Tlimpio (0) = 0,97 Coeficientes i = 1 i = 2 i = 3

g1i 8 × 10–9 3,8 × 10 –7 –1,218 × 10 –4 g2i –4,27 × 10–7 8,2 × 10 –6 2,892 × 10 –4 g3i –2,5 × 10–5 –1,034 × 10 –4 0,9314

Tabla 10. Coeficientes para la obtención de la irradianción efectiva en función de la irradiación inclinada. Los valores corresponden al caso representativo de un grado mediano de suciedad.




El factor de pérdidas de generación energética por sombreado, FS, es un parámetro que ha de ser calculado específicamente para cada instalación. En instalaciones fotovoltaicas integradas en edificios es, en muchos casos, inevitable la presencia de sombras durante determinadas horas del día y en determinadas estaciones del año originadas por la presencia de obstáculos cercanos (árboles, edificios, etc..). Para la determinación de las pérdidas de sombreado se pueden utilizar mapas de trayectorias solares donde se representan el acimut y la altura de los objetos que causan sombreado en un gráfico que presenta el acimut y la altura del sol en diferentes días del año.

El rendimiento global del sistema, PR, incluye las pérdidas energéticas asociadas a la temperatura de operación del generador fotovoltaico y a los rendimientos del inversor. Las pérdidas por temperatura de operación del generador fotovoltaico dependen de la localidad de instalación y su valor oscila típicamente entre un 4% y un 6% anual, siendo mayores en localidades más cálidas que en lugares más fríos. Baste recordar que la potencia generada por un módulo fotovoltaico decrece aproximadamente un 4% por cada 10 grados de incremento de temperatura. Las pérdidas asociadas al inversor son debidas a dos causas, el rendimiento de conversión DC/AC, típicamente entre un 10% y un 15% y el rendimiento del seguimiento del punto de máxima potencia, entre un 5% y un 10%. A estas pérdidas es necesario añadir las debidas a caídas de tensión, mistmatch entre parámetros de módulos, etc… que pueden suponer un 4% adicional. Todo ello da lugar a valores típicos del PR entre 0,70 y 0,75.




RESUMEN

El dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos consiste fundamentalmente en determinar el tamaño del sistema para abastecer las necesidades energéticas de una aplicación en concreto. En sistemas conectados a la red eléctrica se trata de estimar la producción energética anual.

Para el dimensionado de sistemas fotovoltaicos autónomos además de los

consumos es necesario disponer de los datos de radiación solar del lugar de instalación para poder determinar, mediante una serie de métodos y procedimientos de cálculo establecidos, la potencia del generador fotovoltaico, su ángulo óptimo de inclinación y la capacidad de la batería. Además de estos cálculos es necesario realizar los planos y esquemas eléctricos, métodos de instalación y selección de los componentes más adecuados.

Consideremos el caso de estimación de la energía que produce un sistema fotovoltaico conectado a red de 6 kWp en la localidad de Madrid y un inversor de conexión a red de potencia nominal 5 kW. No se consideran pérdidas por sombreado y se supone que la potencia entregada por el fabricante coincide con la potencia nominal.

Aplicando el método simplificado y aplicando las ecuaciones anteriormente expuestas, la energía producida anualmente por el sistema fotovoltaico considerado en este ejemplo se puede obtener como:

Ga(0) = 1664kWh/m2; βopt = 31,6°; Ga(βopt) = 1920kWh/m²; Gef(βopt) = 0,9314 Ga(βopt) = 1788 kWh/m²

La energía producida dependerá del factor PR que consideremos, para PR=0,75:

EAC/P* = Gef (β opt) x 0,75 = 1341 kWh/kWp; EAC=5,9 kWp x Gef (β opt) x 0,75 = 7912 kWh anuales




4. MERCADO FOTOVOLTAICO 4.1. Producción y ventas de módulos fotovoltaicos Según el informe de la Unión Europea11 “PV2010” en 1994 existían 80 fabricantes de células o módulos FV en el mundo, de ellos 19 en Europa (dos en España). La capacidad de producción de estos fabricantes se situaba en 1994 en 130 MWp a nivel mundial (31,7 en Europa). Las ventas fueron de 69,4 MWp a nivel mundial (21,7 MWp en Europa). Estas cifras se quedan inevitablemente pequeñas comparadas con las perspectivas del mercado actuales. La capacidad fotovoltaica total instalada (acumulada) en el mundo se estimaba en 350 MWp en 1994 (70 MWp, 20% en Europa), mientras que la potencia instalada en 1999 era del orden de 1.100 MWp. La fabricación mundial de módulos fotovoltaicos fué de 2.4 GWp en 2006, de 4.7 GWp en el año 2007, 7.9 GWp en 2008, 12.3 GWp en 2009 y 23.5 GW en 2010. Los crecimientos anuales desde el año 2000 han sido entre el 40% y 90%. En Latinoamérica se han producido 273 MWp en 2010 y se espera llegar a 405 en 2011. Cabría mencionar en Mexico la fabricación de 115 MWp en Chihuahua (Jabil Circuit produce módulos de Sunpower y BP Solar) y 100 MW en Tijuana (Kyocera Mexicana).

Figura 30. Evolución del mercado FV (potencia anual instalada en MW, fuente PV

status report 2011 – JRC-Ispra).

11 European Commission-DG for Energy/European Photovoltaic Industry Association. Photovoltaics in 2010; Vol 1 to 4; Brussels,1996




Figura 31. Desarrollo histórico de la potencia FV instalada a nivel mundial (potencia

acumulada en MW, fuente PV status report 2011 – JRC-Ispra).

Un poco de historia... En España, durante el año 2001 se pusieron en explotación 2.259 instalaciones fotovoltaicas con una potencia conjunta de 3,5 MWp, siendo en este año la potencia total acumulada de 15,7 MWp de los que 5,3 MWp estaban conectados a la red eléctrica. Se espera llegar a 143 MWp (acumulados) en el año 2010. La capacidad instalable de tejados fotovoltaicos, con una superficie de 6,5 m2 por habitante, en España en 1990 era de 31.885 MWp (815 Wp por habitante), que podrían producir 35.711.673 MWh/año (917 kWh/habitante). La proyección para el 2010 alcanza los 41.930 MWp (1.086 Wp/habitante) que producirían 46. 961.150 MWh/año (1.217 kWh/año por habitante). Comparando estos datos con el consumo de electricidad, los tejados fotovoltaicos podrían proporcionar el 24,2% de la electricidad consumida en España en el año 1990. Estas cifras son indicativas del potencial, la potencia instalada en el año 2000 fue de 2,6 MWp dando lugar a un total acumulado de 12,1 MWp. Se esperaba llegar a una potencia total instalada de 143 MWp para el año 2010 pero las previsiones iniciales se han visto ampliamente superadas, siendo la potencia instalada en el año 2010 del orden de 3.5 GWp. Las últimas tendencias muestran una disminución del mercado de las aplicaciones autónomas frente al fuerte incremento de las grandes centrales




FV de conexión a red. El notable incremento de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica ha sido debido fundamentalmente al apoyo institucional y económico de los gobiernos de países como Japón, Alemania, Holanda, Suiza y USA. El crecimiento del mercado se caracteriza por un crecimiento anual superior al 30% durante los dos últimos 10 años, siendo especialmente acusado en los últimos dos años.

Figura 32. Producción mundial de células fotovoltaicas, fuente PV status report 2011 –

JRC-Ispra.

En el año 2004 la producción de células y módulos FV se incrementó un 57% para alcanzar los 1195 MWp, que representa un incremento de 434 MWp respecto de la fabricación en 2003. El mercado Japonés presentó el mayor incremento, un 65%, para alcanzar los 602 MWp. Europa aumento un 49% (314 MWp); USA un 35% (130 MWp) y el resto del mundo un 67% (140 Mwp). También en este año, los principales fabricantes han producido un total de 1055 MWp, representando el 87% de la producción mundial. La empresas japonesas Sharp (324 MWp) y Kyocera (105 Mwp) se mantienen a la cabeza. BP solar se sitúa en tercera posición (85 MWp fabricados en varios lugares del mundo). El crecimiento del sector de instalaciones conectadas a la red experimenta los mayores crecimientos, 360 MW en 2003 frente a 610 MW (240 MW en Japón y 250 MW en Alemania) en 2004. Casi el 85% de la producción de células (1011 MWp) de ese año




fue de silicio monocristalino (341 MWp) y policristralino (669 MWp). En 2004 se fabricaron 47 MWp (3.7%) de silicio amorfo 3 MWp de CIS y 13 MWp de CdTe. Cabe mencionar los 60 MWp de HIT (silicio cristalino sobre amorfo) fabricados en Japón por Sanyo.

En el año 2005 se instalaron 1460 MWp, de los que 837 Mwp se instalaron en Alemania lo que supone un 57% del mercado mundial. El 46% fue fabricado en Japón y el 28% en Europa. En el año 2008 se superan los 13 GWp. Es destacable la instalación de entorno a 3.5 GWp únicamente en España durante el año 2008, así como el considerable aumento de la fabricación de módulos provenientes de Asia, especialmente de China.

La siguiente tabla presentan una visión general de la fabricación y mercado del sector fotovoltaico a nivel mundial, hasta el año 2008.

Ventas mundiales de módulos FV [MWp]

Año Europa USA Japón China & Taiwan Resto

Producción anual

Producción acumulada

Crecimiento anual

(MWp) (MWp) (%) 1991 13.0 16.8 19.3 5.4 54.5 313.5 5.1 1992 16.2 18.1 18.3 5.1 57.7 371.2 18.4 1993 16.8 22.0 16.8 5.0 60.6 431.8 16.3 1994 21.7 25.6 16.5 5.6 69.4 501.2 16.1 1995 20.1 34.8 16.4 6.4 77.6 578.8 15.5 1996 18.8 8.9 21.2 9.8 58.6 637.4 10.1 1997 30.4 51.0 35.0 9.4 125.8 763.2 19.7 1998 33.5 53.7 49.0 18.7 154.9 918.1 20.3 1999 40.0 60.8 80.0 20.5 201.3 1119.4 21.9 2000 60.7 75.0 128.6 23.4 287.7 1407.1 25.7 2001 86.4 100.3 171.2 32.6 390.5 1797.6 27.8 2002 135.1 120.6 251.1 55.1 561.8 2359.4 31.3 2003 193.4 103.0 363.9 83.8 744.1 3103.5 31.5 2004 314.4 139.0 602.0 140.0 1195.4 4298.9 38.5 2005 452.0 153.0 833.0 200.0 89.0 1727.0 6025.9 40.2 2006 715.1 173.6 922.2 553.8 170.9 2535.6 8561.5 42.1 2007 1062.8 266.1 920.0 1484.1 3733.0 12294.5 43.6 2008 2020.0 434.0 1269.0 3508.0 682.0 7913.0 20207.5 64.4

Tabla 11. Evolución de las ventas a nivel mundial de módulos fotovoltaicos hasta el año 2008. Fuente “Solar Electricity 2010”, EPIA, 2001 y Paul Maycock, PV NEWS, Eurobserver, y Photon Internacional.




Principales fabricantes (producción en MWp).

Producción(MWp)

Compañía 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2008Sharp 30 50.4 75.02 123.07 198 324 428 434.7 473Q- Cells - - - - 28 75 160 253.1 581Kyocera 30.3 42 54 60 72 105 142 180 290Sanyo 13 17 19 35 35 65 125 155 215Mitsubishi - 12 14 24 40 75 100 111? RWE Schott (ASE)

10 14 23 29.5 42 63 95

BP Solar 32.5 41.9 54.2 73.8 70.2 85 90 85.6? Suntech - - - - - 28 80 160 497Motech - - - - - 35 60 Shell Solar 22.2 28 39 57.5 73 72 59 272Isofoton 6.1 9.5 18.02 27.35 35.2 53.3 53 61? Deutsche Cell - - - - 17 28 38 Astropower 12 18 26 29.7 - - Photowatt 10 14 14 17 20 22 32.3 35? General electric - - 26 29.7 17 25 Total 166.1 246.8 362.24 506.62 647.4 1055.3 1462.3 1475.4 2328

Total mundial 201.3 287.65 390.54 561.77 744.08 1195.2 1727 3733 7910

Tabla 12. Principales fabricantes de células y módulos FV hasta el año 2008, producción en MWp. Fuente: Paul Maycock, PV NEWS.

Figura 33. Principales fabricantes de módulos FV, 2010, PV report 2011 JRC-Ispra




Costes El coste de fabricación de células solares y módulos ha disminuido del orden de un 5% anual durante los últimos 20 años situándose actualmente en promedio en el rango de 0.8-1.5 €/Wp para tecnologías de silicio cristralino. Para sistemas FV conectados a red el coste se ha reducido de 6 €/Wp a 3 €/Wp entre los años 2008 y 2010, actualmente se pueden instalar sistemas fotovoltaicos (“llave en mano”) a costes de 2.2€/Wp. Las tecnologías de producción están en constante evolución como resultado de los avances tecnológicos y mejora de los procesos de fabricación. En sistemas conectados a red, en torno a un 50% del coste de la instalación es originada por los módulos fotovoltaicos, un 15% por el inversor y un 35% por el resto del sistema, tales como estructura soporte y montaje e instalación. Los métodos convencionales de fabricación de células solares basados en obleas de silicio, que suponen la principal parte del coste final del módulo fotovoltaico y un desperdicio de material en los procesos de corte de lingotes en obleas, están dando lugar a otros procesos de crecimiento de láminas de silicio multicristalino tales como silicio sobre substratos cerámicos o células crecidas por el borde, que eliminan el proceso de corte. También se evoluciona hacia células de silicio cristalino delgado, con una disminución del espesor de la célula, y hacia tecnologías de lámina delgada basados en materiales de silicio amorfo de triple unión, CIS (Seleniuro de Cobre-Indio) o CdTe (Teluluro de Cádmio), con el consecuente ahorro en el material base para la fabricación de células solares.

Los costes para aplicaciones autónomas con 4-5 días de autonomía se sitúan en torno a 8-14 €/Wp. Para sistemas conectados a la red eléctrica el coste se sitúa en promedio en torno a los 2.2 €/Wp (incluyendo costes de inversor e instalación). Se espera un decrecimiento del 20% en el coste de los sistemas cada vez que se doble la capacidad instalada. En los próximos años es esperable que se pueda alcanzar la paridad de red, que haría innecesarias las subvenciones para la viabilidad económica de los sistemas FV.

Consulte el estado general de costes en internet, por ejemplo: http://www.solarbuzz.com

http://www.solarbuzz.com/




Consulte el estado general del mercado fotovoltaico en la siguiente dirección de internet: http://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/111111111/22468 PV Status Report 2011 JRC Ispra, 4.2. Reducción de las emisiones de CO2 Uno de los beneficios de la energía solar fotovoltaica es la reducción de los niveles de CO2 emitidos a la atmósfera. El CO2 es el principal responsable del incremento del efecto invernadero que puede conducir a consecuencias desastrosas en el cambio climático global. Un sistema fotovoltaico autónomo que sustituya un sistema diesel supone un ahorro aproximado de 1 kg de CO2 por kWh producido. La sustitución de una lámpara de queroseno conduce incluso a un ahorro de 25 kg de CO2 por kWh, hasta 350 kg anuales para un módulo de 40Wp.La cantidad de ahorro en emisiones de CO2 en un sistema fotovoltaico conectado a red supone en promedio un ahorro de 0.6 kg CO2 por kWh. En un escenario en el que la capacidad de sistemas fotovoltaicos alcance en el año 2020 los 207 GWp con una producción eléctrica de 276 TWh, supondría una reducción anual de 165 millones de toneladas de emisiones de CO2 (equivalente a las emisiones producidas por 44 millones de coches o 75 centrales eléctricas de carbón). El ahorro acumulado de emisiones de CO2 durante el periodo 2000 a 20020 equivaldría a 664 millones de toneladas, equivalente a dos tercios de las emisiones totales de CO2 de Alemania en el año 2000. Bajo este mismo escenario, se produciría un descenso del coste de los módulos fotovoltaicos de los 3€/Wp actuales hasta 1 €/Wp con un coste medio asociado de entre 10 y 13 c€ por kWh de electricidad generada.

4.3. Tiempo de retorno de la energía Un aspecto importante a la vez que controvertido es el periodo de retorno de la energía invertida en la fabricación de los módulos FV, que se estima actualmente en torno a 3-

La instalación de todo el potencial de tejados fotovoltaicos en España ahorraría alrededor de 17,5 millones de toneladas de CO2. El potencial de generación en el 2010 permitiría, dependiendo del tipo de energía sustituida, evitar la emisión de entre 23 y 50 millones de toneladas de CO2/año, lo que supondría reducir las emisiones entre un 9% y un 20% respecto a 1990. Los sistemas fotovoltaicos contribuyen a cumplir los objetivos de reducción de CO2 marcados por la comunidad internacional en el Protocolo de Kyoto sobre el cambio climático, mientras que la producción convencional de electricidad emite en torno a 516 gr. de CO2 por cada KWh generado, esta cantidad se reduce hasta 50-60 gr/kWh para el caso de la electricidad generada con energía solar fotovoltaica.




8 años para módulos de silicio cristalino y de 2 a 3 años para láminas delgadas. Con el descenso de costes se espera llegar a periodos inferiores a 1,5 años en un futuro a largo plazo.

RESUMEN El mercado fotovoltaico está sufriendo un fuerte incremento anual, del orden del

30%, a nivel mundial. Este crecimiento continúa estando incentivado por las administraciones públicas tanto en sistemas conectados a la red eléctrica (donde se prima la producción de energía renovable) como en instalaciones autónomas en las que es habitual que formen parte de programas internacionales de cooperación.

La producción mundial de módulos fotovoltaicos alcanzó los 7910 MWp en el año 2008, representando un crecimiento del 67% respecto del año 2007. Destacan los mercados de USA, Japón y Europa. En Europa son destacables los marcados de Alemania y España. En Alemania se viene instalando del orden de 1 GW anual. En España ha habido un fuerte crecimiento el último año en el que se ha llegado a una potencia instalada del orden de los 3 GWp.

Además de las tecnologías de silicio cristalino, en el mercado se pueden encontrar módulos fotovoltaicos de silicio amorfo, monocristalino de alto rendimiento para concentración, Teluluro de Cadmio, Diseleniuro de cobre Indio, silicio microscristalino y láminas delgadas crecidas en substratos de bajo coste. En estos momentos el CdTe fabricado principalmente por First Solar supone un abaratamiento de coste especialmente relevante.

Para saber más Links recomendados para este capítulo http://www.epia.org/ http://www.asif.org/ http://www.idae.es/ http://www.solarbuzz.com/ http://www.undp.org/seed/eap/activities/wea/ http://paris.fe.uni-lj.si/pvnet/files/AJW_StatusReport.pdf

http://www.epia.org/

http://www.asif.org/

http://www.idae.es/


http://www.undp.org/seed/eap/activities/wea/

http://paris.fe.uni-lj.si/pvnet/files/AJW_StatusReport.pdf




5. NORMATIVA Y LEGISLACIÓN 5.1 Normativa internacional La normalización, códigos y certificaciones son esenciales para la protección del usuario final y la aceptación general de la energía solar FV. Existen normas elaboradas por los diferentes organismos nacionales e internacionales de normalización tanto para componentes de sistemas fotovoltaicos (módulos FV, baterías, reguladores de carga, inversores,) como para los sistemas completos (autónomos y conectados a red). Esta normativa es de obligado cumplimiento en determinados países. Las normas internacionales en el campo de la energía solar fotovoltaica se desarrollan dentro de los comités de la IEC (International Electrotechnical Comission). También existen diferentes iniciativas por parte de otros organismos internacionales y a nivel gubernamental nacional (resultado principalmente de la realización de grandes proyectos de instalaciones fotovoltaicas) sobre la emisión de determinados documentos que recogen las condiciones técnicas y criterios de calidad de instalaciones fotovoltaicas. Por otro lado las instalaciones de energía solar fotovoltaica han de cumplir con la normativa aplicable a instalaciones eléctricas (normalmente con el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, REBT). En el caso de sistemas fotovoltaicos integrados en edificios también se ha de cumplir con la Normativa Básica de la Edificación. Como instalaciones eléctricas, los sistemas fotovoltaicos están sujetos a la aplicación de la normativa aplicable a cualquier instalación eléctrica habitual.




En relación con la normativa aplicable a los módulos fotovoltaicos, la mayoría de los países requieren un cumplimiento según la norma IEC 61215 (para silicio cristalino). En Japón la norma JIS C 8917:1998 y en USA la IEEE 1262 y UL 1703. Existe no obstante una controversia relativa a la protección clase II de los módulos fotovoltaicos. En la mayoría de los países no se requiere la utilización de los diodos antiretorno colocados en las diferentes series de módulos conectados en paralelo. Normalmente se requiere la existencia de fusibles seccionadores en el campo fotovoltaico o la utilización de interruptores magnetotérmicos adecuados para operación en corriente continua, más que para proteger contra sobrecorrientes (ya que el generador fotovoltaico es una fuente limitada en corriente) para poder desconectar el campo fotovoltaico en secciones independientes seguras para la realización de labores de mantenimiento. La distorsión armónica de la onda de corriente generada por el inversor fotovoltaico está regulada por la norma EN 60 555/2 o IEC 61000-3-2 equivalente al la EN61000-33-4. En general se establecen límites relativos a cada armónico y un límite general del 5% en THD de corriente para una THD de tensión inferior al 2%. Estos límites se refieren al inversor operando a potencia nominal, no obstante es necesario tener en cuenta que la THD de la corriente se incrementa considerablemente al disminuir la potencia de operación. El factor de potencia ha de ser superior a 0,8 por normativa, siendo habitual operar a factores de potencia unitarios en la mayoría de los inversores. Las normas IEEE Std 929-2000. “IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems” y UL 1741 “Static Inverters and Charge Controllers for Use in Photovoltaic Power Systems”, recogen las características que deben cumplir los inversores de conexión a red. Los inversores también han de cumplir la normativa existente y aplicable en cuanto a compatibilidad electromagnética, EMC, evitando que pueda operar con emisiones electromagnéticas radiadas o conducidas con posibles efectos negativos sobre las personas o sobre la operación otros equipos (un claro ejemplo sería que la radio no funcione en las proximidades de un inversor en operación).

Links recomendados para este apartado: PVGAP: www.pvgap.org/ http://www.pvresources.com/en/standards.php http://www.jrc.it http.//ies.jrc.cec.eu.int TÜV Rheinland Berlin Brandenburg Photovoltaic Testing Laboratory:

http://www.de.tuv.com/germany/de/produkte/industrie_service/umwelt_und_energietechnik/energiesysteme/pv_module_iec.html

http://www.pvgap.org/

http://www.pvresources.com/en/standards.php

http://www.jrc.it/

http://ies.jrc.cec.eu.int/







PTL (http://www.east.asu.edu/ptl/) World Photovoltaic Scale - WPSC NREL Primary Cell Calibration (http://www.nrel.gov/ncpv/pdfs/worldpvscale.pdf)

International Organisation for Standardisation - ISO http://www.iso.ch/ International Electrotechnical Commision - IEC http://www.iec.ch/ Institute of Electrical and Electronic Engineers - IEEE http://standards.ieee.org/ Deutsches Institut für Normung - DIN http://www.din.de/ European Committee for Electrotechnical Standardization - CENELEC http://www.cenelec.org/

American Society for testing and Materials - ASTM http://www.astm.org/ The University of New South Wales: ACRE Standards Database http://ee.unsw.edu.au/~std_mon/index.htm

Pvpower.com - PV standards http://www.pvpower.com/pvstds.html. 5.2. Programas internacionales La promoción de la energía solar fotovoltaica es abordada desde prismas ligeramente diferentes en los distintos países. No cabe duda de que los programas de promoción de sistemas fotovoltaicos conectados a red en Europa, Japón y USA están “tirando” con fuerza del mercado. No obstante no debemos olvidar que el 50% del mercado está destinado a países en vías de desarrollo para aplicaciones autónomas donde también existen programas de implementación bien estructurados (baste citar a modo de ejemplo: Sudáfrica, India, Méjico, Filipinas,… además de los numerosos programas de cooperación en África y América Latina). En la actualidad se estima en 2000 millones las personas que no tienen acceso directo a la energía eléctrica. Es en estos casos en los que la electrificación rural con energía solar fotovoltaica es una de las mejores alternativas. En el año 2011 Se remite al lector a los artículos recomendados que contienen una información actualizada y detallada sobre el estado de desarrollo y nuevos marcos legislativos en Europa, USA y Japon. Dos de los mercados actuales de relevancia a nivel mundial son Alemania con 5 GWp aprox y España con 3.5 GWp aprox. Instalados, resultado de una tarifa regulada incentivada a nivel estatal o prima al kWh generado con energía solar fotovoltaica (“feed-in tariff”). En el momento actual Grecia y principalmente Italia son países que presentan un notable crecimiento de la potencia instalada. Consulte el estado general del mercado fotovoltaico en la siguiente dirección de internet: http://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/111111111/14824 PV Status Report 2010 JRC Ispra, http://ie.jrc.ec.europa.eu http://www.jrc.ec.europa.eu; http://re.jrc.ec.europa.eu/refsys/

http://www.east.asu.edu/ptl/

http://www.nrel.gov/ncpv/pdfs/worldpvscale.pdf

http://www.nrel.gov/measurements/primary.html

http://www.nrel.gov/ncpv/pdfs/worldpvscale.pdf)—

http://www.iso.ch/

http://www.iso.ch/

http://www.iec.ch/

http://www.iec.ch/

http://standards.ieee.org/catalog/olis/search.html

http://standards.ieee.org/

http://www.din.de/

http://www.din.de/

http://www.cenelec.org/

http://www.cenelec.org/

http://www.astm.org/

http://www.astm.org/—

http://ee.unsw.edu.au/~std_mon/index.html

http://ee.unsw.edu.au/~std_mon/index.htm

http://www.pvpower.com/pvstds.html

http://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/111111111/14824

http://www.jrc.ec.europa.eu/

http://re.jrc.ec.europa.eu/refsys/




5.3. Energía solar fotovoltaica para el desarrollo

Figura 34. El bombeo de agua con energía solar FV contribuye a la mejora de la calidad de vida (foto cortesía de Isofotón, Instalaciones en Gambia)

Los sistemas FV pueden contribuir al desarrollo sostenible aliviando la falta de recursos energéticos de muchas personas en el mundo. Se estima que más de 2000 millones de personas no poseen un acceso a la electricidad.

Se invita al lector a leer un interesante estudio12 realizado por la FAO sobre

“Energía solar fotovoltaica para la agricultura y desarrollo rural sostenibles”, así como algunos ejemplos en diversos países recogidos en el mismo.

Links recomendados para este capítulo http://www.epia.org/ http://www.solarbuzz.com/ http://www.undp.org/seed/eap/activities/wea/ http://paris.fe.uni-lj.si/pvnet/files/AJW_StatusReport.pdf http://www.fao.org/sd/spdirect/EGre0057.htm

12 Energía solar fotovoltaica para la agricultura y desarrollo rural sostenibles. B. van Campen, D. Guidi y G. Best. Documento de Trabajo sobre Medio Ambiente y Recursos Naturales, No. 3.FAO, Roma, 2000 Disponible en http://www.fao.org/sd/spdirect/EGre0057.htm

http://www.epia.org/


http://www.undp.org/seed/eap/activities/wea/

http://paris.fe.uni-lj.si/pvnet/files/AJW_StatusReport.pdf

http://www.fao.org/sd/spdirect/EGre0057.htm




RESUMEN

La normalización, códigos y certificaciones son esenciales para la protección del usuario final y la aceptación general de la energía solar FV. Existen normas elaboradas por los diferentes organismos nacionales e internacionales de normalización tanto para componentes de sistemas fotovoltaicos (módulos FV, baterías, reguladores de carga, inversores,) como para los sistemas completos (autónomos y conectados a red).

Las instalaciones de energía solar fotovoltaica han de cumplir la legislación vigente en cada país, que habitualmente incentiva y promueve la utilización de las energías renovables para generación eléctrica. Esta promoción es abordada desde prismas ligeramente diferentes en los distintos países: los programas de promoción de sistemas fotovoltaicos conectados a red en Europa, Japón y USA están “tirando” con fuerza del mercado mediante incentivos a la producción eléctrica y los programas de países en vías de desarrollo para aplicaciones autónomas donde se trata de proteger al usuario final mediante la instalación de componentes y sistemas de calidad.




GLOSARIO Un buen glosario de términos fotovoltaicos lo puede encontrar en:

http://www.pvresources.com

BIBLIOGRAFÍA Libros recomendados

Solar Energy of Thermal Processes; Wiley Interscience Duffie, J., Beckmann, W.A., NY, 1991. Es un libro fundamental en Energía Solar Térmica. Los dos primeros capítulos están dedicados a la radiación solar y el último a la energía solar Fotovoltaica. Libro fundamental.

Sistemas fotovoltaicos: Introducción al diseño y dimensionado de instalaciones de energía solar fotovoltaica. Miguel Alonso Abella, Editorial SPAT de Publicaciones técnicas, Era Solar. Libro sobre sistemas de energía solar fotovoltaica que ha sido la base de este curso, editado por Era Solar (http://www.erasolar.es)

Electricidad solar. Ingeniería de los sistemas fotovoltaicos. E. Lorenzo y otros, Instituto de Energía Solar, Universidad Politécnica de Madrid. ISBN 84-86505-45-3 (1994). Texto fundamental sobre energía solar fotovoltaica, editado por CENSOLAR (http://www.censolar.es).

Fundamentos, dimensionado y aplicaciones de la energía solar fotovoltaica. Editorial CIEMAT. Avda.Complutense, 22, 28040 Madrid. Serie Ponencias. ISBN 84-7834-371-7. Texto de las ponencias realizadas en el Curso de Energía Solar Fotovoltaica celebrado anualmente en el CIEMAT.(http://www.ciemat.es)

Handbook of Photovoltaic Science and Engineering Luque, Antonio / Hegedus, Steven (eds.), 2003 ISBN 0-471-49196-9 - John Wiley & Sons.

Libro sobre la ingeniería de los sistemas fotovoltaicos. http://www.wileyeurope.com/

http://www.pvresources.com/

http://www.ciemat.es/

http://www.wileyeurope.com/




En los siguientes enlaces podrá encontrar más bibliografía:

http://www.pvresources.com http://www.censolar.com http://www.erasolar.es http://www.pv.unsw.edu.au/ http://www.fao.org/sd/spdirect/EGre0057.htm http://www.pvportal.com/

PÁGINAS WEB DE INTERÉS Es muy extensa la información y los recursos que se puede encontrar en la WEB sobre energía solar Fotovoltaica, desde lugares dedicados a información hasta páginas de empresas fabricantes y distribuidoras. Se indican a continuación, algunas de las más interesantes, que permitirán el acceso a nuevas informaciones siguiendo los enlaces en ellas indicados. Formación en Energía Solar y Renovables

CIEMAT: Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (http://www.ciemat.es/convocatorias/cursos/ind_cur.htm) Este organismo público de investigación y desarrollo tecnológico adscrito al Ministerio de Ciencia y Tecnología dispone de una amplia oferta de jornadas y cursos altamente especializados en la materia.

UNED: Universidad Nacional de Enseñanza a Distancia (http://volta.ieec.uned.es/) Desde hace tres años vienen organizando el curso de "Experto Profesional en Energía Fotovoltaica" en regimen de enseñanza a distancia. El plazo de matrícula se suele abrir en septiembre.

Censolar: Centro de Estudios de la Energía Solar. (http://www.censolar.com/) Con sede en Sevilla imparten el curso "Proyectista-instalador de energía solar" en regimen de enseñanza a distancia. Multitud de links.

IUSC: Centro de Estudios Superiores (http://www.iusc.es/) En regimen de enseñanza a distancia cuentan con un programa de "Master en Gestión de Energías Alternativas" y otro de "Experto en Planificación de Energías Alternativas".

http://www.pvresources.com/

http://www.censolar.com/

http://www.erasolar.es/

http://www.pv.unsw.edu.au/

http://www.fao.org/sd/spdirect/EGre0057.htm

http://www.pvportal.com/

http://www.ciemat.es/convocatorias/cursos/ind_cur.htm

http://www.ciemat.es/convocatorias/cursos/ind_cur.htm

http://volta.ieec.uned.es/

http://volta.ieec.uned.es/



http://www.iusc.es/

http://www.iusc.es/




Estos programas son co - organizados con la Fundación Universidad-Empresa de Cádiz (FUECA) y la titulación es otorgada por la Universidad de Cádiz.

EOI: Escuela Organización Industrial (http://www.eoi.es/) Disponen de un programa "Master en Energías Renovables y Mercado Energético" en régimen presencial en sus centros de Madrid y Sevilla.

Aula de Estudios de la Energía RUBI+D (http://www.intiam.com/) Organizan distintas actividades formativas en el ámbito de las energías renovables. Disponen de cursos presenciales financiados por administraciones públicas.

Otros links

Instituto Para la Diversificación de la Energía http://www.idae.es

Red Eléctrica de España http://www.ree.es

Solarweb http://www.solarweb.net

Boletín de energías renovables http://www.energias-renovables.com

Guía de la energía http://www.energuia.com

International Energy Association http://iea.org

Surface Solar Energy Data http://eosweb.larc.nasa.gov/sse

Satel-Light Method http://www.satel-light.com

RetScreen http://retscreen.gc.ca

World Radiation Data Centre http://wrdc-mgo.nrel.gov

AGORES http://www.agores.es

PVPortal Directorio dedicado a la energía fotovoltaica, en el encontrarás enlaces clasificados por paises y por categorías.

FAO, interesantes textos sobre energía solar FV y desarrollo. http://www.fao.org/sd

Agencia Internacional de la Energía http://www.oja-services.nl/iea-pvps/

Organismo de normalización de sistemas fotovoltaicos. www.pvgap.org/

Nacional Renewable Energy Laboratorios, USA. Importante fuente de información con documentos “on-line”. http://www.nrel.gov/

Página para el diseño de sistemas fotovoltaicos híbridos (Australia) http://www.acre.ee.unsw.edu.au/acrelab/design_guide/dg_index.htm

Página web educativa http://emsolar.ee.tu-berlin.de/~ilse/

http://www.eoi.es/

http://www.eoi.es/

http://www.intiam.com/

http://www.intiam.com/

http://www.idae.es/

http://www.ree.es/

http://solarweb.net/

http://www.energias-renovables.com/

http://www.energuia.com/

http://iea.org/

http://eosweb.larc.nasa.gov/sse

http://www.satel-light.com/

http://retscreen.gc.ca/

http://wrdc-mgo.nrel.gov/

http://www.agores.es/

http://www.solarweb.net/enlaces/links.php?go=32

http://www.fao.org/sd

http://www.oja-services.nl/iea-pvps/

http://www.pvgap.org/

http://www.nrel.gov/

http://www.acre.ee.unsw.edu.au/acrelab/design_guide/dg_index.htm

http://emsolar.ee.tu-berlin.de/~ilse/




Web de Energía Solar Fotovoltaica de la Universidad de Castilla La Mancha- España, muy completa. http://www.info-ab.uclm.es/labelec/Solar/Solar_Fotovoltaica/index.htm

Web con multitud de links a fabricantes, seoftware, training, centros de I+D, etc…. Información actualizada del mercado fotovoltaico. Directorio de enlaces a empresas http://www.solarbuzz.com

El paso Solar Energy Association. Disponen de un manual de energía solar fotovoltaica en formato PDF que se puede imprimir. http://www.epsea.org

Mexico Renewable Energy Program. Web muy completa, dispone de varios recursos de formación. Buena información en bombeo fotovoltaico. http://www.re.sandia.gov/

Cooperación para el desarrollo sostenible http://www.codeso.com/

Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo http://www.undp.org/

Página WEB de laboratorio USA http://www.nrel.gov/

Página WEB de laboratorio USA http://www.sandia.gov/

Libro sobre mercado FV http://www.agores.org/Publications/PV2010.htm

Libro de energía solar fotovoltaica http://www.eurosur.org/medioambiente/esf/

Página interesante de energía solar http://shams.esp.st/

Página de energía solar fotovoltaica (en catalán) http://www.xtec.es/~ptrilla/fotovoltaica/index.htm

ASIF, Asociación de la Industria FV en España. Excelente Web con links a muchos fabricantes. http://www.asif.org

Instalación fotovoltaica conectada a la red con gráficos en tiempo real http://www.bellera.org/fotovoltaica

Guia de energía solar FV Nicolas Bonazzola - Argentina (http://bonazzola.unovip.com/)

Web de energías renovables (http://www.renovables.com/fotovoltaica.htm)

Web del Colegio de Arquitectos de Cataluña. (http://www.coac.net/mediambient/renovables/energia_solar_fotovoltaica/)

http://www.info-ab.uclm.es/labelec/Solar/Solar_Fotovoltaica/index.htm


http://www.epsea.org/

http://www.re.sandia.gov/

http://www.codeso.com/

http://www.undp.org/



http://www.agores.org/Publications/PV2010.htm

http://www.eurosur.org/medioambiente/esf/

http://shams.esp.st/

http://www.xtec.es/~ptrilla/fotovoltaica/index.htm

http://www.asif.org/

http://www.bellera.org/fotovoltaica

http://bonazzola.unovip.com/

Energia renovable (Eolica)

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