INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL -...
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA IMPLEMENTACIÓN DE PANELES SOLARES EN CASA HABITACIÓN T E S I S QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA P R E S E N T A: JONATHAN MARTÍNEZ BORGES ASESORES: ING. JOSÉ LUIS DELGADO MENDOZA ING. EVERARDO LÓPEZ SIERRA México D.F., 4 de Diciembre de 2013
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
IMPLEMENTACIÓN DE PANELES SOLARES EN CASA HABITACIÓN
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
P R E S E N T A: JONATHAN MARTÍNEZ BORGES
ASESORES:
ING. JOSÉ LUIS DELGADO MENDOZA ING. EVERARDO LÓPEZ SIERRA
México D.F., 4 de Diciembre de 2013
DEDICATORIA
A ti Madre pilar de la familia, principal apoyo y motivación de todo este esfuerzo que hemos realizado juntos desde el momento que decidimos que me realizara profesionalmente, permitiera desarrollarme, crecer y tener algo que tal vez a ti te falto, pero que hoy se ve recompensado con el cumplimiento de este sueño en el que ambos estamos y debemos sentirnos orgullosos porque ambos conseguimos llegar a cumplir este sueño.
A ti hermana por tu compañía y apoyo en los momentos que hemos enfrentado problemas pero que a pesar de ellos siempre hemos mantenido nuestra hermandad y amistad, por ser mi confidente, brindarme tus palabras de aliento y tus sabios consejos que en muchas ocasiones me han ayudado mucho, pero sobre todo gracias por ser la persona que eres.
A ti Padre por el apoyo que me has brindado porque a pesar de los errores cometidos de alguna u otra forma has demostrado el interés por ver mi superación y en este logro también eres parte importante de él.
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por cada una de sus bendiciones, por el gran regalo de la vida, por haberme permitido llegar hasta donde ahora estoy y cumplido uno de mis sueños y anhelos, pero sobre todo por protegerme, acompañarme y darme la capacidad para elegir lo mejor para mí.
A mis padres por todo el apoyo que he obtenido, por haberme acompañado y estado para mí en todo este recorrido para convertirme en el profesionista que ahora soy, además agradezco por todo su esfuerzo y consejos para convertirme en una mejor persona, en especial a ti Madre por ser la mejor mamá del mundo y que se que en todo momento puedo contar con tu apoyo.
A mi familia por su gran apoyo en los momentos difíciles y que siempre hemos contado con todos ustedes.
A mis amigos y compañeros por todos los momentos de alegría y diversión que pasamos, porque sin todos ustedes la vida estudiantil hubiera diferente.
A mis maestros por su convicción para ser mejores profesionistas e intentar buscar un mejor futuro para nosotros, porque a través de sus conocimientos y anécdotas nos han permitido aprender y crecer tanto como persona como profesionistas, es especial a todos ellos que me impartieron clases; entre ellos el Ing. José Luis Delgado Mendoza, Ing. Everardo López Sierra y el Ing. Guillermo Taboada Reyes que con su apoyo se pudo realizar este trabajo.
Así mismo agradezco a todas aquellas personas que en algún momento de mi vida fueron parte importante de ella y que forjaron de alguna manera a ser la persona que ahora soy. C.C.M.B.
ÍNDICE RESUMEN ............................................................................................................... I
ABSTRACT ............................................................................................................. II
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... III
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................... IV
OBJETIVO GENERAL ............................................................................................ V
OBJETIVOS ESPECIFICOS ................................................................................ V
JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... VI
CAPÍTULO 1 ENERGÍA SOLAR ............................................................... 1
1.1 Energía solar fotovoltaica ............................................................................... 2
1.1.1 Interacción Sol- Tierra ............................................................................. 2
1.1.2 Irradiancia e insolación ............................................................................ 4
1.1.3 Factores que afectan el recurso solar ...................................................... 6
1.2 Montaje optimo de paneles solares ................................................................ 7
1.3 Radiación solar en México ............................................................................. 9
1.4 Distribución del recurso solar en la región de Tula ...................................... 10
1.4.1 Horas solares pico en la región de Tula ................................................. 12
1.4.2 Días de autonomía en la región de Tula ................................................ 12
CAPÍTULO 2 CELDAS Y PANELES SOLARES ................................... 13
2.1 Efecto fotovoltaico ........................................................................................ 14
2.2 Celda fotovoltaica ......................................................................................... 14
2.2.1 Componentes de celda fotovoltaica ....................................................... 15
2.2.2 Principio de funcionamiento de una celda fotovoltaica .......................... 16
2.2.3 Tipos de celdas fotovoltaicas ................................................................. 17
2.3 Panel solar .................................................................................................. 18
2.3.1 Símbolo de un panel solar .................................................................. 19
2.3.2 Características eléctricas de un panel solar .......................................... 19
2.3.3 Curva característica I-V de un panel solar ............................................. 20
2.3.4 Efectos ambientales sobre los paneles solares ..................................... 21
2.3.5 Eficiencia del panel solar ....................................................................... 22
CAPÍTULO 3 SISTEMA FOTOVOLTAICO .............................................. 23
3.1 Clasificación de los sistemas fotovoltaicos ................................................. 24
3.2 Subsistema de captación: Arreglo fotovoltaico ........................................... 26
3.2.1 Asociación serie y paralelo de paneles solares ..................................... 26
3.2.2 Diodos de bloqueo y bypass de paneles solares ................................... 28
3.3 Subsistema de almacenamiento: Baterías .................................................. 30
3.3.1 Capacidad de las baterías ..................................................................... 30
3.3.2 Vida útil de las baterías .......................................................................... 31
3.3.3 Estado de carga y profundidad de descarga de las baterías ................. 32
3.3.4 Tipos de baterías ................................................................................... 33
3.3.5 Asociación serie-paralelo de las baterías .............................................. 36
3.4 Subsistema de regulación: Reguladores ..................................................... 38
3.4.1 Principio de funcionamiento de los reguladores .................................... 39
3.4.2 Tipos de reguladores ............................................................................. 40
3.5 Subsistema de adaptación: Convertidores .................................................. 41
3.5.1 Principio de funcionamiento de los inversores ....................................... 42
3.5.2 Inversor monofásico en puente con modulación de onda cuadrada ...... 42
3.5.3 Modulación por cancelación de tensión ................................................. 44
3.5.4 Modulación por ancho de pulso ............................................................. 45
3.5.5 Tipos de inversores comerciales............................................................ 46
3.6 Cableado eléctrico en la instalación fotovoltaica .......................................... 47
3.6.1 Ampacidad de los conductores .............................................................. 48
3.6.2 Puesta a tierra del sistema fotovoltaico ................................................. 49
3.6.3 Conductor del electrodo de tierra ........................................................... 49
3.6.4 Puesta a tierra de los reguladores de carga .......................................... 49
3.6.5 Puesta a tierra de equipos en corriente directa ..................................... 50
3.6.6 Puesta a tierra en equipos de corriente alterna ..................................... 50
3.6.7 Electrodo de tierra.................................................................................. 50
3.7 Protecciones eléctricas en la instalación fotovoltaica ................................... 51
3.7.1 Protección de la instalación fotovoltaica de corriente directa ................. 51
3.7.2 Protección de la instalación fotovoltaica de corriente alterna ................ 51
3.7.3 Protección contra sobrecorriente ........................................................... 52
3.7.4 Fusibles limitadores ............................................................................... 52
3.7.5 Capacidad de los limitadores de corriente ............................................. 53
3.8 Medios de desconexión ............................................................................... 55
3.8.1 Desconectador del campo fotovoltaico .................................................. 55
3.8.2 Desconexión del equipo ......................................................................... 56
3.8.3 Desconexión de la batería ..................................................................... 56
CAPÍTULO 4 ANÁLISIS SISTEMA FOTOVOLTAICO VS. SISTEMA ELÉCTRICO TRADICIONAL ................................................................ 56
4.1 Estimación de consumo de energía eléctrica en casa habitación ................ 57
4.2 Elección de los elementos para el sistema fotovoltaico ............................... 61
4.3 Dimensionado del sistema fotovoltaico aislado en casa habitación ............. 64
4.3.1 Cálculo de perdidas ............................................................................... 64
4.3.2 Cálculo de número de paneles solares .................................................. 65
4.3.3 Cálculo de número de baterías .............................................................. 68
4.3.4 Elección del regulador ........................................................................... 70
4.3.5 Elección del convertidor ......................................................................... 71
4.3.6 Diseño de instalación del sistema fotovoltaico a implementar ............... 71
4.4 Sistema eléctrico tradicional ........................................................................ 76
4.4.1 Consumo de energía eléctrica en casa habitación ................................ 76
4.5 Análisis costo-beneficio ................................................................................ 83
4.6 Propuesta de factibilidad económica para el sistema fotovoltaico ............... 86
CAPITULO 5 RED PLC EN CASA HABITACIÓN ............................. 90
5.1 Red PLC ...................................................................................................... 91
5.1.1 Funcionamiento de la tecnología PLC ................................................... 92
5.1.2 Modulaciones PLC ................................................................................. 94
5.1.3 Protocolos de comunicación PLC .......................................................... 95
5.1.4 Normas internacionales de regulación PLC ........................................... 96
5.2 Implementación de PLC en casa ................................................................. 98
5.2.1 Tecnologías de redes domesticas para PLC ....................................... 102
5.3 Análisis de implementación de un sistema PLC con un sistema fotovoltaico ......................................................................................................................... 109
CONCLUSIONES ................................................................................................ 113
RECOMENDACIONES ....................................................................................... 115
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 116
ANEXOS ............................................................................................................. 113
GLOSARIO DE TERMINOS ................................................................................ 127
RESUMEN
El objetivo de esta tesis es presentar la posibilidad de implementar un sistema
fotovoltaico aislado de una vivienda situada en la región de Tula, en el Estado de
Hidalgo, en conjunto con un sistema de comunicaciones por línea eléctrica (PLC)
como una propuesta para optimizar el sistema general, y obtener una línea base
para los proyectos de desarrollo sostenible de la región. Se investigó la viabilidad
que representa la ubicación de la zona de estudio mediante el análisis de la
energía solar y algunos datos específicos de radiación solar que dan la base para
el dimensionamiento de cada uno de los dispositivos que forman parte del sistema
fotovoltaico aislado, así como algunas de las características generales de estos.
Todo esto se logró sin hacer primero una descripción del método para generar
electricidad a través de paneles solares y el funcionamiento de cada dispositivo,
como paneles solares, reguladores, baterías y convertidores, también se realizo
de un análisis comparativo entre la inversión que representaría la aplicación de un
sistema fotovoltaico aislado y el costo estimado que resultaría de tener las mismas
condiciones de consumo de energía de un hogar con la tarifa de consumo
eléctrico tradicional establecida. También se describe el método de
funcionamiento de un sistema de comunicación por línea eléctrica y a través de
referencias de estudios anteriores se muestra un análisis de los beneficios que
representaría su uso con el sistema fotovoltaico aislado, este último como una
propuesta de optimización de un sistema fotovoltaico y las cargas requeridas en
una vivienda con características de consumo eléctrico estimadas para la región de
Tula.
I
ABSTRACT The purpose of this thesis is submit the possibility of implementing an isolated
photovoltaic system for a home located in the Tula region, State of Hidalgo in
conjunction with a system of power line communication (PLC) like a proposed to
optimize the general system, and get a baseline for sustainable development
projects for the region. It was investigated the feasibility representing the location
of the study area by analyzing the solar power and some specific solar radiation
data which give the basis for sizing each of the devices that form part of the
isolated photovoltaic system as well as some general features of these . All this
was achieved without first making a description of the method to generate
electricity through solar panels and the operation of each device like solar panels,
controllers, batteries and converters, also conducting a comparative analysis
between the investment that would represent implementing an isolated
photovoltaic system and the estimated cost that would result to have the same
conditions of power consumption of a home with the traditional electric
consumption rate. It also describes the method of operation of a power line
communication system and through from referrals previous studies shows an
analysis of benefits that would represent their use with isolated photovoltaic
system, the latter like a proposal of optimization of a photovoltaic system and theirs
loads required in a home with characteristics of power consumption estimated for
the region of Tula.
II
INTRODUCCIÓN Las fuentes de energía alternativa se han vuelto una solución viable y necesaria
para prevenir las consecuencias que trae consigo el cambio climático, ya que
actualmente se tienen resultados de este fenómeno como los altos niveles de
temperatura y lluvias atípicas, y es un problema que a la mayoría de la población
afecta. Por ello la necesidad desarrollar e instrumentar proyectos, tales como la
generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables (eólica, biomasa,
hidráulica, solar) resultando como objetivo la tarea de reducir las emisiones de
gases de efecto invernadero, en especifico de sectores estratégicos en los que
existen beneficios importantes como la eficiencia energética, la competitividad
industrial y el cuidado al medio ambiente. El caso que pretende abordar esta tesis
es el de la región de Tula perteneciente al estado de Hidalgo; ya que para el país y
específicamente para la región centro se ha convertido en un punto industrial
estratégico importante en materia energética, pero que desde la inclusión de
parques industriales y las ya existentes industrias como la Central Termoeléctrica
Francisco Pérez Ríos y la refinería Miguel Hidalgo, la contaminación atmosférica
se convirtió en un problema que ha ido en aumento, además de la proyección de
incremento poblacional de algunos estudios realizados en la región, que
ocasionaran una mayor demanda de servicios como el de energía eléctrica, han
hecho necesario proponer ideas que permitan tener un desarrollo sostenible para
esta zona. Por ello se pretende evaluar la factibilidad que se tiene al implementar
un sistema fotovoltaico aislado en casa habitación en conjunto con un sistema de
optimización de cargas para nuevos desarrollos habitacionales, considerando
aspectos técnicos y económicos. Por principio se contemplara un estudio general
de radiación solar de acuerdo a la zona geográfica de la región de Tula ya que
determinara un factor importante para la implementación del sistema fotovoltaico,
por consiguiente se procederá a un análisis de cada uno de los subsistemas
(captación, almacenamiento, regulación-conversión y de distribución), para
después realizar un análisis comparativo con un sistema eléctrico tradicional y al
final proponer la optimización de cargas mediante un sistema PLC (sistema de
comunicación por línea de potencia).
III
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En la actualidad el consumo de energía eléctrica generada de forma convencional
y que empresas como Comisión Federal de Electricidad (CFE) proporciona es tan
común que por ello es difícil pensar que la generación eléctrica por medio de
energías alternativas no tendrá la misma eficiencia. Sin embargo, existen pruebas
suficientes de lo que provocan las actuales formas de generar energía eléctrica,
por ejemplo una termoeléctrica llega a generar en promedio 0.85 kg/kW de dióxido
de carbono (CO2) utilizado para la generación de energía eléctrica, aunado a esto
ciertas regiones concentran parques industriales que aportan niveles mayores de
contaminantes al medio ambiente; estas causas permiten que las energías
alternativas de manera indirecta se conviertan en una posible solución para su uso
en casa habitación. Un caso con estos problemas es la región de Tula, que tienen
industrias como de generación de energía, refinación de petróleo entre otras, que
provocan niveles de contaminación elevados, según una publicación del diario
Milenio en 2011 la Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales
(SEMARNAT) entre otras publicaciones declaran que el corredor industrial de Tula
genera 99 por ciento de las emisiones contaminantes del estado de Hidalgo, al
producir al año aproximadamente 682 millones de toneladas de sustancias
tóxicas; al problema de contaminación se une el de crecimiento poblacional que se
estima tendrá en los próximos años la región que de acuerdo un estudio hecho en
2010 del Consejo Nacional de Población (CONAPO), la región crecerá 5% en
comparación con la población actual, lo que conllevara a una mayor demanda de
energía eléctrica tanto por la edificación de una nueva refinería como la
construcción de nuevos desarrollos habitacionales. Por ello una alternativa para
reducir el problema de contaminación es aprovechar una fuente inagotable de
energía como la del sol mediante la implementación de un sistema fotovoltaico
aislado instalado en casa habitación, además de complementarlo con un sistema
de optimización de cargas que permita reducir más el consumo eléctrico.
¿Implementando un sistema fotovoltaico y de optimización en casa habitación se
obtendrá un ahorro de energía eléctrica y disminución de emisiones
contaminantes al ambiente en la región de Tula? IV
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la factibilidad para la implementación de un sistema fotovoltaico
aislado y de optimización de carga eléctrica en casa habitación con un
consumo eléctrico promedio considerando aspectos técnicos y económicos
que permitan el ahorro de energía eléctrica y reducir las emisiones
contaminantes al medio ambiente de la región de Tula, Hidalgo.
OBJETIVOS ESPECIFICOS
Determinar los factores de radiación y potencial solar que permiten la
implementación de un sistema fotovoltaico en la región de Tula.
Conocer el principio de funcionamiento fotovoltaico así como de cada
subsistema que compone al sistema fotovoltaico aislado para casa
habitación.
Realizar una comparación de un sistema fotovoltaico con un sistema
eléctrico tradicional.
Investigar y proponer un sistema de optimización para las cargas eléctricas
de una casa habitación en conjunto con los sistemas fotovoltaicos.
V
JUSTIFICACIÓN
Las principales ventajas que ofrece un sistema fotovoltaico son las siguientes:
• En muchos casos reduce la dependencia energética de la compañía
suministradora y por ende se reducen las emisiones contaminantes de las
industrias generadoras como el de las termoeléctricas.
• La energía solar es una fuente de energía limpia, libre y sin costo alguno.
• Tienen un riesgo de falla y mantenimiento bajo.
• Su instalación a base de módulos permite aumentar o distribuir la potencia
eléctrica generada según se requiera.
• Es una tecnología de rápido desarrollo que tiende a reducir sus costos.
• En instalaciones conectadas a la red se pueden obtener subvenciones.
La región de Tula por ejemplo, su situación geográfica y la gran franja horaria de
luz solar para la utilización de este tipo de energía alternativa es un factor
preponderante que permite la implementación de estos sistemas en la región, ya
que registros de la NASA (Administración Nacional de Aeronáutica y del Espacio)
en su programa Surface Meteorology and Solar Energy (Meteorología de la
Superficie y Energía Solar), la región cuenta al año con un promedio de 5.6
kWh/m2 al día horizontalmente y si se implementa un sistema fotovoltaico para
una demanda promedio estimada de 2.4 kWh para casa habitación se proyectaría
tener un ahorro aproximado del 80% de la demanda eléctrica, esto sin considerar
el ahorro que permitiría en conjunto con un sistema de optimización de carga
eléctrica que aumentaría el tiempo de vida del subsistema de captación del
sistema fotovoltaico.
Además de que este tipo de tecnologías también denominadas energías verdes
representarían un parte aguas en la utilización de este tipo de sistemas en casa
habitación para desarrollos habitacionales del estado y la región, asemejando lo
realizado en otros países que ya utilizan estos sistemas para el ahorro de energía
eléctrica.
VI
CAPÍTULO 1
ENERGÍA SOLAR
1.1 Energía solar fotovoltaica La energía solar es la energía obtenida a partir del aprovechamiento de la radiación
electromagnética procedente del Sol, es entonces que la energía solar fotovoltaica
transforma en electricidad la radiación procedente del Sol por medio de celdas
fotovoltaicas y que forman parte de paneles solares.
1.1.1 Interacción Sol- Tierra El Sol es una estrella formada casi en su totalidad de hidrogeno y una pequeña
proporción de helio, en la que se desarrolla una gran cantidad de energía, su
radiación es de 6.35*107 W/m2, pero esta radiación no es en su totalidad la que llega
a la Tierra ya que existen factores que determinan los niveles de radiación, entre
esos factores tenemos que la radiación solar es aleatoria , lo que hace complicado
determinarla de manera exacta o definitiva, además del movimiento relativo Sol-
Tierra respecto a un punto en la superficie terrestre.
La Tierra órbita alrededor del Sol con dos movimientos diferentes que lleva a cabo al
mismo tiempo.
Movimiento de traslación: La Tierra se traslada alrededor del sol siguiendo
aproximadamente una trayectoria elíptica de pequeña excentricidad. El plano que
contiene la trayectoria de traslación de la Tierra se conoce como plano de la elíptica.
Movimiento de rotación: La Tierra gira sobre sí misma alrededor de un eje
denominado eje polar o de rotación terrestre, el cual mantiene una dirección
aproximadamente constante formando un ángulo de 23.45º con el plano de la
elíptica.
La figura 1.1 se muestra a la Tierra orbitando alrededor del sol con dos movimientos
diferentes que lleva a cabo al mismo tiempo.
2
Figura 1.1 Movimiento de la Tierra respecto al Sol
Debido a la oblicuidad de la elíptica, el ángulo formado por el plano ecuatorial de la
Tierra con la elíptica, es decir, la recta que une los centros de la Tierra y el Sol está
cambiando permanentemente entre +23.45º y -23.45º. Este ángulo se conoce como
declinación solar (δ).
La declinación solar se anula en los equinoccios de primavera (22/23 sept.) y de
otoño (20/21 marzo), en estos días el Sol se encuentra en el ecuador, y la duración
de día es igual a la de la noche en toda la Tierra, además, las posiciones de salida y
de puesta del sol coinciden con el este y oeste, respectivamente.
En el solsticio de verano la declinación es de +23.45º y el Sol se encuentra en el
trópico de Cáncer lo que en el hemisferio norte se traduce en el día más largo y la
noche más corta.
En el solsticio de invierno la declinación es de -23.45º y el Sol se encuentra en el
trópico de Capricornio lo que se traduce en el hemisferio norte en el día más corto y
la noche más larga del año, ver figura 1.2.
EJE POLAR
DECLINACIÓN -23.5 º
DECLINACIÓN +23.5º
23.5 º 23.5 º TRASLACIÓN
ROTACIÓN
SOL
TIERRATIERRA
3
Figura 1.2 Movimiento anual de la Tierra alrededor del Sol y las estaciones en el
hemisferio norte y sur con el ángulo de declinación.
1.1.2 Irradiancia e insolación La irradiancia es el valor de la potencia luminosa (energía por unidad de tiempo) que
recibe una superficie de 1 m2 en un determinado instante, su unidad de medida es
W/m2 generalmente se usa el símbolo G. Por su diferente comportamiento, la
irradiancia se separa en 3 componentes: la radiación directa, difusa y de albedo, la
suma de estas es la radiación total incidente sobre una superficie, ver figura 1.3.
• Radiación directa: Aquella que procede del Sol e incide sobre la superficie sin
cambiar de dirección, es una radiación que proviene de una dirección
claramente definida.
• Radiación difusa: Es la radiación que se recibe del Sol, después de ser
derivada por dispersión atmosférica. Es radiación difusa la que se recibe a
través de las nubes, así como la que proviene de toda la bóveda del cielo
visible desde la superficie, no es direccional.
21/22 JUNIOSOLSTICIO DEVERANO
=23.5 ºδ
21/22 DICIEMBRESOLSTICIO DEINVIERNO
º=-23.5 δ22/23 SEPTIEMBREEQUINOCCIO DEOTOÑO
º= 0 δ
20/21 SEPTIEMBREEQUINOCCIO DEPRIMAVERA
º= 0 δ
SOLTIERRA
TIERRA
TIERRA
TIERRA
4
• Radiación albedo: Radiación que llega a la superficie considerada, después de
haberse reflejado en las superficies del entorno como montañas, edificios, etc.,
y depende de la naturaleza de los elementos a su alrededor.
Figura 1.3 Componentes de la radiación total incidente sobre una superficie inclinada
La insolación es la cantidad de energía solar recibida durante un intervalo de tiempo,
sus unidades son kilowatts-hora/m2, para dimensionar el sistema fotovoltaico, es
necesario conocer la insolación diaria promedio, de preferencia si es para cada mes
del año. Este valor de insolación solar se expresa por lo general en Horas Solares
Pico (HSP). En la figura 1.4 se puede observar las curvas que describen la
irradiancia, insolación y las horas solares pico sobre una superficie determinada.
Figura 1.4.a Curva de irradiancia y Figura 3.8.b Curva característica de HSP
5
1.1.3 Factores que afectan el recurso solar La atmosfera de la Tierra es en su totalidad tranparente a la luz visible, pero es
mucho menor a la radiación infrarroja. Esta es la razón por la cual casi 58% de la luz
solar recibida por nuestro planeta alcanza la superficie terrestre, de la cual 50% es
absorbida por la Tierra.
El resto de la radiación proveniente del Sol es absorbida por la atmosfera (20%
aproximadamente), 22% y 8% aproximadamente es reflejada por las nubes y por las
superficies de la Tierra respectivamente. En la figura 1.5 se observa en forma
general un balance radioactivo tierra-atmosfera con los valores porcentuales de
radiación solar.
Figura 1.5 Balance de radiación solar del sistema Tierra-Atmosfera
Una superficie que absorbe toda la energía recibida tal como una superficie negra
tiene un albedo de 0, mientras que un perfecto reflector como lo es una superficie
blanca tiene un albedo de 1. Sin embargo la acción humana especialmente los
trabajos de construcción están disminuyendo el albedo de las superficies que de
manera indirecta podrían reducir el potencial solar de los paneles solares y aumentar
el calentamiento global, ya que según “Heat Island Group” de la Universidad de
Berkeley, California aumentando en 1% el albedo de las superficies equivaldría a
reducir 2.5 kg/m2 de CO2 de la superficie de la Tierra.
SUPERFICIE TERRESTRE
RADIACIÓN REFLEJADA POR NUBES
RADIACIÓN ABSORBIDAPOR LAATMOSFERA
RADIACIÓN ABSORBIDAPOR LASNUBES
RADIACIÓN INFRARROJAABSORBIDAPOR LASNUBES
RADIACIÓN INFRARROJAPERDIDADIRECTAMENTEAL EXTERIOR
6
En la figura 1.6 se pude observar los diferentes rangos de albedo que contienen las
distintas superficies de una típica zona urbana según fuente de la NASA, Akbari y
Thayer en 2007.
Figura 1.6 Rangos de albedo de una típica zona urbana
1.2 Montaje optimo de paneles solares Las opciones comunes para el montaje de paneles solares serán hacia el sur si nos
encontramos en el hemisferio norte, y hacia el norte si no encontramos en el sur, es
decir, siempre buscando la perpendicularidad al Sol en las horas del mediodía. En la
figura 1.7 se puede observar la trayectoria anual del Sol en latitudes del hemisferio
norte.
Figura 1.7 Trayectoria anual del Sol en latitudes del hemisferio norte
TECHOSCORRUGADOS0.10 - 0.15
PINTURA DECOLOR0.15 - 0.33
ARBOLES0.15 - 0.18
PASTO0.25 - 0.30
CONCRETO0.25 - 0.70
PINTURABLANCA0.50 - 0.90
TECHOALTAMENTEREFLECTIVO0.60 - 0.70
TECJADO CAFEY ROJO0.10 - 0.35
ASFALTO0.05 - 0.20
LADRILLO0.20 - 0.40
E
O
SN
8 a.m.6 a.m.5 a.m.
12 p.m.
12 p.m.
12 p.m.
7 p.m.
6 p.m. 4 p.m.Solsticiode verano Equinoccio Solsticio
de invierno
7
Par conocer el ángulo óptimo de los paneles solares es necesario tener en cuenta las
características de instalación y su uso ya que la altura solar en invierno es inferior
que en verano, y es por esta razón es lógico pensar que para la primera instalación
se usaran ángulos de inclinación mayores y para el segundo menores.
Una forma sugerida para calcular el ángulo de inclinación seria como la que se
presenta en la tabla 1.1 y en la figura 1.8.
Periodo de diseño Angulo β optimo (⁰)
Invierno λ + 20
Uniforme anual λ + 15
Primavera y Verano λ
Conexiones a red eléctrica λ * 0.85
Tabla 1.1 Ángulo de inclinación de paneles solares según diseño
Donde λ corresponde a la latitud del lugar en valor absoluto y grados.
Figura 1.8 Ángulos de inclinación sugeridos para tres posiciones
Latitud Latitud +15º Latitud -15º
Todo el año Uso en invierno Uso en verano
8
1.3 Radiación solar en México Los recursos solares en México son de lo mejor en el planeta, superiores a Alemania
y España, quienes son reconocidos como líderes mundiales en sistemas
fotovoltaicos instalados. Como se puede observar en la figura 1.9, México se
encuentra dentro de la franja con gran captación del recuso solar lo que permite sea
factible la implementación de tecnologías fotovoltaicas.
Figura 1.9 Intensidad de radiación solar en el mundo (Fuente:
http://www.ez2c.de/ml/solar_land_area)
En especifico nuestro país cuenta con índices que van de los 4.4 kWh/m2 por día en
la zona centro, a los 6.3 kWh/m2 por día en el norte del país (ver figura 1.10), y que
determinan un factor importante para la factibilidad de implementación de un sistema
fotovoltaico.
9
Figura 1.10 Insolación en México (Fuente: Servicio Meteorológico Nacional)
1.4 Distribución del recurso solar en la región de Tula El área de Tula se encuentra en latitud norte de 20.03 ° y una longitud oeste de 99,
21 °, con la elevación sobre el nivel del mar es de 1751 m. El clima en la zona
pertenece al tipo templado en verano y frío en invierno. En verano, la temperatura es
aproximadamente 20.1 ° C en promedio. En invierno, con una media anual de
temperatura de 12.4 ° C.
La insolación total mensual en el área de Tula (ver figura 1.11 y figura 1.12) no se
distribuye uniformemente y tiene una diferencia significativa. La insolación total
mensual comienza a aumentar a partir de Enero, el valor de pico aparece en el mes
de Julio, con un valor 6.67 kWh/m2 en un día. Después comienza a disminuir con la
valor de valle que aparece en Diciembre, de 4.31 kWh/m2 horizontalmente.
10
Figura 1.11 Insolación horizontal mensual de la región de Tula (Fuente: NASA
Surface Meteorology and Solar Energy)
El promedio de la insolación solar recibida en esta zona geográfica de Tula
anualmente es de 5600 Wh/m2. Resultando superior a la media anual de irradiación
de países como Alemania y España líderes mundiales en instalaciones fotovoltaicas,
según datos de la publicación “Programa innovación orientada: Sector Energía Solar”
publicado por del Programa Gacela de la Secretaría de Economía y de FUMEC
(Fundación México – Estados Unidos para la Ciencia) en 2010.
Figura 1.12 Distribución de insolación por estaciones del año en la región de Tula
29%
27%
22%
22%Primavera
Verano
Otoño
Invierno
4.65.6
6.486.67
6.566.15
5.985.95
4.934.75
4.31
0 1 2 3 4 5 6 7 8
EneroFebrero
MarzoAbril
MayoJunioJulio
AgostoSeptiembre
OctubreNoviembreDiciembre
Insolación mensual total kWh/m2
Mes
11
1.4.1 Horas solares pico en la región de Tula Para obtener el valor de horas solar pico (HSP) se debe dividir el valor de la
insolación (Rβ) entre el valor de potencia de insolación incidente (Iβ) como se muestra
en la ecuación 1.1.
𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 = 𝑅𝑅𝛽𝛽𝐼𝐼𝛽𝛽
[ℎ] (1.1)
Donde el valor de potencia de insolación incidente (Iβ) en condiciones estándar de
prueba (CEP), de es de 1 kW/m2
Como se observo en la figura 1.11 los datos de insolación tomados por la NASA en
su programa Surface Meteorology and Solar Energy son de acuerdo a una insolación
cuando la posición de los paneles es horizontal a la incidencia de la luz solar, es
decir, que el ángulo de inclinación de los paneles corresponde a la latitud de la zona
en estudio, en este caso de 20.03 º norte para la región de Tula. Esto tiene una
correspondencia con los datos de la tabla 1.1 y la figura 1.12 en el que la insolación
es mucho mayor en primavera y verano.
Así pues para determinar las horas solares pico de la región de Tula, tomando como
referencia el promedio anual de insolación de 5.6 kW/m2, tenemos que:
𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 =5600 𝑊𝑊 𝑚𝑚2�
1000 𝑊𝑊 𝑚𝑚2�
𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 = 5.6 ℎ
1.4.2 Días de autonomía en la región de Tula Se conoce como días de autonomía a la cantidad de días con baja o nula insolación
durante la cual funcionara la instalación, es decir, que la instalación funcione sin
necesidad de que se suministre energía desde los paneles. Para sistemas
domésticos se toman entre 3 y 5 días de autonomía.
En el caso de la región de Tula por su posición geográfica y el periodo de días
nublados y días soleados se tiene un promedio de 5 días de autonomía.
12
CAPÍTULO 2
CELDAS Y PANELES
SOLARES
2.1 Efecto fotovoltaico El término fotovoltaico viene del griego (luz) y del nombre físico italiano Volta, de
donde proviene también voltio y voltaje. El efecto fotovoltaico es la generación de
una fuerza electromotriz (f.e.m.) como resultado de la absorción de la radiación
ionizante mediante una tecnología basada en semiconductores que convierte la
energía proveniente de la luz solar directamente en corriente eléctrica que se usa
de manera inmediata o se almacena en baterías para su posterior uso.
2.2 Celda fotovoltaica Una celda fotovoltaica es un dispositivo que se usa para convertir la luz solar en
electricidad por el efecto fotovoltaico, es decir, que es un transductor que convierte
la energía radiante del Sol directamente en electricidad y es básicamente un diodo
semiconductor capaz de desarrollar un voltaje de 0.5-1.0 V y una densidad de
corriente de 20-40 mA/cm2 dependiendo de los materiales usados para su
elaboración y de las condiciones de luz solar. En la figura 2.1, se puede observar
el símbolo eléctrico de una celda fotovoltaica en la cual la corriente circula de
cátodo a ánodo, es decir, internamente circula del semiconductor tipo N al tipo P
(contrario al sentido de un diodo) hacia una resistencia.
Figura 2.1 Símbolo eléctrico de una celda fotovoltaica
14
2.2.1 Componentes de celda fotovoltaica Toda celda solar moderna consta usualmente de los siguientes componentes (ver
figura 2.2):
a) Placa de vidrio. Es aquella que permite ingresar la luz a las celdas y protege a
los semiconductores en la celda de los elementos.
b) Capa antirreflectora. Es aquella que está entre la placa de vidrio y el
semiconductor, y tiene la función de minimizar la pérdida de luz por reflejo.
c) La capa de semiconductor tipo n. Es aquella que tiene una concentración de
electrones excitados mayor a la de la capa tipo p, lo cual provoca que las cargas
eléctricas de esta capa se pasen a la capa de tipo p provocando una diferencia de
potencial con la otra capa.
d) Plancha de semiconductores tipo n y tipo p. Es aquella en la que se encuentran
colocados los semiconductores tipo n y tipo p y están enlazados a través de un
camino o vía que actúa como conductor por el cual circulan los electrones para ir
del semiconductor tipo n al tipo p, generando un campo eléctrico en este cable.
e) La capa de semiconductor tipo p. Es aquella que tiene una deficiencia de
electrones, lo cual atrae a los electrones excitados provenientes de la capa tipo n,
provocando que se genere una diferencia de potencial entre ambas capas del
semiconductor.
Figura 2.2 Elementos principales de una celda fotovoltaica
15
2.2.2 Principio de funcionamiento de una celda fotovoltaica Los elementos utilizados para el efecto fotovoltaico son las celdas fotovoltaicas o
celdas solares principalmente de silicio que son semiconductoras eléctricas debido
a que el silicio es un material de características intermedias entre un conductor y
un aislante.
Presentado normalmente como arena, mediante métodos adecuados, se obtiene
el silicio en su forma pura. El cristal de silicio puro no posee electrones libres y por
lo tanto resulta un mal conductor eléctrico. Para cambiar esto se agregan
porcentajes de otros elementos. Este proceso se denomina dopado.
Mediante el dopado de silicio con fósforo se obtiene un material con electrones
libres o material con portadores de carga negativa (silicio tipo N). Realizando el
mismo proceso, pero agregando Boro en lugar de fósforo, se obtiene un material
de características inversas; esto es déficit de electrones o material con cargas
positivas libres o huecos (silicio tipo P). Ambas capas separadas son
eléctricamente neutras, pero al ser unidas, justamente en la unión P-N, se genera
un campo eléctrico debido a los electrones libres del silicio tipo N que ocupan los
huecos de la estructura del silicio tipo P.
Al incidir la luz sobre la celda fotovoltaica, los fotones que la integran chocan con
los electrones de la estructura del silicio dándoles energía y transformándolos en
conductores. Debido al campo eléctrico generado en la unión P-N, los electrones
son orientados, fluyendo de la capa "P" a la capa "N". Mediante un conductor
externo, se conecta la capa negativa a la positiva, generándose así un flujo de
electrones (corriente eléctrica) en la conexión, ver figura 2.3.
Figura 2.3 Principio de funcionamiento fotovoltaico de una celda solar
16
2.2.3 Tipos de celdas fotovoltaicas Existen en el mercado diferentes tecnologías, cada una de ellas tiene diferentes
características. Las tecnologías basadas en silicio representan hoy en día el 90%
de la producción mundial fotovoltaica y son las tecnologías más dominantes.
Existen principalmente en el mercado tres tipos de celdas según la tecnología del
tipo de cristal, todas ellas de silicio (ver tabla 2.1).
Tipo de celda Eficiencia
(%)
Características
Silicio cristalino 22 • Constituida de un solo cristal de silicio muy alta pureza.
• Tienen muy buen rendimiento y vida útil de hasta 25
años.
• Son del precio más elevado en el mercado.
• Color azul homogéneo.
Silicio
multicristalino
18 • Fabricadas de silicio mezclado con Arsenio y Galio.
• Precio menor en comparación con el anterior.
• Rendimiento menor a 20 años.
• Color con diferentes tonalidades de azul.
Amorfo 13 • Fabricada de una capa delgada de silicio.
• Rendimiento y precios bajos.
• Color marrón homogéneo.
Tabla 2.1 Tipo de celdas fotovoltaicas con sus principales características
17
2.3 Panel solar Un panel solar, también llamado modulo fotovoltaico es un conjunto de celdas
interconectadas eléctricamente y protegidas contra la intemperie, por lo general
tienen una cubierta frontal de vidrio templado y un marco de aluminio templado
que facilita su transporte e instalación (ver figura 2.4).
Figura 2.4 Componentes de un modulo fotovoltaico
En el panel se asocian eléctricamente un determinado número de celdas solares y
se protege todo el compacto sellándolo al vacío, ver figura 2.5.
Figura 2.5 Esquema que ilustra la composición de un panel solar
18
2.3.1 Símbolo de un panel solar El símbolo de un panel solar se puede encontrar representado como en la figura
2.6. En ella se indica el sentido de la corriente eléctrica generada (I), así como la
polaridad de las conexiones.
Figura 2.6 Símbolo utilizado para un panel solar
2.3.2 Características eléctricas de un panel solar En la documentación que entrega el fabricante, así como en el etiquetado que el
panel solar lleva adherido, figura una terminología eléctrica que además de
información general del producto, el tipo de celda, las características físicas del
panel (ancho, largo, espesor y el peso), el tipo de caja de conexión, esquema o
descripción con las distancias de los agujeros de fijación del marco, aparece lo
que se denomina la curva I-V (curva intensidad-voltaje) del panel solar.
La curva característica I-V de un panel solar informa sobre los distintos valores de
tensión e intensidad que puede proporcionar ese panel, esta curva se obtiene a
partir de las condiciones estándar de prueba.
Las condiciones estándar de prueba (CEP) o STC (del inglés: Standard Test
Conditions) son aquellas condiciones de laboratorio bajo las cuales se mide y se
establece la potencia de un panel solar. Se corresponden a una intensidad de luz
radiante de 1000 W/m2 y una temperatura de célula de 25 ºC. Aquí se miden la
potencia máxima (P máx) que puede suministrar el panel, la intensidad de
cortocircuito (Icc) y la tensión de circuito abierto (V oc).
El conocimiento de los tres parámetros mencionados P máx., I cc, y V oc es suficiente
para conocer el comportamiento del panel en cualquier condición de operación
definida por un valor de la irradiancia.
19
2.3.3 Curva característica I-V de un panel solar
La curva I-V de un panel solar proporciona, indirectamente, la relación voltaje-
corriente, ya que asocia los valores de V e I para diferentes cargas, ver figura 2.7.
Figura 2.7 Curva característica I-V de un panel solar
• Corriente de cortocircuito (I cc). La corriente de cortocircuito se mide en
amperios. Es la intensidad máxima que se puede obtener del panel solar, en
las condiciones CEP, provocando un cortocircuito.
• Tensión de circuito abierto (V oc). La tensión de circuito abierto se mide en
voltios. Es el voltaje máximo que se puede obtener del panel solar, en las
condiciones CEP, en circuito abierto.
NOTA: Para ambos puntos la potencia de salida es nula. Consecuentemente, un
cortocircuito entre los terminales de salida del panel no dañará al mismo.
• Potencia pico o potencia máxima (P máx.). La potencia máxima es aquella
potencia que suministra un panel solar cuando el producto de la tensión por la
intensidad es máximo (I máx. * V máx. = P máx.). A ese punto de coordenadas
resultantes (I máx., V máx.) se le denomina punto de máxima potencia.
20
Normalmente un panel no trabaja a potencia máxima debido a varios
condicionantes, entre otros a que la resistencia exterior está dada por las
condiciones particulares del circuito al que esté conectada (la instalación).
• Tensión máxima (V máx.). Valor de tensión que corresponde a la potencia
máxima. Es aproximadamente el 80% de la tensión de circuito abierto.
• Corriente máxima (I máx.). Valor de corriente que corresponde a la potencia
máxima.
2.3.4 Efectos ambientales sobre los paneles solares La temperatura de trabajo de las células puede ser de 20º a 25 ºC superior a la
temperatura ambiente. Y, al igual que ocurre en muchos dispositivos eléctricos y/o
electrónicos, el exceso de temperatura resta eficacia. Al aumentar la temperatura
de las celdas la corriente del modulo aumenta moderadamente mientras que el
voltaje disminuye sensiblemente (ver figura 2.8).
Figura 2.8 Curvas que muestra la influencia de temperatura sobre un panel solar
21
En este caso al disminuir la radiación el valor de la corriente de cortocircuito
disminuye sensiblemente, mientras que el voltaje a circuito abierto también
disminuye pero moderadamente, (ver figura 2.9).
Figura 2.9 Curvas que muestra la influencia de la radiación en la curva I-V de un
panel solar
2.3.5 Eficiencia del panel solar La eficiencia es el cociente entre la potencia eléctrica producida por el modulo y la
irradiación incidente sobre el mismo. Es decir, es el cociente entre la potencia
máxima (P máx.) de la celda con la potencia luminosa (PL) recibida por la celda. En
la tabla 2.2 se muestran los valores de eficiencia en relación al material con el que
se ha fabricado el panel solar.
Tecnología Eficiencia (%)
Silicio cristalino 14-16
Silicio multicristalino 10-12
Silicio amorfo 6-8
Tabla 2.2 Relación material y eficiencia de paneles solares
22
CAPÍTULO 3
SISTEMA FOTOVOLTAICO
3.1 Clasificación de los sistemas fotovoltaicos Dependiendo de los requerimientos funcionales y operacionales de un sistema,
existen sistemas aislados o independientes (ver figura 3.1), conectados a la red o
híbridos con alguna fuente convencional de respaldo (ver figura 3.2 y 3.3), donde
se requiere de distintos subsistemas adicionales como lo son los de
almacenamiento, regulación y distribución, incluido en este último el de protección.
Figura 3.1 Diagrama básico de un sistema fotovoltaico aislado
Figura 3.2 Diagrama básico de un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica
24
Figura 3.3 Diagrama básico de un sistema fotovoltaico hibrido
En la actualidad los sistemas fotovoltaicos híbridos operando de forma aislada,
pueden tener un costo elevado, de aquí que el uso sea restringido, sin embargo,
existe una expectativa de que en el futuro el costo de los elementos baje, y por
ende representaría una opción atractiva de generación a pequeña escala.
25
3.2 Subsistema de captación: Arreglo fotovoltaico Denominado panel solar o modulo fotovoltaico, su principal función es la de
proporcionar energía a la instalación a partir de la insolación, aprovechando el
efecto fotovoltaico.
Para los paneles solares de uniones de silicio y con conexiones de celdas en
serie, los valores de tensión por número de celdas rondan las 36 celdas para 12 V
y 72 celdas para 24 V, (ver figura 3.4).
.Figura 3.4 Panel solar cristalino 12 V, 90 W
3.2.1 Asociación serie y paralelo de paneles solares En la mayoría de las instalaciones, dependiendo de la potencia de instalación, es
necesario asociar varios paneles en serie o paralelo para obtener los niveles de
tensión y corriente adecuados, tomando en cuenta como norma general que no se
deben conectar módulos de distintas características y, si es posible deberán ser
del mismo fabricante. Para la asociación de paneles solares se tienen las
siguientes posibilidades.
• Paralelo: La conexión de paneles solares en esta configuración son todos
los polos positivos conectados entre sí, y por separado los negativos. Con
ello se consigue aumentar la corriente generada y mantener un mismo valor
de tensión. En la figura 3.5 se muestra la conexión común en este tipo de
arreglo, donde la corriente generada es la suma de todas las corrientes
generadas por cada panel.
26
Figura 3.5 Conexión en paralelo de paneles solares
• Serie: La conexión de estos paneles se hace conectando un polo positivo
de un panel con el polo negativo del siguiente. Con ello se consigue
aumentar la tensión y mantener el mismo valor de corriente generada. En la
figura 3.6 se observa una conexión en serie de paneles solares, en donde
la tensión generada es igual a la suma de todas las tensiones por cada
panel.
Figura 3.6 Conexión en serie de paneles solares
• Mixto: En esta conexión los paneles se encuentran asociados tanto en serie
como en paralelo. En la figura 3.7 se pude observar la conexión de un
arreglo mixto de paneles solares.
Figura 3.7 Conexión mixta de paneles solares
27
El número de paneles solares conectados en serie determina el voltaje del arreglo
para los paneles tal como se expresa en la ecuación 3.1.
𝑉𝑉 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 = �𝑉𝑉 𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎�𝑥𝑥(𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑠𝑠𝑎𝑎) (3.1)
La corriente nominal del arreglo está dada por el número de hileras o paneles
individuales conectados en paralelo como se ve en la ecuación 3.2.
𝐼𝐼 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 = �𝐼𝐼 𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎�𝑥𝑥(𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎) (3.2)
Por lo tanto la potencia nominal del arreglo es la suma de la potencia nominal de
cada panel solar (ver ecuación 3.3).
𝐻𝐻 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 = �𝐻𝐻 𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎�𝑥𝑥(𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑑𝑑𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎) (3.3)
Cuando en un sistema fotovoltaico se usan baterías, el voltaje nominal del
sistema estará dado por el banco de baterías. El voltaje de un sistema con
baterías se da en múltiplos de 12 V.
3.2.2 Diodos de bloqueo y bypass de paneles solares Los diodos son componentes electrónicos que permiten el flujo de corriente en una
única dirección. En los sistemas fotovoltaicos generalmente se utilizan de dos
formas: como diodos de bloqueo y como diodos de bypass.
Los diodos de bloqueo impiden que la batería se descargue a través de los
paneles solares en ausencia de luz solar. Evitan también que el flujo de corriente
se invierta entre bloques de paneles conectados en paralelo, cuando en uno o
más de ellos se produce una sombra.
Los diodos de bypass protegen individualmente a cada panel de posibles daños
ocasionados por sombras parciales. Deben ser utilizados en disposiciones en las
que los paneles están conectados en serie.
28
Generalmente no son necesarios en sistemas que funcionan a 24 V o menos.
Mientras que los diodos de bloqueo evitan que un grupo de paneles en serie
absorba flujo de corriente de otro grupo conectado a él en paralelo, los diodos de
bypass impiden que cada panel individualmente absorba corriente de otro de los
paneles del grupo, si en uno o más paneles del mismo se produce una sombra
(ver figura 3.8).
Figura 3.8 Diodo de bloqueo y bypass en un sistema fotovoltaico
Normalmente en los módulos que se venden en forma comercial vienen con
diodos de paso también llamados antirretorno, que por lo general se encuentra
internamente alojada en su caja de conexiones.
29
3.3 Subsistema de almacenamiento: Baterías Las baterías, también llamadas acumuladores, son dispositivos que almacenan
energía y que convierten la energía almacenada en energía eléctrica por medio de
una reacción química. En la figura 3.9 se muestra el símbolo utilizado para
representar una pila, acumulador o una batería de pilas. Las baterías más
adecuadas para sistemas fotovoltaicos son las de plomo acido.
Figura 3.9 Símbolo eléctrico de una pila o acumulador.
El comportamiento de una batería se determina fundamentalmente por dos
factores: la capacidad en amperes-hora y la profundidad de la descarga.
3.3.1 Capacidad de las baterías La capacidad de almacenamiento de una batería se define como la cantidad de
corriente que podrá entregar por un número dado de horas a su voltaje nominal y
a una temperatura de 25 ºC. La capacidad es designada en amperes-hora (Ah), y
es el producto de la corriente en amperes y el tiempo en horas.
El régimen de carga y descarga de una batería se define como el cociente de la
capacidad nominal de la batería (CN) entre la corriente que puede entregar (IN)
como se muestra en la ecuación 3.4.
𝐷𝐷𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎𝑐𝑐𝑠𝑠𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎𝑝𝑝𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 (ℎ) = 𝐶𝐶𝑁𝑁 (𝐴𝐴ℎ)
𝐼𝐼𝑁𝑁 (𝐴𝐴) (3.4)
30
Generalmente la capacidad de una batería esta en índices de 100, 20 o 5 horas;
para hacer referencia a la capacidad de una batería se utiliza la letra C, por
ejemplo las capacidades anteriores se definen como C100, C20 y C5.
La capacidad está influenciada por la temperatura, si la temperatura disminuye la
capacidad disminuye, pero también cabe mencionar que la temperatura elevada
causa una reducción de la vida útil de la batería, por ejemplo tenemos las
características de una batería de plomo-ácido (Pb-Ácido) como se muestra en la
tabla 3.1.
Temperatura del electrolito
(ºC)
Reducción de la vida útil
(%)
25 0
30 30
35 50
40 65
45 77
50 87
55 95
Tabla 3.1 Relación temperatura-vida útil de una batería Pb-Ácido
3.3.2 Vida útil de las baterías La vida útil de una batería se mide en ciclos, que se define como el número de
veces que se produce la carga y descarga. Es decir, con cada carga y descarga
(ciclo) la batería va perdiendo propiedades, así pues entre más ciclos la vida útil
mas envejece la batería, y por ende disminuye la capacidad máxima que puede
alcanzar la batería. Cuanto mayor sea la descarga menor será el número de
ciclos, y en consecuencia, menor será la vida útil.
31
3.3.3 Estado de carga y profundidad de descarga de las baterías El estado de carga (EDC) de una batería es la capacidad remanente y se expresa
como porcentaje de la capacidad nominal. Al porcentaje de la capacidad nominal
extraído se conoce como profundidad de descarga (PDD). En la ecuación 3.5 y 3.6
muestran el cálculo del estado de carga y profundidad de descarga de una batería
respectivamente.
𝐸𝐸𝐷𝐷𝐸𝐸 (%) = 𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 (𝐴𝐴ℎ)− 𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 𝑢𝑢𝑢𝑢𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 (𝐴𝐴ℎ)𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 (𝐴𝐴ℎ)
(3.5)
𝐻𝐻𝐷𝐷𝐷𝐷 (%) = 𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 𝑢𝑢𝑢𝑢𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 (𝐴𝐴ℎ)𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 (𝐴𝐴ℎ)
(3.6)
El voltaje de las baterías puede variar de acuerdo al porcentaje del estado de
carga con las que cuenten, en la figura 3.10 se muestra esta variación en una
batería de plomo ácido con un voltaje nominal de 12 V y a una temperatura del
electrolito de 25 ºC.
Figura 3.10 Variación de voltaje en una batería de Pb-Ácido de 12V (Fuente:
Revista Home Power).
32
Para aplicaciones fotovoltaicas se emplean baterías de descarga profunda, ya que
en algunas instalaciones deben soportar el consumo durante varios días. El valor
de profundidad de descarga es facilitado por el fabricante, sino es así se toma un
valor de intermedio del 60% o 70% para realizar los cálculos correspondientes.
3.3.4 Tipos de baterías Las baterías se pueden clasificar como celdas primarias o secundarias. Las
primeras se emplean con la intención de ser usada una sola vez, ejemplo de estas
son las baterías de carbón-zinc, alcalinas y de litio. Las de celda secundaria
almacenan energía eléctrica en una reacción química reversible, permitiendo a la
batería producir corriente en forma repetida, pero el proceso de inversión no se da
al 100% ya que se tienen pérdidas debido al calentamiento y diferencia de voltaje
algunos ejemplos son las batería de Níquel-Cadmio, Plomo-Ácido y Níquel-Fierro.
La mayoría de los sistemas fotovoltaicos utilizan baterías de plomo-ácido por su
bajo costo en comparación con las demás baterías.
• Batería plomo ácido (Pb-Ácido)
La batería comercial, para poder ofrecer un voltaje de salida práctico, posee varias
de estas celdas conectadas en serie. La Figura 3.11 muestra la estructura interna
y externa de una batería de Pb-ácido, donde se observa la conexión serie de las
celdas, las que están físicamente separadas por particiones dentro de la caja que
las contiene. Cada celda está compuesta de varias placas positivas y negativas,
las que tienen separadores intermedios. Todas las placas de igual polaridad,
dentro de una celda, están conectadas en paralelo. El uso de varias placas de
igual polaridad permite aumentar la superficie activa de una celda.
33
Figura 3.11 Detalles de construcción de una batería Pb-Ácido
En ella, los dos electrodos están hechos de plomo y el electrolito es una solución
de agua destilada y ácido sulfúrico. Cuando la batería está cargada, el electrodo
positivo tiene un depósito de dióxido de plomo y el negativo es plomo. Al
descargarse, la reacción química que toma lugar hace que, tanto la placa positiva
como la negativa, tengan un depósito de sulfato de plomo. La figuras 3.12 ilustra
los dos estados (cargada, descargada).
Figura 3.12 Esquema de estados de una batería Pb-Ácido cargada y descargada.
Las baterías de plomo ácido más utilizadas para aplicaciones fotovoltaicas se
clasifican en dos tipos: las baterías liquidas y baterías del tipo reguladas por
válvulas (VRLA - Valve Regulated Lead Acid battery).
34
o Baterías Liquidas
Existen en versión abierta con tapas que dejan sustituir el agua son de bajo
mantenimiento pero existen las cerradas con válvulas para que posibles gases
puedan escapar durante cargas excesivas. Sus ventajas aparte del precio es que
tienen menos problemas si se sobrecargan. Las desventajas son el peligro de
perder el acido, es necesario un control del nivel del agua y su corta vida típica es
de aproximadamente 400 ciclos de carga y descarga.
o Baterías tipo VRLA
Estas baterías modernas no son completamente selladas, pero contienen una
tecnología que recombinan el oxigeno y hidrógeno que sale de las placas durante
la carga y así eliminan la pérdida de agua si no son sobrecargadas. Funcionan en
cualquier posición. Hay dos tipos principales: los de consistencia de Gel y los
AGM, donde el acido es fijado en fibra de vidrio (AGM - Absorbed Glass Mat).
Baterías de gel
En estas baterías, el acido tiene la forma de gel. Su gran ventaja es que ya no hay
un liquido que se puede perder, son cerradas. La corrosión es reducida y son más
resistentes a bajas temperaturas. Su vida es mucho mayor que la vida de las
baterías liquidas y comparado con otras, son las menos afectadas en casos de
descargas profundas. Las desventajas son una resistencia interna poco más alta
que reduce el flujo máximo de la corriente, son algo más delicadas para cargar y
llevan un precio mayor.
Baterías AGM
Cada vez más se usan en sistemas solares y eólicos. Sus ventajas adicionalmente
a las de las baterías de gel son una alta resistencia en climas fríos, su auto
descarga sobre el tiempo es mínimo y tiene la eficiencia más alta de todas las
baterías de plomo (hasta 95%). Tienen una baja resistencia interna que permiten
corrientes altas. Desventaja, aparte del precio más elevado, es su vulnerabilidad
más alta a descargas profundas.
35
3.3.5 Asociación serie-paralelo de las baterías Las instalaciones fotovoltaicas dependiendo de la potencia de la capacidad y
tensión de la instalación es necesario asociar varias baterías en serie o paralelo
para obtener los niveles de tensión y capacidad adecuadas. Para la asociación de
las baterías existen tres posibilidades.
• Paralelo: La conexión de baterías en esta configuración se realiza
conectando todos los polos positivos conectados entre sí, y por separado
los negativos. Con ello se consigue aumentar la capacidad ya que es la
suma de todas las capacidades de cada batería y se mantiene el mismo
valor de tensión. En la figura 3.13 se muestra la conexión en paralelo de
baterías.
Figura 3.13 Conexión en paralelo de baterías
• Serie: La conexión se hace conectando un polo positivo de una batería con
el polo negativo del siguiente, en donde la tensión generada es igual a la
suma de las tensiones por cada batería de las mismas características. Con
ello se aumenta la tensión y se mantiene el valor de capacidad. En la figura
3.14 se observa una conexión en serie de baterías.
36
Figura 3.14 Conexión en paralelo de baterías
• Mixto: En esta conexión las baterías se encuentran asociados tanto en serie
como en paralelo. En la figura 3.15 se pude observar la conexión de un
arreglo mixto de las baterías.
Figura 3.15 Conexión mixta de baterías
37
3.4 Subsistema de regulación: Reguladores El regulador es el dispositivo encargado de controlar los procesos frente a cargas
y descargas de la batería. Entre sus principales funciones se encuentran:
• Evita sobrecargas en las baterías ya que una vez cargada la batería
(EDC=100%), no continúe con el proceso de carga. Con ello se evita el
proceso de gasificación y aumento de temperatura en las baterías.
• Prevé sobredescargas en periodos donde existe insuficiencia de luz solar,
con ello se evita que se agote en exceso la carga de la batería y en
consecuencia reducir la vida útil de esta.
• Asegura el funcionamiento del sistema en el punto de máxima eficacia.
Los reguladores actuales introducen microcontroladores para la correcta gestión
de un sistema fotovoltaico. Su programación elaborada permite un control capaz
de adaptarse a las distintas situaciones de forma automática, permitiendo la
modificación manual de sus parámetros de funcionamiento para instalaciones
especiales, ver figura 3.16.
Figura 3.16 Regulador marca 5765
Las características eléctricas más importantes de un regulador son: la tensión
nominal que indica tensión de trabajo (12, 24, 48 V), corriente máxima que
soportara el regulador, polaridad y conexiones de entrada y salida.
38
3.4.1 Principio de funcionamiento de los reguladores
Los reguladores permiten basar su funcionamiento en base a los estados de la
carga.
Igualación. Esta respuesta del regulador permite la realización automática de
cargas de igualación de los acumuladores tras un período de tiempo en el que
el estado de carga ha sido bajo, reduciendo al máximo el gaseo en caso
contrario.
Carga profunda. Tras la igualación, el sistema de regulación permite la entrada
de corriente de carga a los acumuladores sin interrupción hasta alcanzar el
punto de tensión final de carga. Alcanzado dicho punto el sistema de
regulación interrumpe la carga y el sistema de control pasa a la segunda fase,
la flotación.
Cuando se alcanza la tensión final de carga, la batería ha alcanzado un nivel
de carga próximo al 90% de su capacidad, en la siguiente fase se completará
la carga.
Carga final y flotación. La carga final del acumulador se realiza estableciendo
una zona de actuación del sistema de regulación dentro de lo que se denomina
Banda de Flotación Dinámica (BFD). La BFD es un rango de tensión cuyos
valores máximos y mínimos se fijan entre la tensión final de carga y la tensión
nominal + 10% aproximadamente.
Una vez alcanzado el valor de voltaje de plena carga de la batería, el regulador
inyecta una corriente pequeña para mantenerla a plena carga, esto es, inyecta
la corriente de flotación. Esta corriente se encarga por tanto de mantener la
batería a plena carga y cuando no se consuma energía se emplea en
compensar la autodescarga de las baterías.
39
3.4.2 Tipos de reguladores Existen dos tipo de reguladores paralelo y serie. En instalaciones de baja potencia
se utilizan los reguladores en paralelo y para alta potencia reguladores en serie.
Regulador serie
El funcionamiento de este tipo de regulador es el de cortar el suministro de
energía proveniente del generador (arreglo fotovoltaico) antes de que alcance la
tensión máxima de la batería, evitando así llegar al nivel de sobrecarga de la
batería, ver figura 3.17.
Figura 3.17 Esquema de funcionamiento básico de un regulador en serie
Regulador paralelo
El funcionamiento de este tipo de regulador es disparar potencia, con el propósito
de eliminar el exceso de energía generada. El regulador consiste en un transistor
situado en paralelo con el generador fotovoltaico (ver figura 3.18), para este tipo
de regulador es necesario disponer de un circuito de control, el cual se encargara
de la conducción del transistor en función de la tensión de la batería, es decir,
cuando la tensión sea superior a un umbral (VSC) que conduzca y que cuando sea
inferior que no conduzca.
Figura 3.18 Esquema de funcionamiento básico de un regulador en paralelo
40
3.5 Subsistema de adaptación: Convertidores Los convertidores son dispositivos los cuales su función es transformar la tensión
y características de la intensidad que reciben, convirtiéndola a la adecuada para
los usos necesarios, comúnmente la utilizada para sistemas fotovoltaicos es del
tipo corriente continua a corriente alterna (c.c./c.a.), ya que como los paneles
fotovoltaicos generan energía eléctrica en corriente continua y debido al tipo de
cargas de uso domestico que existen, es necesario un elemento que realice esta
función, este tipo de convertidor es denominado inversor.
El siguiente de la figura 3.19 muestra la clasificación general de los inversores. En
esta se aprecia un primer nivel de división que depende de la alimentación
utilizada, por un lado se encuentran los alimentados por corriente (CSI, current
source inverters), utilizado exclusivamente en el campo de la regulación de
velocidad para grandes potencias y por otro lado, los alimentados por fuente de
tensión (VSI, voltage source inverters), ampliamente utilizados en diferentes
aplicaciones. En el segundo nivel se dividen, según el tipo de la tensión obtenida,
ya sea monofásico o trifásico. La división en los últimos niveles se refiere a las
técnicas de control empleadas en la obtención de la forma de onda de la tensión
de salida.
Figura 3.19 Clasificación general de los inversores
41
3.5.1 Principio de funcionamiento de los inversores
El inversor basa su funcionamiento respecto a tres bloques de circuitos como se
observa en la figura 3.20.
Figura 3.20 Esquema básico de funcionamiento de un inversor
Oscilador: Circuito que genera la frecuencia de corriente alterna de salida,
conformado por un resonador cerámico o similar de alta frecuencia, la cual se
divide por el factor correspondiente hasta obtener el valor requerido, este
procedimiento establece una elevada estabilidad de frecuencia de salida.
Convertidor: El circuito convertidor recibe la tensión continua de entrada
procedente de las baterías y la frecuencia del oscilador y genera con ello la
corriente alterna de salida.
Protección: Este circuito se encarga de vigilar el consumo de corriente alterna
para bloquear el convertidor ante un exceso.
3.5.2 Inversor monofásico en puente con modulación de onda
cuadrada El esquema de este tipo de inversores se muestra en la figura 3.21. Los
semiconductores controlados de potencia se representan por interruptores ideales,
mediante flechas, indicando la punta de la flecha el único sentido posible de la
circulación de corriente. Las formas de onda de este inversor se muestran en la
figura 3.22.
42
Cuando:
𝑇𝑇𝐴𝐴+ 𝑇𝑇𝐵𝐵− 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑂𝑂𝑁𝑁:
⎩⎪⎨
⎪⎧ 𝑉𝑉𝐴𝐴0 =
𝑉𝑉𝐶𝐶2.
𝑉𝑉𝐵𝐵0 = −𝑉𝑉𝐶𝐶2
⇒ 𝑉𝑉𝐴𝐴𝐵𝐵 = 𝑉𝑉𝐴𝐴0 − 𝑉𝑉𝐵𝐵0 = 𝑉𝑉𝐶𝐶
𝑇𝑇𝐴𝐴− 𝑇𝑇𝐵𝐵+ 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑂𝑂𝑁𝑁:
⎩⎪⎨
⎪⎧𝑉𝑉𝐴𝐴0 = −
𝑉𝑉𝐶𝐶2.
𝑉𝑉𝐵𝐵0 =𝑉𝑉𝐶𝐶2
⇒ 𝑉𝑉𝐴𝐴𝐵𝐵 = 𝑉𝑉𝐴𝐴0 − 𝑉𝑉𝐵𝐵0 = −𝑉𝑉𝐶𝐶
Figura 3.21 Inversor monofásico en puente
Figura 3.22 Formas de onda para el inversor monofásico en puente
43
La técnica de modulación utilizada en este tipo de inversor hace que los
interruptores sean controlados por parejas (TA+ TB-) y (TA- TB+), con un desfase
entre ellos de 180º. El diseño de circuito de control tiene en cuenta que (TA+ TB-) y
(TA- TB+) no estén en conducción al mismo tiempo, con el objetivo de no provocar
un cortocircuito. Los diodos colocados en antiparalelo con los interruptores no
permiten la conducción para cargas resistivas, ya que cuando la tensión aplicada a
la carga es positiva, la intensidad es positiva, y cuando la tensión es negativa, la
intensidad es negativa.
La ecuación 3.7 muestra la el valor eficaz de la componente fundamental y los
armónicos de la tensión aplicada a la carga.
(𝑉𝑉𝐴𝐴𝐵𝐵)ℎ = 4𝜋𝜋∗ℎ
𝑉𝑉𝐶𝐶 (3.7)
3.5.3 Modulación por cancelación de tensión Se aplica a inversor monofásico en puente ver figura 3.20.Esta técnica consiste en
realizar un control independiente de cada una de las ramas del inversor. Los
interruptores de una misma rama, se controlan utilizado la técnica de modulación
de onda cuadrada, con un desfase entre el control de ambas ramas menor de
180º (180º-α).
La forma de onda de la tensión a la carga, obtenida con este tipo de modulación
se ve en la figura 3.23. El ángulo β se puede expresar en función de α, de acuerdo
con la expresión 3.8.
𝛽𝛽 = 1800−𝛼𝛼2
= 900 − 𝛼𝛼2 (3.8)
44
Figura 3.23 Formas de onda para el inversor monofásico en puente. Modulación
por cancelación de tensión
La ecuación 3.9 muestra la tensión aplicada a la carga, esta técnica de
modulación es muy apropiada cuando nos interesa eliminar armónicos (h).
(𝑉𝑉𝐴𝐴𝐵𝐵)ℎ = 4𝜋𝜋∗ℎ
𝑉𝑉𝐶𝐶 ∗ sin(ℎ ∗ 𝛽𝛽) (3.9)
3.5.4 Modulación por ancho de pulso Para obtener una tensión senoidal de una frecuencia determinada, con un
reducido número de armónicos se utiliza la técnica de modulación por ancho de
pulso (PWM). Para ello se compara una señal de control de senoidal, de la misma
frecuencia que la tensión de salida deseada, con una forma de onda triangular de
mayor frecuencia. La frecuencia de la onda triangular, establece la frecuencia de
conmutación del inversor (interruptores del inversor), y se mantiene constante,
junto con su amplitud. En la figura 3.24 se muestran las formas de onda y el
espectro armónico de la señal de salida de un inversor monofásico de medio
puente con control PWM.
45
Figura 3.24 Formas de onda y el espectro armónico de la señal de salida. Inversor
monofásico de medio puente control PWM.
3.5.5 Tipos de inversores comerciales Los tipos de inversores que se pueden encontrar en el mercado son de dos tipos
los de onda modificada o de onda pura.
Inversores de onda sinusoidal modificada (modify sine wave siglas en inglés
MSW), son inversores que pueden alimentar a la mayoría de
electrodomésticos, pero con el inconveniente que este tipo de onda presenta
problemas a las cargas del tipo inductivo por ejemplo motores.
Inversores de onda sinusoidal pura (pure sine wave siglas en inglés PSW),
inversores diseñados para reproducir energía similar a la de la compañía
suministradora, son ideales para alimentar los equipos electrónicos más
sofisticados.
Las características eléctricas que deben incluir los inversores dependiendo de su
tipo son: potencia nominal, tensión nominal de entrada, tensión y frecuencia de
saluda, polaridad y conexiones.
46
3.6 Cableado eléctrico en la instalación fotovoltaica Uno de los factores importantes para las instalaciones fotovoltaicas es el cálculo
de la sección del cable conductor para cada uno de los dispositivos y la
instalación. Este cálculo es importante ya que una elección equivocada supone
una caída de tensión elevada en el conductor lo que se traduce en un aumento de
corriente y por ende de temperatura, este aumento de temperatura repercutiría
posiblemente en un incendio o en el deterioro del material aislante, aumentado la
posibilidad de un corto circuito.
Para todo el cableado, se debe asegurar que siempre se use cable que sea capaz
de conducir la máxima capacidad de corriente con la que se planea trabajar,
tomando como consideraciones factores de seguridad que marca la noma oficial
mexicana NOM-001-SEDE-2005 y/o posibles ampliaciones futuras de la
instalación.
Par determinar en forma aproximada la sección del conductor, se puede hacer uso
de la formula empírica 3.10, en ella ya se considera un 5% de caída de tensión
permitida en un conductor.
𝐻𝐻 = 𝐿𝐿∗𝐼𝐼∗0.04𝑉𝑉20
(3.10)
Donde:
S: sección transversal del conductor (mm2)
L: longitud del conductor (m)
I: corriente en amperes
V: voltaje del sistema
Una vez calculada la sección transversal del cable es necesario escoger el valor
del calibre de conductor normalizado. Para ello y como primer punto se debe elegir
el tipo de conductor que se va a utilizar para ello es necesario consultar la tabla
310-13 de la norma (ver anexo). Seleccionado el tipo de conductor solo es
47
necesario consultar la tabla 310-17 (ver anexo) de la misma norma para verificar
que el valor de la sección transversal calculada sea mayor a la corriente máxima
que puede generar el equipo al que esté conectado.
3.6.1 Ampacidad de los conductores Los paneles solares tienen una capacidad limitada para entregar corriente. La
corriente de corto circuito de un módulo es 10 o1 5% superior a la corriente de
operación. En ocasiones .los valores diarios de irradiación solar pueden exceder el
estándar de prueba de 1000 W/m2. En los cálculos de ampacidad de los
conductores hay que tener en cuenta este aumento de corriente. En los sistemas
fotovoltaicos también es necesario considerar que los conductores pueden estar
sometidos a temperaturas elevadas así como las cajas de conexión del módulo.
Debido a esto hay que disminuir la ampacidad de los conductores o corregirla con
factores de las tablas de la norma.
La ampacidad de los conductores de los circuitos del sistema fotovoltaico debe ser
al menos al 125% de la corriente de cortocircuito del panel o paneles en paralelo.
La ampacidad de los conductores de los circuitos de salida del sistema
fotovoltaico, debe ser de al menos del 125% de la corriente de cortocircuito de
salida.
La ampacidad de los conductores que entran y salen del inversor o sistema de
acondicionamiento de potencia debe ser el 125% de la corriente de operación del
dispositivo.
En forma similar los demás conductores del sistema deben tener una ampacidad
del 125% de la corriente de operación, para permitir el funcionamiento prolongado
a plena potencia. Rigiendo la selección de la ampacidad de los conductores a
partir de la norma, se asegura que los dispositivos de sobrecorriente o cuadros de
mando, funcionen a menos del 80% de su ampacidad.
48
3.6.2 Puesta a tierra del sistema fotovoltaico En un sistema fotovoltaico de dos conductores y tensiones superiores a 50 V
(tensión de salida del arreglo fotovoltaico a circuito abierto), debe ponerse a tierra
un conductor de corriente continua. En un sistema de tres conductores, el neutro o
toma intermedia del sistema de continua tendrá que ponerse a tierra. Estos
requerimientos aplican tanto a sistemas aislados como a sistemas conectados a la
red. El sistema de puesta a tierra aumenta la seguridad y minimiza el efecto de los
rayos y otras sobretensiones inducidas en los equipos además de que se reduce
el ruido de radiofrecuencia producida por lámparas fluorescentes e inversores.
3.6.3 Conductor del electrodo de tierra El conductor del electrodo del sistema de tierra en corriente continua no debe
tener un calibre inferior a 8 AWG o al mayor conductor presente en el sistema. La
mayoría de los sistemas fotovoltaicos pueden usar un conductor del electrodo de
tierra con calibre de 6 AWG, si esa es la única conexión con el electrodo de tierra.
3.6.4 Puesta a tierra de los reguladores de carga En los sistemas con toma a tierra, es importante que el regulador no procese señal
en el conductor puesto a tierra. Cuando el regulador se encuentra en
funcionamiento, los relés y transistores en el conductor puesto a tierra crean una
situación en la que, algunas veces, este conductor no está al potencial de tierra.
Esta condición no cumple con las disposiciones de la norma que exige que todos
los conductores identificados como conductores a tierra deban estar el mismo
potencial, es decir, a tierra. El mejor diseño de un regulador de carga es aquel en
el que el conductor activo puesto a tierra atraviesa directamente desde la terminal
de entrada hasta el de salida.
49
3.6.5 Puesta a tierra de equipos en corriente directa
Las partes metálicas no activas accesibles de las cajas de conexión, equipos y
aparatos de todo el sistema fotovoltaico y de carga, tendrá que ponerse a tierra,
independientemente del nivel de tensión a la que se encuentre trabajando el
sistema, por ejemplo los marcos de los módulos y carcasa del inversor. En general
la dimensión del conductor de puesta a tierra del equipo se elige respecto al
tamaño del dispositivo de sobrecorriente que protege cada conductor.
3.6.6 Puesta a tierra en equipos de corriente alterna En el caso de generadores auxiliares de corriente alterna y los inversores tendrán
que conectarse directamente al centro de carga de corriente alterna. En ningún,
debe haber una conexión interna entre los conductores neutro y tierra ni tener
tomas de salida que se puedan usar cuando el generador o el inversor funcionen
desconectados del centro de carga. La única conexión entre el neutro y tierra se
hará en el centro de carga.
3.6.7 Electrodo de tierra El electrodo de tierra del sistema en corriente continua debe un nodo común, o
estar conectado al electrodo de tierra en corriente alterna. Los conductores de
tierra del sistema y de los equipos tendrán que estar conectados al mismo
electrodo de tierra o sistema de electrodos de tierra. En algunas circunstancias,
pueden usarse las tuberías metálicas del agua y de otras estructuras metálicas, al
igual que los electrodos enterrados en el concreto. Cuando se usa el electrodo de
tierra, este consistirá en una vara resistente a la corrosión, con un diámetro
mínimo de 5/8 de pulgada, con al menos 4 metros enterrados en el suelo, y
formando un ángulo con la vertical no superior a 45º.
50
3.7 Protecciones eléctricas en la instalación fotovoltaica Los dos principales elementos de protección son el magnetotérmico y el fusible,
que sirven como disparo de protección ante cortocircuitos y sobreintensidades.
Ante protección como sobretensiones o sobrecargas, los dispositivos como el
regulador o el inversor disponen de elementos internos que se encargan de esta
tarea.
3.7.1 Protección de la instalación fotovoltaica de corriente
directa En sistemas sencillos, el fusible incorporado al controlador, normalmente, debe ser
suficiente para la protección del circuito básico. En sistemas de mayor tamaño en
donde la alimentación para algunos dispositivos de corriente directa (c.d.) no va a
través del controlador, se tiene que incorporar un fusible en la terminal positiva de
la batería. Cuando se acopla un fusible a la batería, se debe asegurar que toda la
corriente que proviene de la batería tiene que pasar a través de esta terminal.
En los sistemas de c.d. con circuitos múltiples, se recomienda acoplar fusibles a
cada uno de los circuitos. Cuando se usen 12 V o 24 V en el sistema, se pueden
usar fusibles de voltaje normal en los circuitos principales y, también, interruptores
termomagnéticos; para voltajes mayores se deben usar fusibles especiales.
3.7.2 Protección de la instalación fotovoltaica de corriente
alterna Los circuitos de corriente alterna (c.a), se alimentan por medio de un tablero
principal de distribución. Este tablero debe estar conectado a tierra e incorporar
una cinta de fuga a tierra que opere con un interruptor de falla a tierra, conocido
como protección de falla a tierra.
Se recomienda instalar un interruptor desconectador de c.a. entre el inversor y el
tablero de distribución. La instalación eléctrica, dentro de una casa o edificio, debe
seguir las prácticas normales de las instalaciones eléctricas en cuanto a la
selección de los conductores por ampacidad y caída de voltaje.
51
3.7.3 Protección contra sobrecorriente La norma técnica establece que todos los conductores que no estén puestos a
tierra se deben proteger por un limitador de corriente. En un sistema fotovoltaico
con múltiples fuentes de energía, el limitador de corriente debe proteger al
conductor de la sobrecorriente de cualquier fuente conectada a ese conductor. Los
diodos de corriente de bloqueo, reguladores de carga e inversores no se
consideran limitadores de corriente, y deben de considerarse como cables de
resistencia nula cuando se valoran las fuentes de sobrecorriente. Si el sistema
fotovoltaico está conectado directamente a la carga sin uso de baterías de
almacenamiento u otra fuente de energía, no se precisa ninguna protección contra
sobrecorriente, si los conductores se dimensionan al 156% de la corriente de corto
circuito.
3.7.4 Fusibles limitadores Sistema aislado
Se debe usar fusible limitador de corriente en cada conductor que parte de la
batería y no este puesto a tierra para limitar la corriente que el banco de baterías
puede entregar en un corto circuito, y reducir la corriente de cortocircuito a niveles
que están disponibles con especificaciones 125, 300, y 600 V de corriente
continua (corrientes de 0.1 a 600 amperes y capacidad de corte en corriente
continua de 20000 amperes). Se clasifican como fusibles limitadores de corriente,
y deberán utilizarse en los desconectadores con fusibles con portafusibles de
clase R o especificados para continua. Uno de estos fusibles y el desconectador
asociado, deberán usarse en cada banco de baterías con una capacidad total de
hasta 1000 amperes horas. Las baterías con capacidades por elemento superiores
a 1000 amperes-hora necesitan consideraciones especiales de diseño, porque
estas baterías pueden generar corrientes de cortocircuito superiores a los 20000
amperes de poder de corte de los fusibles limitadores de corriente. Para el cálculo
de las corrientes de corto circuito se deben tener en cuenta las resistencias de
52
todas las conexiones, terminales, cables, portafusibles, cortacircuitos y
conmutadores. La recomendación de un fusible por cada 1000 amperes-hora de
tamaño de batería es una estimación general, y el cálculo depende del caso.
En los sistemas de menos de 65 V (en circuito abierto), se pueden usar los
cortacircuitos con poder de corte de 25000 amperes. Estos cortacircuitos no son
limitadores de corriente, a pesar de la elevada capacidad de interrupción, de
manera que no se pueden usar para proteger otros fusibles o cortacircuitos. Un
uso apropiado seria en el conductor, entre el banco de baterías y el inversor. Este
dispositivo minimizaría la caída de tensión y proporcionaría las características
necesarias de desconexión y sobrecorriente.
Sistema conectado a la red
La práctica normal de las instalaciones eléctricas exige que el equipo de entrada
del servicio cuente con dispositivos de protección contra fallas de corriente que
puedan interrumpir las posibles corrientes de cortocircuito. Este requerimiento se
aplica a cualquier sistema de acondicionamiento de potencia en el lado de la
compañía suministradora en una instalación fotovoltaica. Si el servicio es capaz de
entregar corrientes de falla superiores al desconectar los dispositivos contra
sobrecorriente usados para conectar el inversor del sistema, entonces, se deben
utilizar dispositivos limitadores de corriente.
3.7.5 Capacidad de los limitadores de corriente Los circuitos fuente del sistema fotovoltaico deben tener limitadores de corriente
con capacidad de al menos el 125% de la corriente de corto circuito de los
módulos en paralelo. Los limitadores de corriente de los circuitos de salida del
sistema fotovoltaico están obligados a tener una capacidad de al menos el 125%
de las corrientes de cortocircuito. En algunas ocasiones en la práctica se aumenta
la capacidad de estos limitadores de corriente y la ampacidad de los conductores
a los que protege al 156% de la corriente de cortocircuito.
53
Los conductores y los limitadores de corriente se dimensionan para soportar el
125% de la corriente de cortocircuito para un circuito particular, es entonces que
las sobrecorrientes de los módulos, están limitadas por la corriente de
cortocircuito, y no pueden hacer saltar el limitador de corriente del propio circuito.
Debido a que los sistemas fotovoltaicos pueden llegar a tener algunos transitorios
como las que produce una descarga atmosférica y el posible arranque de motores,
etc., en la mayoría de los casos, se deben usar cortacircuitos de tiempo inverso o
fusibles con retardo. En circuitos donde no se esperan transitorios, se pueden usar
fusibles rápidos. Los fusibles con retardo se utilizan para la protección del sistema
ya que responden con rapidez ante corrientes de cortocircuito.
54
3.8 Medios de desconexión Un sistema fotovoltaico es un sistema de generación de energía eléctrica, y es
necesario un número mínimo de desconectadores para tratar la potencia de
generación. Los sistemas en ocasiones se mantienen por el personal sin
experiencia, por lo tanto, el sistema de desconexión debe diseñarse para
proporcionar seguridad, confiabilidad y fácil ejecución.
El número de desconectadores varía desde cero para una lámpara alimentada por
energía fotovoltaica, hasta los encontrados en una sala de control, generalmente
algunos inspectores locales no exigen desconectadores en los sistemas
fotovoltaicos totalmente cerrados. Sin embargo, estas condiciones cambian
cuando aumenta la complejidad del dispositivo y se necesita cablear módulos,
baterías y controladores de carga que tienen contactos exteriores, y que
posiblemente serán utilizados y mantenidos por personal no autorizado.
3.8.1 Desconectador del campo fotovoltaico Los conductores portadores de corriente que provienen de la fuente de potencia
fotovoltaica deben estar provistos de una desconexión, incluyendo al conductor
puesto a tierra si es que existe. Los conductores que o estén puestos a tierra
deben tener un cortacircuito para su desconexión. Los conductores de puesta a
tierra que suelen permanecer conectados todo el tiempo, deben tener una
desconexión tipo tornillo que pueda usarse para operaciones de mantenimiento y
cumplir con las exigencias de las normas técnicas para instalaciones eléctricas.
En un sistema fotovoltaico de 12 V o 24 V, aislado a tierra, tanto el conductor
positivo como el negativo deben llevar un interruptor, ya que ninguno está puesto
a tierra. Como todas las instalaciones deben tener un sistema de puesta a tierra
del equipo, se pueden reducir los costos poniendo a tierra los sistemas de 12 o 24
V y usando desconectadores unipolares en el resto de los conductores no puestos
a tierra.
55
3.8.2 Desconexión del equipo Cada equipo que forme parte del sistema fotovoltaico debe tener desconectadores
para interrumpirla de todas las fuentes de potencia. Los desconectadores deben
ser cortacircuitos y cumplir con todas las previsiones. Los interruptores de
corriente continua son de un costo elevado; por tanto, la disponibilidad de
interruptores de corriente continua de precio moderado con especificaciones de
hasta 48 V y 70 A podría incentivar su uso en todos los sistemas de 12 V y 24 V.
Los cortacircuitos pueden servir tanto de dispositivos de desconexión como
limitadores de corriente cuando se colocan adecuadamente y se usa con
especificaciones aprobadas. En sistemas sencillos, un interruptor que desconecta
el campo fotovoltaico y otro que desconecte la batería pueden ser suficiente.
Un inversor de 2000 W en un sistema de 12 V puede entregar casi 200 amperes a
plena carga. Los desconectadores deben estar especificados para soportar esta
carga, y tener un poder de corte adecuado.
3.8.3 Desconexión de la batería Para el caso que se desconecte la batería en un sistema aislado, ya sea
manualmente o por medio de actuación de un fusible o cortacircuito, es necesario
que el sistema de generación fotovoltaico no se quede conectado con la carga.
Las cargas pequeñas pueden provocar que la tensión del campo fotovoltaico
aumente desde los niveles normales de carga de la batería hasta la tensión de
circuito abierto, lo que podría dañas los componentes eléctricos.
El problema se puede evitar colocando cortacircuitos multipolares y acoplados, o
desconectadores con fusibles acoplados.
56
CAPÍTULO 4
ANÁLISIS
SISTEMA FOTOVOLTAICO
VS.
SISTEMA ELÉCTRICO
TRADICIONAL
4.1 Estimación de consumo de energía eléctrica en casa
habitación El consumo de energía eléctrica está relacionado con el número y tipo de aparatos
electrodomésticos en la vivienda (ver figura 4.1), de acuerdo a un estudio
reportado por el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI) en el 2003
muestra a la televisión como el equipo más utilizado en la vivienda, seguido del
radio, la licuadora y el refrigerador, además de la lavadora, calentador de agua,
videograbadora, teléfono y computadora, el orden citado corresponde a la
frecuencia en equipamiento.
Figura 4.1 Equipamiento de electrodomésticos de la vivienda (Fuente: INEGI)
En un complemento con la figura anterior sobre el porcentaje de uso de los
electrodomésticos utilizados en casa habitación se pueden tomar en cuenta datos
que indiquen el consumo de cada uno de ellos, para ello y de acuerdo a un estudio
realizado por CFE, en la tabla 4.1 muestra los niveles de potencia consumida por
los electrodomésticos utilizados cotidianamente, así como los niveles de
contaminación anual que producen cada uno de ellos al utilizarlos y clasificados de
acuerdo al lugar o ambiente que se tiene en los hogares.
57
Potencia eléctrica de electrodomésticos
Electrodoméstico Potencia (W) CO2 emitido al año (kg)
Cocinar
Refrigerador estándar 127 30.9
Horno de microondas 1200 292.3
Licuadora 350 85.3
Cafetera 700 170.5
Convivir
Estéreo 75 18.3
Computadora 150 36.5
Televisor a color 120 29.2
Video casetera o DVD 25 6.1
Descansar
Ventilador 100 24.4
Secadora 825 201
Aseo
Aspiradora 1200 292.3
Lavadora 375 91.4
Plancha 1200 292.3
Bomba para agua 400 97.4
Radio 15 3.7
Tabla 4.1 Consumo de potencia de electrodomésticos utilizados cotidianamente
(Fuente: CFE)
Ahora bien, para la implementación de un sistema fotovoltaico en casa habitación
es necesario tener en cuenta a qué tipo de población o estrato social estará
dirigido este tipo de proyectos, de acuerdo a la Asociación Mexicana de Agencias
de Inteligencia de Mercado y Opinión A.C. (AMAI), la sociedad en México se
clasifica en 6 niveles socioeconómicos, y respecto a los ingresos mensuales es
posible que las personas de nivel C (clase media), C+ (clase media alta) y A/B
58
(clase rica) con ingresos que se encuentran entre los $11,600 y $85,000 puedan
solventar una inversión de este tipo.
La implementación de los paneles solares específicamente estará dirigida a la
clase C, con base en las características de la vivienda y los artículos
electrodomésticos con los que cuenta y con referencia en los datos de la AMAI.
A partir de la información anterior y los datos porcentuales de la figura y tabla 4.1
se puede determinar el cálculo de la demanda eléctrica para una casa habitación
localizada en la región de Tula, considerando el uso promedio de cada uno de los
equipos de c.a., cabe mencionar que también deberá tomarse en cuenta como
equipo de consumo los equipos de iluminación.
Para el cálculo de cada tipo de equipo electrodoméstico utilizado en casa
habitación se utiliza la expresión 4.1
𝐸𝐸𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑠𝑠𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑠𝑠𝑑𝑑𝑎𝑎 = 𝐻𝐻𝑎𝑎𝑒𝑒𝑎𝑎𝑝𝑝𝑐𝑐𝑠𝑠𝑎𝑎 ∗ 𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑒𝑒𝑁𝑁𝑠𝑠𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝 ∗ ℎ𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑎𝑎� 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑁𝑁𝑝𝑝𝑎𝑎 (4.1)
Donde:
Energía consumida. Consumo de potencia eléctrica por determinado
tiempo realizado por uno o varios equipos (W-horas/día)
Potencia. Potencia instantánea requerida por un equipo eléctrico (W)
Tomando como referencia la ecuación 4.1 y las necesidades básicas de una casa
habitación en la región de Tula con nivel C se obtiene el consumo promedio de
cada dispositivo de c.a., se resumen los resultados en la tabla 5.2. Además
también se muestra la potencia máxima total utilizada así como el consumo total
de energía eléctrica.
59
Dispositivos o
cargas en C.A.
Número de
equipos
Potencia
(W)
Hrs/día
utilización
Días de
utilización
Energía consumida
(W-h/día)
Refrigerador
estándar
1 127 9 7 1143
Licuadora 1 350 0,16 5 40
Estéreo 1 75 1 3 32
Computadora 1 150 3 5 321
Televisor a color 1 120 3 6 309
Video casetera o
DVD
1 25 1 1 4
Lavadora 1 375 0,41 1 22
Plancha 1 1200 0,5 1 86
Luminaria 6 15 4 7 60
Potencia
total
2437 Consumo de
energía total
2016
Tabla 4.2 Estimación del consumo de una casa habitación por día en la región de
Tula
60
4.2 Elección de los elementos para el sistema fotovoltaico La elección de los elementos que formaran parte de cada uno de los subsistemas
y en su conjunto del sistema fotovoltaico, se debe elegir primero la tensión a la
que se trabajara tanto los paneles, el regulador y las baterías, en nuestro caso se
elegirá un valor de tensión de 12 V c.d. la razón es porque básicamente la mayoría
de los componentes de los sistemas fotovoltaicos trabajan a esta tensión
específicamente en México, ya que son sistemas fotovoltaicos pequeños a
comparación con los de 48 V, y que estos últimos son utilizados para potencias
mayores.
Una vez seleccionada la tensión a la cual trabajara el sistema se determina el
valor comercial de los elementos, para su elección se consideran factores como el
que los elementos permitan el mayor ahorro posible en cuanto a sus costos y que
se cumplan las características técnicas que requiere el sistema fotovoltaico,
específicamente con la tensión para baterías, paneles solares, reguladores, y el
convertidor, para este último es importante la potencia y la tensión de salida que la
mayoría de los electrodomésticos utilizan (120 V nominales).
Los equipos para la implementación del sistema fotovoltaico con los que se
dispondrá para los cálculos son los siguientes:
• Baterías
Las baterías disponibles son las que se muestran en la tabla 4.3 para mayor
información técnica ver anexo.
Tipo Capacidad (Ah) Tensión (V) Precio (MX)
CALE SOLAR 115 12 $1400.00
T1275 120 12 $3300.00
Tabla 4.3 Características principales de las baterías
El tipo de batería seleccionada para el sistema fotovoltaico a implementar es la
CALE SOLAR, su precio por ampere-hora es mucho menor en comparación con
las demás y cumple con características principalmente de tensión y capacidad.
61
• Paneles solares
En cuanto a paneles solares se cuenta con los tipos de paneles que se muestran
en la tabla 4.4 su elección se baso principalmente a la mayor potencia que puede
suministrar a 12 V, esto permitiría un menor número de paneles y así que el
arreglo ocupe la menor superficie posible, mayor información técnica ver anexo.
Tipo V mp (V) V oc (V) I mp (A) I cc (A) Potencia
(W)
Precio (MX)
ERDM 145 P6 17.86 22.4 8.15 8.67 145 $1540.00
S36PC-145 17.10 22.6 7.63 8.11 145 $2895.00
Tabla 4.4 Características principales de los paneles solares
El tipo de modulo fotovoltaico seleccionado para su implementación en el sistema
fotovoltaico es el modulo ERDM 145 P6.
• Reguladores
Respecto a los reguladores de carga se cuenta con los tipos de reguladores que
se muestran en la tabla 4.5 (mayor información técnica ver anexo), básicamente
la elección se baso en la corriente de corto circuito que tiene el modulo fotovoltaico
y el numero de ramas en paralelo del arreglo, para ello fue necesario realizar los
cálculos necesarios (ver 4.3.4), cabe mencionar que los reguladores pueden tener
una conexión paralelo entre los paneles y las baterías como se ve en 3.4, esto nos
permite elegir ciertos tipos de reguladores para cierto número de módulos del
arreglo.
Tipo Tensión (V) Capacidad (A) Precio (MX)
VPM250 12/24 20 812.00
PR2020 12/24 20 800.00
Tabla 4.5 Características principales de los reguladores de carga
El tipo de regulador seleccionado para la implementación en el sistema
fotovoltaico es el PR2020.
62
• Convertidores
Para la selección del convertidor (inversor) se cuenta con los tipos de inversores
que se muestran en la tabla 4.6 para su elección principalmente se tuvo en cuenta
su potencia de salida la cual debe soportar la potencia total de las cargas, así
como también la tensión de entrada y salida, para mayor información técnica ver
anexo.
Tipo Tensión (V) P pico (W) P continua (W) Precio (MX)
IC4500-E12S120 12 V cd / 120 V ac 4500 1500 $6014.00
CPI 2575 12 V cd /120 V ac 5000 2500 $4500.00
Tabla 4.6 Características principales de los inversores
El tipo de convertidor seleccionado para su implementación en el sistema
fotovoltaico es el CPI 2575.
63
4.3 Dimensionado del sistema fotovoltaico aislado en casa
habitación En este apartado, después de conocer las bases teóricas de la función de cada
uno de los elementos que conforman un sistema fotovoltaico y conocer una
estimación del consumo de energía que presentan en promedio una casa
habitación de acuerdo a la zona socio geográfica, en este caso para la región de
Tula, se prosigue al análisis técnico, es decir, el cálculo de los valores comerciales
de cada elemento.
El proceso de cálculo manual se puede simplificar en 5 pasos:
Cálculo de la potencia máxima diaria
Cálculo del consumo máximo diario
Cálculo del numero de paneles solares
Cálculo de la capacidad de la batería
Cálculo de reguladores y convertidores
4.3.1 Cálculo de perdidas
Para el cálculo de las dimensiones de un sistema fotovoltaico se deben tener
consideraciones como la de un cálculo de pérdidas totales (KT) propias del sistema
y sus elementos que las componen para ello se utiliza la ecuación 4.2.
𝐾𝐾𝑇𝑇 = [1 − (𝐾𝐾𝐵𝐵 + 𝐾𝐾𝐶𝐶 + 𝐾𝐾𝑅𝑅 + 𝐾𝐾𝑋𝑋)] �1 − (𝐾𝐾𝐴𝐴∗ 𝐷𝐷𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎)𝑃𝑃𝐶𝐶
� (4.2)
Donde:
KA: pérdidas debido a la autodescarga diría de la batería, dadas a los 20 ºC.
Generalmente están dadas por los fabricantes y es de aproximadamente 0.5%.
KB: pérdidas debido al rendimiento de la batería que, por lo general, tiene un valor
del 5%.
64
KC: pérdidas debido al rendimiento del convertidor, tiene un valor aproximado del
5%.
KR: pérdidas debido al rendimiento del regulador empleado, dependiendo de la
tecnología utilizada se tiene un valor del 10%.
KX: otras pérdidas no contempladas (efecto Joule, caídas de tensión, etc.), tiene
un valor por defecto del 10%.
D aut= Días de autonomía con baja o nula insolación, para el caso de la región de
Tula se toman 5 días de autonomía.
Pd= Profundidad de descarga de la batería, por defecto se toman valores entre
60% o 70%.
De acuerdo a la ecuación 4.2, a las especificaciones teóricas que anteriormente se
presentaron de los equipos a implementar (considerando que las pérdidas del
convertidor no se contemplan pérdidas de acuerdo a su ficha técnica, y pérdidas
no contempladas del 5%) se tiene que las pérdidas totales KT son las siguientes.
𝐾𝐾𝑇𝑇 = [1 − (0.05 + 0.1 + 0.05)] �1 −(0.005 ∗ 5)
70�
𝐾𝐾𝑇𝑇 = 0.7997 ≈ 0.8
4.3.2 Cálculo de número de paneles solares
Para conocer el número de paneles solares es necesario conocer la energía que
va a consumir la casa habitación, las características técnicas del panel así como la
tensión a la que trabajara el sistema de almacenamiento.
El cálculo de la potencia máxima diaria de consumo (E máx. diaria) se obtiene a partir
de la expresión 4.3 considerando un margen superior para mantener el consumo
aceptable del sistema. El aumento considerado típicamente son valores entre 15%
y 25%, este margen es denominado factor de seguridad (f.s).
65
𝐸𝐸 máx.𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝐶𝐶 = 𝑓𝑓. 𝑝𝑝.∗ 𝐸𝐸𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑎𝑎𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑎𝑎𝑉𝑉𝑏𝑏𝑎𝑎𝑎𝑎𝑏𝑏𝑟𝑟𝑐𝑐𝑎𝑎
(4.3)
Donde:
E máx. diaria: energía máxima diaria considerando factor de seguridad (Ahd)
E consumida: energía electica consumida durante un día (Wh/día)
V batería: tensión del subsistema de almacenamiento al cual trabajara (V)
En el caso de la estimación del consumo para casa habitación de la región de Tula
y de acuerdo a la tabla 4.2 se tiene que la energía máxima diaria es la siguiente,
considerando el factor de seguridad de 1.15.
𝐸𝐸 máx.𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝐶𝐶 = 1.15 ∗2016 𝑊𝑊ℎ/𝑑𝑑í𝑎𝑎
12 𝑉𝑉
𝐸𝐸 máx.𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝐶𝐶 = 193.2 ≈ 194 𝐴𝐴ℎ𝑑𝑑
Para considerar un buen análisis técnico y el consumo de energía máxima de los
sistemas fotovoltaicos es necesario contemplar las pérdidas con las que contara,
para el consumo máximo (E máx.) se tiene la expresión 4.4.
𝐸𝐸𝑚𝑚á𝑥𝑥. = 𝐸𝐸𝑐𝑐á𝑥𝑥. 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑎𝑎𝑟𝑟𝑐𝑐𝑎𝑎𝐾𝐾𝑇𝑇
(4.4)
Donde:
E máx.: energía máxima (Ahd)
E máx. diaria: energía máxima diaria considerando factor de seguridad (Ahd)
KT= pérdidas totales
Del caso de estudio y respecto a la expresión 4.4 se tiene que la energía máxima
es la siguiente:
66
𝐸𝐸𝑚𝑚á𝑥𝑥. =194 𝐴𝐴ℎ𝑑𝑑
0.8
𝐸𝐸𝑚𝑚á𝑥𝑥. = 242.5 ≈ 243 𝐴𝐴ℎ𝑑𝑑
Después de calcular la energía máxima que requerirán las cargas solo queda
calcular la energía que proporciona el panel solar, para ello es necesario la tener
en consideración la eficiencia y la corriente máxima que proporciona este, así
como las horas solar pico con las que cuenta la zona geográfica a implementar el
sistema; la expresión 4.5 describe esta energía que proporciona cada panel.
𝐸𝐸𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 = 𝜂𝜂𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ∗ 𝐼𝐼𝑚𝑚á𝑥𝑥. ∗ 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 (4.5)
Donde:
E panel: energía proporcionada por el panel solar (Ahd)
η panel: rendimiento del panel solar
I máx.: corriente máxima que proporciona el panel solar (A)
HPS: horas solar pico de la zona a implementar el sistema al día (h-d)
Es entonces que de acuerdo a las características del panel solar seleccionado y a
la aplicación de la ecuación 4.5 se tiene que la energía proporcionada por el panel
es.
𝐸𝐸𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 = 0.85 ∗ 8.15 𝐴𝐴 ∗ 5.6
𝐸𝐸𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 = 38.79 ≈ 39 𝐴𝐴ℎ𝑑𝑑
Conociendo la corriente que suministra el panel solar (E panel) y el consumo
máximo (E máx.), se calcula el numero de ramas en paralelo que se necesitarían,
es decir el numero de paneles en paralelo para eso utilizamos la expresión
comparativa 4.6, en el que el numero de paneles solares debe ser mayor o igual al
cociente de la energía máxima entre la energía del panel solar.
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥𝐸𝐸𝑐𝑐á𝑥𝑥.𝐸𝐸𝑝𝑝𝑎𝑎𝑐𝑐𝑏𝑏𝑝𝑝
(4.6)
67
Para el caso que aborda este trabajo se tiene que:
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥243 𝐴𝐴ℎ𝑑𝑑39 𝐴𝐴ℎ𝑑𝑑
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥ 6.23 ≈ 7
El numero de paneles necesarios para adaptarse a la tensión de la instalación y el
banco de baterías, es decir, cuantos módulos se conectaran en serie, se utiliza la
expresión comparativa 4.7, teniendo en cuenta la tensión del banco de baterías.
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥𝑉𝑉𝑏𝑏𝑎𝑎𝑎𝑎𝑏𝑏𝑟𝑟𝑐𝑐𝑎𝑎𝑉𝑉𝑐𝑐ó𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑐𝑐
(4.7)
Es entonces que se tiene que:
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥12 𝑉𝑉12 𝑉𝑉
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥≈ 1
4.3.3 Cálculo de número de baterías
El cálculo del número de baterías en paralelo y serie que tendrá el sistema de
acumulación se debe tener en cuenta la capacidad de la batería y a su vez esta
depende de la energía máxima de la instalación (E máx.) que debe suministrar a la
instalación cuando haya poca o nula irradiación solar, los días autonomía que
tendrá que soportar el sistema (D aut.) y la profundidad de descarga de (Pd) de la
batería. La expresión 4.8 se utiliza para determinar la capacidad del campo de
baterías.
𝐸𝐸𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚𝑝𝑝 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶 ≥𝐸𝐸𝑐𝑐á𝑥𝑥.∗𝐷𝐷𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎.
𝑃𝑃𝑐𝑐 (4.8)
Donde:
C campo batería= Capacidad del campo de baterías (Ah)
68
E máx.: energía máxima (Ahd)
D aut.: días de autonomía (días)
Pd: profundidad de descarga de la batería
En el caso del análisis de este trabajo resulta que la capacidad del campo de
baterías de acuerdo a la expresión 4.8 es:
𝐸𝐸𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚𝑝𝑝 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 ≥243 ∗ 5
0.7
𝐸𝐸𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚𝑝𝑝 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 ≥ 1735.71 ≈ 1736 𝐴𝐴ℎ
El número de baterías en paralelo se obtiene a partir del valor de la capacidad del
campo de baterías entre la capacidad nominal de cada una de las baterías como
se presenta en la expresión 4.9.
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥𝐶𝐶 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑐𝑐𝑝𝑝𝑐𝑐 𝑏𝑏𝑎𝑎𝑎𝑎𝑏𝑏𝑟𝑟𝑐𝑐𝑎𝑎𝑐𝑐
𝐶𝐶 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑏𝑏𝑎𝑎𝑎𝑎𝑏𝑏𝑟𝑟í𝑎𝑎 (4.9)
En nuestro caso utilizando la batería CALE SOLAR que resulta la más factible
tomando en cuenta su costo y capacidad resulta en que:
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥1736 𝐴𝐴ℎ115 𝐴𝐴ℎ
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥ 15.09 ≈ 16
El numero de baterías en serie como se muestra en la ecuación 4.10 se
determinara a partir de la tensión de instalación (V batería) y el valor de la tensión
nominal de la batería (V nominal batería)
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥𝑉𝑉 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑐𝑐𝑝𝑝𝑐𝑐 𝑏𝑏𝑎𝑎𝑎𝑎𝑏𝑏𝑟𝑟í𝑎𝑎
𝑉𝑉𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑎𝑎𝑏𝑏𝑟𝑟í𝑎𝑎 (4.10)
Es entonces que resulta que:
69
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥12 𝑉𝑉12 𝑉𝑉
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥ 1
4.3.4 Elección del regulador Para determinar el regulador que se utilizara en un sistema fotovoltaico, es
necesario conocer la corriente que soportara el circuito de potencia, además de la
tensión de trabajo.
La corriente que soportara el regulador es obtenida a partir de la corriente campo
fotovoltaico, esta última se obtiene realizando el producto de la corriente en corto
circuito (I cc) de cada panel solar por el numero de ramas del campo fotovoltaico,
es decir, el grupo de paneles que se encuentran en paralelo. Cabe mencionar que
se necesita tener un margen de seguridad para evitar que el regulador trabaje al
límite de la corriente máxima que debe soportar el regulador para ello se utiliza un
margen del 10% por lo que la ecuación 4.11.
𝐼𝐼𝑑𝑑𝑝𝑝𝑟𝑟𝑢𝑢𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑝𝑝𝑑𝑑 = 1.1 ∗ 𝐼𝐼𝐶𝐶𝐶𝐶 ∗ 𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 (4.11)
Donde:
I regulador: corriente del regulador considerando margen de seguridad (A)
I cc: corriente de corto circuito del panel solar (A)
En este caso y de acuerdo a la corriente de corto circuito del panel solar
seleccionado tenemos que el regulador seleccionado cumplirá con la corriente que
a continuación se muestra haciendo uso de la expresión 4.11.
𝐼𝐼𝑑𝑑𝑝𝑝𝑟𝑟𝑢𝑢𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑝𝑝𝑑𝑑 = 1.1 ∗ 8.67 𝐴𝐴 ∗ 7
𝐼𝐼𝑑𝑑𝑝𝑝𝑟𝑟𝑢𝑢𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑝𝑝𝑑𝑑 = 66.75 ≈ 67 𝐴𝐴
70
4.3.5 Elección del convertidor Una de las principales características que se debe tomar en cuenta para la
elección de un convertidor es la eficiencia el cual indica el valor del rendimiento
del equipo, generalmente se encuentra entre el 85% y 95%.
Para determinar la potencia del convertidor de corriente continua a corriente
alterna, se deberá elegir un inversor el cual su potencia nominal o de salida sea
inmediatamente un valor superior al consumo de corriente alterna de la
instalación, es decir, la sumatoria de todas las potencias de los equipos eléctricos
con los que se contara en la casa habitación y considerando que todos se estén
utilizando al mismo tiempo, esta relación se expresa como en la ecuación 4.12.
𝐻𝐻 𝐶𝐶𝑝𝑝𝑖𝑖𝑝𝑝𝑑𝑑𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑 ≥ ∑𝐻𝐻 𝑝𝑝𝑒𝑒𝑢𝑢𝐶𝐶𝑚𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑠𝑠𝑑𝑑𝑎𝑎𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑒𝑒𝑁𝑁𝑠𝑠𝑝𝑝𝑎𝑎𝑝𝑝 (4.12)
Donde:
P inversor: potencia del inversor (W)
P equipo: potencia de los equipos electrodomésticos (W)
En el caso de las características de la instalación se tiene que de acuerdo a la
tabla 4.2 la potencia total estimada de una casa habitación para la región de Tula
es de 2437 W, por ello el inversor a utilizar será el inversor CPI 2575 de 2500 W
potencia continua, ya que cuenta con las características de tensión de entrada del
sistemas y de salida de la alimentación, además de que su precio es relativamente
accesible.
4.3.6 Diseño de instalación del sistema fotovoltaico a
implementar El diseño de instalación eléctrica para un sistema fotovoltaico es de gran
relevancia aun cuando se trate de sistemas pequeños, ya que además de mostrar
la conexión entre los diversos elementos, permite asegurar que antes de la puesta
en marcha nada se haya dejado de inspeccionar, también ayuda al
71
dimensionamiento del cableado y sirve para proporcionar una documentación útil
para el mantenimiento del sistema en el futuro. De acuerdo a los cálculos
realizados para obtener los elementos del sistema se obtiene el diagrama
esquemático del sistema fotovoltaico (ver figura 4.2) para su implementación en
una casa habitación de la región Tula.
De acuerdo a los datos del panel solar la corriente de corto circuito es de 8.67 A,
aplicando el factor de seguridad de 1.25% se tiene que el conductor en paralelo
que va desde cada par de módulos hasta el regulador de carga debe cumplir con
la siguiente corriente:
(2 ∗ 8.67 𝐴𝐴)(1.25) = 21.67 𝐴𝐴
El conductor seleccionado seria USE-2, 90 ºC al aire No. 16 AWG (1.31 mm2) (ver
tabla 3.17 del anexo), ya que tiene una capacidad de conducción de 24 A, pero
como se tiene que la temperatura media que especifica la hoja técnica de los
módulos es de 25 ºC, el factor por corrección de temperatura es de 1.05, entonces
se tiene:
(24 𝐴𝐴)(1.04) = 24.96 𝐴𝐴
El conductor seleccionado es USE-2, 90 ºC al aire No. 14 AWG (2.08 mm2) con
capacidad de conducción de 35 A.
Por norma (NOM-001-SEDE-2005) establece que para este tipo de conductor con
esta capacidad de conducción el dispositivo de protección contra sobrecorriente
será de 15 A.
Para el panel solar que se encuentra conectado individualmente.
(8.67 𝐴𝐴)(1.25) = 10.83 𝐴𝐴
El conductor seleccionado es USE-2, 90 ºC al aire No. 18 AWG (0.824 mm2) con
capacidad de conducción de 18 A, la elección de conductor ya establece el factor
de corrección por temperatura. Su protección contra sobrecorriente ya está
incluida en el modulo la cual es un fusible de 15 A.
72
En cuanto al conductor que va del banco de baterías al inversor se tiene que su
potencia continua es 2500 W, por lo que la ampacidad del conductor considerando
el 125% de factor de seguridad resulta:
(1.25) �2500𝑊𝑊
12𝑉𝑉 ∗ 0.95� = 219.29 𝐴𝐴
El conductor seleccionado es USE-2, 90 ºC al aire No. 1 AWG (42.4 mm2) con
capacidad de conducción de 220 A, ahora bien considerando el factor por
corrección de temperatura la cual es diferente a la establecida en la tabla 310-17
(ver anexo) que es de 30 ºC, el factor de corrección para temperatura de 21 a 25
ºC, temperatura de la zona resulta un factor de 1.04 entonces se tiene que la
capacidad de conducción a cumplir es:
(220 𝐴𝐴)(1.04) = 228.8 𝐴𝐴
El conductor seleccionado es USE-2, 90 ºC al aire No. 1/0 AWG (53.5 mm2) con
capacidad de conducción de 260 A. La protección contra sobrecorriente es un
fusible de 300 A.
El conductor de puesta a tierra al electrodo es del número 4 AWG (33.6 mm2)
tanto para el inversor y banco de baterías, para el caso de la fuente fotovoltaica se
puede usar 14 AWG (2.08 mm2).
Todas las protecciones de sobrecorriente, en este caso fusibles, deberán estar en
portafusibles adecuados con sus respectivos desconectadores. En la figura 4.3 se
muestra en general el diseño de esquema de la instalación a implementar para el
sistema fotovoltaico calculado con sus respectivos calibres de conductor, sus
medios de desconexión y de protección.
73
Figura 4.2 Diagrama de la instalación del sistema fotovoltaico a implementar
Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6 + ERDM 145 P6
Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6 + ERDM 145 P6
+ ERDM 145 P6
Tablero de circuitos
derivados
C.A.
= +
- CPI 2575
PR2020
PR2020
PR2020
PR2020
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6
Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6
74
Figura 4.3 Diagrama de la instalación del sistema fotovoltaico con elementos de
conducción y protección
Tablero de circuitos
derivados
C.A.
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
-
CALE SOLAR
+
- CPI 2575
PR2020
14 AWG USE-2
Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6 + ERDM 145 P6 15 A
18 AWG USE-2
PR2020 Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6 15 A
1/0 AWG USE-2
300 A
4 AWG
14 AWG USE-2
14 AWG USE-2
14 AWG USE-2
14 AWG USE-2
PR2020 Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6 + ERDM 145 P6
14 AWG USE-2
15 A
14 AWG
PR2020
14 AWG USE-2
Regulador de carga
PV+ PV- BAT + BAT -
+ ERDM 145 P6 + ERDM 145 P6 15 A
4 AWG
75
4.4 Sistema eléctrico tradicional El estudio de un sistema eléctrico tradicional, en especifico para la demanda de
casas habitación (para CFE denominado mercado residencial) requiere del
análisis de la información histórica sobre el consumo de electricidad, entendiendo
a los diversos tipos de usuarios y su relación con la evolución de la economía, los
precios de los combustibles y los precios de la energía eléctrica para los diferentes
tipos de usuarios.
La actividad de explicación de las trayectorias históricas del consumo de
electricidad conocida como econometría es la base para elaborar estimaciones
prospectivas de dicho consumo, siempre en términos del comportamiento
supuesto o esperado de las diversas variables que han sido consideradas en el
diseño de esos modelos.
4.4.1 Consumo de energía eléctrica en casa habitación En relación a este trabajo tomando como referencia el dato de la estimación de
consumo de energía eléctrica para una casa habitación con ubicación en la región
de Tula (ver tabla 4.2), que de acuerdo al tipo de consumo se consideraría la tarifa
01 de CFE la cual se aplicará a todos los servicios que destinen la energía para
uso exclusivamente doméstico, para cargas que no sean consideradas de alto
consumo de acuerdo a lo establecido en la Tarifa DAC (ver tabla 4.7), conectadas
individualmente a cada residencia, apartamento, apartamento en condominio o
vivienda.
La tarifa DAC se establece cuando el consumo bimestral promedio registrado en
los últimos 12 meses es superior de acuerdo a la tabla 4.3.
76
Tarifa Límite para ingresar a tarifa de alto consumo
1 500 kWh/ bimestre
1A 600 kWh/ bimestre
1B 800 kWh/ bimestre
1C 1,700 kWh/ bimestre
1D 2,000 kWh/ bimestre
1E 4,000 kWh/ bimestre
1F 5,000 kWh/ bimestre
Tabla 4.7 Tarifas de alto consumo DAC (Fuente: CFE)
Ahora bien para determinar el consumo bimestral de acuerdo al consumo
estimado de la casa habitación se hace uso de la expresión matemática 4.13.
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ𝑏𝑏𝑠𝑠𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑎𝑎𝑎𝑎� = �𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ
𝑑𝑑í𝑎𝑎� � ∗ �60 𝑑𝑑í𝑎𝑎𝑝𝑝𝑏𝑏𝑠𝑠𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑎𝑎𝑎𝑎� � 4.13
Para este caso de acuerdo a la expresión anterior tenemos que:
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ𝑏𝑏𝑠𝑠𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑎𝑎𝑎𝑎� = �2.016 𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ
𝑑𝑑í𝑎𝑎� � ∗ �60 𝑑𝑑í𝑎𝑎𝑝𝑝𝑏𝑏𝑠𝑠𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑎𝑎𝑎𝑎� �
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ𝑏𝑏𝑠𝑠𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝𝑒𝑒𝑎𝑎𝑎𝑎� = 120.96
Con la información de la tabla anterior y el resultado de la expresión anterior se
confirma que la tarifa 1 de consumo de acuerdo a la estimación de consumo
eléctrico de la casa habitación (2.016 kWh/d) es la que se toma como base para el
cobro por consumo de energía eléctrica.
A partir de identificar la tarifa que aplica para el tipo de consumidor podemos
realizar un análisis de información histórica sobre el consumo de electricidad, para
ello se presenta la tabla 4.8 con el registro de los cargos de energía consumida en
los periodos comprendidos entre los años 2009 a 2013, este periodo es elegido
para tener un margen de análisis considerable.
77
Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012 Año 2013
Mes ≤75
kW/h
($)
kW
adición.
($)
≤75
kW/h
($)
kW
adición.
($)
≤75
kW/h
($)
kW
adición.
($)
≤75 kW
($)
> 75 kW ≤
140 kW
($)
>140
kW
($)
≤75 kW
($)
> 75 kW ≤
140 kW
($)
>140
kW
($)
Enero 0,663 0,783 0,687 0,819 0,711 0,855 0,735 0,891 0,759 0,927 2,709
Febrero 0,665 0,786 0,689 0,822 0,713 0,858 0,737 0,894 0,761 0,930 2,718
Marzo 0,667 0,789 0,691 0,825 0,715 0,861 0,739 0,897 0,763 0,933 2,727
Abril 0,669 0,792 0,693 0,828 0,717 0,864 0,741 0,9 0,765 0,936 2,736
Mayo 0,671 0,795 0,695 0,831 0,719 0,867 0,743 0,903 0,768 0,939 2,745
Junio 0,673 0,798 0,697 0,834 0,721 0,87 0,745 0,906 0,771 0,942 2,754
Julio 0,675 0,801 0,699 0,837 0,723 0,873 0,747 0,909 2,655 0,774 0,945 2,763
Agosto 0,677 0,804 0,701 0,84 0,725 0,876 0,749 0,912 2,664 0,777 0,948 2,772
Septiembre 0,679 0,807 0,703 0,843 0,727 0,879 0,751 0,915 2,673 0,78 0,951 2,781
Octubre 0,681 0,81 0,705 0,846 0,729 0,882 0,753 0,918 2,682 0,783 0,954 2,79
Noviembre 0,683 0,813 0,707 0,849 0,731 0,885 0,755 0,921 2,691 0,786 0,957 2,799
Diciembre 0,685 0,816 0,709 0,852 0,733 0,888 0,757 0,924 2,700 0,789 0,960 2,808
Tabla 4.8 Cargo por consumo de energía eléctrica registrados entre 2009 y 2013
(Fuente: CFE)
Considerando una casa de las características que se mencionan anteriormente se
tiene que el consumo mensual esta dado por la expresión 4.14.
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎� = �𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ
𝑑𝑑í𝑎𝑎� � ∗ �30 𝑑𝑑í𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝� � 4.14
Para el caso de la tesis de acuerdo a la expresión anterior tenemos que:
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎� = �2.016 𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ
𝑑𝑑í𝑎𝑎� � ∗ �30 𝑑𝑑í𝑎𝑎𝑝𝑝 𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝� �
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ 𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝� = 60.48 𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ
Con ello se identifica que el cargo por consumo de energía eléctrica corresponde
a la primera columna de cada año en el que se debe cumplir que el consumo
deberá ser menor o igual 75 kW.
Ahora bien para determinar el cargo por consumo que representaría la utilización
de un sistema tradicional durante un periodo de 25 años, que es el periodo en el
cual se comparara con un sistema fotovoltaico ya que es su aproximado tiempo de
vida útil, se tiene primeramente que realizar el cálculo del promedio porcentual de
78
crecimiento de costo por cargo del consumo de energía, para esto primero se
determina el promedio del cargo de consumo expresada en pesos por cada año
obtenida de la primera columna de la tabla 4.8, los resultados de este promedio se
observan en la tabla 4.9.
Año 2009 2010 2011 2012 2013
Promedio ($) 0.674 0.698 0.722 0.746 0.773
Tabla 4.9 Promedio anual de cargo por consumo de energía eléctrica registrados
entre 2009 y 2013
Una vez que se determino el cargo de consumo por cada año se necesita conocer
el porcentaje de incremento (i) por cada par de años consecutivos, para ello se
utiliza la expresión 4.15.
% 𝑠𝑠𝐶𝐶ñ𝑝𝑝𝑐𝑐−𝐶𝐶ñ𝑝𝑝𝑐𝑐−1 = 𝑃𝑃𝑑𝑑𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑝𝑝𝑎𝑎ñ𝑐𝑐𝑐𝑐−𝑃𝑃𝑑𝑑𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑝𝑝𝑎𝑎ñ𝑐𝑐𝑐𝑐−1𝑃𝑃𝑑𝑑𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑝𝑝𝑎𝑎ñ𝑐𝑐𝑐𝑐−1
∗ 100 (4.15)
Para este estudio haciendo uso de la expresión 4.15 se tiene que los incrementos
entre cada par de años consecutivos son los siguientes.
% 𝑠𝑠 𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2010−𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2009 =0.698 − 0.674
0.674∗ 100 = 3.56%
% 𝑠𝑠𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2011−𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2010 =0.722 − 0.698
0.698∗ 100 = 3.43%
% 𝑠𝑠 𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2012−𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2011 =0.746 − 0.722
0.722∗ 100 = 3.32%
% 𝑠𝑠 𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2013−𝐶𝐶ñ𝑝𝑝2012 =0.773−. ,746
0.746∗ 100 = 3.61%
79
Es entonces que el porcentaje de incremento (% i promedio) durante este periodo de
tiempo se determina a partir de la expresión 4.16:
% 𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑𝑝𝑝𝑚𝑚 =% 𝐶𝐶 𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2010−𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2009+ % 𝐶𝐶𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2011−𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2010+ % 𝐶𝐶 𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2012−𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2011+ % 𝐶𝐶 𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2013−𝑎𝑎ñ𝑐𝑐2012
4 (4.16)
Por lo tanto a partir de la expresión anterior el incremento porcentual promedio es:
% 𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑𝑝𝑝𝑚𝑚 =3.56 + 3.43 + 3.32 + 3.61
4
% 𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑𝑝𝑝𝑚𝑚 = 3.48 %
Determinado el promedio de incremento entre el periodo de 2009 y 2013 solo es
necesario aplicar la ecuación 4.17 que expresa en interés compuesto, donde para
el caso de estudio se tiene que:
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑝𝑝 = 𝐻𝐻(1 + 𝑠𝑠)𝑝𝑝 (4.17)
Donde:
n: año en que se requiere saber el cargo de consumo de energía eléctrica
P: cargo por consumo eléctrico del año base
i: incremento anual promedio para este caso, tomar el calculado entre el año 2009
y 2013
De acuerdo a la ecuación 4.17 es necesario obtener el cargo por consumo
eléctrico base, para ello se realiza el cálculo de consumo eléctrico anual conforme
indica la ecuación 4.18, que se muestra a continuación.
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 = 365 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑎𝑎𝑝𝑝 ∗ 𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ/𝑑𝑑𝑠𝑠𝑎𝑎 (4.18)
Para el caso de consumo de 2.016 kWh/día y tomando como referencia la
expresión anterior se tiene que:
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 = 365 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑎𝑎𝑝𝑝 ∗ 2.016𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ/𝑑𝑑𝑠𝑠𝑎𝑎
𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 = 735.84 ≈ 736 𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ
80
Por lo tanto el cargo por consumo anual, tomando como base el año 2013 y
referencia su cargo por consumo promedio del mismo año referenciado de la tabla
4.5 se obtiene:
𝐸𝐸𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎𝑝𝑝 = 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎𝑚𝑚𝑎𝑎𝑑𝑑𝑠𝑠𝑎𝑎 ∗ 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 (4.19)
Es entonces que se tiene que el cargo de consumo anual tomando como base el
año 2013 y la expresión 4.19 es de:
𝐸𝐸𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎2013 = $ 0.773 ∗ 736 𝑘𝑘𝑊𝑊ℎ 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎
𝐸𝐸𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎 𝑎𝑎𝑝𝑝𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎2013 = $568.92 ≈ $ 569.00
Teniendo los elementos de las variables de la ecuación 4.17, se obtiene una
estimación de pago del periodo comprendido entre los años 2014 al 2038, que son
los años de vida útil con los que se compara el sistema fotovoltaico. De donde P=
$569 y el incremento i= 3.48%.
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2014 = $569(1 + 0.0348)1 = $588.80
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2015 = $579(1 + 0.0348)2 = $609.29
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2016 = $579(1 + 0.0348)3 = $630.49
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2017 = $579(1 + 0.0348)4 = $652.44
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2018 = $579(1 + 0.0348)5 = $675.14
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2019 = $579(1 + 0.0348)6 = $698.64
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2020 = $579(1 + 0.0348)7 = $722.95
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2021 = $579(1 + 0.0348)8 = $748.11
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2022 = $579(1 + 0.0348)9 = $774.14
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2023 = $579(1 + 0.0348)10 = $801.08
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2024 = $579(1 + 0.0348)11 = $828.96
81
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2025 = $579(1 + 0.0348)12 = $857.81
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2026 = $579(1 + 0.0348)13 = $887.66
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2027 = $579(1 + 0.0348)14 = $918.55
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2028 = $579(1 + 0.0348)15 = $950.51
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2029 = $579(1 + 0.0348)16 = $983.59
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2030 = $579(1 + 0.0348)17 = $1017.82
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2031 = $579(1 + 0.0348)18 = $1053.24
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2032 = $579(1 + 0.0348)19 = $1089.89
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2033 = $579(1 + 0.0348)20 = $1127.82
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2034 = $579(1 + 0.0348)21 = $1167.07
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2035 = $579(1 + 0.0348)22 = $1207.68
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2036 = $579(1 + 0.0348)23 = $1249.71
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2037 = $579(1 + 0.0348)24 = $1293.20
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎2038 = $579(1 + 0.0348)25 = $1338.21
El cargo total por consumo durante ese periodo estaría dado por la expresión
4.20.
𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑝𝑝𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑐𝑐𝑎𝑎𝑝𝑝𝑝𝑝𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎 𝑒𝑒𝑎𝑎𝑒𝑒𝑎𝑎𝑎𝑎2014−2038 = ∑ 𝐻𝐻(1 + 𝑠𝑠)𝑝𝑝𝑝𝑝=25𝑝𝑝=1 (4.20)
El resultado final por cargo total de consumo es: $22,872.81
82
4.5 Análisis costo-beneficio Para el análisis costo-beneficio de este tipo de instalación se tomaran en cuenta
los costos de cada uno de los equipos que formaran parte del sistema fotovoltaico
y conforme a los datos obtenidos de acuerdo a los cálculos realizados y los
elementos seleccionados para el tipo de instalación fotovoltaica de una casa
habitación ubicada en la región de Tula, en la tabla 4.10 se muestran cada uno de
los elementos con sus características principales, el número de elementos
utilizados y el costo de cada uno de ellos.
Equipo Características
principales
Precio
unitario
Número de
unidades
utilizadas
Precio total
requerido
para la
instalación
Batería
CALE SOLAR
Capacidad : 115 Ah
Tensión: 12V $1,400.00 16 $22,400.00
Panel solar
ERDM 145 P6
V mp: 17.86 V
V oc: 22.4 V
I mp: 8.15 A
I cc: 8.67 A
Potencia: 145 W
$ 1,540.00 7 $ 10,780.00
Regulador
PR2020
Tensión: 12/24 V
Capacidad: 20 A $800.00 4 $3,200.00
Convertidor
CPI 275
Tensión: 12 V c.d. / 120 V a.c.
Potencia pico: 5000 W
Potencia continua: 2500 W
$4,500.00 1 $4,500.00
Tabla 4.10 Características principales y precio de los equipos estimados para casa
habitación ubicada en la región de Tula.
De la tabla 4.10, se tiene como resultado total una inversión de $ 40,880.00 para
la implementación de un sistema fotovoltaico en una casa habitación con las
características ya mencionadas en esta región, la cantidad anterior es un valor
estimado ya que el precio de cada componente puede variar y en algunos de ellos
83
no se considera el IVA, así como hay que tener en cuenta que la vida útil de la
batería dependerá mucho de la profundidad de descarga a la que sea sometida,
pero la vida útil de las baterías propuestas para este tipo de instalación es de
aproximadamente de 5 años.
Tomando como referencia el dato anterior y la vida útil de los módulos solares se
tendrían que hacer 4 nuevas inversiones para el cambio de batería cada una de
ellas por periodos de 5 años, con esto se obtendría como inversión total
contemplando el de la primera inversión un total de $130,480.00; aunado a esto se
deben contemplar los costos de los conductores, las protecciones, de instalación y
mantenimiento, asumiendo con referencia en estudios anteriores y la dimensión de
la instalación fotovoltaica, se toma como un 25% de la inversión solo de los
componentes principales, es decir, la cuarta parte de la inversión inicial con ello se
obtienen $10,220.00 destinados para este rubro, es entonces que al final se
obtiene que la inversión total a realizar durante los 25 años de vida esperada para
el sistema fotovoltaica es de $140,700.00.
Si se hace una comparación entre el costo que representaría implementar un
sistema fotovoltaico y el de un consumo eléctrico estimado por el servicio obtenido
por la compañía suministradora durante el periodo de 25 años del sistema
fotovoltaico (ver tabla 4.11), se observa que la diferencia entre ambos para las
características y el tipo de consumo resulta muy alto y por ende no es factible
económicamente.
Costo de sistema
fotovoltaico a
implementar
Costo por servicio
eléctrico de la
compañía
suministradora
Diferencia
monetaria
Porciento de
diferencia
$140,700.00 $22,872.81 $117,827.00 83.74 %
Tabla 4.11 Comparativa de costos de consumo de energía eléctrica entre un
sistema tradicional de servicio eléctrico y la implementación de un sistema
fotovoltaico
84
Ahora bien si se realiza un análisis por el lado de la disminución de dióxido de
carbono (CO2), principal gas que contribuye a la contaminación del aire y por ende
al cambio climático, se tiene que partir de los electrodomésticos de uso básico
para la casa habitación en la región de Tula (ver tabla 4.2) y los niveles de CO2
emitidos por cada uno de ellos se obtienen los resultados de la tabla 4.12.
Electrodoméstico CO2 emitido al año (kg)
Refrigerador estándar 30.9
Licuadora 85.3
Estéreo 18.3
Computadora 36.5
Televisor a color 29.2
Video casetera o DVD 6.1
Lavadora 91.4
Plancha 292.3
Luminarias 22.2
Total 612.2
Tabla 4.12 Dióxido de carbono emitido al año por el uso de electrodomésticos para
las características de una casa habitación ubicada en Tula
Al año se obtiene un total de 612 kg de dióxido de carbono pero si se consideran
los 25 años de tiempo de vida que estaría en funcionamiento el sistema
fotovoltaico se obtiene un total de 15.305 toneladas de CO2.
De acuerdo con un artículo realizado por Jorge Alejandro De La Vega Lozano, de
Agro-Proyectos Sustentables y Energías Renovables de México en 2007, una
estimación de captura de dióxido de carbono por una hectárea de arboles
(considerando arboles maduros, plantados a distancia de 5 metros forman un
bosque de 400 árboles por hectárea) es igual a 3.5 toneladas por año.
Es entonces que con referencia en lo anterior al implementar el sistema
fotovoltaico durante su vida útil, se tendría la comparación de no talar un
aproximado de 4 hectáreas de árboles, es decir, unos 1600 árboles.
85
4.6 Propuesta de factibilidad económica para el sistema
fotovoltaico Es de notar que en el análisis costo-beneficio del sistema fotovoltaico que se
propone, principalmente el uso de un subsistema de almacenamiento con un gran
número de baterías, su corta vida útil y por ende la necesidad de reemplazarse en
ciertos periodos de tiempo, es lo que eleva el costo de un sistema de este tipo.
Sin embargo, existe la posibilidad de considerar hacer uso de baterías con otro
tipo de tecnologías que sean utilizadas para aplicaciones fotovoltaicas, por
ejemplo las baterías liquidas tradicionales que han sido empleadas desde tipos
pasados que son de excelente calidad, con una vida extrema de casi 25 años y
que han ido disminuyendo su precio tales como las Hoppecke OPzS, o las
baterías VRLA como las tipo gel y AGM, en el que la tendencia a ser usadas ha
ido en aumento aunque sus costos son aún muy elevados.
Como ejemplo, si se supone el uso una batería estacionaria del tipo liquida
tradicional Hoppecke OPzS, con las características que se muestran en la tabla
4.13.
Tipo Capacidad (Ah) Tensión (V) Precio (MX)
Classic OPzS solar 452 12 $12,795.00
Tabla 4.13 Características principales de la batería estacionaria
El subsistema de almacenamiento que se tendría sería el siguiente, tomando
como referencia el campo de baterías ya calculado y el uso de las expresiones
matemáticas 4.9 y 4.10:
𝐸𝐸𝐶𝐶𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚𝑝𝑝 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 ≥ 1735.71 ≈ 1736 𝐴𝐴ℎ
El número de baterías en paralelo se obtiene a partir del valor de la capacidad del
campo de baterías entre la capacidad nominal es entonces que:
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥1736 𝐴𝐴ℎ452 𝐴𝐴ℎ
86
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑚𝑚𝐶𝐶𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 ≥ 3.84 ≈ 4
El numero de baterías en serie como se determinara a partir de la tensión de
instalación (V batería) y el valor de la tensión nominal de la batería (V nominal batería) es
entonces que resulta que:
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥12 𝑉𝑉12 𝑉𝑉
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑚𝑚𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑏𝑏𝐶𝐶𝑏𝑏𝑝𝑝𝑑𝑑í𝐶𝐶𝑢𝑢 𝑢𝑢𝑝𝑝𝑑𝑑𝐶𝐶𝑝𝑝 ≥ 1
Es entonces que un análisis del costo por todo el sistema se resume en la tabla
número 4.14.
Equipo Características
principales
Precio
unitario
Número de
unidades
utilizadas
Precio total
requerido
para la
instalación
Classic OPzS
solar
Capacidad : 452 Ah
Tensión: 12V $1,400.00 4 $51,180.00
Panel solar
ERDM 145 P6
V mp: 17.86 V
V oc: 22.4 V
I mp: 8.15 A
I cc: 8.67 A
Potencia: 145 W
$ 1,540.00 7 $ 10,780.00
Regulador
PR2020
Tensión: 12/24 V
Capacidad: 20 A $800.00 4 $3,200.00
Convertidor
CPI 275
Tensión: 12 V c.d. / 120 V a.c.
Potencia pico: 5000 W
Potencia continua: 2500 W
$4,500.00 1 $4,500.00
Total $69,660.00
Tabla 4.14 Características principales y precio de los equipos estimados para casa
habitación ubicada en la región de Tula.
87
Como referencia de la tabla anterior y en este caso no considerando hacer una
nueva inversión en baterías pero contemplando los costos de los conductores, las
protecciones, de instalación y mantenimiento, asumiendo con referencia en
estudios anteriores y la dimensión de la instalación fotovoltaica, se toma en este
caso un 25% de la inversión solo de los componentes principales, es decir, la
cuarta parte de la inversión inicial con ello se obtienen $17,415 destinados para
este rubro, es entonces que al final se obtiene que la inversión total a realizar
durante los 25 años de vida esperada para el sistema fotovoltaica es de
$87,075.00.
Si se realiza la misma comparación entre el costo que representaría implementar
un sistema fotovoltaico y el de un consumo eléctrico estimado por el servicio
obtenido por la compañía suministradora durante el mismo periodo de tiempo de
vida del sistema fotovoltaico (ver tabla 4.15), se observa que la diferencia entre
ambos para las características y el tipo de consumo sigue siendo alto y no sigue
siendo factible económicamente.
Costo de sistema
fotovoltaico a
implementar
Costo por servicio
eléctrico de la
compañía
suministradora
Diferencia
monetaria
Porciento de
diferencia
$87,075.00 $22,872.81 $64,203.00 35.62 %
Tabla 4.15 Comparativa de costos de consumo de energía eléctrica entre un
sistema tradicional de servicio eléctrico y la implementación de un sistema
fotovoltaico
Si se analizan los resultados de la tabla 4.11 y 4.15, la diferencia entre los costos
con el uso de otro tipo de baterías se logra disminuir el porcentaje, la opción que
determinaría de cierto modo una factibilidad económica del sistema fotovoltaico es
poder convertirlo en un sistema el cual permita que en los periodos de tiempo que
se tenga un excedente en la generación y no sea utilizada esa energía eléctrica
tener la posibilidad de vender a la compañía suministradora esa energía no
utilizada en ese momento.
88
Otra propuesta que resulta factible tanto técnica como económicamente seria el
uso de baterías de nueva tecnología como lo son las de iones de litio y que según
la experta en baterías Margarete Wohlfahrt-Mehrens del Centro de Investigación
de Energía Solar e Hidrógeno Baden-Württemberg de Alemania (ZSW), aunque
actualmente se calculan los gastos de almacenamiento de las baterías clásicas de
plomo en alrededor de 10 centavos y las de las baterías de iones de litio en 25
centavos, pero los costos podrían caer pronto, como ella reconoce que la
tecnología de litio también podría convertirse en mucho más barata y estima que
los costos de almacenamiento se reducirá a la mitad en los próximos años.
Sus razones incluyen el desarrollo de la producción en masa y las nuevas
innovaciones, que están ayudando a la industria a desarrollar métodos de
producción más eficientes y tecnologías de iones de litio de alto rendimiento. Los
cátodos y ánodos de las baterías de iones de litio son producidos por la aplicación
de las suspensiones que contienen carbono y litio como electrolitos líquidos. Ahora
es objetivo del fabricante para usar hojas más grandes para acelerar el proceso de
producción. Además, las empresas están desarrollando materiales de los
electrodos de mayor rendimiento y más robustos. Las baterías de hoy en día
utilizan grafito para el ánodo y el metal de litio para el cátodo. Sirve como un
reactivo químico para el grafito. Los fabricantes quieren usar ánodos nuevos
hechos de titanato de litio en el futuro, que se recargan más rápido y pueden
soportar más ciclos de carga que el grafito.
Aunque el avance tecnológico de este tipo de baterías no tiene un gran desarrollo
y se da prácticamente en los países desarrollados, existe la posibilidad que en un
futuro no muy lejano estas baterías resulten económicamente factibles para los
subsistemas de almacenamiento.
89
CAPITULO 5
RED PLC EN CASA
HABITACIÓN
5.1 Red PLC Comunicación a través de la red eléctrica PLC (Power Line Communications) se
refiere a cualquier tecnología que permita transferir datos a velocidad de banda
estrecha (<100kbps) o banda ancha (>1Mbps) y a través de la red eléctrica
usando una tecnología avanzada de modulación.
La red PLC aprovecha la infraestructura de la línea eléctrica existente y
proporciona un enfoque rentable para la supervisión y control inteligente para
diversas aplicaciones. Esto hace del PLC una de las principales tecnologías para
aplicaciones en redes inteligentes que van desde la medición inteligente, control
de iluminación, aplicaciones en tecnologías solares, interconexión con vehículos
eléctricos, de automatización, de calefacción y aire acondicionado en edificios así
como en sistemas de seguridad.
Las comunicaciones a través de la red eléctrica ya se utilizaban hace algún tiempo
en relés, alumbrado público y domótica.
La banda ancha sobre PLC empezó a finales de la década de 1990:
• En 1950 se empezó con una frecuencia de 10 Hz y 10 kW de potencia, con
comunicación en un solo sentido, aplicándose para el control de líneas
eléctricas y para el control remoto de relés.
• A mediados de 1980 se inició la investigación sobre el uso de la red
eléctrica para soportar la transmisión de datos, en bandas de entre 5– 500
kHz, siempre en una sola dirección. Más adelante, las empresas eléctricas
empezaron a utilizar sus propias redes para la transmisión de datos de
modo interno.
• En 1997 se realizaron las primeras pruebas para la transmisión
bidireccional de señales de datos a través de la red eléctrica y el inicio de la
investigación de Ascom en Suiza y Norweb en Reino Unido.
• En 2000 se llevaron a cabo las primeras pruebas en Francia por EDFR&D y
Ascom.
91
5.1.1 Funcionamiento de la tecnología PLC La tecnología PLC de banda ancha es capaz de transmitir datos a través de la red
eléctrica, y por lo tanto se puede extender a una red de área local existente o
compartir una conexión a Internet a través de los enchufes eléctricos con la
instalación de unidades específicas ver figura 5.1.
Figura 5.1 Diagrama de representación de la implementación de un sistema PLC
El principio de PLC consiste en la superposición de una señal de alta frecuencia
(de 1,6 a 30 MHz) con bajos niveles de energía sobre la señal de la red eléctrica
de 60 Hz. Esta segunda señal se transmite a través de la infraestructura de la red
eléctrica, se puede recibir y descodificar de forma remota. Así, la señal PLC es
recibida por cualquier receptor PLC que se encuentra en la misma red eléctrica.
Un acoplador integrado en la entrada del PLC receptor elimina las componentes
de baja frecuencia antes de que la señal sea tratada.
Un modem de red eléctrica (PLM) convierte un dato binario en una secuencia de
señales con características predefinidas (frecuencias, niveles) y viceversa,
haciendo el proceso de Modulación/Demodulación ver figura 5.2.
92
Una interfaz de línea de red eléctrica (PLI – Power Line Interface) transmite las
señales moduladas sobre la red eléctrica y detecta las señales que llegan, por lo
que permite el proceso de transmisión/recepción. Por lo que se requieren los
bloques PLM y PL para permitir una comunicación fiable a través de las líneas de
red eléctrica, donde el ruido es impredecible y las pérdidas siempre están
presentes.
Figura 5.2 Diagrama de funcionamiento de PLC
93
5.1.2 Modulaciones PLC Las modulaciones en banda estrecha más utilizadas son: (ver figura 5.3)
• Modulación por Desplazamiento de Amplitud (ASK - Amplitude Shift Keying).
• Modulación por Desplazamiento de Frecuencia (FSK - Frequency Shift
Keying).
• Modulación por Desplazamiento de Fase Binaria (BPSK - Binary Phase Shift
Keying).
Figura 5.3 Representación de las modulaciones de banda estrecha más utilizadas
Esquemas de modulación de banda ancha también se utilizan en los sistemas
PLC de banda estrecha. Las ventajas de modulación de banda ancha, tales como
las diversas variantes de espectro ensanchado, son su robustez frente al ruido de
banda estrecha y el efecto de atenuación selectiva que existe en las redes de
PLC.
Las principales modulaciones de banda ancha son:
• Modulación de Amplio Espectro (SS-Spread Spectrum).
• Modulación por División de Frecuencia Ortogonal (OFDM-Ortogonal
Frequency Division Multiplexing).
La modulación OFDM es la más utilizada y trabaja dividiendo el espectro
disponible en múltiples subportadoras.
94
5.1.3 Protocolos de comunicación PLC Para comunicar nodos PLC se debe usar un lenguaje específico y roles de
comunicación, por ejemplo: el protocolo específico de comunicación. De acuerdo
con el modelo ISO/OSI (International Organization for Standarization / Open
System Interface), los protocolos de comunicación están clasificados en 7 capas.
• Cada capa se ocupa de un aspecto específico de la comunicación.
• Cada capa proporciona una interfaz para la capa superior. El conjunto de
las operaciones define el servicio proporcionado por esta capa.
• En un mensaje enviado por la capa superior se transmite a la capa
inmediatamente inferior hasta la capa más inferior.
• En cada nivel se puede añadir una cabecera al mensaje.
• La capa más baja transmite el mensaje a través de la red al nodo receptor.
El mensaje recibido comunica con la capa más baja del receptor.
• Cada capa retira la cabecera, se encarga del mensaje usando el protocolo
previsto por la capa y pasa a la capa inmediatamente superior y por último,
a la capa más alta del receptor.
En la figura 5.4 se muestra el esquema recordatorio del modelo OSI con sus
distintas capas. Pero, a menudo las comunicaciones PLC necesitan menos de 7
capas.
Figura 5.4 Esquema del protocolo de comunicación del modelo OSI
95
5.1.4 Normas internacionales de regulación PLC Los productos PLC deben ser compatibles con las normas generales de
regulación internacional, así como las especificadas por la FCC (Federal
Communications Commission), CENELEC (Comité Européen de Normalisation
Electronique), ARIB (Association of Radio Industries and Bussines) y comités en
Estados Unidos, Japón y la Unión Europea, en la tabla 5.1 se muestran las
características de las bandas de comunicación de línea eléctrica CENELEC.
En realidad hasta los 35 kHz aproximadamente se ha encontrado que la banda
eléctrica es muy ruidosa, por lo que se utiliza a partir de 35 kHz o 40 kHz. Estas
normas imponen restricciones severas en la comunicación de frecuencias
utilizables por los nodos PLC y emisiones radiadas.
Tabla 5.1 Bandas para las comunicaciones de línea eléctrica CENELEC
• FCC (Federal Communications Commission) define la banda de frecuencia
de 10 a 490kHz para la comunicación PLC en Norte América y Canadá.
• ARIB (Association of Radio Industries and Bussines) definida en la banda
de frecuencia de 10 a 450kHz para la comunicación PLC en Asia y Japón.
• CENELEC (Comité Européen de Normalisation Electronique) EN50065-1
definida en un margen de bandas de baja frecuencia permitidas para la
comunicación PLC.
-Banda A (de 3kHz a 95kHz), reservada para las compañías eléctricas.
-Banda B (de 95kHz a 125kHz), que puede ser usada para todas las aplicaciones
sin ningún protocolo de acceso.
-Banda C (de 125kHz a 140kHz), reservada para sistemas de red interna.
96
Actualmente sólo existe una norma, en la región de América con el estándar
Homeplug V1.0.1. Esta norma sólo es aplicable para las instalaciones dentro de3
casa (indoor) y no es interoperable con las aplicaciones actuales fuera de casa
(Outdoor).
Alliance Prime
La alianza PRIME (Powerline Intelligent Metering Evolution) está focalizada en el
desarrollo de una solución no propietaria, abierta y pública que pueda soportar no
solo la medición inteligente (smart metering) sino también la conexión completa de
aparatos y medidas de energía, gas y agua a través de toda la red eléctrica, de
dentro de casa y de fuera. Para este propósito la tecnología PLC es la más
adecuada en comunicaciones de gran densidad de nodos y enlaces eléctricos.
PRIME se basa en la multiplexación OFDM en la banda CENELEC-A y es un
estándar que define la capa física basada en las tecnologías más avanzadas en la
fecha de su constitución, con el fin de garantizar que las necesidades del mercado
futuro se cumplan y que las inversiones en empresas de servicios públicos son a
prueba de futuro. PRIME es abierto, en busca de interoperabilidad de los equipos
de distintos proveedores, como una forma de impulsar el crecimiento de un nuevo
mercado para que al final (servicios públicos, industria, clientes, etc.) se beneficien
de este estándar.
G3 PLC OFDM
G3-PLC es un estándar de comunicaciones, desarrollado por Sagem, ERDF y
Maxim que busca interoperabilidad en la comunicación como el anterior, y
focalizado directamente al “Smart Grid” o interconexión completa de las
comunicaciones a través de la red eléctrica, tanto en baja, media como alta
tensión. Este estándar promueve la interoperabilidad entre los 10kHz y los 490kHz
con FCC, CENELEC y ARIB, y tecnológicamente tiene la capacidad de coexistir
con otras señales de modem en la red, con lo que funciona en redes donde hay
instalada otra tecnología de comunicación PLC con otros estándares.
97
5.2 Implementación de PLC en casa Un área muy importante para la aplicación de PLC de banda estrecha es la
domótica.
Sistemas de automatización basados en PLC se realizan sin la instalación de
adicional de redes de comunicaciones ver figura 5.5. Por lo tanto, los altos costos
que son necesarios para la instalación de nuevas redes dentro de los edificios
existentes pueden reducirse significativamente por la el uso de la tecnología PLC.
Figura 5.5 Estructura de un sistema de automatización con PLC de banda
estrecha
PLC basados en sistemas de automatización no sólo se utilizan en grandes
edificios, sino que también están muy a menudo presentes en los hogares
privados para la realización de tareas de automatización similares (domótica). En
este caso, varios autores hablan de las llamadas casas inteligentes.
Módems PLC se puede conectar fácilmente a cualquier enchufe de pared o
integrado en cualquier dispositivo conectado a la instalación eléctrica. Este
garantiza la comunicación entre todas las partes de una red eléctrica interna. Hoy
en día, los módems PLC utilizando modulación FSK alcanzan velocidades de
datos de hasta 1200 bps.
98
Por ello, la domótica constituye una de las principales áreas de aplicación de PLC,
ver figura 5.6.
Figura 5.6 Posibles servicios ofrecidos por la domótica
Entre los servicios ofrecidos por la domótica se encuentran los siguientes:
• Ahorro energético: El ahorro energético no es algo tangible, sino un concepto
que se puede abordar de muchas maneras. En muchos casos no es necesario
sustituir los aparatos o sistemas del hogar por otros que consuman menos sino
una realizar una gestión eficiente de los mismos.
o Climatización: programación y zonificación.
o Gestión eléctrica:
Racionalización de cargas eléctricas: desconexión de equipos de
uso no prioritario en función del consumo eléctrico en un
momento dado.
Gestión de tarifas, derivando el funcionamiento de algunos
aparatos a horas de tarifa reducida.
o Uso de energías renovables.
• Confort: Conlleva todas las acciones que se puedan llevar a cabo para mejorar
el confort en una vivienda. Dichas actuaciones pueden ser de carácter pasivo,
activo o mixto.
o Iluminación:
Apagado general de todas las luces de la vivienda.
Automatización del apagado/ encendido en cada punto de luz.
99
Regulación de la iluminación según el nivel de luminosidad
ambiente.
o Automatización de todos los distintos sistemas, instalaciones y equipos;
dotándolos de control eficiente y de fácil manejo.
o Integración del portero al teléfono, o del video-portero al televisor.
o Control vía Internet.
o Gestión multimedia y del ocio electrónico.
o Generación de macros y programas de forma sencilla para el usuario,
brindando personalización de manera sencilla.
• Seguridad: Consiste en una red de seguridad encargada de proteger tanto los
bienes materiales como la seguridad personal.
o Simulación de presencia.
o Alarmas de detección de incendio, fugas de gas, escapes de agua,
concentración de monóxido en garajes, etc.
o Alerta médica..
o Acceso a cámaras IP.
• Comunicaciones: Compuesto por los sistemas o infraestructuras de
comunicaciones que posee el hogar, que con PLC no serian necesarias estas
infraestructura.
o Ubicuidad en el control tanto externo como interno, control remoto desde
Internet, PC, mandos inalámbricos, etc.
o Transmisión de alarmas.
o Intercomunicaciones.
Hoy en día, los servicios de automatización se están volviendo más comunes no
sólo para su aplicación en el sector industrial, comercial y dentro de grandes
edificios, sino también para su aplicación en hogares privados. Los sistemas que
proporcionan servicios de automatización como el monitoreo de la seguridad,
control de calefacción, control automático de la luz tienen que conectar un gran
número de los dispositivos finales, tales como sensores, cámaras, motores
eléctricos, luces, etc. Por lo tanto, en el hogar la tecnología PLC parece ser una
solución razonable para la realización de tales redes con un gran número de
100
dispositivos finales, especialmente dentro de las casas y edificios más antiguos
que no cuentan con una infraestructura de comunicación interna adecuada.
Básicamente, la estructura de una red PLC en el hogar no es muy diferente a la de
sistemas de acceso PLC a través de redes de baja tensión. También puede tener
una estación base que controle una red PLC en el hogar ver figura 5.7. La
estación base se puede colocar con la unidad de medición, o en cualquier otro
lugar en la red PLC en el hogar. Todos los dispositivos de una red PLC en el hogar
se conectan a través de módems PLC. Los módems son conectado directamente
a los enchufes de alimentación de pared, que están disponibles en el toda la casa.
Así, diferentes dispositivos de comunicación pueden ser conectados a la
instalación PLC en el hogar mientras que estén disponibles la toma de corriente de
la red.
Figura 5.7 Estructura de un PLC de red en el hogar
Por medio de esta tecnología se puede lograr que todos los aparatos eléctricos y
electrónicos de un hogar pasen a formar parte de un “todo”. De este modo, cada
entidad sabrá acerca del estado de cualquier otra y se comportará en
consecuencia, estableciendo relaciones e incluso aprendiendo de las preferencias
del dueño del hogar.
La unión de Internet a través de la red eléctrica con los electrodomésticos de
última generación permite realizar tareas tales como comprobar el contenido de la
101
heladera desde la oficina o encender el horno desde un teléfono móvil en un
embotellamiento.
Además, la conexión de una red PLC en el hogar a un sistema de comunicación
WAN permite el uso de numerosos servicios de telecomunicaciones de cada toma
de corriente dentro de una casa.
También hay otros sistemas de comunicaciones rentables para la realización de la
redes de banda ancha en el hogar, estos son los sistemas LAN inalámbricos
(WLAN-Wiereless Local Area Network) y que ya están disponibles en el mercado,
ofreciendo tasas de transmisión de datos más allá de 20 Mbps. Así, en contraste
con el PLC en el hogar, WLAN permite el uso de teléfonos móviles para servicios
de telecomunicaciones, tales como lo son los de telefonía inalámbrica, y maneja
convenientes varios dispositivos de comunicación portátiles. Hoy en día, los
componentes de WLAN con un rendimiento significativamente mejorado se
abaratan haciendo más difícil la penetración de la tecnología en el hogar PLC.
5.2.1 Tecnologías de redes domesticas para PLC Entre las muchas tecnologías se encuentra la red de área local (LAN), para LAN
redes IEEE 802.3 (Ethernet), HomePNA (Home Phoneline Networking Alliance) e
IEEE 802.11 (Wireless LAN).
• Redes IEEE 802.3 (Ethernet)
Ethernet es la LAN más común hoy en día. Sus variantes más populares son las
que utilizan cable UTP (Unshielded Twisted Pair): la Ethernet 10Base-T (con
transmisión a 10 Mbps) y la Fast Ethernet 100Base-TX (con transmisión a 100
Mbps, si el cable es de categoría 5), aunque la Gigabit Ethernet 1000Base-T (con
transmisión a 1000 Mbps, también por cable UTP de categoría 5) va ganando
cada vez más aceptación.
Las computadoras en una LAN de este tipo están equipadas con placas de red o
102
NIC (Network Interface Card), y los elementos necesarios para comunicarlas
pueden ser tan simples como un único cable (cuando solamente deben conectarse
dos computadoras), o tan complejos como múltiples hubs, switches y routers, con
sus correspondientes cables y tomas de pared RJ-45 (como en la mayoría de las
redes corporativas).
Por su mayor velocidad, Ethernet debe seguir siendo la elección para una LAN
corporativa (principalmente la Gigabit Ethernet).
• Redes HomePNA (Home Phoneline Networking Alliance)
Diferente de las redes Ethernet (por cuyos cables UTP solamente circulan tramas
Ethernet), en las redes HomePNA se aprovecha el cableado telefónico existente
para trasmitir datos, además de voz. Para ello, se utiliza FDM (Frequency-Division
Multiplexing). Mediante esta técnica, los datos y la voz se trasmiten en frecuencias
distintas por el mismo cable, alcanzándose velocidades de transmisión de 1 Mbps
en HPNA 1.0 y 10 Mbps en HPNA 2.0.
En este tipo de LAN, cada computadora está equipada con un adaptador que
posee una ficha RJ-11, a través de la cual se enchufa a la red con la misma
facilidad con que se conecta un teléfono.
• Redes IEEE 802.11 (Wireless LAN)
Cuando no se desea utilizar cables para conectar las computadoras de una LAN,
la opción más usual es adoptar la tecnología inalámbrica IEEE 802.11 (Wireless
LAN). En este tipo de LAN, las computadoras se comunican mediante señales de
radio. Las dos LAN’s inalámbricas más difundidas son las que siguen las normas
802.11b (con transmisión a 11 Mbps) y 802.11g (con transmisión a 54 Mbps).
Ambas tecnologías utilizan la frecuencia de 2.5 GHz.
Para formar parte de una LAN 802.11, cada computadora debe estar provista de
una placa de red inalámbrica. Muchas computadoras portátiles de última
generación ya vienen equipadas con ella.
103
En la tabla 5.2 se comparan algunas características de las tecnologías para LAN
mencionadas anteriormente:
Tabla 5.2 Tecnologías para LAN
A una LAN hogareña, sin embargo, se le plantean exigencias diferentes. Por
ejemplo, cuando por motivos estéticos la instalación de Ethernet no puede llevarse
a cabo, puede pensarse en alguna de las dos alternativas que aprovechan el
cableado existente o en la alternativa inalámbrica.
Probablemente, la opción menos conveniente sea HPNA 2.0, no sólo por su
menor ancho de banda, sino porque debe disponerse de una toma telefónica
cercana a cada computadora de la LAN.
Por el contrario, HomePlug 1.0 aprovecha la misma toma eléctrica donde se
enchufa la computadora, mientras que la tecnología inalámbrica solamente está
limitada por la distancia entre las computadoras, y no por la existencia o no de
tomas. Por ello, la opción más recomendable para una LAN hogareña
aparentemente sería la inalámbrica. Sin embargo, HomePlug 1.0 permite que haya
conectados a la LAN otros dispositivos además de las computadoras, con lo que
ofrece más aplicaciones que cualquiera de las otras tecnologías, lo que la hace
ideal para implementaciones de domótica.
104
• X-10
Muchos productores de sistemas de automatización de hogares y edificios venden
módulos que pueden comunicarse sobre la línea de alimentación uno de ellos es
el X-10.
X-10 es un estándar abierto muy difundido en los Estados Unidos y Europa. Es el
protocolo más antiguo y ahora compite con tecnologías como HomeRF y
Bluetooth. Usa modulación ASK, sincronizada con el cruce en cero de la señal de
la línea de alimentación (110V, 60 Hz en Estados Unidos y 220V, 50 Hz en
Europa). Básicamente, inserta una ráfaga muy corta de señal en una frecuencia
fija. Un 1 binario se representa por un pulso de 120 KHz durante 1 milisegundo en
el paso por cero de la onda, y un 0 binario se representa por la ausencia de este
pulso.
El sistema X-10 ha sido desarrollado para ser flexible. Se puede empezar con un
producto en particular, por ejemplo un mando a distancia, y expandir luego el
sistema para incluir la seguridad o el control con el ordenador, siempre que se
desee, con componentes fáciles de instalar y que no requieren cableados
especiales.
Se distinguen los siguientes tipos de dispositivos X-10:
• Transmisores: Estos transmisores envían una señal especialmente
codificada de bajo voltaje que es superpuesta sobre el voltaje del cableado.
Un transmisor es capaz de enviar información hasta 256 dispositivos sobre
el cableado eléctrico. Múltiples transmisores pueden enviar señales al
mismo módulo.
• Receptores: Como los receptores y transmisores, pueden comunicarse con
256 direcciones distintas. Cuando se usan con algunos controladores de
computadoras, estos dispositivos pueden reportar su estado.
• Bidireccionales: Estos dispositivos toman la señal enviada por los
dispositivos transmisores. Una vez que la señal es recibida el dispositivo
responde encendiéndose o apagándose. Los receptores generalmente
105
tienen un código establecido por el usuario para indica la dirección del
dispositivo. Múltiples dispositivos con el mismo código pueden coexistir y
responder al mismo tiempo dentro de una misma casa. Los dispositivos
bidireccionales, tienen la capacidad de responder y confirmar la correcta
realización de una orden, lo cual puede ser muy útil cuando el sistema X-10
está conectado a un programa de ordenador que muestre los estados en
que se encuentra la instalación domótica de la vivienda.
• Inalámbricos: Una unidad que permite conectarse a través de una antena y
enviar señales de radio desde una unidad inalámbrica e inyectar la señal X-
10 en el cableado eléctrico (como los controles remotos para abrir los
portones de los garajes). Estas unidades no están habilitadas para controlar
directamente a un receptor X-10, debe utilizarse un módulo transceptor.
X-10 es una marca registrada y para utilizarla se necesita comprar un elemento a
X-10 Power House. Lo que quiere decir que si se quiere desarrollar módulos
propios, se necesitarán interfaces de línea como son el PL513 y el TW523. Ambos
ofrecen un uso efectivo de transmisión X-10 por la red eléctrica.
El PL513 es un transmisor y el TW523 es un transmisor/receptor. Los dos se
conectan a la red eléctrica por una toma de corriente y al módulo (compatible con
X-10) por un cable RJ11. Ambas interfaces proporcionan un optoacoplador, una
onda cuadrada de 60 Hz, están sincronizadas al paso cero de la corriente eléctrica
y permiten recibir código X-10. La diferencia entre estos 2 interfaces es que el
TW523 podrá ser una extensión del PL513, ya que este modelo además de recibir,
permite emitir por dicho protocolo.
Los fabricantes generarán elementos que enviarán códigos X10 compatibles,
sincronizados con el paso cero de la línea eléctrica. Mientras que el PL513 y el
TW523 introducirá el código por la línea eléctrica. Teniendo de este modo el
circuito de comunicaciones totalmente cerrado como se ve en la figura 5.8.
106
Figura 5.8 Esquema de PLC puramente eléctrico
Además de esta comunicación cableada existe la opción de implementar estas
conexiones de manera inalámbrica, utilizando radiofrecuencia. Aquí es donde
entra en juego el RR501, un sistema de control remoto, utiliza como interfaz un
transmisor/receptor que envía señales de radio frecuencia a otro nodo de la
comunicación para enviar la señal a un elemento de control. La manera de utilizar
el RR501 es igual a la utilizada para los interfaces PL513 y PW523, se conecta
directamente a una toma eléctrica. Por lo tanto, si se combinan estas 2
tecnologías, los interfaces cableados PL513 y PW523 con el inalámbrico. Se está
en presencia de un canal de comunicación con 2 vías, como se ve en la figura 5.9.
Figura 5.9 Esquema hibrido
En la figura 5.10 se puede observar la estructura de una red PLC con un sistema
X-10, el cual con distintos dispositivos de esta tecnología operan para controlar
diferentes elementos del sistema eléctrico convencional de una casa.
107
Figura 5.10 Estructura del sistema X-10
108
5.3 Análisis de implementación de un sistema PLC con un
sistema fotovoltaico Como se trato anteriormente un área de aplicación de un sistema PLC es la
domótica o sistemas automáticos de control ya sea por razones de ahorro
económico, la obligatoriedad gubernamental o por la mentalidad verde, cada vez
más empresas y particulares optan por los sistemas.
El manual “Cómo ahorrar energía instalando domótica en su vivienda”, difundido
por el Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE) en España,
nos dice que “aprovechando mejor los recursos naturales se puede reducir la
factura energética mientras se gana en confort y seguridad”.
Y es que la domótica se puede implementar en distintos ámbitos del hogar. Desde
los típicos controladores de la calefacción hasta sistemas de gestión del agua,
iluminación, gas o incluso sistemas automáticos de persianas y toldos basados en
sensores de incidencia solar y temperatura, todos ellos para conseguir ahorros en
agua, gas y electricidad.
De acuerdo con los datos publicados por el IDAE, se puede llegar a economizar
más del 50 % del consumo eléctrico de un hogar, de ahí que la domótica no sea
considerada como un gasto a la hora de realizar una reforma en la vivienda, sino
como una verdadera inversión de futuro.
Por ejemplo en la publicación se hace referencia a una “vivienda de dos plantas de
130 m2, situada en la provincia de Guadalajara, habitada por una familia
compuesta por tres miembros, con una potencia contratada de 5.7 kW, un
consumo anual de 4500 kWh, y un coste energético anual de 550 €, cuya
distribución energética es de un 39% en calefacción, 27% de agua caliente, 12%
en electrodomésticos, 11% en la cocina, 9% en iluminación, y un 2% en aire
acondicionado” se comparo con una vivienda de iguales características en la que
se ha realizado una instalación domótica que permite la gestión eficiente de la
energía.
109
Los resultados obtenidos después de un año de mediciones, se produce el ahorro
eléctrico que muestra la figura 5.11.
Figura 5.11 Ahorro eléctrico después de un año con un sistema demótico
instalado. (Fuente: IDAE)
En otro proyecto desarrollado por convenios en 2008 entre el ITESM y el CICATA
de Querétaro se exponen resultados de desarrollo tecnológico relacionados con el
uso de energías alternativas renovables y la aplicación de sistemas electrónicos e
informáticos para la gestión de recursos que tuvo como objetivo disminuir la
gravedad del problema de contaminación, encontrando al final algunos resultados
como los siguientes:
• Disminución de consumo en agua y luz para viviendas, oficinas o escuelas,
abriendo la posibilidad de un 41% de ahorro (en promedio).
• Utilización de tecnología avanzada de bajo consumo y costo para
solucionar problemas energéticos.
• Generación de energía eficiente para la autonomía energética de
edificaciones.
• Reactivación y creación de sectores industriales.
• Reducción de contaminación por combustibles no renovables.
110
Tomando como referencia estos dos proyectos, a partir de la utilización de PLC a
través del uso domótica para exponer el ahorro de energía en una casa y otro a
partir del mismo sistema de domótica en un edificio, se llega a una conclusión en
común entre ambos y es que este tipo de sistemas de control permite un ahorro de
energía aproximado del 40% al 45% aproximado del ahorro de energía eléctrica.
Con lo anterior es posible proponer que el sistema de PLC pueda complementar al
sistema fotovoltaico en una casa habitación, lo que datos de referencia que ya se
han estipulado en este capítulo puedan:
• Permitir un ahorro de energía del 40%, tomando como fuente de
generación un sistema fotovoltaico.
• Optimizar el sistema fotovoltaico, realizando un mejor control de la
energía de consumo de las cargas, así como el de subsistema de
captación del sistema fotovoltaico, a partir de un software interactivo que
permita modificar la posición de los paneles, al igual que crear
estadísticas de generación del sistema fotovoltaico y a partir de esto
poder tomar decisiones para el consumo de la energía generada por las
cargas prioritarias o en su caso de las que el usuario defina.
• Comunicar al subsistema de regulación o en su defecto el subsistema de
almacenamiento con un sistema de control que permita que la
profundidad de descarga sea lo menor posible para permitir que su vida
útil sea mucho mayor.
En general con la implementación de un sistema de PLC y un sistema
fotovoltaico se permitirá tener una vida útil del sistema fotovoltaico superior
(aproximado de 3 a 5 años) al que se tenía previsto como un sistema único en
casa habitación.
En cuanto a costo-beneficio, un adaptador de tecnología HomePlug es de
$500.00 aproximadamente, si se considera un adaptador PLC por cada uno de
los electrodomésticos que permita una comunicación para su control permitirían
un ahorro de energía mayor, por ejemplo el uso en luminarias permitiría que se
111
su encendido y apagado fuera controlado tal vez con un teléfono inteligente y
de acuerdo a las necesidades del usuario y con estadísticas de ahorro de
energía, algo similar sucedería con un refrigerador en el cual se podría controlar
el nivel de temperatura de acuerdo a lo que se encuentre dentro de este. El
ejemplo de aplicaciones para el tipo de red PLC en casa puede ser variado
dependiendo de la tecnología de los electrodomésticos y equipo eléctrico a
utilizar en el caso anterior solo se mencionaron los electrodomésticos que
tienen más uso durante un día, basado en ello la inversión que se tendría que
hacer con este sistema de comunicación tomando como medio la línea eléctrica
seria de $1000.00, con ello se pueden determinar los resultados mostrados en
la tabla 5.3, el cual compara la inversión realizada de un sistema fotovoltaico en
conjunto con una red PLC y el consumo de energía eléctrica tomando como
servicio eléctrico el de la compañía suministradora (CFE).
Sistema Fotovoltaico y PLC Costo por
servicio eléctrico
de la compañía
suministradora
Diferencia
monetaria del sistema
fotovoltaico y PLC v.s.
servicio eléctrico de la
compañía suministradora
Porciento de
diferencia
Costo de
sistema
fotovoltaico a
implementar
Costo de
sistema PLC
propuesto
$140,700.00 $1,000.00 $22,872.81 $117,927.00 83.75 %
Tabla 5.3 Comparativa de costos de consumo de energía eléctrica entre un
sistema tradicional de servicio eléctrico y la implementación de un sistema
fotovoltaico en conjunto con una red PLC
Como se observa en la tabla 5.3 la implementación de un sistema de red PLC
tiene aumento porcentual muy poco significativo en conjunto con un sistema
fotovoltaico, pero cabe decir que la factibilidad del proyecto para una instalación
aislada aun no es factible aunque como se trato anteriormente permita un ahorro
de energía y un aumento en la vida útil de componentes como los paneles solares.
112
CONCLUSIONES A la culminación de este trabajo se tienen las siguientes conclusiones:
Mediante el análisis del potencial solar con el que cuenta la región de Tula,
Hidalgo se puede determinar que es una zona factible para la implementación de
sistemas fotovoltaicos de dimensiones con niveles de potencia media, tomando en
cuenta las consideraciones propuestas para obtener los resultados que también se
exponen en la primera parte de este trabajo.
A partir del estudio de cada elemento que compone un sistema fotovoltaico aislado
y su funcionamiento, así como el realizar un análisis de estimación promedio de
consumo eléctrico para casa habitación con un nivel socioeconómico medio y con
los electrodomésticos básicos esenciales, se lograron obtener las principales
características que requieren los componentes principales para la implementación
de un sistema fotovoltaico aislado de acuerdo a un consumo estimado de 2016 W
por día.
Con lo anterior y con propuestas de precios de los principales componentes del
sistema fotovoltaico de dos proveedores se obtuvo la estimación del costo que
representa la implementación de este tipo de generación eléctrica; y con el análisis
para el consumo estimado por métodos tradicionales de generación y suministro
del servicio eléctrico, se encontró que no es factible económicamente la
implementación del sistema fotovoltaico tipo aislado en comparación con un
sistema eléctrico tradicional ya que el costo por el tiempo de vida del sistema
fotovoltaico resulta aproximadamente 83% mayor, este aumento debido
principalmente al número de baterías con las que se deben contar para satisfacer
las necesidades del hogar. Pero con la propuesta de factibilidad económica para el
sistema que se trata en el capítulo 4 es de considerar de algún modo la posibilidad
del cambio del tipo baterías para el almacenamiento de energía eléctrica y como
se muestra en el ejemplo se redujo la diferencia entre el sistema eléctrico
convencional y el sistema fotovoltaico a un 35.62%, además de que en un futuro
tener en consideración poder hacer uso de la baterías de ion litio que cuentan con
capacidad de almacenamiento mayor durante más tiempo y la venta de los
113
excedentes de generación de energía eléctrica a la compañía suministradora con
la posible apertura de los mercados respecto a la generación que se prevén a
futuro .
Es importante recalcar que por medio de un análisis general en el rubro
medioambiental realizado, con la implementación de un sistema fotovoltaico se
lograría tener una reducción de emisiones de dióxido de carbono superior a la
media tonelada por año y de casi 15 toneladas durante el tiempo de vida útil del
sistema ya mencionado, y esto solo para una casa habitación dadas las
condiciones de consumo ya mencionadas.
Por último con el estudio general de una red PLC (comunicación por línea de
potencia) en casa y un análisis de resultados de trabajos que implementaron redes
similares pero enfocadas a la domótica, se obtuvo estimación aproximada del 40%
del ahorro en el consumo de energía eléctrica que tendría su utilización en
conjunto con un sistema fotovoltaico, pero su uso con el costo del sistema
fotovoltaico propuesto a implementar aun resulta como no factible comparándolo
con el servicio eléctrico proporcionado por la compañía suministradora.
114
RECOMENDACIONES De acuerdo a las conclusiones de esta tesis se recomienda lo siguiente:
1. Con el fin de tener una certidumbre mayor en cuanto a la factibilidad de
implementar sistemas fotovoltaicos en la región de Tula se recomienda una
actualización de la información por diferentes medios en cuanto al potencial
solar de la zona.
2. Para un mayor aprovechamiento del movimiento del sol a lo largo del día y por
consecuencia del potencial solar considerar la implementación de equipos
seguidores solares.
3. Considerar un análisis técnico y económico para permitir la posibilidad de tener
un sistema fotovoltaico con conexión a la red eléctrica, ya que esta podría
tener beneficios tanto ecológicos como económicos tomando como referencia
los datos de esta tesis.
4. Realizar estudios de cargas que puedan permitir una alimentación en corriente
directa, esto permitiría reducir la potencia necesaria del inversor para cargas
de corriente alterna y por ende disminuir su precio.
5. Hacer uso de luminarias ahorradoras tipo led que permitan aun más el ahorro
de energía eléctrica.
6. Antes de comprar un nuevo electrodoméstico considerar que este pueda tener
el mayor ahorro de energía posible y también poder tener en cuenta que sea
un electrodoméstico inteligente ya que permitiría una comunicación con una
red PLC y darle beneficios extras de ahorro.
7. Buscar una cotización más adecuada de acuerdo a las necesidades requeridas
con la finalidad de obtener un mejor equipo a un menor costo.
8. Hacer un uso racional y eficiente de la energía eléctrica.
115
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Ángeles, Daniel Díaz. Huerta, Jorge A. Rúelas. La Domótica como Solución a
la Problemática Ambiental y Económica de la Actualidad. México, por ITESM y el
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Francia, publicación de Maxim France, 2011.
117
ANEXOS
Tipos de conductores
114
115
Capacidad de conducción de corriente de conductores
116
Tamaño de conductor mínimo de equipo y canalización de puesta a tierra
117
Inversores
$ 6014ºº MXN
118
$ 4500ºº MX
119
Baterías
$ 1400ºº MX
120
$ 3300ºº MX
121
$ 12,795ºº MX
122
Paneles solares
$ 1540ºº MX
123
$ 2895ºº MX
124
Reguladores
$ 812ºº MX
125
$ 800ºº MX
126
GLOSARIO DE TÉRMINOS Ampacidad: Máxima intensidad de corriente que puede circular de manera
continúa por un conductor eléctrico sin que éste sufra daños.
Ánodo: Electrodo en el que se produce una reacción de oxidación, mediante la
cual un material, al perder electrones, incrementa su estado de oxidación.
Armónico: Resultado de una serie de variaciones adecuadamente acomodadas
en un rango o frecuencia de emisión, denominado paquete de información o
fundamental.
Banda ancha: Transmisión de datos simétricos por la cual se envían
simultáneamente varias piezas de información, con el objeto de incrementar la
velocidad de transmisión efectiva.
Cargas eléctricas: Referida al tipo de cargas de consumo son resistivas,
capacitivas, inductivas o una combinación de las anteriores.
Corriente alterna: Corriente eléctrica en la que la magnitud y el sentido varían
cíclicamente.
Corriente eléctrica: Flujo de carga eléctrica por unidad de tiempo que recorre un
material.
Corrosión: Deterioro de un material a consecuencia de un ataque electroquímico
por su entorno.
Demodulación: Conjunto de técnicas utilizadas para recuperar la información
transportada por una onda portadora, que en el extremo transmisor había sido
modulada con dicha información.
Diodo semiconductor: Componente electrónico de dos terminales que permite la
circulación de la corriente eléctrica a través de él en un solo sentido.
Domótica: Conjunto de sistemas capaces de automatizar una vivienda, aportando
servicios de gestión energética, seguridad, bienestar y comunicación, y que
127
pueden estar integrados por medio de redes interiores y exteriores de
comunicación, cableadas o inalámbricas, y cuyo control goza de cierta ubicuidad,
desde dentro y fuera del hogar.
Electrodo: Conductor eléctrico utilizado para hacer contacto con una parte no
metálica de un circuito.
Electrolito: Cualquier sustancia que contiene iones libres, los que se comportan
como un medio conductor eléctrico.
Electrón: Partícula subatómica con una carga eléctrica elemental negativa.
Energía eléctrica: Forma de energía que resulta de la existencia de una
diferencia de potencial entre dos puntos, lo que permite establecer una corriente
eléctrica entre ambos cuando se los pone en contacto por medio de un conductor
eléctrico.
Ethernet: Estándar de redes de área local para computadores con acceso al
medio por contienda (CSMA/CD).
Excentricidad: Parámetro que determina el grado de desviación de una sección
cónica con respecto a una circunferencia.
Fuentes de energía alternativa: Fuentes de energía planteadas como alternativa
a las tradicionales clásicas, equivalente al concepto de energía renovable o
energía verde.
Fuentes renovables de energía: Fuentes a la energía que se obtiene de fuentes
naturales virtualmente inagotables, ya sea por la inmensa cantidad de energía que
contienen, o porque son capaces de regenerarse por medios naturales.
Fuerza electromotriz: Es toda causa capaz de mantener una diferencia de
potencial entre dos puntos de un circuito abierto o de producir una corriente
eléctrica en un circuito cerrado.
128
Fusible: Dispositivo constituido por un soporte adecuado, un filamento o lámina
de un metal o aleación de bajo punto de fusión que se intercala en un punto
determinado de una instalación eléctrica para que se funda, por Efecto Joule,
cuando la intensidad de corriente supere, por un cortocircuito o un exceso de
carga, un determinado valor que pudiera hacer peligrar la integridad de los
conductores de la instalación con el consiguiente riesgo de incendio o destrucción
de otros elementos.
Horas solar pico: Unidad que mide la irradiación solar y se define como el tiempo
en horas de una hipotética irradiancia solar constante de 1000 W/m2.
Interfaz: conexión física y funcional entre dos sistemas o dispositivos de cualquier
tipo dando una comunicación entre distintos niveles.
Interruptor eléctrico: Dispositivo que permite desviar o interrumpir el curso de
una corriente eléctrica.
LAN: Red informática que interconecta los ordenadores en un área limitada, como
una casa, la escuela, laboratorio de informática, o un edificio de oficinas utilizando
medios de red.
Led: Diodo que emite luz.
Modem: Dispositivo que convierte las señales digitales en analógicas
(modulación) y viceversa (demodulación), permitiendo la comunicación entre
computadoras a través de la línea telefónica o del cablemódem.
Modulación: Conjunto de técnicas que se usan para transportar información
sobre una onda portadora, típicamente una onda sinusoidal.
Multiplexación: Es la combinación de dos o más canales de información en un
solo medio de transmisión usando un dispositivo llamado multiplexor.
Nodo: Punto de conexión entre dos o más elementos de un circuito.
129
Oblicuidad: Inclinación que aparta del ángulo recto una línea o un plano en
relación con otra línea o con otro plano.
Optoacoplador: Dispositivo de emisión y recepción que funciona como un
interruptor activado mediante la luz emitida por un diodo LED que satura un
componente optoelectrónico, normalmente en forma de fototransistor o fototriac.
Portadores de carga: En la física de semiconductores, los huecos producidos por
falta de electrones son tratados como portadores de carga.
Protocolo de comunicaciones: Conjunto de reglas y normas que permiten que
dos o más entidades de un sistema de comunicación se comuniquen entre ellos
para transmitir información por medio de cualquier tipo de variación de una
magnitud física.
Radiación infrarroja: Es un tipo de radiación electromagnética y térmica, de
mayor longitud de onda que la luz visible, pero menor que la de las microondas.
Radiación ionizante: Radiaciones con energía suficiente para ionizar la materia,
extrayendo los electrones de sus estados ligados al átomo.
Radiación solar: Conjunto de radiaciones electromagnéticas emitidas por el Sol.
Radiofrecuencia: Porción menos energética del espectro electromagnético,
situada entre unos 3 kHz y unos 300 GHz.
Relé: Dispositivo electromecánico que funciona como un interruptor controlado por
un circuito eléctrico en el que, por medio de una bobina y un electroimán, se
acciona un juego de uno o varios contactos que permiten abrir o cerrar otros
circuitos eléctricos independientes.
Router: Dispositivo que envía o encamina paquetes de datos de una red a otra.
Semiconductor: Elemento que se comporta como un conductor o como aislante
dependiendo de diversos factores.
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Semiconductor tipo n: Semiconductor que mediante un proceso de dopado
aumenta el número de portadores de carga libres (negativos o electrones).
Semiconductor tipo p: Semiconductor que mediante un proceso de dopado
aumenta el número de portadores de carga libres (positivos o huecos).
Sistema fotovoltaico: Conjunto de dispositivos cuya función es convertir la
energía solar directamente en energía eléctrica, acondicionando esta última a los
requerimientos de una aplicación determinada.
Smart grid: Moderna red eléctrica que utiliza la tecnología de información y
comunicación para mejorar la eficiencia, la fiabilidad, la economía y la
sostenibilidad de la producción y distribución de electricidad.
Smart meetering: Contador eléctrico que registra el consumo de energía eléctrica
en intervalos de una hora o menos, y comunica esta información al menos cada
día de nuevo a la utilidad para fines de seguimiento y facturación.
Sobrecorriente: Corriente superior a la corriente nominal.
Sobretensión: tensión superior a la nominal.
Subvención: Entrega de una cantidad de dinero por la Administración, a un
particular, sin obligación de reembolsarlo, para que realice cierta actividad que se
considera de interés público.
Tecnología Bluetooth: Especificación industrial para Redes Inalámbricas de Área
Personal (WPAN) que posibilita la transmisión de voz y datos entre diferentes
dispositivos mediante un enlace por radiofrecuencia en la banda de los 2,4 GHz.
Tecnología HomeRF: Red inalámbrica de especificación para dispositivos
domésticos.
Tensión eléctrica: Trabajo por unidad de carga ejercido por el campo eléctrico
sobre una partícula cargada para moverla entre dos posiciones determinadas.
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Corriente continúa: Se refiere al flujo continuo de carga eléctrica a través de un
conductor entre dos puntos de distinto potencial, que no cambia de sentido con el
tiempo.
Transceptor: Dispositivo que cuenta con un transmisor y un receptor que
comparten parte de la circuitería o se encuentran dentro de la misma caja.
Transistor: Dispositivo electrónico semiconductor utilizado para producir una
señal de salida en respuesta a otra señal de entrada.
WAN: Red informática que abarca varias ubicaciones físicas, proveyendo servicio
a una zona, un país, incluso varios continentes.
WLAN: Sistema de comunicación inalámbrico flexible, muy utilizado como
alternativa a las redes de área local cableadas o como extensión de éstas.
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