UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA GENERACIÓN ALTERNATIVA PARA ANTENAS REPETIDORAS DE TELECOMUNICACIONES UBICADAS EN ZONAS REMOTAS POR JUAN DO NASCIMENTO FERNANDES INFORME DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA ( TOMO I ) Sartenejas, diciembre del 2.006 i UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA GENERACIÓN ALTERNATIVA PARA ANTENAS REPETIDORAS DE TELECOMUNICACIONES UBICADAS EN ZONAS REMOTAS POR JUAN DO NASCIMENTO FERNANDES TUTOR ACADÉMICO: PROF. ELMER SORRENTINO TUTOR INDUSTRIAL: ING. JESÚS DIEZ INFORME DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA Sartenejas, diciembre del 2.006 ii GENERACIÓN ALTERNATIVA PARA ANTENAS REPETIDORAS DE TELECOMUNICACIONES UBICADAS EN ZONAS REMOTAS POR JUAN DO NASCIMENTO FERNANDES RESUMEN En el presente trabajo se hizo un estudio de las posibles soluciones para generación de energía eléctrica mediante métodos alternativos con el fin de suplir la demanda de las antenas repetidoras de CANTV-Movilnet que se deseen ubicar en zonas fuera del alcance del servicio de las empresas de distribución eléctrica. Un requerimiento fundamental de la empresa es eliminar la dependencia de un eventual despacho de combustible, lo que derivó en descartar la generación eléctrica mediante motores de combustión interna y mediante celdas de combustible (celdas de hidrógeno). Se hizo una estimación del ciclo de carga diaria de las antenas repetidoras y se evaluó el uso de tecnologías fotovoltaicas, eólicas e híbridas (eólica - fotovoltaica). Por otra parte, se investigó sobre los recursos eólicos y solares disponibles en la Isla La Tortuga. La evaluación de las diversas opciones se realizó primero mediante el uso de un sofware denominado Homer®, el cual permite simular las posibles soluciones técnicas, incluyendo el modelo híbrido (eólico - fotovoltaico). Se realizó una comparación inicial de las diferentes soluciones obtenidas con el uso del sofware Homer® y se determinó que 2 aerogeneradores de 1 kW con un banco de baterías de 800 Ah era la mejor solución. Esta solución fue también simulada mediante un sofware para análisis económico de proyectos de generación eléctrica alternativa, denominado RetScreen®, para obtener un estudio económico detallado que, además, es comparado con la solución tradicional para este tipo de sistemas (mediante motores de combustión interna). iii AGRADECIMIENTOS Al Prof. Luís Rojas, quien es también tutor del presente trabajo, por su apoyo incondicional y constantes aportes significativos. El Prof. Rojas desde el comienzo de la investigación fue la persona que motivó el uso de los sofware RetScreen® y Homer® y le dio seguimiento al desarrollo de este trabajo aún estando fuera del país. Al Prof. Elmer Sorrentino, quien es un excelente profesional, por asesorarme en la manera global de enfocar el tema y motivarme fuertemente a hacer de este trabajo de investigación una referencia obligada para futuras investigaciones. Al Ing. Daniel Madsereihan, quien confió en mi profesionalismo y me brindó la oportunidad de formar parte de la corporación CANTV-Movilnet. A la Asistente Zuly Moreno, por su ayuda incondicional en todos los tramites administrativos y auxiliarme en un sin fin de ocaciones. Al Ing. Jesús Diez, quien en todo momento manifestó especial interés en mi trabajo y puso todos los recursos necesarios a mi disposición. Gracias por su trato cercano y sus concejos. A los ingenieros de la gerencia de energía de Movilnet (Ailín, Alírio, Jorge y Reinaldo), quienes constantemente me transferían sus conocimientos, me apoyaban en mis ideas y me hicieron sentir parte de su familia de trabajo. A mis familiares, los que me dieron fuerzas para superar los obstáculos y por brindarme lo más importante de la vida, un hogar. iv ÍNDICE GENERAL: RESUMEN……………………………………………………………………... iii AGRADECIMIENTOS………………………………………………………... iv ÍNDICE GENERAL……………………………………………………………. v ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………………………… viii ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………….. xi 1. Capítulo 1: Introducción………………………………………………….. 1 2. Capítulo 2: Descripción de la empresa y objetivos del trabajo.…………... 4 2.1. Descripción de la empresa…………………………………………… 4 2.2. Objetivos del trabajo…………………………………………………. 6 3. Capítulo 3: Introducción a las Tecnologías de Generación Alternativa….. 8 3.1. Aerogeneradores……………………………………………………... 8 3.1.1 Generalidades…………………………………………………. 8 3.1.2 Máquinas eléctricas usadas en aerogeneradores……………… 12 3.1.3 Regulación del voltaje de salida………………………………. 15 3.1.4 Caja multiplicadora…………………………………………… 18 3.1.5 Control………………………………………………………... 19 3.1.6 Mantenimiento………………………………………………... 21 3.2. Celdas solares Fotovoltaicas…………………………………………. 3.2.1 Fundamentos de los sistemas solares fotovoltaicos…………... 22 23 3.2.2 Factores de pérdida y modelo equivalente de las celdas solares fotovoltaicas……………………………………………………... 31 3.2.3 Control de carga y componentes auxiliares…………………... 37 3.2.4 Mantenimientos necesarios…………………………………… 44 3.2.5 Código eléctrico Nacional 1.999……………………………… 45 v 3.3. Celdas de hidrógeno………………………………………………….. 45 3.4. Baterías………………………………………………………………. 48 3.4.1 Fundamentos de las baterías…………………………………… 48 3.4.2 Tipos…………………………………………………………... 49 3.4.3 Estimación del banco de baterías……………………………... 53 3.4.4 Característica de recarga……………………………………… 56 4. Capítulo 4: Descripción del sistema a alimentar………………………….. 60 5. Capítulo 5: Métodos para la evaluación técnico-económica de las posibles 68 soluciones para alimentar “La Tortuga”…………………………………… 5.1. RetScreen® y Homer® como herramientas para la realización del estudio de la factibilidad de proyectos de generación eléctrica……… 5.1.1 RetSceen®: “PV3” modelo para soluciones fotovoltaicas y “WIND3” modelo para soluciones eólicas…………………….. 5.1.2 68 72 Homer®: Modelos múltiples, permite integrar casi todas las formas de generación eléctrica posibles y caracterizar cada uno de sus componentes…...………………………………………... 76 5.1.3 Parámetros financieros que aplican para el caso específico de la corporación CANTV-Movilnet, utilizados para el estudio de factibilidad económica de los proyectos por medio del uso de los programas RetScreen® y Homer®………………………… 5.1.4 80 Comparación de las soluciones tradicionales con las nuevas energías…………………………………………..…………….. 82 5.2 Recursos eólicos y solares disponibles en Venezuela………………... 93 vi 5.3 Elaboración de una hoja de cálculo de estimación rápida de la dimensión de un arreglo fotovoltaico y su banco de baterías y su aplicación directa como solución energética para el proyecto “La Tortuga”………………………………………………...…………….. 99 5.4 Verificación de la dimensión del arreglo solar fotovoltaico instalado en la estación “El Crucero” (repetidora de la radio base de la población de Elorza) por método de estimación preliminar………….. 116 6. Capítulo 6: Análisis de las opciones y selección de la más conveniente…. 118 6.1 Escenarios posibles para el suministro eléctrico en el proyecto “La Tortuga” mediante generación alternativa……………………………. 7. 118 6.1.1 Escenarios con generación eólica exclusiva…………………… 118 6.1.2 Escenario con generación fotovoltaica exclusiva……………… 138 6.1.3 Escenario con generación híbrida (eólica - fotovoltaica)……... 147 6.2 Discusión y elección de la solución más conveniente………………... 149 Capítulo 7: Conclusiones y recomendaciones……………………………. 155 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………. 157 APÉNDICE 1: Sección 690 del Código Eléctrico Nacional. APÉNDICE 2: Hoja de cálculo del proyecto “La Tortuga” hecha en Excel. APÉNDICE 3: Hoja de cálculo del proyecto “El Crucero” hecha en Excel. vii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Organigrama de la Vicepresidencia de Operaciones y Sistemas de la 5 Corporación CANTV-Movilnet…………………………………………………... Figura. 3.1. Aerogenerador Bergy BWC XL.1 de 1 kW. ………………………… 10 Figura. 3.2. Curva de potencia de un aerogenerador Bergy BWC XL.1 de 1 kW... 11 Figura. 3.3. Composición del panel fotovoltaico………………….……………… 28 Figura. 3.4. Esquema representativo de la interacción de la luz y el flujo de corriente en una celda fotovoltaica.……………………………..………………... 34 Figura. 3.5. Circuito equivalente de una celda solar. …………………………...... 35 Figura. 3.6. Curva Corriente vs. Voltaje de una celda solar ante una carga resistiva variable, manteniendo la temperatura y la irradiancia. …………………. 37 Figura. 3.7. Control de carga paralelo con resistencia disipadora…………...…… 39 Figura. 3.8. Control de carga en paralelo (con MOS-FET)………………………. 39 Figura. 3.9. Ejemplos de unidades modulares de celdas de combustible……..... 47 Figura. 3.10. Variación de la reserva de baterías ante la peor condición de carga (4 días sin sol). ……………………………………………………………............ 54 Figura. 3.11. Característica de recarga de una batería a 25°C……….…………… 56 Figura 3.12. Etapas de la recarga de la batería. ………………………..…………. 58 Figura. 4.1. Energía (a la derecha) y Potencia (a la izquierda) vs. Costo………… 62 Figura. 4.2. Tráfico celular en centrales…………………………………………... 65 Figura. 4.3. Consumo esperado para un equipo repetidor celular CDMA………... 66 Figura. 4.4. Modelo de contenedor de baterías con ventilación tipo marina y desahogo tipo chinea……………………………………………………………… viii 67 Figura. 5.1. Flujograma propuesto en esta pasantía para desarrollar un proyecto de generación alternativa (eólica y/o solar)………………………………………. 70 Figura. 5.2. Diagrama unifilar de la solución de motogenerador…………………. 85 Figura. 5.3. Mapa eólico de Venezuela (satelital) medido a 10 m de altura……… 97 Figura. 5.4. Mapa eólico de Venezuela (satelital) medido a 50 m de altura…...…. 97 Figura. 5.5. Variación de la velocidad medida horaria anual en la isla La Orchila. 98 Figura. 6.1 Recurso eólico en la zona La Tortuga………………………………... 125 Figura. 6.2. Variación del recurso eólico respecto a la altura…………………….. 125 Figura. 6.3 Datos de inclusión del aerogenerador………………………………… 126 Figura. 6.4. Característica de la producción de potencia del aerogenerador……… 126 Figura. 6.5. Caracterización de la carga horaria…………………………………... 127 Figura. 6.6. Proyección de la producción diaria de potencia del aerogenerador…. 127 Figura. 6.7. Datos de las baterías…………………………………………………. 128 Figura. 6.8. Diagramas unifilar del circuito compuesto por generación eólica exclusiva………………………………………………………………………...... 128 Figura. 6.9. Resultados de la simulación 1……………………………………….. 129 Figura. 6.10. Producción energética del sistema………………………………….. 129 Figura. 6.11. Producción horaria de potencia del aerogenerador…………………. 130 Figura. 6.12. Acumulación de frecuencia en la producción de potencia del aerogenerador. ……………………………………………………………………. 130 Figura. 6.13. Estado de la carga de las baterías en el tiempo……………………... 131 Figura. 6.14. Dinámica de carga y descarga de las baterías………………………. 131 Figura. 6.15. Resultados de la simulación 2……………………………………… 134 Figura. 6.16. Producción energética del sistema………………………………….. 134 Figura. 6.17. Producción de potencia horaria del aerogenerador…………………. 135 ix Figura. 6.18. Acumulación de frecuencia en la producción de potencia del aerogenerador……………………………………………………………………... 135 Figura. 6.19. Estado de carga de las baterías en el tiempo……………………….. 136 Figura. 6.20. Dinámica de carga y descarga de las baterías………………………. 136 Figura. 6.21. Resultados de la simulación 3……………………………………… 137 Figura. 6.22. Diagrama unifilar del circuito compuesto por generación fotovoltaica exclusiva…………………………………………………………….. 138 Figura. 6.23. Datos de inclusión del recurso solar en la zona……………………. 142 Figura. 6.24. Datos del sistema fotovoltaico……………………………………… 143 Figura. 6.25. Resultados de la simulación 4……………………………………… 143 Figura. 6.26. Producción energética del sistema………………………………….. 144 Figura. 6.27. Producción horaria del generador fotovoltaico……………………... 144 Figura. 6.28. Característica de la producción diaria promedio del generador fotovoltaico……………………………………………………………………….. 145 Figura. 6.29. Estado de carga de las baterías en el tiempo……………………….. 145 Figura. 6.30. Dinámica de carga y descarga de las baterías fotovoltaico………… 146 Figura. 6.31. Acumulación de frecuencia en la producción de potencia del generador …………………………………………………………………………. 146 Figura. 6.32. Diagramas unifilar del circuito compuesto por generación híbrida (eólica – fotovoltaica)…………………..………………………………………… 147 Figura. 6.33. Resultados de la simulación 5……………………………………… 148 Figura. 6.34. Balance anual, parámetros financieros y flujo de caja anual simulados en RetScreen®………………………………………………………… 152 Figura. 6.35. Costos del proyecto y viabilidad financiera del proyecto…………... 153 Figura. 6.36. Flujo de caja acumulado en el tiempo de vida del proyecto……… x 154 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 3.1. Características de un aerogenerador Bergy BWC XL.1 de 1 kW…… 11 Tabla 3.2. Rendimiento energético de varios tipos de silicio…………………... 25 Tabla 3.3. Comparación de dos baterías plomo-ácido de igual voltaje (12 V) expuestas a la misma temperatura (25°C)………………………………………. 50 Tabla 3.4. Interdependencia de la temperatura y eficiencia de las baterías………………………………………………………………………...... 51 Tabla 3.5. Ajustes de voltaje de recarga de un controlador de carga para una batería de 12 V…………………………………………………………………. 59 Tabla 4.1. Tabla comparativa de equipos repetidores celulares CDMA………... 61 Tabla 5.1. Previsión de cargas futuras del tablero principal………..................... 87 Tabla 5.2. Sumatoria de las cargas máxima del sistema a alimentar.................... 88 Tabla 5.3. Data solar de la Orchila……………………………………………… 94 Tabla 5.4. Clasificación de la densidad del potencial eólico…………………… 95 Tabla 5.5. Demanda diurna y nocturna (de la proyección de carga diaria)…….. 103 Tabla 6.1. Tabla resumen de los resultados de las diferentes simulaciones……. 149 xi CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN En este trabajo se presenta un estudio realizado con el fin de usar energía alternativa para alimentar antenas repetidoras de telecomunicaciones (enlaces de microondas) en zonas donde no hay suministro eléctrico. Hay diversas fuentes de energía alternativa que, en líneas generales, intentan resolver el problema de generar electricidad manteniendo limitado su efecto contaminante. Algunas de estas fuentes usan recursos naturales (viento, sol, etc.) para obtener la energía eléctrica. Otras fuentes se basan en el uso de elementos como el hidrógeno (celdas de combustible o fuel cells), con el fin de minimizar las emisiones de carbono al medio ambiente. A este conjunto de nuevas energías también se les denomina energías limpias o verdes debido a la reducción del efecto contaminante. En este trabajo no se consideró el uso de celdas de combustible debido a su dependencia con respecto al suministro del recurso físico (hidrógeno, gas, etc.). El problema de la energía eólica o solar suele ser su alto costo inicial y su dependencia del potencial de los recursos en las zonas específicas donde se desea implementar el proyecto. El potencial de los recursos como el viento y el sol suele ser inconstante durante el año. Adicionalmente, la información meteorológica existente en Venezuela es insuficiente y tiene un alto grado de incertidumbre, lo que reduce notablemente la confiabilidad que pueda obtenerse para un proyecto que use energía alternativa. En los últimos años se ha incrementado sustancialmente el uso de fuentes alternas de energía. Países como Dinamarca, Finlandia y Canadá han realizado importantes avances: Dinamarca y Finlandia por su tecnología en el desarrollo de soluciones verdes 1 y Canadá por sus campañas informativas. Por otra parte, existe un acuerdo internacional de cooperación, que se gestó con la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMCC) en 1.992, en el que se definió la legislación internacional relacionada con los Mecanismos de Desarrollo Limpio, basados en reducir emisiones o capturar carbono. En 1.998 se realizó en Kyoto la tercera conferencia de las partes de la CMCC, en la que firmó el famoso Protocolo de Kyoto, que estipula compromisos obligatorios de limitación o reducción de los Gases de Efecto Invernadero para ciertos países desarrollados. Ante esta realidad, se ha ido gestando una conciencia colectiva sobre el problema mundial y esto ha incidido en que otros países, como Venezuela, comiencen a plantearse proyectos de generación con un sentido ambientalista. Tanto en la Universidad Simón Bolívar como en la corporación CANTV-Movilnet se han adelantado algunos estudios sobre la posibilidad de generar con fuentes de energía alternativa. En la Universidad Simón Bolívar ha habido algunos proyectos recientes [1],[2], que contienen datos relevantes sobre recursos eólicos en la zona costera del país y que fueron de utilidad para el desarrollo del presente trabajo, así como también ha habido algunos estudios de que tienen más de 19 años [3]. Por otra parte, en la corporación CANTV-Movilnet se encuentra operativo un arreglo solar-fotovoltaico que abastece a una antena repetidora llamada “El Crucero”, la cual sirve de enlace con la radio base “Elorza”. Aparentemente, ese sistema ha presentado reiterativas fallas debido a la utilización de baterías inadecuadas. El análisis de las fallas que hubo en ese proyecto fue de utilidad para evitar reincidir en el mismo tipo de errores. El uso de energías alternativas para alimentar antenas repetidoras de telecomunicaciones en zonas remotas es importante ya que se eliminan algunos de los inconvenientes asociados a la alimentación con generadores eléctricos convencionales (a gasolina o diesel). Algunos de estos inconvenientes son: el transporte del combustible, la 2 dependencia con respecto a las empresas contratistas encargadas de dicho transporte y el riesgo contaminante en caso de accidentes. En este trabajo se realizó una cuidadosa selección del tamaño de la fuente a emplear y se comparó en términos económicos con respecto a una solución con generadores convencionales a gasolina. La principal ventaja de hacer este tipo de análisis es la cuantificación de los beneficios obtenidos por el uso de la fuente seleccionada y es esto lo que justificó la realización del estudio. 3 CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL TRABAJO 2.1 Descripción de la empresa. CANTV es la compañía privada más grande de Venezuela. Desde su privatización en 1991, la compañía ha experimentado una constante transformación para convertirse en una empresa competitiva y ha diversificado la oferta de sus productos y servicios para abarcar las áreas de transmisión de voz, datos, acceso a Internet, telefonía celular y directorios de información. Los recientes cambios han llevado a CANTV hacia un proceso de integración con sus empresas asociadas. De esta manera, CANTV, Movilnet, CANTV.net y Caveguías forman un frente único en la Corporación CANTV para aprovechar las sinergias y ofrecer a sus clientes soluciones integrales a las necesidades de telecomunicaciones. La empresa Movilnet se desarrolla en un mercado altamente competitivo, manteniendo una sustancial participación en el mercado de la comunicación móvil. Este mercado está evolucionando debido, entre otros factores, a los cambios tecnológicos. Por ejemplo, la empresa Movilnet es concebida hoy en día como una red integral de telecomunicaciones que incluye servicios de voz y datos. Ello está íntimamente relacionado con la creciente instauración de servicios de tercera generación (tecnología CDMA2000 1xEV-DO, sobre la cual se comercializa el servicio ABA móvil). Movilnet se autodefine de la siguiente manera [4]: <<Misión: Mejoramos la calidad de vida de la gente en Venezuela al proveer soluciones de comunicaciones que exceden las expectativas de nuestros clientes. 4 Visión: Ser el proveedor preferido de servicios integrales de telecomunicaciones de Venezuela, y satisfacer plenamente las necesidades específicas de nuestros clientes, siempre bajo exigentes patrones de ética y rentabilidad. Objetivos de la organización: Ser el proveedor dominante de soluciones integrales de telecomunicaciones en el mercado, defendiendo la marca y el cliente. MOVILNET: Vicepresidencia de Operaciones y Sistemas Dir. PLANIFICACION Daniel Mahseredjian DIR. OPTIMIZACION Y DESEMPEÑO Pedro Gutiérrez DIR. INGENIERIA Otto García Asistente Gcia. Ing. de Celdas Gcia. Ing. Sistemas de Energía. Jesús Diez. Gcia. Ing. de Radio Frecuencia Gcia. Ing. de Redes Paquetizadas Gcia. Ing. de Transmisión DIR. EXPANSION DE LA RED José Bracuto SOPORTE OPERACIONAL Y SISTEMA Federico Santarelli DIR. CENTRO OPERACIONES DE LA RED Isidro Nordelo DIR. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Ricardo Gollini Fig. 2.1. Organigrama de la Vicepresidencia de Operaciones y Sistemas de la Corporación CANTV-Movilnet. 5 Aplicar la tecnología para responder oportunamente a las necesidades y requerimientos del mercado. Crear y mantener ventajas competitivas mediante el manejo de la información de nuestra base de clientes. Crear y mantener ventajas competitivas basadas en la calidad de los recursos humanos y servicios.>> Este trabajo de pasantía se desarrolló en la Gerencia de Ingeniería de Sistemas de Energía, con sede en la Torre Movilnet (El Recreo, Caracas). La figura 2.1 muestra un organigrama que permite apreciar la ubicación de esta gerencia en la organización de la empresa. 2.2 Objetivos del trabajo. Objetivo General: Determinar la mejor opción de generación eléctrica alternativa auto-soportada para energizar antenas repetidoras de telecomunicaciones de la empresa CANTV-Movilnet en zonas remotas, o de difícil acceso, donde no existe la posibilidad conectarse al sistema eléctrico nacional. Objetivos Específicos: • Estudiar los sistemas alternativos para la generación de electricidad. • Crear una hoja de cálculo que permita dimensionar sistemas solares fotovoltaicos no conectados a una red eléctrica. • Utilizar dos herramientas computacionales que ayudan a determinar la dimensión del sistema de generación y a hacer una estimación de costos bajo el 6 dominio de variables financieras. Dichas herramientas son “RetScreen®” y “Homer®”, disponibles en Internet totalmente gratis. • Aplicar los conocimientos adquiridos para desarrollar una solución aplicable a la “Isla la Tortuga”. • Comparar la generación basada en motores de combustión interna con las fuentes alternativas, teniendo en cuenta la contaminación ambiental. • En términos económicos, comparar los aspectos referentes a la operación y mantenimiento de los sistemas en estudio (eólicos, solares fotovoltaicos y de combustible fósil). • Analizar varios escenarios para cada alternativa y determinar cuál es la mejor opción. • Contactar proveedores en capacidad de suministrar la tecnología necesaria para desarrollar este tipo de proyectos, con la finalidad de hacer una elección considerando las opciones disponibles en el mercado. 7 CAPÍTULO 3 INTRODUCCIÓN A LAS TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ALTERNATIVA 3.1 Aerogeneradores. 3.1.1 Generalidades. Entre las fuentes energéticas renovables, el viento se considera un recurso disponible, ecológico y sostenible. La energía del viento se debe al calentamiento diferencial de la atmósfera por el sol y a las irregularidades de la superficie terrestre, aunque sólo una pequeña parte de la energía solar que llega a la tierra se convierte en energía cinética del viento. El aerogenerador es la máquina usada para convertir la energía mecánica en energía eléctrica. Las turbinas eólicas (aerogeneradores) han experimentado un notable avance tecnológico en los últimos años, alcanzando tamaños cada vez más grandes e incorporándose en el suministro de electricidad a gran escala. Los sistemas eólicos se pueden dividir en dos categorías: Sistemas Interconectados: diseñados para estar permanentemente conectados a la red eléctrica nacional. En caso de turbulencias o vientos muy bajos, en los que el aerogenerador no es capaz de producir energía para cubrir la demanda de electricidad, la red es la encargada de proporcionar la energía necesaria. En el caso contrario, si durante las horas de vientos mantenidos de gran velocidad se produce más energía 8 eléctrica de la que se requiere para suplir la carga, el exceso puede ser transferido al sistema interconectado. Sistemas Aislados: son utilizados normalmente para proporcionar electricidad a los usuarios con consumos de energía muy bajos, para los cuales no resulta rentable pagar el costo de la conexión a la red eléctrica y/o para los que sería muy difícil conectarse a la red eléctrica debido a su posición poco accesible. El instalar un aerogenerador en zonas remotas elimina el problema del abastecimiento de combustible, el ruido del generador diesel y ofrece ventajas económicas y medioambientales. En la actualidad el modelo de aerogenerador más usado se basa en un diseño danés de eje horizontal y se compone de un generador eléctrico montado sobre una torre a gran altura y conectado a un rotor o hélices movidas por el viento y que transmiten al generador su movimiento rotacional para la producción de electricidad. Estas turbinas aprovechan la energía cinética del flujo de viento que atraviesa el área que barren las hélices (palas) del rotor. Los aerogeneradores de gran tamaño usan una caja reductora para igualar la velocidad del movimiento de las hélices a la velocidad requerida por el generador para producir potencia; aunque para aerogeneradores de pequeñas dimensiones (1 kW) pueden encontrarse algunos modelos que no usan este tipo de caja reductora. En la figura 3.1 se muestra un aerogenerador Bergy BWC XL.1 de 1 kW y la tabla 3.1 muestra los datos de placa de éste. Curva de potencia del aerogenerador: La curva de potencia de un aerogenerador indica la potencia eléctrica de salida en el aerogenerador a diferentes velocidades del viento. En la figura 3.2 se muestra una curva 9 de potencia de un aerogenerador de 1 kW. Las curvas de potencia se obtienen a partir de medidas realizadas en campo, dónde un anemómetro es situado sobre un mástil relativamente cerca del aerogenerador (no sobre el mismo aerogenerador ni demasiado cerca de él, pues el rotor del aerogenerador puede crear turbulencia, y hacer que la medida de la velocidad del viento sea poco fiable). Si la velocidad del viento no está variando demasiado rápidamente, pueden usarse las medidas de la velocidad del viento realizadas con el anemómetro y leer la potencia eléctrica que suministra el aerogenerador simultáneamente para así hacer una correspondencia entre las diferentes velocidades del viento y la potencia eléctrica producida. Cola Hélices Generador Pie de mástil Mástil Amarres Fig. 3.1. Aerogenerador Bergy BWC XL.1 de 1 kW. 10 Tipo - Eje Horizontal de tres aspas, cara frontal al viento Generador - Potencia nominal del - Potencia nominal: 1 kW . generador: 1Kw. - Velocidad del viento para arranque: 3-4 m/seg. - Voltaje nominal: 24 VDC. - Protección por mín. velocidad del viento: 2,5 m/seg. - Velocidad: 490 r.p.m. - Protección por máx. velocidad del viento: 54 m/seg. - Peso aproximado: 34 Kg. - Velocidad del viento para potencia nominal: 24 m/seg. - Vida útil calculada: 20 años. - Autoplegado automático para protección ante tormentas: 13 m/ seg. Tabla 3.1. Características de un aerogenerador Bergy BWC XL.1 de 1 kW. [5] Fig. 3.2. Curva de potencia de un aerogenerador Bergy BWC XL.1 de 1 kW 1. 11 La correspondencia de la potencia de salida con la velocidad de incidencia del viento en las palas del aerogenerador no es un valor exacto, si se graficaran todos los puntos experimentales se obtendría una gran nube de puntos. La razón es que en la práctica la velocidad del viento es muy variable, y resulta imposible medir exactamente la columna de viento que atraviesa el área de barrido de las palas del aerogenerador. La solución para esta incertidumbre en la medición es tomar un promedio de las diferentes medidas para cada velocidad del viento, y graficar esos promedios. Las curvas de potencia están basadas en medidas realizadas en zonas de poca turbulencia y con el viento en dirección frontal a la parte delantera de la turbina. Por lo tanto, puede ser difícil reproducir exactamente la curva en una localización cualquiera dada. 3.1.2 Máquinas eléctricas usadas en aerogeneradores. Turbinas eólicas con generadores sincrónicos: Las turbinas eólicas que utilizan generadores sincrónicos de imán permanente tienen un gran inconveniente debido a que los imanes son bastante costosos y tienden a desmagnetizarse. A pesar de esta desventaja, son bastante usados en aerogeneradores de baja potencia. El generador de 1 kW que se usará para las simulaciones en el capítulo 6, es un aerogenerador que usa imán permanente. El alternador de estos aerogeneradores de imán permanente convierte la energía rotacional del rotor en energía eléctrica y está especialmente diseñado para cada modelo por separado. Específicamente el alternador del aerogenerador de 1 kW Bergy XL.1 está diseñado para producir potencia a bajas velocidades de viento incidente, lo cual 12 elimina la necesidad de tener una caja multiplicadora en la góndola del aerogenerador. La salida eléctrica que sale del alternador es alterna y trifásica, pero es rectificada a corriente continua dentro de la góndola. Debido al uso de imanes permanentes, el alternador generará voltaje siempre que el rotor esté girando. [6] La mayoría de las turbinas eólicas usan generadores de 4 ó 6 polos. La razón por la que se utilizan estos generadores de velocidad relativamente alta es para lograr minimizar los tamaños y los costos. La fuerza máxima o par torsor que un generador puede manejar depende del volumen del rotor. Para una potencia de salida dada, se debe hacer la elección entre un costoso generador de baja velocidad y gran tamaño, o un generador más pequeño y económico de alta velocidad. La elección se debe hacer a partir de un estudio completo del proyecto, en donde se deben incluir los costos de la inversión inicial, operación y mantenimiento, relacionados con la utilidad en el tiempo que el mismo generará. No es una elección fácil y muchas veces está limitada por los modelos disponibles en el mercado. Turbinas eólicas con generadores asincrónicos (o de inducción): La mayoría de turbinas eólicas del mundo utilizan un generador asíncrono trifásico (de jaula de ardilla), también conocido como generador de inducción, para generar corriente alterna. Una de las razones para preferir este tipo de generador es que es muy fiable y comparativamente no suele resultar caro. Este generador también tiene propiedades mecánicas que lo hacen especialmente útil en turbinas eólicas. La velocidad de un generador asíncrono variará con la fuerza de giro (momento, o par torsor) que se le aplique. En la práctica, la diferencia entre la velocidad de rotación a potencia máxima y en vacío es muy pequeña, alrededor de uno por ciento (1 %). Esta 13 diferencia expresada en porcentaje de la velocidad sincrónica es el llamado deslizamiento del generador. El hecho de que el generador aumente o disminuya ligeramente su velocidad si el par torsor varía es una propiedad mecánica muy útil. Esto significa que habrá menor rotura y desgaste en la caja multiplicadora (menor par torsor máximo). Esta es una de las razones más importantes para la utilización de generadores asíncronos, en lugar de generadores sincrónicos, en aerogeneradores directamente conectados a la red eléctrica. Se puede hacer funcionar un generador asíncrono de forma autónoma si se le provee de condensadores que le suministren la corriente magnetizante necesaria. Es preciso que haya algo de remanencia en el hierro del rotor, cuando se ponga en marcha la turbina. Si el material magnético del rotor nunca ha sido magnetizado, se requerirá de una fuente de energía (una batería y electrónica de potencia, o un pequeño generador diesel) para arrancar el sistema. Luego de esa primera vez, bastará con unos capacitores para generar la corriente de campo necesaria. 14 3.1.3 Regulación del voltaje de salida. Ser capaz de hacer funcionar una turbina a velocidad variable supone muchas ventajas. Una de las razones por las que se puede querer hacer funcionar la turbina a velocidad variable es que el control del ángulo de paso (control del par torsor para evitar sobrecargas en la caja multiplicadora y en el generador, variando el ángulo de paso de las palas) es un proceso mecánico. Lo cual significa que el tiempo de reacción del mecanismo de cambio del ángulo de paso viene a ser un factor crítico en el diseño de turbinas. Si se tiene un generador de deslizamiento variable, se puede empezar a aumentar el deslizamiento una vez que esté cerca de la potencia nominal de la turbina. La estrategia de control aplicada en un diseño ampliamente utilizado en turbinas danesas (de gran tamaño) es la de hacer funcionar el generador a la mitad de su deslizamiento máximo cuando la turbina está funcionando cerca de su potencia nominal. Cuando sopla una ráfaga de viento, las señales del mecanismo de control hacen que el deslizamiento aumente para permitir que el rotor gire un poco más rápidamente, hasta que el mecanismo de cambio del ángulo de paso puede hacer frente a la situación, girando las palas más hacia afuera del viento. Una vez que el mecanismo de cambio del paso ha hecho su trabajo, el deslizamiento disminuye de nuevo. En el caso de que la velocidad del viento caiga repentinamente, el mecanismo aplicado es el inverso. Aunque parezca un mecanismo sencillo, poner en funcionamiento este sistema de control eficientemente resulta un reto técnico muy complejo. Es cierto que operar el generador con un mayor deslizamiento producirá mayores pérdidas calóricas, lo cual se traduce en una operación menos eficiente. Sin embargo, esto no constituye un problema en sí mismo, ya que el exceso de energía puede ser usado para orientar las palas del rotor fuera del viento, al cambiar el ángulo de paso. 15 Uno de los beneficios reales de utilizar esta estrategia de control es la obtención de una mejora en la calidad del suministro eléctrico, dado que las variaciones en la demanda de la carga eléctrica conectada, son absorbidas o compensadas variando el deslizamiento del generador, y almacenando o liberando parte de la energía en forma de energía rotacional en el rotor de la turbina eólica. En turbinas de menor potencia estas estrategias de control no son usadas, generalmente usan el pliegue de su cola para evadir grandes ráfagas de viento, si esta estrategia no funciona el rotor se desacopla temporalmente de las hélices. Generación de corriente alterna (AC) a frecuencia variable: La mayoría de los aerogeneradores funcionan a una velocidad casi constante con conexión directa a red. Sin embargo, con conexión indirecta a red, el generador de la turbina eólica funciona en su propia red de corriente alterna. Esta red está controlada electrónicamente (utilizando un inversor), por lo que puede variarse la frecuencia de la corriente alterna en el estator del generador. De esta forma se puede hacer funcionar la turbina a una velocidad de giro variable. Así pues, la turbina generará corriente alterna con una frecuencia proporcional a la velocidad de giro del rotor. Conversión a corriente continua (DC): La corriente alterna de frecuencia variable no puede ser utilizada directamente en la red eléctrica pública, debe ser rectificada (a DC). La conversión de corriente alterna de frecuencia variable a corriente continua puede hacerse utilizando tiristores o grandes transistores de potencia. 16 Conversión a corriente alterna de frecuencia fija: Posteriormente a la conversión a DC, se puede convertir la corriente continua a corriente alterna (utilizando un inversor) de exactamente la misma frecuencia que la de la red eléctrica a la que se desea conectar el equipo. Esta conversión de corriente alterna en el inversor también puede hacerse utilizando tiristores o transistores. El producto de las imperfecciones de la conversión DC-AC se refleja en un incremento en la cantidad de armónicos en la nueva señal. Los armónicos son picos o ruidos a diferente frecuencia que la frecuencia fundamental. Un estudio de descomposición en series de Fourier puede ayudar a determinar la pureza de la onda. Ventajas y desventajas de la conexión indirecta a la red: La principal ventaja es que permite que el rotor gire más rápidamente durante ráfagas de viento, y almacenando así parte del exceso de energía en forma de energía rotacional hasta que la ráfaga haya terminado, al mismo tiempo que con la electrónica de potencia se puede controlar la potencia reactiva. La desventaja limitante de la conexión indirecta a red es el costo debido a la necesidad de instalar un rectificador y un inversor. Otras desventajas son la pérdida de energía en el proceso de conversión CA-CC-CA, y el hecho de que la electrónica de potencia puede introducir distorsión armónica de la corriente alterna en la red eléctrica y, por tanto, reducir la calidad de potencia. 17 3.1.4 Caja multiplicadora. La potencia de la rotación del rotor de la turbina eólica es transferida al generador a través del tren de potencia, es decir, a través del eje principal, la caja multiplicadora y el eje de alta velocidad. Si se usara un generador ordinario para transformar energía eólica en energía eléctrica, directamente conectado a una red trifásica de CA (corriente alterna) a 60 Hz, con dos, cuatro o seis polos, se tendría una turbina de velocidad extremadamente alta, de entre 1.000 y 3.000 revoluciones por minuto r.p.m. Con un rotor de 43 metros de diámetro, esto implicaría una velocidad en el extremo del rotor de más de dos veces la velocidad del sonido, así es que se debería abandonar esta opción. Otra posibilidad es construir un generador de CA lento con muchos polos. Pero si se quisiera conectar el generador directamente a la red, se necesitaría un generador de 200 polos (es decir, 300 imanes) para conseguir una velocidad de rotación razonable de 30 r.p.m. Además existe otro problema, la masa del rotor del generador tiene que ser aproximadamente proporcional a la cantidad de par torsor (momento, o fuerza de giro) que tiene que manejar. Así que, en cualquier caso, un generador accionado directamente será muy pesado y caro. La solución práctica, es la de utilizar un multiplicador con el cual se hace la conversión entre la potencia de alto par torsor, que se obtiene del rotor de la turbina eólica girando lentamente, y la potencia de bajo par torsor, a alta velocidad, que se utiliza en el generador. La caja multiplicadora de la turbina eólica no cambia las velocidades. Normalmente, suele tener una única relación de multiplicación entre la rotación del rotor y el generador. Para una máquina de 600 ó 750 kW, la relación de multiplicación suele ser aproximadamente de (1:50). 18 Existen un mecanismo de protección que permite la parada del rotor, este mecanismo normalmente en los aerogeneradores tiene un dispositivo de freno de emergencia de disco accionado hidráulicamente. 3.1.5 Control. El controlador compara continuamente las lecturas de las medidas en toda la turbina eólica, para asegurar que tanto los sensores como los propios ordenadores funcionan correctamente. Así también, es capaz de comunicarse con el operador de la turbina eólica mediante un enlace de comunicación, como por ejemplo, enviando alarmas o solicitudes de servicio a través del teléfono o de un enlace radiofónico. También es posible, en el caso de los grandes aerogeneradores, llamar a la turbina eólica para que recoja estadísticas, y revise su estado actual. En parques eólicos, normalmente una de las turbinas estará equipada con un computador, desde el que es posible controlar y recoger datos del resto de los aerogeneradores del parque. Este computador será llamado a través de una línea telefónica o un enlace radiofónico. Normalmente, suele haber un controlador en la parte inferior de la torre y otro en la góndola. En los modelos recientes de aerogeneradores, la comunicación entre controladores suele hacerse utilizando fibra óptica. En algunos modelos recientes, hay un tercer controlador situado en el buje del rotor. En una turbina eólica moderna es posible monitorizar o fijar alrededor de entre 100 y 500 valores de parámetros. Por ejemplo, el controlador puede contrastar la velocidad de rotación del rotor, el generador, su voltaje y corriente. También pueden realizarse medidas de la temperatura del aire exterior, la temperatura en los armarios electrónicos, la temperatura del aceite en el multiplicador, la temperatura de los devanados del 19 generador, la temperatura de los cojinetes del multiplicador, la presión hidráulica, el ángulo de paso de cada pala del rotor (en máquinas de regulación por cambio del ángulo de paso o de regulación activa por pérdida aerodinámica ), el ángulo de orientación (contando el número de dientes en la corona de orientación), el número de vueltas en los cables de alimentación, la dirección del viento, la velocidad del viento del anemómetro, el tamaño y la frecuencia de las vibraciones en la góndola y en las palas del rotor, el espesor de las zapatas del freno, si la puerta de la torre está abierta o cerrada (sistema de alarma). Lamentablemente en aerogeneradores de menor escala (<1kW) el sistema de control es un poco más sencillo y no cuenta con el dominio de tantos parámetros, esto se debe a que no se justifica la inversión de este nivel tecnológico para una producción pequeña de potencia. En aerogeneradores pequeños, apenas se controla la velocidad de acople y desacople de las hélices según la velocidad máxima y mínima estipulada por el fabricante para producir potencia de forma segura. Muchos de los secretos de las empresas fabricantes de aerogeneradores se encuentran en la forma en que el controlador interacciona con los componentes de la turbina eólica. Las mejores estrategias de control son responsables de una parte importante del crecimiento de la productividad de los aerogeneradores en los últimos años. Una estrategia interesante seguida por algunos fabricantes es la de adaptar la estrategia operacional al clima eólico local. De esta forma, se hace posible, por ejemplo, minimizar el desgaste y la rotura de la máquina durante los inesperados cambios en períodos de clima tormentoso. 20 3.1.6 Mantenimiento. El mantenimiento que requiere un aerogenerador es bajo (comparado con el mantenimiento de un motogenerador) a pesar de la cantidad de piezas móviles que contiene. Los aerogeneradores de hoy en día requieren aproximadamente 2 visitas de mantenimiento anuales, aunque se recomienda una visita semanal durante los 2 primeros meses luego de la instalación para chequear que los niveles de potencia generados ante las variaciones en las velocidades de los vientos durante las distintas horas del día, estén bajo los márgenes del estudio de factibilidad. En estas primeras visitas también se estudia el funcionamiento de algunos controladores, por ejemplo, se hacen pequeños ajustes del controlador que, ante muy bajos o muy altos niveles de velocidad de vientos, desacopla la turbina eólica y luego ante una determinada velocidad de viento, la vuelve a acoplar. El mantenimiento más costoso se hace cada 3 años aproximadamente para sustituir algunas piezas móviles que estén desgastadas. Los aerogeneradores son máquinas eléctricas muy modernas y entre las principales prioridades de diseño se ha tomado muy enserio la durabilidad de los materiales y los mecanismos utilizados para el eficiente y duradero desempeño en la conversión de potencia. Hoy en día las empresas manufactureras de aerogeneradores venden sus productos con una esperanza de vida útil superior a los 20 años o 175.200 horas de uso, cifra que supera a la esperanza de vida útil de los motogeneradores, los cuales no superan los 3 años de funcionamiento (menos de 27.000 horas). 21 3.2 Celdas solares Fotovoltaicas. Se define el sistema fotovoltaico como un conjunto de componentes mecánicos, eléctricos y electrónicos que se combinan con la finalidad de captar y transformar la energía solar disponible, en utilizable energía eléctrica. Esta alternativa energética utiliza equipos y materiales pasivos que no requieren mantenimiento especial y que tienen una vida útil de aproximadamente 30 años, por lo que su operación es sencilla, económica y duradera. Esto es una realidad no sólo en las soluciones que se crearon para ser usadas más allá de nuestras nuestra atmósfera en el espacio exterior, sino también sobre la tierra en donde la potencia de los módulos solares llegan a generar energías de un kilovatio-hora kWh en un día solar, haciéndolos favoritos en instalaciones no atendidas ubicadas en lugares remotos. En nuestros días, este tipo de energía verde se ha instalado exitosamente en lugares desérticos y montañosos para empresas que utilizan equipamiento operado con electricidad y que requieren suministro eléctrico permanente. Estos sistemas, independientemente de su utilización y del tamaño de potencia, se pueden dividir en dos categorías principalmente: sistemas interconectados a la red y sistemas aislados. Los sistemas interconectados son aquellos que permanentemente están conectados a la red eléctrica nacional. En las horas de irradiación solar escasa o nula, cuando el generador fotovoltaico no produce energía suficiente para cubrir la demanda de electricidad, será la red la que proporcione la energía necesaria; y viceversa, durante las horas de mayor irradiación solar el sistema fotovoltaico produce más energía eléctrica de la que la demandada por la carga, el exceso de energía puede transferirse a la red. 22 Los sistemas aislados, se utilizan normalmente para proporcionar electricidad a los usuarios con consumos de energía muy bajos a quienes conectar a la red sería dificultoso debido a su posición poco accesible. Conectar a la red a estos pequeños usuarios resulta económicamente costoso para las compañías de electrificación, según la Utility Photovoltaic Group, alrededor de 20.000 y 80.000 $/milla es el costo de las acometidas en los EEUU [7]. En estos casos, el sistema fotovoltaico elimina el problema del abastecimiento de combustible, el ruido y ofrece ventajas económicas y medioambientales incuestionables. Entre las aplicaciones más comunes de los sistemas solares fotovoltaicos se encuentran los sistemas de comunicación y de transmisión, principalmente por las características de fiabilidad y la capacidad de funcionamiento completamente automático y de bajo mantenimiento. Los sistemas fotovoltaicos energizan actualmente alrededor del mundo radio enlaces fijos para la telefonía de numerosos repetidores de televisión y de los sistemas de telefonía satelital portátil. La instalación de los paneles solares es bastante versátil, algunos modelos han sido diseñados para ser anclados directamente al suelo o al techo de una casa, mientras que otros tienen sostenes que permiten su montaje en postes. Existen numerosas variantes mecánicas para cualquiera de estos modelos, las que permiten montar varios paneles en un mismo sostén. Los soportes con anclaje a una superficie pueden acomodar hasta 14 paneles lo que supone una gran comodidad para arreglos de mayor potencia. 3.2.1 Fundamentos de los sistemas solares fotovoltaicos. La conversión de la radiación solar en energía eléctrica tiene lugar en la celda fotovoltaica, que es el elemento base del proceso de transformación de la radiación solar en energía eléctrica. 23 La luz está formada por partículas, los fotones, que trasportan energía. Cuando un fotón con suficiente energía golpea la celda, es absorbido por los materiales semiconductores y libera un electrón. La celda fotovoltaica es un dispositivo formado por una delgada lámina de un material semi - conductor, muy a menudo de silicio (se trata del mismo silicio utilizado en la industria electrónica). Materiales que tienen características similares al silicio también son usados para la construcción de celdas solares fotovoltaicas, tal es el caso del silicón multi – cristal. Con el desarrollo y popularización de los sistemas fotovoltaicos alrededor del mundo, el costo de los materiales semiconductores ha disminuido considerablemente haciendo a estos sistemas cada vez más menos costosos. Pero si bien es cierto que han disminuido los costos debido a la gran demanda, también es cierto que actualmente las empresas que se encargan de construir celdas fotovoltaicas no poseen materia prima suficiente para producir la cantidad de paneles necesarios con el fin de abastecer la demanda mundial. Es común que al buscar algún modelo específico de panel solar fotovoltaico en el mercado se encuentre con que no hay suficientes piezas disponibles y por lo tanto, se deba esperar a que se fabriquen las mismas, o se tenga que usar otro modelo de panel con diferentes datos de placa (lo que significa un redimensionamiento del proyecto). Actualmente el material más utilizado es el silicio mono-cristalino, que se consigue en diferentes presentaciones, cada presentación tiene una duración en el tiempo superior a cualquier otro tipo de silicio, en la tabla 3.2 se muestra el rendimiento energético de varias presentaciones de silicio. 24 Material Rendimiento energético Silicio Mono-cristalino 15 – 17 %. Silicio Poli-cristalino 12 – 14 %. Silicio Amorfo < 10 % Tabla 3.2. Rendimiento energético de varios tipos de silicio. La celda fotovoltaica está hecha por una placa de silicio, normalmente de forma cuadrada, con aproximadamente 10 cm de lado y con un grosor que varía entre los 0,25 y los 0,35 mm con una superficie de más o menos 100 cm2. Proceso químico que ocurre en los paneles fotovoltaicos: El silicón tiene algunas propiedades químicas especiales, principalmente cuando se encuentra en forma cristalina. Un átomo de silicón contiene 14 electrones arreglados en tres diferentes capas. Las dos capas más internas se encuentran completamente llenas mientras que la más externa sólo contiene cuatro electrones. Los átomos de silicón buscarán en todo momento llenar los espacios libres de la última capa (la cual debería llenarse con ocho electrones). Para lograr éste propósito, intercambiará electrones con cuatro de los átomos de silicón más cercanos. El efecto puede ser representado más didácticamente como si cada uno de los átomos se tomara de la mano con su átomo vecino, con la particularidad de que cada átomo tiene cuatro manos (una para cada vecino). Éste fenómeno es lo que hace posible la formación de la estructura cristalina que es muy importante para las celdas fotovoltaicas de silicio. El silicón en su forma pura (tal como se describió anteriormente), no es un buen conductor eléctrico debido a que ninguno de sus electrones se encuentra libre para 25 moverse, es por esta razón que para usar el silicón en celdas solares es necesario hacerle algunas modificaciones. El dopaje: Para la fabricación de las celdas solares, se usa un silicón que contiene algunas impurezas, otros átomos mezclados con el silicón que hacen que el proceso cambie un poco de forma favorable para el transporte de energía. Para imaginar el proceso de cómo la impureza puede ayudar al proceso de transmisión de la energía en las celdas, se puede pensar en silicón “contaminado” con átomos de fósforo posicionados al azar en proporción de un átomo de fósforo por cada 1.000.000 de átomos de silicón. Los átomos de fósforo tienen cinco electrones en su capa más externa; a diferencia del silicón que solo posee cuatro, haciendo posible que a la hora de juntar las manos con sus cuatro vecinos siempre tendrá una mano libre que aunque no forma parte del enlace, se mantiene en posición debido a la fuerza que ejerce un protón contenido en el núcleo del fósforo. Cuando se le transfiere energía al silicón puro, puede lograrse que varios electrones rompan su enlace y queden sin ataduras al átomo, dejando un agujero en él. Los electrones libres buscan un agujero nuevo en la formación cristalina por lo que son llamados libres portadores siendo capaces de transmitir electricidad. Tratándose de silicón puro, no se logran suficientes libres portadores para transportar la energía eficientemente. El proceso de transferencia de energía al silicón con impurezas de fósforo cambia un poco favorablemente ya que los electrones sobrantes de las moléculas de fósforo no se encuentran atados por enlaces, por lo cual es requerida una cantidad menor de energía para desligarlos del átomo y convertirlos en libres portadores. Con una menor 26 excitación energética se obtendrán mayor cantidad de libres portadores (mayor conductividad) y además la energía necesaria para comenzar la transmisión de corriente es menor que la requerida en el caso del silicón puro. Dopaje, es el proceso de contaminación controlada del material y cuando el silicón es dopado con fósforo el resultado se denomina tipo-N (N de negativo). Actualmente sólo una parte de las celdas solares son tipo-N, otros dopajes han sido probados con boro que contiene sólo tres electrones; a diferencia del fósforo que tiene cinco, provocando que en la estructura cristalina haya muchos agujeros que transfieren carga pero de signo positivo. A este dopaje con boro se le llama comúnmente tipo-P (P de positivo). El funcionamiento de las celdas fotovoltaicas de silicio es similar al de las de silicón por lo que no requiere volver a explicar el proceso. Características de las celdas fotovoltaicas: Las celdas solares proporcionan valores de tensión y corriente limitados en comparación a los requeridos normalmente, además de ser extremadamente frágiles, eléctricamente no aisladas y sin un soporte mecánico. Es por esta razón que se reúnen muchas celdas fotovoltaicas, se unen galvánicamente y se disponen de forma ordenada en una estructura mecánica. Este arreglo estratégico de celdas fotovoltaicas es lo que se conoce como módulo fotovoltaico. Los módulos pueden tener diferentes tamaños, los más utilizados están formados por 36 celdas conectadas eléctricamente en serie, con una superficie que oscila entre los 0,5 m2 a los 1,3 m2. Las celdas están ensambladas entre un estrato superior de cristal y un estrato inferior de material plástico. El producto preparado de esta manera se coloca en un horno de alta temperatura, con vacío de alto grado. El resultado es un bloque único 27 laminado en el que las celdas están “ahogadas” en el material plástico fundido. Luego se añaden los marcos, normalmente de aluminio; de esta manera se confiere una resistencia mecánica adecuada y se garantizan muchos años de funcionamiento. En la parte trasera del módulo se añade una caja de unión en la que se ponen los diodos de by-pass (los cuales se explicarán en la sección 3.2.3) y los contactos eléctricos. Más módulos fotovoltaicos ensamblados mecánicamente entre ellos forman el panel, mientras que un conjunto de paneles conectados eléctricamente en serie, forman la rama o sub-arreglo. Más ramas o sub-arreglos conectados en paralelo, para obtener la potencia deseada, constituyen el generador o arreglo fotovoltaico. Así el sistema eléctrico puede proporcionar las características de tensión y de potencia necesarias para las diferentes aplicaciones. En la figura 3.3 se muestra el aspecto físico que tienen las celdas fotovoltaicas y cómo las mismas pueden agruparse para formar un panel fotovoltaico. Panel fotovoltaico Módulo fotovoltaico Celda fotovoltaica Ampliación Ampliación Fig. 3.3. Composición del panel fotovoltaico 28 Necesidades del sistema energético fotovoltaico: La producción de energía eléctrica fotovoltaica, al depender de la luz del sol, no es constante, sino que está condicionada por la alternancia del día y de la noche y por la variación de las condiciones meteorológicas. Además, el generador fotovoltaico proporciona corriente eléctrica de tipo continua. Por lo tanto, se hace indispensable contar con un sistema de respaldo de acumulación de energía (en caso de tratarse de una zona no asistida y remota) y otros equipos que permitan transformar la corriente en alterna (en caso de tener cargas que consuman este tipo de corriente), además de contar con adaptadores de la corriente continua producida por los módulos a las exigencias de utilización. En general los componentes que se usan para realizar estas tareas son: • Banco de baterías. . • Regulador de carga de baterías. • Inversor de corriente. La energía se acumula en una serie de acumuladores recargables (baterías), dimensionados de la manera que garanticen una suficiente autonomía para los periodos en los que el sistema fotovoltaico no produce electricidad. La tecnología actual permite usar muchos tipos de baterías de bajo costo, muy bajo mantenimiento y larga duración (más de 6 años). En los sistemas aislados es necesario instalar un regulador de carga, que fundamentalmente sirve para preservar las baterías de un exceso de carga del generador fotovoltaico y de un exceso de descarga. Ambas condiciones son nocivas para la correcta funcionalidad y la duración de los acumuladores. Es necesario que el generador fotovoltaico esté dimensionado de la manera que permita, durante las horas de 29 irradiación solar, tanto la alimentación de la cantidad de energía necesaria, como la recarga de las baterías de acumulación. Costo de los sistemas fotovoltaicos: Un sistema fotovoltaico requiere un fuerte desembolso de capital inicial, pero luego los gastos de operación y de mantenimiento son muy reducidos. El análisis de todos los aspectos económicos relativos a un sistema fotovoltaico es muy complejo. En especial, cada aplicación tiene que ser evaluada en su especifico contexto, teniendo en cuenta sobre todo la energía eléctrica producida, la vida útil del sistema (se calcula alrededor de 25 años), las dificultades de conexión a la red eléctrica, los incentivos disponibles, etc. Ante el hecho del alto costo de instalación del los sistemas fotovoltaicos, lo que puede justificar su instalación es su bajo costo relacionado con su mantenimiento y gran durabilidad. Pero quizás lo más importante sea que se evite el costo de una línea de alta tensión o alternativamente el traslado de combustible en caso de un moto generador. Capacidad de conversión y eficiencia del sistema: Un número aproximado sobre la capacidad de conversión que un metro cuadrado de módulo fotovoltaico de buena calidad, puede producir es en promedio: 180 kWh al año (de 0,35 kWh al día en período de poca insolación a 0,65 kWh al día en periodos de excelente insolación). El valor energético a generarse debe tomar en consideración las pérdidas de energía anticipadas en el sistema (cableado, control de carga y baterías). Estas pérdidas deben ser compensadas por el bloque generador. 30 Las pérdidas en el control de carga son mínimas por lo cual no son tomadas en cuenta para el cálculo de la eficiencia. La alta eficiencia de un sistema se justifica con un reducido valor para la corriente máxima del sistema y una reducida longitud del cable entre el panel y el banco de baterías. Las pérdidas debidas al uso de baterías de Pb-ácido dependen de la temperatura del electrolito. Las baterías pueden ser encerradas en una caja con aislamiento térmico para resguardarlas de los cambios climáticos y las abrasivas brisas. Esta protección ambiental permite asumir una temperatura cercana a los 25°C para el electrolito. La capacidad de acumulación de las baterías puede considerarse del 98% y la eficiencia del proceso de carga que puede dar lugar a la recarga está por el orden del 90%. La eficiencia de la acumulación energética en la batería podría llegar a ser 98% si y sólo si el proceso de recarga fuese 100% eficiente; como no lo es, se deben multiplicar las eficiencias de los procesos involucrados. Así la eficiencia total será obtenida multiplicando ambas eficiencias 98% x 90 = 88,2%. 3.2.2 Factores de pérdida y modelo equivalente de las celdas solares fotovoltaicas. Una celda ideal convertiría toda la energía solar en potencia eléctrica, pero debido a las limitaciones de captación de los fotones sólo es posible aprovechar una porción de esta energía solar. Además del problema de eficiencia en el aprovechamiento de los fotones, el circuito interno de la celda solar fotovoltaica tiene asociadas otras pérdidas internas debidas a una diversidad de factores, entre los cuales se pueden citar los siguientes: 31 Espectro Solar: No todos los fotones inciden sobre el panel con energía suficiente para mover a los electrones que no están enlazados fuertemente con el núcleo, a éste fenómeno también se le asocia una pérdidas energética debido al choque del fotón con el electrón. Reflexión: Una porción de la iluminación será reflectada por la superficie de la celda. Esta luz que se reflecta no es aprovechada en la conversión energética y por lo tanto puede ser contabilizada como una pérdida. Algunos factores que afectan directamente a la reflexión de la luz incidente son la temperatura, longitud de onda, ángulo de incidencia y la polarización. Para evitar la reflexión, sobre la superficie del panel se suele usar una cubierta antireflejo. Absorción: Las propiedades de absorción (representadas por el coeficiente de absorción) es básicamente el indicador de cuánta de la energía proveniente del sol es convertida a energía eléctrica. Los semiconductores contienen un alto coeficiente de absorción, lo que los hace mejores portadores energía. Resistencia serie de las celdas: La resistencia interna de las celdas reduce su eficiencia. La mayoría de estas pérdidas se dan en la conducción de la energía desde las uniones, en la capa más externa de la celda y en los contactos eléctricos. El tipo y la ubicación de los contactos frontales y la profundidad de las uniones impactan en la magnitud de la resistencia interna de la celda. Considerar cambios en la profundidad de las uniones o intentar usar alternativas en las conexiones frontales de la celda suele reflejarse en pérdidas por reflexión, ya que hay un compromiso entre las pérdidas por reflexión y las pérdidas internas de la celda. Es necesario buscar una configuración que minimice el 32 aporte de pérdidas por ambas partes y ésta es una de las principales diferencias entre la gran variedad de celdas solares que ofrecen los distintos proveedores. Resistencia paralelo de las celdas: está asociada a las pérdidas debidas a nuevas trayectorias conductoras que puedan formarse fuera del camino normal de conducción. Pérdidas de la unión: Debido a que el voltaje que produce una celda depende del exceso de portadores producidos, el voltaje de la celda aumenta igualmente como aumenta la intensidad de luz que sobre ella incide. De esta forma puede proyectarse la cantidad máxima de energía que una celda puede transformar ya que el balance de portadores de energía fotovoltaica por potencial en la unión, es un dato conocido. Los foto portadores tienen la capacidad suficiente para producir un voltaje equivalente al potencial de la unión. Esta interacción de portadores e intercambio energético en la unión, puede verse gráficamente en la figura 3.4. En la realidad, el valor de potencia máxima de la celda (expresado en Wp) nunca es alcanzado por la misma ya que este valor máximo, voltaje en abierto de la celda, está limitado por las pérdidas en las uniones. Eficiencia de recolección: Algunos de los portadores producidos en la incidencia de los fotones no pueden ser aprovechados durante el proceso de absorción. La mayoría de estos portadores que se forman fuera de la influencia de las uniones se recombinan nuevamente en la superficie de la celda. La magnitud de estas pérdidas, así como su efecto de su interacción es representan una importantísima referencia para los encargados del diseño y creación de celdas solares fotovoltaicos para lograr una mayor eficiencia. 33 Unión p n Luz reflectada Contacto Recombinación Fotones Electrón Sol Hueco (+) (-) Ic Rc Fig. 3.4. Esquema representativo de la interacción de la luz y el flujo de corriente en una celda fotovoltaica. Circuito Equivalente de la Celda Solar: El circuito equivalente de una celda solar contiene, como se muestra en la figura 3.5, una fuente de corriente que genera el panel If, en paralelo a ésta fuente se encuentra un diodo que representa la naturaleza de rectificación de la unión p-n interna del panel. Una corriente Id que fluye a través del diodo (algunas veces se hace referencia a ésta corriente como una corriente obscura). Las pérdidas resistivas están modeladas a través de una resistencia en paralelo a la fuente Rsh y otra en serie Rs. La carga que se conecte al circuito será modelada como carga resistiva Rc para hacer una simplificación del diagrama, por esta resistencia circulará una corriente Ic produciendo un voltaje de carga Vc. 34 Si una carga (resistencia) variable Rc se conecta a una celda que se encuentre iluminada y se sensara la corriente y el voltaje de la fuente para los diferentes valores de la resistencia, se podría obtener una curva similar a la mostrada en la figura 3.6. Carga Externa Rs Diodo Rsh If VRsh Ic Rc Vc Id Fig. 3.5. Circuito equivalente de una celda solar Cuando la carga Rc=0, no habrá voltaje en la carga y la corriente Ic será igual a la corriente de corto circuito Icc. Para el caso contrario, cuando la resistencia de carga se haga tan grande que simplemente no permita fluir corriente por ella (Rc= ∞), el voltaje Vc será el voltaje en abierto (Vc = VRsh) . La potencia de salida de la celda solar está dada por la siguiente ecuación: Psal = I c * Vc Donde: Ecuación 3.1 [8] Psal : potencia disipada por la resistencia de carga Rc. Ic : corriente que fluye por Rc. Vc : voltaje en bornes de la carga Rc. 35 En la curva de la figura 3.6 hay un punto que representa el valor máximo de potencia que puede entregar la celda, éste punto se encuentra denotado por Vpotmax y Ipotmax respectivamente. Podríamos definir la eficiencia de la celda de la siguiente manera: Eficiencia = Potenciadesalida Potenciasolardeentrada Matemáticamente: η cell = I pot max * V pot max Pmax = Fi * A Fi * A Donde: Ecuación 3.2 [8] ηcell : eficiencia de la celda. Fi : potencia solar incidente por unidad de área. A : área de la celda. Pmax : potencia máxima (valor pico Wp) Otra manera de expresar la eficiencia es en función del valor del voltaje en abierto de la celda Vo y la corriente de cortocircuito Icc: η cell = I cc * Vo * FF Fi * A Donde: Ecuación 3.3 [8] FF : factor que describe el codo de la curva I vs. V de la celda. ηcell : eficiencia de la celda. Icc : corriente de cortocircuito. Vo : voltaje en vacío. Fi : energía solar incidente por unidad de área. A : área de la celda. 36 Cuanto mayor se asemeje a un cuadrado la curva I vs. V de la figura 3.5, mayor será el área descrita por el rectángulo que puede ser trazado dentro de la curva y mayor será la potencia máxima que pueda obtenerse para un Vo y una Icc dados. El FF es siempre menor que la unidad y está fuertemente influenciado por el valor de las resistencias en serie y paralelo del modelo equivalente de la celda de la siguiente manera: si se quiere aumentar el FF se debe reducir la resistencia serie y aumentar la resistencia en paralelo. Debe hacerse lo contrario para disminuir el FF. ІIІfuente ІIІo ІIІpotma V=Vpotmax V=VoV=Vfuen Fig. 3.6. Curva Corriente vs. Voltaje de una celda solar ante una carga resistiva variable, manteniendo la temperatura y la irradiancia constante. 3.2.3 te Control de carga y componentes auxiliares. Durante la noche el voltaje de salida de los paneles fotovoltaicos es nulo. Al amanecer, atardecer o en días nublados, el nivel de insolación es bajo y los paneles no pueden 37 cargar las baterías. En este último caso el control de carga cumple un rol pasivo, aislando el banco de acumulación del bloque de generación, evitando su descarga. Cuando la insolación aumenta, el voltaje de los paneles supera al del banco de baterías y el proceso de carga se reanuda. Es entonces cuando el control de carga tiene un rol activo, evitando una gasificación excesiva del electrolito contenido en los acumuladores eléctricos. Controladores en serie y paralelo: Los numerosos modelos ofrecidos en el mercado pueden ser agrupados en dos categorías: controles en serie y controles en paralelo. Esta clasificación está relacionada con el paso que toma la corriente de carga, respecto al banco de baterías, cuando el control comienza a restringir la recarga de las baterías. En un control en paralelo, cuando el voltaje de batería alcanza un valor predeterminado (batería cargada), la corriente generada en los paneles es desviada a un circuito que está en paralelo con el banco de baterías. Cuando el voltaje de batería baja por debajo de un valor mínimo, predeterminado por el fabricante y en algunos casos por el usuario, el proceso de carga se restablece nuevamente. Tanto en el control serie como el paralelo, el máximo valor de la corriente de carga está determinado por la diferencia entre el voltaje de salida de los paneles y el de baterías. Los primeros controles de carga eran del tipo paralelo y ejercían un control muy rudimentario. Cuando el voltaje de batería alcanzaba un valor considerado como el de carga completa, la corriente de los paneles era desviada a un circuito en paralelo, el que tenía una resistencia fija. Esta disipaba, en forma de calor, la energía eléctrica proporcionada por el bloque de generación. 38 Un transistor bipolar solía proveer la acción representada por el interruptor de la figura 3.7 en serie con la resistencia de disipación. Este sistema de desviación paralelo ha sido suplantado por uno más elaborado, donde el circuito de control actúa sobre un semiconductor (MOS-FET), el que posee una muy baja resistencia interna y soporta altas corrientes tal como se muestra en la figura 3.8. Fig. 3.7. Control de carga paralelo con resistencia disipadora. Fig. 3.8. Control de carga en paralelo (con MOS-FET). Estas dos características permiten establecer un efectivo cortocircuito de salida, minimizando la disipación por calor dentro del semiconductor. El cortocircuito a la salida de los paneles, no afecta a los mismos. 39 Otra variante de control que puede implementarse en sistemas fotovoltaicos es el de diodo serie, en el cual el control de carga tiene una desventaja que le es inherente: el banco de baterías debe ser aislado del cortocircuito y es el diodo serie el que cumple con esa función. Esto provoca una disminución en el voltaje de carga a causa de la disipación de calor dentro del diodo. Se utilizan diodos del tipo Schottky. Este tipo de componente tiene una unión formada por un semiconductor y un metal. El resultado es un diodo con menor voltaje de trabajo (0,3 V en lugar de 0,6 V), para el mismo valor de corriente de carga, las pérdidas se reducen a la mitad. El control serie, elimina la necesidad de un diodo en serie, ya que la apertura del interruptor aísla al banco de baterías de los circuitos que le preceden. Ninguno de los controles permite cargar las baterías a corriente o voltaje constante, debido a las variaciones del nivel de insolación y del voltaje de baterías. El circuito de control está alimentado por los paneles fotovoltaicos, pero la potencia que requieren representa sólo un pequeño porcentaje del valor manejado por el control. Durante la noche, o durante períodos de baja insolación, el control serie se abre, a fin de aislar al banco de baterías cuando éste no puede ser cargado. Circuito de diseño: Para el control óptimo de la corriente de carga existen dos características fundamentales que deben tenerse presentes: • Alternan períodos activos de cargas con períodos de inactividad. • La acción del circuito de control depende del estado de carga del banco de baterías. Durante el período activo algunos modelos usan un voltaje de carga de valor constante, mientras que en otros manejan este valor como un parámetro limitado por la diferencia 40 de potencial entre los paneles y las baterías, lo que representa un control más inteligente y eficiente. Para los modelos que usan un voltaje de carga limitado, éste representa un estado de carga de baterías de alrededor del 90 al 95% del máximo. A este voltaje se lo conoce como voltaje de flotación, ya que nunca sube su nivel. A medida que el voltaje de batería se acerca al de flotación, la corriente de carga disminuye hasta que se anula al abrirse el interruptor en serie. Cuando esto ocurre, el voltaje de batería baja. Cuando alcanza un mínimo de diseño, el interruptor se cierra, repitiéndose la secuencia. Cuando la batería se encuentra cargada el control permanece abierto. El valor del voltaje de flotación, dependiendo del modelo, puede ser fijo (determinado por el fabricante) o ajustable por el usuario, dentro de un reducido rango. Esta última opción puede ser útil si se tiene instrumental de medida adecuado para el ajuste y se conoce en detalle las características de las baterías que conforman el banco de baterías. El control de carga debe manejar, como mínimo, la máxima corriente de generación. Para un control paralelo, el interruptor deberá manejar, asimismo, la máxima corriente de cortocircuito de los paneles. Si un sistema fotovoltaico tiene un valor de corriente de carga que excede los 100 A, es conveniente agrupar los paneles generadores en secciones. Cada grupo tendrá un menor amperaje de carga, permitiendo el uso de un control estándar. Las salidas de los controles deben ser conectadas en paralelo para restaurar el valor de la corriente total de carga. Otra opción ofrecida es la de usar un concentrador de potencia preliminar al controlador de carga. El concentrador es un aparato que combina la potencia ofrecida por un número de paneles y la concentra en una sola salida que se conecta directamente al controlador de carga, este método se usa con la finalidad de poder usar un solo 41 controlador pero a la vez poder desactivar un sector del generador para hacer algún mantenimiento. Protección: El máximo valor que puede alcanzar la corriente de carga determina, en la práctica, el tipo de interruptor más adecuado para esa aplicación. Para corrientes menores que los 10 A, la solución más económica se obtiene usando un relé. Cuando la corriente de carga es mayor o igual a 20 A, deberá requerirse información del fabricante sobre la vida útil del interruptor. Para niveles más altos es conveniente usar los modelos con interruptores de estado sólido. Como la corriente de carga es de corto circuito, la apertura de los contactos del relé crea un arco eléctrico entre los mismos, cuya intensidad crece al crecer el valor de la corriente que circula por el mismo. Este arco daña progresivamente la superficie de los contactos. En un interruptor de estado sólido (FET) no existe arco alguno, lo que extiende la vida útil del mismo. Es aconsejable ajustar el relé para que sea capaz de controlar entre 1,5 y 2 veces el valor de la máxima corriente de carga. La protección automática contra sobrevoltaje de entrada se materializa con el uso de componentes que varían su resistencia interna en función del voltaje aplicado (varistores), los cuales se conectan en paralelo con la entrada del control. Cuando el voltaje de entrada es el normal, el varistor ofrece una muy alta resistencia interna. Cuando el voltaje de entrada excede un determinado valor, la resistencia interna se hace prácticamente nula, cortocircuitando la entrada. Las tormentas eléctricas inducen altos valores de voltaje a la entrada de los controles. La presencia de varistores permite la absorción de la energía representada por ese cortocircuito. 42 Si el máximo es excedido, la unidad no se repone del cortocircuito, y el componente debe ser cambiado. Cuando se quiere ampliar un sistema existente. Si bien se pueden conectar dos o más controles en paralelo, si al diseñar el sistema original se anticipa la posibilidad de una ampliación futura, es conveniente conectar al sistema un control de carga que pueda manejar la corriente del sistema ampliado. El cuidado que debe tenerse en cuanto al cableado es que los controladores deberán tener terminales de entrada y salida que posean la suficiente robustez mecánica para permitir un amarre seguro de los cables de alta corriente, sin destruir su integridad y con baja resistencia eléctrica. El sistema de energía solar-fotovoltaico se complementa además con otros componentes que ayudan a un mejor desempeño del mismo y una mejor protección. Entre la totalidad de los componentes auxiliares, a continuación se comentarán algunos que por su importancia deben ser resaltados. Interruptores: En la práctica, es conveniente el uso de uno para poder desconectar los paneles fotovoltaicos del resto del circuito y otra para aislar la carga del banco de baterías. Cuando el interruptor debe manejar corrientes de veinte o más amperes (>20 A), se aconseja el uso de interruptores diseñados para evitar la formación de arcos entre contactos. Se recomienda el uso de los interruptores a cuchilla con mecanismo de disparo rápido a resorte. Centro de distribución: Cuando el sistema fotovoltaico tiene un consumo elevado, o forma parte de un sistema mixto, es aconsejable evaluar el uso de los llamados centros de distribución. Es común que estos centros de distribución ofrezcan instrumental de medida, control de carga de baterías, fusibles, protección contra rayos y varias de las 43 opciones normalmente ofrecidas con los controles de carga o por separado. La principal ventaja es la integración funcional que proveen, con el conjunto ensamblado dentro de una caja con protección ambiental adecuada. Medidor de carga de batería: El medidor de carga de batería está basado en la correlación que existe, en una batería de Pb-ácido, entre el voltaje de las mismas y el estado de carga. El indicador funciona como un voltímetro de escala expandida (mayor precisión) entre un voltaje mínimo (0% de carga) y otro máximo (100% de carga). 3.2.4 Mantenimientos necesarios. El generador fotovoltaico es un sistema estático, esto es, sin partes mecánicas en movimiento lo cual representa una gran ventaja ante cualquier otra alternativa de generación, ya que no existen pérdidas mecánicas ni fricción de partes que sufran un continuo desgaste y deban ser reemplazadas. Es por esta razón que usualmente se dice que no requiere mantenimiento, excepto una limpieza periódica, con un paño húmedo, de la superficie de cara al sol de los módulos. Esta limpieza sirve para devolver la transparencia original al cristal que puede haberse reducido por culpa de capas de polvo, reduciendo la capacidad de captar energía solar. El regulador de carga no requiere ningún mantenimiento. Si la batería de acumulación es del tipo de Plomo-ácido no sellada, debe controlarse el nivel del líquido una vez al año. Hace falta también mantener una buena limpieza de los contactos entre los bornes y los terminales de los cables de conexión, aplicando periódicamente (una vez cada dos meses) una capa de vaselina. 44 3.2.5 Código eléctrico Nacional 1.999. Revisando el Código Eléctrico Nacional en su versión del año 1.999 en búsqueda de información sobre instalaciones eléctricas en generación fotovoltaica, puede encontrarse un capítulo completo sobre “Sistemas Solares Fotovoltaicos” correspondiente a la sección 690. En la sección de Sistemas Solares Fotovoltaicos se definen importantes conceptos sobre los componentes, se muestra el esquema unifilar de conexión, se establecen las corrientes permisibles y sus protecciones, así como también se informa la manera correcta de desconexión de los equipos fotovoltaicos y la desactivación de un grupo de paneles. La sección 690 del código eléctrico nacional se encuentra incluida en este trabajo en el Apéndice 1, en ella puede consultarse detalles sobre el contenido de los conceptos y normas. 3.3 Celdas de hidrógeno Los generadores de potencia que usan el hidrógeno para producir energía eléctrica por medio de un proceso químico son conocidos como celdas de hidrógeno o celdas de combustible. La creación de este invento se remonta a los años de 1.839, pero su aplicación crucial en la historia de la humanidad se realizó en “los años 1.960 en que fue aplicada en las misiones espaciales de la Nasa, Apollo y Géminis, para suministrar energía eléctrica y agua potable, y la industria las reconoció como una opción técnica, pero en ese momento enfrentaban aún barreras tecnológicas y altos costos de producción”. [9] 45 Actualmente esta solución de generación alternativa se ha trabajado mucho y ha sido protagonista de una verdadera evolución, hasta el punto de ser implementada en carros de prueba en países como Alemania, en su aeropuerto de Munich. La celda de hidrógeno es actualmente vista como una alternativa de generación distribuida ya que en el mercado nacional e internacional se encuentran disponibles soluciones generadoras de hasta 5 kW los que pueden ser conectados hasta en un número de cuatro (4) unidades de en paralelo para aumentar la capacidad de generación en conjunto hasta 20 kW sin la necesidad de interconectarlos por medio de un controlador adicional, tal es el caso de la solución ofrecida por la empresa Plug Power Fuel Cell Systems. Otras de las soluciones disponibles permiten un crecimiento modular del generador de hidrógeno de manera de ir aumentando la capacidad de generación conforme vaya creciendo la carga a través del tiempo, lo que significa un costo inicial menor, ejemplo de este tipo de generador puede ser observado en la figura 3.9 donde se muestra, de izquierda a derecha, un equipo modular de 1 kW de capacidad instalada (expansible hasta 1,2 kW) nótese cómo se compone de módulos verticales de 200 W cada uno, un equipo modular de 2 kW, un gabinete que incorpora dos (2) equipos modulares de 2 kW logrando una capacidad total de 4 kW con su respectivos contenedores de hidrógeno, y por último un gabinete que agrupa cuatro (4) equipos de 2 kW con sus contenedores de hidrógeno. La solución que ofrece el proveedor Reli On, incorpora hasta 6 equipos modulares de 2 kW logrando una capacidad máxima de 12 kW. La limitante de estos equipos de energía alternativa limpia libres de mantenimiento es que no están diseñados para trabajar en condiciones continuas 24 horas x 365 días, por lo que son comercializados como equipos de respaldo de energía. Al ser equipos de respaldo, entran directamente a competir con los acumuladores eléctricos (baterías) 46 contra los que tienen una gran debilidad que es el suministro de hidrógeno como combustible. Fig. 3.9. Ejemplos de unidades modulares de celdas de combustible. En zonas urbanas y de fácil acceso donde el despacho de hidrógeno no representa un inconveniente, se están implementando celdas de combustible en sustitución de bancos de baterías para dar respaldo energético a equipos de telecomunicaciones. La empresa CANTV- Movilnet aún se encuentra en período de evaluación de esta tecnología y no tiene ningún equipo de este tipo en servicio. Debido a la orientación de este proyecto hacia la implementación en zonas remotas de difícil acceso, de antemano se descarta la posibilidad de implementar estos equipos como respaldo energético debido al consumo diario de hidrógeno que tendría el sistema obligando a establecer un indeseado despacho fijo de combustible hidrógeno al sitio de implementación. 47 3.4 Baterías 3.4.1 Fundamentos de las baterías Una batería es un acumulador de energía eléctrica y en su definición un acumulador eléctrico es “un dispositivo que almacena energía eléctrica por procedimientos electroquímicos y que la devuelve posteriormente en su casi totalidad. Este ciclo puede repetirse determinado número de veces” [10]. Es un equipo que es capaz de proveer, durante un período de tiempo determinado por su capacidad, la carga que su interior se encuentre acumulada previamente mediante lo que se denomina proceso de carga. Normalmente se conectan varios de estos equipos en serie para aumentar el voltaje logrando una conexión denominada banco de baterías, varios bancos de baterías son conectados en paralelo para aumentar la capacidad de respaldo del arreglo de baterías. Las baterías pueden ser de varios tipos, aunque las más comunes son las de plomo-ácido y están compuestas en su interior por celdas acumuladoras del tipo plomo-ácido, cada uno de las cuales suministra electricidad con una tensión de unos 2 V, estas celdas acumuladoras se encuentran conectadas en serie por lo que el conjunto entrega los habituales 12 V si está compuesta por seis de éstas celdas, o 24 V si está compuesta por 12 celdas y así sucesivamente. “La carga óptima de de una batería se compone de cuatro fases: Ciclo de carga intensa, ciclo de absorción, ciclo de flotación (o goteo) y ocasionalmente se aplica lo que se conoce como periodo de ecualización” [11]. Estas fases serán explicadas detalladamente en la sección 3.4.4. 48 3.4.2 Tipos Baterías aplicadas a sistemas solares: Una batería para poder ser usada en sistemas solares fotovoltaicos de consumo energético continuo debe ser especialmente diseñada para éste propósito ya que las baterías normalmente están diseñadas para permanecer en estado de flotación, esto es, listas para ser usadas en momentos de contingencia. Tal puede ser el caso del arranque del motor de un automóvil o el respaldo de energía para una radio base de telecomunicaciones. Son dos las características que identifican a una batería de aplicación solar: la mayor profundidad de descarga (PD) y un alto valor para el ciclaje. La batería solar permite una PD máxima del 80%, cientos de veces, a niveles de corriente moderados. Es por ello que a estas baterías se las denomina de ciclo profundo (BCP). Se considera que una BCP ha completado todos los ciclos de carga y descarga cuando, al ser cargada nuevamente, la máxima energía que puede almacenar se reduce al 80% de su valor inicial. El número de ciclos de carga y descarga depende de la PD. Cuando ésta disminuye, el número de ciclos aumenta. Para una dada PD, la batería más robusta proporciona el mayor número de ciclos. La Tabla 3.3 muestra estas características para dos baterías solares de Pb-ácido con electrolito líquido de diferentes capacidades. Como los sistemas fotovoltaicos son normalmente de 12 V nominales o múltiplos de éste, los requerimientos de reserva pueden ser satisfechos con las presentaciones de baterías 12 V , aunque se fabrican baterías de ciclo profundo con capacidad de reserva mucho mayores especialmente para ser usado en sistemas de mayor consumo o mayor frecuencia de uso como por ejemplo: un sistema comunal (varias casas conectadas a un 49 sistema fotovoltaico) tiene una capacidad de 1.493 Ah y pesa 1.200 Kg, estas dimensiones pueden lograrse a las conexiones serie-paralelo. Batería 1 Batería 2 Capacidad Ah Peso Kg Capacidad Ah Peso Kg 217 30 350 65 % PD N° de ciclos % PD N° de ciclos 80 543 80 693 50 757 50 1.068 30 1100 30 2.050 20 1800 20 3.050 Tabla 3.3. Comparación de dos baterías plomo-ácido de igual voltaje (12 V) expuestas a la misma temperatura (25°C). [12] El proceso de almacenamiento de energía en acumuladores es un proceso complejo afectado por muchas variables, una de las variables que rigen la eficiencia de la batería eléctrica es el factor temperatura. Una batería debe estar a una temperatura estable para garantizar una eficiencia fija, a mayor temperatura la batería se comporta más eficientemente como puede observarse en la tabla 3.4. El aumento en la eficiencia total que se obtiene a 30 °C está relacionado con una drástica reducción de la vida útil de la batería, es por esto que normalmente se prefiere que las baterías estén a una temperatura constante de 25 °C , de esta manera se logra un balance óptimo entre la eficiencia y la vida útil de la batería. 50 Temperatura °C Capacidad % Eficiencia 30 105 1,05 25 100 1 16 90 0,9 4 77 0,77 -7 63 0,63 -18 49 0,49 Tabla 3.4. Interdependencia de la temperatura y eficiencia de las baterías.[12] Tanto los acumuladores de plomo ácido convencionales como las BCP, no son capaces de retener la energía eternamente debido a su composición química y la manera de almacenar la carga. Entre los componentes de las baterías se encuentra un agregado de antimonio el cual incrementa la auto descarga de las baterías aplicadas en sistemas solares. Cuando la temperatura ambiente es de 50°C la batería se descargará totalmente en un mes; así también cuando la temperatura ambiente es cercana a los 25°C la auto descarga se prolonga a 4 meses. Estas cifras muestran que si una batería que contiene antimonio, previamente cargada, permanece en un depósito por largo tiempo, deberá ser recargada antes de ser usada ya que seguramente ha sufrido una auto descarga. Baterías de gel o valve regulated lead acid batteries (VRLA): Existe una batería de aplicación solar de Pb-ácido donde el electrolito no es líquido sino gelatinoso. Su costo es alrededor de tres veces mayor que el de la versión con electrolito líquido. La literatura técnica suele identificar a este tipo de baterías con la abreviatura 51 VRLA. Como esta batería no requiere ventilación al exterior durante el proceso de carga, la caja exterior es hermética. Esta hermeticidad evita el derrame del electrolito, lo que disminuye el riesgo en su manejo. Como no requieren mantenimiento, se les usa en instalaciones donde la supervisión es infrecuente o nula, como es el caso en sistemas fotovoltaicos repetidores de comunicaciones que se encuentran ubicados en zonas remotas. El tipo de electrolito usado en esta batería permite su uso a bajas temperaturas con mayor eficiencia que las de electrolito líquido. La auto descarga semanal es de 1,1%, a 25°C y aumenta a un 3% cuando la temperatura se eleva a 40°C . Baterías Ni-Cd Estas son baterías muy sofisticadas por lo que poseen un alto costo inicial (6 a 8 veces el de una batería equivalente de Pb-ácido), este diseño no ha podido suplantar al tipo Pb-ácido con electrolito líquido. Sin embargo, el costo operacional (largo plazo) es mucho menor que el de una batería de igual capacidad del tipo Pb-ácido debido a su larga vida útil y bajo mantenimiento. Una batería de Ni-Cd tolera más abuso que su equivalente de Pb-ácido. Pueden soportar, sin daño, cargas y descargas excesivas, así como una mayor profundidad de descarga (cerca del 100%). Otras ventajas asociadas con este tipo de batería es la ausencia de problemas similares al de la “sulfatación” de las placas o la congelación del electrolito. Una batería de Ni-Cd puede trabajar con bajo estado de carga sin deteriorarse. La vida útil es más de dos veces la de una BCP de Pb-ácido. Dado que ningún componente es perfecto, alguna de las características de la batería de Ni-Cd que pueden ser consideradas como inconvenientes en un sistema fotovoltaico es su característica de descarga. Como la resistencia interna de esta batería es diez (10) veces menor que la de Pb-ácido, el voltaje de salida permanece prácticamente constante 52 hasta el momento en que su capacidad de almacenaje de energía se ve agotada. Es entonces cuando éste cae en forma vertiginosa. Esta característica no permite al usuario tener un indicativo de porcentaje de descarga como en el caso de las baterías de Pbácido. Si se usan estas baterías en un sistema fotovoltaico, el control de carga deberá ser elegido de manera que sea compatible con este tipo de baterías. 3.4.3 Estimación del banco de baterías Banco de baterías: Para calcular el banco de reserva se debe tener noción del régimen de uso del mismo durante los períodos que preceden y suceden a la peor condición para un sistema solar fotovoltaico, los cuatro días sin sol, esta cifra de cuatro días responde a un estándar no formal que manejan las personas especialistas en dimensionamiento de arreglos fotovoltaicos [13]. La figura 3.10 muestra las variaciones que sufre la reserva durante esos períodos para una carga nocturna, es decir, únicamente demanda potencia en las noches, por ejemplo: El alumbrado de una autopista. Aunque el objetivo de la investigación es alimentar una carga que se encuentra activa las 24 horas del día, se tomó este ejemplo de carga nocturna para demostrar con mayor sencillez el proceso de descarga ante la peor condición considerada para sistemas fotovoltaicos. Se aprecia claramente que con los días soleados las baterías se recargan a su nivel máximo. La energía consumida durante la noche es restituida por los paneles al día siguiente. Al comenzar el período sin sol, que se considera (peor de los escenarios) de insolación nula, las baterías no pueden ser cargadas. Durante cuatro días se repite este régimen. Esto significa que el mínimo nivel de reserva al retornar los días de sol estará dado por 53 el consumo energético durante los cuatro días sin sol más uno, ya que la descarga durante la noche anterior y posterior al período oscuro es inevitable. Fig. 3.10. Variación de la reserva de baterías ante la peor condición de carga (4 días sin sol) [12]. Si se hiciera estudio según documentación específica de la zona donde se desea instalar el proyecto y se llegara a la conclusión de que el peor caso es mayor de 4 días sin sol tendría que dimensionarse el arreglo con el fin de poder cubrir la autonomía necesaria por el estado climático. Existen, teóricamente, dos posibilidades de lograr un mayor alcance en la autonomía del sistema: aumentar la capacidad de generación, a fin de acortar el período de recuperación del banco de carga, o aumentar la reserva del banco de baterías. Queda de parte del diseñador del sistema buscar la solución más conveniente para el caso particular. Las baterías son más económicas que los paneles solares fotovoltaicos, 54 sin embargo, la implementación de más baterías se traduce en un aumento de la corriente demandada por el banco de baterías durante la recarga. Lo peor que puede pasar utilizando esta opción es que el banco se descargue profundamente y el generador no sea capaz de suministrar energía suficiente para suplir la carga y recargar las baterías. Aumentar la cantidad de paneles solares (agrandar el generador) también tiene sus ventajas y desventajas. Al hacerlo, se incrementa la posibilidad de cargar correctamente el banco de baterías en condiciones no ideales. La parte negativa de la solución es que ante la peor condición de insolación, el sistema no tendrá la autonomía suficiente para responder correctamente. Existe otra variable importante a la hora de decidir dónde se desea robustecer el sistema (en la parte generadora o en la parte de baterías), el regulador de corriente de recarga de las baterías. La corriente de recarga de las baterías puede ser regulada por el controlador, creando el compromiso entre la cantidad de corriente máxima que el controlador permite entrar al proceso de recarga de baterías y el tiempo de recarga del mismo. Según algunos especialistas que comparten sus experiencias en foros por Internet [14] una capacidad de generación de 1,3 a 1,5 veces el valor de la carga máxima es lo más aconsejable. De cualquier manera, cada proyecto es diferente y requiere de una evaluación para lograr el equilibrio propio entre capacidad de generación y capacidad de respaldo, factores de área disponible, costos y mantenimiento son algunos de los factores que rigen estas decisiones. 55 3.4.4 Característica de recarga. La característica de recarga de las baterías es un fenómeno que puede ser descrito en forma general, aunque debe tenerse en cuenta que para cada tipo de batería y dependiendo de la casa que la fabrique, estas características varían un poco. La característica de recarga de una batería que no se encuentra regulada por un controlador puede ser observada en la figura 3.11. 1 0,9 0,8 0,7 pu 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 horas I Recarga pu V Recarga pu % Recarga pu Fig. 3.11. Característica de recarga de una batería a 25°C. [15] 56 28 30 Para lograr que una batería funcione como respaldo es imprescindible cargarla. En especial las baterías de aplicación solar que, como se explicó anteriormente, están sujetas a sufrir descargas profundas y un alto número de ciclos. De esta manera, las baterías podrán usarse a diario en las noches (cuando no se genera potencia en el generador fotovoltaico) y algunas veces durante el día (períodos de tiempo en los que el generador fotovoltaico no sea capaz de producir suficiente energía para suplir la carga). La carga óptima de de una batería se compone de cuatro fases: • Ciclo de carga intensa. • Ciclo de absorción. • Ciclo de flotación (o goteo). • Período de ecualización (aplicado ocasionalmente). En la figura 3.12 se representan las distintas fases de la carga óptima de una batería, nótese que durante los períodos de descarga del banco de baterías, el mismo permanece a un voltaje constante (igual a su voltaje nominal) debido a que se encuentra supliendo la carga. Esto es una idealización del proceso debido a que el voltaje de la batería se degrada poco a poco a medida que avanza el proceso de descarga, lo que significa que mientras se descarga la batería el controlador de carga puede sensar el voltaje en bornes del banco y saber aproximadamente la cantidad de carga que tiene el mismo. Cuando el controlador de carga sensa en bornes del banco un voltaje igual al voltaje que el usuario le programó como voltaje de desconexión (típicamente 11,4 V para bancos de 12 V) inmediatamente desconecta el banco de baterías para protegerlo de daños irreversibles. 57 V 1 Carga intensa. 2 Absorción. 3 Flotación. 4 Ecualización. 5 Descarga del banco. 4 5 1 2 3 5 Figura 3.12. Etapas de la recarga de la batería. t Para que el controlador de carga permita la reconexión del banco de baterías al proceso de descarga, el mismo debe alcanzar en bornes un voltaje igual al que el usuario le programe en el controlador como voltaje de reconexión (típicamente 12,6 V para bancos de 12 V). Estos valores de conexión y reconexión del banco de baterías y algunos ajustes de voltaje que se le hacen a un controlador de carga en las etapas de recarga de un banco de baterías de 12 V, están bien ilustradas en la tabla 3.5. La carga de la batería debe hacerse con un voltaje superior al nominal de la batería para forzar que la batería pase del estado de flotación o descarga a un estado de recarga. Al subir la tensión en bornes de la batería a un voltaje superior al nominal, se produce un flujo de corriente hacia el interior del acumulador logrando la iniciación de la recarga, este voltaje para baterías de 12 V está típicamente entre 14,2 V y 14,6 V. En el ciclo de carga intensa, la tensión de carga debe alcanzar unos 14,4 V con la finalidad de intensificar la cantidad de corriente que entra en la batería, con lo que en el momento que se obtiene un umbral en la intensidad de carga de un veinticinco por 58 ciento (25%) de la capacidad de la batería, se entiende que esta ya está cargada alrededor del setenta y cinco por ciento (75%) de su capacidad. En ese momento se entra en fase de absorción, que trata de mantener constante la tensión de 14,4 V en esta fase es donde se disminuye progresivamente la intensidad de corriente hasta alcanzar el uno por ciento (1%) de la capacidad de la batería, lo que significa un estado de carga de un noventa por ciento (90%) aproximadamente. VRLA Plomo - Ácido Absorción de voltaje V 14,2 14,4 Flotación V 13,7 13,7 Ecualización V 14,4 14,9 a 15,1 Desconexión de carga V 11,4 11,4 Reconexión de carga V 12,6 12,6 Estados de Recarga Tabla 3.5. Ajustes de voltaje de recarga de un controlador de carga para una batería de 12 V. [16] La carga de flotación es la que permanece constante en 13,2 V, y permite que no haya sobrecarga de las baterías, lo que repercutiría en un consumo excesivo de agua del electrolito y un aumento de la temperatura. La fase de ecualización se aplica ocasionalmente y consiste en proporcionar una tensión de unos 16 voltios de baja intensidad para desprender la posible sulfatación de las placas y sólo es aplicable en baterías de trabajo pesado de descarga profunda debido al calibre de las placas de éstas. En placas de baterías de gel no es nada conveniente aplicarla. 59 CAPÍTULO 4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA A ALIMENTAR En este capítulo se realizará el cálculo de la curva de demanda horaria esperada para el proyecto de suministro de energía a la isla “La Tortuga”, a partir del tráfico celular y la capacidad de los equipos de telecomunicaciones a instalar. Considerando el consumo máximo nominal del equipo de telecomunicación a instalar, la información de la curva esperada del tráfico celular diario permite hacer una estimación de la curva de demanda eléctrica de ese equipo en particular. El sistema a alimentar eléctricamente es el equipo de telecomunicaciones a instalar. El criterio de diseño que se propone es el dimensionamiento del generador eléctrico de manera que pueda energizar adecuadamente cualquiera de los equipos de telecomunicaciones preseleccionados por la empresa CANTV-Movilnet. Con este fin, los cálculos se basarán en el equipo de mayor potencia máxima. Se requiere energizar una antena repetidores celulares CDMA. Entre las opciones que se manejaron en la compañía, entraron a licitación tres marcas las cuales están representadas en el país bajo la figura de otra compañía. Esta preselección se llevó a cabo mediante una tabla de requerimientos que generó cada gerencia y que posteriormente fue concretada en una tabla de requerimientos generales. En la tabla 4.1 puede detallarse las características energéticas de los equipos que entraron en el proceso de licitación. A partir de esta información preliminar ya se pudo empezar con los trabajos de estimación del consumo esperado por el equipo repetidor, esta tarea requirió de algunas 60 informaciones confidenciales de la empresa en lo referente a tráfico celular y algo de pericia. Características Consumo SHYA M R-4 Series SHYAM FRCG Series CELLETR A 800 MHz CELLE TRA 2,6 GHz Master: 200 W Donor unit: 250 W Donor unit: 200 W Remote: 400 W Remote unit: 500 W 150W Remote unit: 400 W 90 – 240 VAC @ 47 – 60 Hz ANDRE W NODE-C 837 Node: 500 W ANDREW NODE-C 843 Interface: 250 W Interface: 250 W Node: 500 W 110 VAC @ 40 - 60 Hz Alimentación -48 VDC Conexión para respaldo 24 VDC Opcional : 230 VAC @ 40 – 60 Hz Opcional: 36 – 72 VDC Tabla 4.1. Tabla comparativa de equipos repetidores celulares CDMA. En primer lugar, por tradición de la gerencia de energía, se estimó el consumo de la carga a su máximo nivel durante todo el día para estar cubiertos ante la peor condición de descarga. Luego de las primeras impresiones y contactos con proveedores de equipos de generación alternativa se concluyó que esta condición de carga debía ser calculada de una manera precisa porque el costo inicial de las soluciones de generación alternativa (especialmente la fotovoltaica) aumenta a medida que aumenta la demanda de la carga. 61 Para ilustrar la forma en que varían los costos respecto a la carga, la figura 4.1 muestra la capacidad de energía instalada vs. el costo que representa instalarla, nótese que el grafico tiene dos coordenadas de referencia en el eje vertical, la de la derecha representa la energía consumida por la carga durante un día kWh/día; mientras que la coordenada izquierda representa la potencia nominal de la carga en W. [W] [kWh/día] Alto Medio Bajo Fig. 4.1. Energía (a la derecha) y Potencia (a la izquierda) vs. Costo. SPS: Sistema de energía fotovoltaica. HPS: Sistema híbrido de energía. Tomando en cuenta que pequeños ajustes en la capacidad de generación eléctrica a instalar representan grandes ahorros en costo inicial, se comenzó a investigar cómo hacer para poder realizar una estimación de consumo energético de los equipos repetidores celulares CDMA. 62 No existe en el sistema interno de reportes de CANTV-Movilnet un historial detallado sobre el consumo horario de los equipos de de energía. Lo que se acostumbra es pedir a las contratistas que hagan mediciones durantes sus visitas a los sitios. Revisar el trabajo de las contratistas no ayuda mucho para resolver el problema ahora planteado, ya que sólo hacen mediciones durante períodos de 4 horas lo cual es suficiente para chequear (en casos AC) el factor de potencia y la contribución en A de cada fase (en casos trifásicos), pero no muy provechoso para una estimación diaria. A continuación se pudo identificar en el sistema interno de generación de reportes de la corporación, una data horaria sobre el tráfico celular que cursaba por las centrales. El tráfico celular esta definido como “el proceso constituido por sucesos relacionados con la demanda de utilización de los recursos de una red de telecomunicaciones” [17], a su vez se puede medir la intensidad del tráfico celular lo cual no es otra cosa que “la intensidad de tráfico instantánea en un conjunto de órganos es el número de órganos ocupados en un instante dado. Un erlang es la intensidad de tráfico en un conjunto de órganos, cuando sólo uno de ellos está ocupado” [17]. La unidad de intensidad de tráfico se representa con el símbolo E. Lamentablemente no se encontró ninguna fórmula matemática que hiciera posible la equivalencia entre la intensidad de tráfico y la energía requerida por un equipo para lograr esa intensidad de tráfico. Lo que si podían afirmar tanto los técnicos como los ingenieros relacionados con tráfico celular, gracias a su experiencia, es que a mayor intensidad de tráfico mayor es el consumo de energía y además, se atreven a afirmar que la relación es lineal aunque no existe una formula de equivalencia. Trabajando bajo esta premisa, se podría afirmar que como un equipo tiene una capacidad limitada de intensidad de tráfico celular y a su vez un consumo energético máximo, estos datos deberían coincidir al mismo tiempo. Esto es, en el momento en que 63 el equipo procese la máxima cantidad de erlang E será cuando consuma la mayor cantidad de W. El problema va más allá de saber la relación entre el erlang y los vatios. Los sitios donde se desean implementar las soluciones de generación alternativa, son sitios nuevos donde no se tiene idea sobre cómo será el tráfico celular. Motivado a hallar una manera de poder establecer numéricamente la relación entre E y W, y además buscar la posibilidad de generalizar el comportamiento horario del tráfico celular, se procedió a manipular la data sobre tráfico horario en centrales de Venezuela para poder observar el comportamiento del tráfico celular durante un día completo en líneas generales. Estos datos en E fueron llevados a por unidad pu lo que quiere decir que se tomó el máximo valor en E como la unidad para cada central por separado. Teniendo todos los datos horarios en pu para cada central se hizo una grafica tiempo vs. intensidad de tráfico (en p.u.), de cada central, logrando posteriormente reunir todas las gráficas en una sola (figura 4.2) para observar como es la tendencia nacional de tráfico celular durante el día. Como todas las gráficas se encuentran en la misma unidad pu puede hacerse un promedio el cual representa la tendencia nacional del tráfico celular para la compañía CANTV-Movilnet. Según la preselección de los equipos repetidores celulares CDMA el equipo de mayor consumo podría estar por el orden de los 750 W y este será el caso que será usado para trabajar en la investigación, se llamará el equipo “modelo”. Si se proyectara el promedio mostrado en la figura 4.2 a el equipo modelo, se tendría que igualar la unidad del sistema pu a el consumo máximo del equipo modelo (750 W). Esta proyección se encuentra ilustrada en la figura 4.3. 64 Tráfico Celular en Centrales 1 0,9 0,8 0,7 Barquisimeto2 Caracas5 Caracas6 Lecherías2 Maracaibo2 Promedio Valor pu 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Horas del día Fig. 4.2. Tráfico celular en centrales. Todas las cargas serán de corriente continua para evitar la necesidad de usar inversores de corriente ya que los equipos repetidores están diseñados para trabajar en corriente continua. El usar corriente continua es una gran ventaja debido a que tanto los generadores eólicos como los fotovoltaicos pueden servir corriente continua. En la figura 4.3 se ha ilustrado la proyección de la carga durante el día que representarían los radios repetidores celulares CDMA los cuales representan la mayor y más importante parte de la carga de un punto de repetición (antena repetidora). Las luces de baliza no serán tomadas en cuenta como carga del sistema debido a que en aplicaciones de generación alternativa existen sistemas independientes de luces de baliza las cuales cuentan con un pequeño panel solar fotovoltaico y su propia batería la cual ofrece una autonomía de hasta 144 horas. 65 Consumo horario esperado 750,00 700,00 650,00 600,00 550,00 500,00 [W] 450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Horas del día Fig. 4.3. Consumo esperado para un equipo repetidor celular CDMA. Como recomendación para la empresa CANTV- Movilnet se sugiere hacer un estudio de comparación entre las medidas en el tráfico celular y sus correspondencias con el consumo de potencia. Así también es conveniente hacer medidas sobre el consumo de los equipos de telecomunicaciones cuando se encuentran en standby. La iluminación exterior no se considera necesaria para este tipo de instalaciones en zonas remotas auto soportadas, pero en caso de considerarse la posibilidad, se haría con bombillas de bajo consumo para ahorrar energía. Dos pequeños postes con una bombilla de 30 W cada uno serían suficientes para iluminar el sitio, lo que representa un consumo ínfimo y que en caso de tomarse en cuenta, agregaría alrededor de 540 Wh/día a la demanda diaria del sistema. En caso de servicios especiales a los equipos instalados en horas nocturnas, bastaría con la luz interna de los gabinetes que contienen a los equipos. 66 Los bancos de baterías se piensan instalar en cajas cerradas lo cual crea la necesidad de implementar en éstas un sistema de ventilación que permita el flujo de los gases emitidos por las baterías, durante la recarga, al exterior. Los extractores no están contemplados en el proyecto debido a que en primera instancia se desean usar baterías selladas y en caso de usar baterías de plomo-ácido podría usarse un sistema de ventilación natural tipo marino con un desahogo de tubo plástico tipo chimenea en la caja contenedora de las baterías, este sistema se muestra en la figura 4.4. Fig. 4.4. Modelo de contenedor de baterías con ventilación tipo marina y desahogo tipo chinea. [18] 67 CAPÍTULO 5 MÉTODOS PARA LA EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LAS POSIBLES SOLUCIONES PARA ALIMENTAR “LA TORTUGA” 5.1. RetScreen® y Homer® como herramientas para la realización del estudio de la factibilidad de proyectos de generación eléctrica. Pensando en aportar algo a la causa mundial de conservación de la capa de ozono y reducir las tasas de emisión de carbono al ambiente con miras a preservar la biodiversidad en todo el mundo, el gobierno canadiense en conjunto con la NASA y otros colaboradores han creado un programa interactivo de motivación a la inversión en el área de generación eléctrica ecológica. Dicho programa es de fácil manejo lo que lo califica como apto para cualquier usuario ya que se encuentra disponible totalmente gratis en Internet [19]. RetScreen® sirve como herramienta de dimensionamiento del sistema de generación, pero es mejor aún como estimador de factibilidad económica de este tipo de proyecto. Los creadores aseguran que su principal propósito es el dar herramientas al proyectista para justificar el caso de negocio de estos sistemas de generación aplicando variables económicas específicas. Dadas las herramientas en los diferentes programas del RetScreen®, es fácil entender los beneficios y limitaciones que la generación alternativa puede ofrecer. 68 Homer® nace de la misma motivación que RetScreen®, sólo que está más desarrollado en el aspecto energético del proyecto. Estos diferentes enfoques que ofrecen los citados programas permiten al proyectista usar ambos con la finalidad de tener la mayor información posible. En este trabajo se empleará primeramente Homer® para determinar cual es la solución más conveniente en cuanto los parámetros siguientes: autonomía del sistema, costo de la energía y valor presente neto. Luego de escoger la solución más conveniente, se simulará la misma en RetScreen® para tener un mayor detalle en el aspecto económico. No es trivial la metodología que debe usarse para desarrollar un estudio de factibilidad para un proyecto de generación alternativa, es por esto que en la figura 5.1 se ha propuesto un flujograma que describe la metodología usada para ejecutar este trabajo y que podría ser aplicada para otros proyectos de generación alternativa (eólica o/y solar). A continuación se amplían algunos pasos del flujograma desarrollado (figura 5.1). Capacidad de capital y financiamiento: Se debe tener claro la cantidad de dinero disponible para ser usado como pago inicial, así como también es necesario estar asesorado sobre la capacidad de financiamiento (por parte de una entidad financiera por ejemplo) que tiene el proyecto. Estos datos serán usados para el análisis de factibilidad económica por los programas RetScreen® y Homer®. Obtención de una proyección de la demanda horaria: Requiere un estudio que revele la cantidad promedio que demandará la carga en las diferentes horas del día. El cuantificar las diferencias en la demanda energética clarificará el comportamiento de la misma y permitiendo establecer un valor del consumo energético diario, lo cual es muy 69 importante para el dimensionamiento del los sistemas de generación alternativa. Pequeños aumentos en la dimensión del generador normalmente son correspondidos con costos elevados. Proyecto Hallar la evasión de costo por energía en $/lts y $/kWh (sección 5.1.4) Obtención de una proyección horaria Capacidad de capital y financiamiento Contactar proveedores de sistemas de energía alternativa Obtener detalles técnicos de los componentes de los sistemas Obtener costos referenciales Definición del sitio geográfico Obtención de datos meteorológicos del sitio Se usan estas mediciones Si Existen? Se pondera el potencial de los recursos disponibles Se simulan todas las posibles soluciones en Homer® No Se consulta la data de la NASA Se escoge la solución más conveniente tomando en cuenta: autonomía, COE y NPV La solución elegida es simulada en RetScreen® para obtener mayor información económica Fig. 5.1. Flujograma propuesto en esta pasantía para desarrollar un proyecto de generación alternativa (eólica o/y solar). Otra ventaja de definir bien la carga es que se puede tener una idea previa sobre el recurso (eólico o solar) que mejor se adecue al tipo de carga. Ejemplo: una carga que tenga su mayor demanda durante el día y sea de consumo muy bajo sobre la noche, es un candidato potencial para ser alimentada con un sistema solar fotovoltaico. Otro 70 ejemplo podría ser una carga que no tenga variaciones importantes a lo largo de un día, convirtiéndose en posible candidato para ser energizada con generación eólica. La proyección de carga horaria de este proyecto se realizó en el capítulo 4. Definición del sitio geográfico: En este trabajo el sitio geográfico se escogió por un estudio de la Gerencia de Factibilidad que tomó en cuenta la mejor ubicación para la antena repetidora. Para proyectos donde la ubicación dependa únicamente del sistema de generación, se debe escoger el sitio de implementación luego de haber evaluado los recursos (eólico y solar) y dejar abierta esta escogencia hasta el final de la escogencia entre las soluciones posibles. Ejemplo: evaluar ambos recursos y escoger un sitio predilecto para cada recurso (un sitio para la solución eólica y otro para la solar). Hallar la evasión de costo por energía: Obliga al proyectista a estudiar el costo de la energía que tendría una solución de generación eléctrica convencional. Generalmente la solución energética para zonas remotas es la implementación de motogeneradores. Este valor debe calcularse tanto en $/litro, como en $/kWh. En la sección 5.1.4, se explica y se calcula detalladamente este concepto. Obtención de datos meteorológicos: Se debe chequear la disponibilidad de datos disponibles, de no poder acceder a los mismos, se recomienda usar el programa RetScreen® desde donde se puede tener acceso a la base de datos meteorológicos de la NASA (ver sección 5.1.1). 71 Clasificación de los recursos: Tanto el recurso solar como eólico poseen una clasificación que los subdivide como regulares, buenos, excelentes, etc. En la sección 5.4 se explican estas clasificaciones. Contactar proveedores de tecnología: Los proveedores pueden ser tanto nacionales como internacionales, lo importante es que en principio ofrezcan una solución para el proyecto y los datos de los equipos que la misma contiene. Este es quizás el paso menos complicado, ya que actualmente vía Internet es posible contactar muchísimos. 5.1.1. RetSceen: “PV3” modelo para soluciones solares fotovoltaicas y “WIND3” modelo para soluciones eólicas. Los modelos están compuestos por una serie de hojas de cálculo con formato rígido para que sea fácil la introducción de los datos por parte del usuario. En general, ambos modelos tienen la misma estructura. Existe una hoja dedicada a especificaciones técnicas del sistema, luego se encuentra la hoja donde se especifica la posición geográfica del proyecto con el fin de buscar automáticamente, vía Internet, la estación meteorológica más cercana (esta conexión se hace por medio de una aplicación macro de Microsoft Excel) una vez que se cargan los datos de la zona deseada, el programa es capaz de usar la data directamente sin necesidad que el usuario tenga que copiarla en la tabla del modelo. La hoja siguiente es donde se introducen los costos asociados al proyecto, que servirán para hacer el análisis económico el cual es presentado posteriormente en una de las hojas de resultados. El modelo RetScreen® es capaz de calcular la reducción de emisión de gases por el uso de tecnología fotovoltaica en lugar del uso de otra solución (base de comparación); Por 72 ejemplo: la reducción de emisión de carbono que se obtendría al suplantar un motogenerador por un PVs. Por último, el modelo ofrece una hoja de resultados financieros y estudio de sensibilidad. La hoja de resultados financieros incluye un flujo de caja representativo al ahorro por usar esta tecnología en vez de usar otra solución seleccionada (comparación similar a la de reducción de emisión de carbono a la atmósfera). Es importante entender que el modelo RetScreen® busca siempre comparar los proyectos con soluciones normalmente usadas como por ejemplo: conexión a una red eléctrica, un motogenerador, etc. De esta manera, el modelo no permite enfrentar dos soluciones de generación limpias (verdes). En este sentido, la metodología que se seguirá para ver cuál es la mejor solución será enfrentar todas las posibles soluciones (eólica y fotovoltaica) contra una solución fija “un motogenerador”, de esta manera se decidirá cual ofrece la mejor alternativa de negocio. Modelo de Proyecto Fotovoltaico RetScreen® (PV3): El modelo propuesto por RetScreen® puede ser empleado para evaluar la producción de energía y desempeño financiero de un proyecto fotovoltaico, desde un proyecto de poco alcance hasta un proyecto de interconexión de energía en cualquier zona del mundo. Aunque el programa abarca soluciones de interconexión, por la especificidad de este trabajo sólo se estudiarán las aplicaciones auto soportadas (off-grid). Para ayudar al usuario del RetScreen® a caracterizar el sistema fotovoltaico antes de evaluar el costo y desempeño energético, algunos valores son sugeridos para dimensionar componentes, por ejemplo: el valor nominal del arreglo del sistema fotovoltaico, photo voltaic systems (PVs). 73 Los PVs tienen relativamente pocos componentes, pero varios de los parámetros que rigen los procesos que entre ellos se suscitan, presentan comportamiento no lineal por lo que su interacción es compleja. El modelo RetScreen® usa un algoritmo simplificado para minimizar las variables de entrada y acelerar los cálculos. El modelo de radiación solar empleado por RetScreen® es el que ampliaron Klein y Theilacker [20] para el caso de superficies móviles. El cálculo del arreglo de paneles fotovoltaicos está basado en los trabajos hechos por Evans (1981) los cuales toman en cuenta efectos tanto de temperatura como de orientación. Modelo Aislado: El modelo aislado es el modelo más complicado por el hecho de que debe haber una correlación entre la energía que puede aportar el arreglo y la energía que debe aportar la batería para suplir la carga en cada instante de tiempo. Las dos principales limitaciones del modelo aislado son: • El sistema concentrador solar actualmente no puede ser evaluado • El modelo no ofrece una probabilidad de pérdida de carga, aunque si ofrece un dato en kWh de carga no suplida al año. Este modelo representa un sistema auto soportado con respaldo de baterías, con o sin motogenerador adicional. En el caso de estudio específico cuando se use el término “modelo aislado” se considera la ausencia de motogenerador. La energía proveniente 74 del arreglo de paneles solares puede ser usada directamente por la carga, o pasar por las baterías primero antes de ser distribuida a la carga Modelo de Proyecto Eólico RetScreen® (WIND3): El modelo RetScreen® aplicado a sistemas eólicos puede ser usado para evaluar fácilmente la producción de energía, costo del ciclo de vida y la reducción de emisión de carbono al ambiente. La mayor limitación de éste modelo es que para modelos auto soportados o aislados, los proyectos de energía eólica necesitan almacenar energía y lamentablemente en el modelo no se incluye la interacción con un sistema de almacenamiento de energía. El modelo calcula la producción no ajustada de energía que puede ejecutar la turbina eólica. Esto es, la energía que una o varias turbinas eólicas (aerogeneradores) pueden producir en condiciones estándar de temperatura y presión atmosférica. La distribución de la velocidad de vientos es calculada por el RetScreen® por medio de la función probabilística de densidad de Weibull [21]. Esta distribución es comúnmente usada en la ingeniería de energía eólica. En algunos casos, se modela también la distribución de velocidad de Rayleigh, la cual es un caso especial de la función de Weibull. 75 5.1.2. Homer®: Modelos múltiples, permite integrar casi todas las formas de generación eléctrica posibles y caracterizar cada uno de sus componentes. Simulaciones en Homer®: Datos necesarios para hacer un modelo con el programa Homer®: Aerogeneradores: • Velocidad del viento, desde 0 hasta 25 m/s con la respectiva potencia que genera para cada una de esas velocidades. • Cantidad de aerogeneradores a instalar. • Capital $. • Reemplazo $. • Costos de operación y mantenimiento (O&M) $/year. • Altura del mástil m. Datos de las Baterías: • Capacidad nominal Ah • Nominal voltaje. • Eficiencia %. • Nivel mínimo de estado de carga %. • Tiempo de vida years. • Máximo cociente de carga A/Ah. • Máxima corriente de carga A. • Lifetime throughput kWh. • Tabla: Corriente A vs. Capacidad Ah. • Tabla: Profundidad de descarga % vs. Ciclos de vida. 76 PVs: • Dimensión kW. • Capital $. • Reemplazo $. • Operación y mantenimiento (O&M) $/year. • Vida útil years. • Aprovechamiento energético del panel %. • Tipo de sistema (si es de ángulo adjustable o fijo). • Inclinación en grados. • Ángulo azimuth °W of °S. • Reflectancia del suelo %. Motogenerador: • Coeficiente de intersección L/hr/kW rated. • Slope L/hr/kW output. • Consumo de combustible, tabla: Potencia de salida kW vs. Consumo de combustible L/hr. • Vida útil operating hours. • Coeficiente mínimo de carga %. Términos importantes del Homer®: Firm RE Capacity: Es la capacidad garantizada kW que el proyecto de energía puede entregar. Para los PVs que son evidentemente intermitentes, el usuario debe introducir “La evación de costo por capacidad” que es negociado con la compañía de electricidad local. Esta evasión de 77 costo por capacidad dependerá del perfil de demanda local así como de la manera en que se suple esta carga. En los casos más conservadores, debido a la intermitencia de la generación solar, el costo de capacidad se iguala a cero. En este caso de estudio, no existe proveedor alguno de electricidad en la zona. Por esta razón y por tratarse de un PVs se asumirá este valor igual a cero. Setpoint state of charge: Es una estrategia de despacho de carga a las baterías desde el generador. Con esta estrategia se obliga la carga de la batería continuamente hasta alcanzar el porcentaje de carga que se especifique con el setpoint state of charge. Un set point de 80% indica al sistema que una vez iniciado el ciclo de recarga de las baterías no debe cesar hasta que el arreglo de baterías alcance el 80% de su capacidad. Load following: Esta opción es usada cuando emplean varios tipos de generación. Especifica al sistema que la carga de batería debe hacerse solamente desde los generadores de recursos renovables (generación limpia) mientras que el motogenerador únicamente suple la carga. Capacity Shortage: Es la porción de la carga anual en kW que no puede ser suplida por el sistema. Es natural que el usuario se pregunte ¿Por qué esta herramienta no pondera los resultados usando una comparación con el costo de la energía (CE)? La verdadera pregunta que debería hacerse es ¿Por qué el valor presente neto (VPN) es mejor 78 medidor económico? La respuesta es porque el VPN es un número más confiable que el CE. El concepto de CE es bastante simple: Es el costo promedio por kWh de electricidad. Pero cuando se estima matemáticamente la definición del CE surgen varias interrogantes. Un ejemplo representativo de estos inconvenientes puede demostrarse en el siguiente ejemplo: Si un sistema sirve a dos cargas, una eléctrica y una térmica, ¿Se deberían separar los costos de caga una de las cargas?, y si el sistema no es capaz de entregar el 100% de la carga a toda hora, ¿Qué carga debe usarse para el cálculo? ¿La demandada por la carga o la que el sistema puede ofrecer? Para el desarrollo de la ecuación del costo de la energía CE, deben tomarse en cuenta muchas atribuciones y quizás eso sea el punto débil de este tipo de comparaciones en un aspecto técnico, pero económicamente hablando es un punto muy fuerte para esta investigación de hecho, como ya se ha expuesto, para zonas remotas, actualmente la solución es la implementación de motogeneradores y lo que se desea es evadir los costos de los constantes mantenimientos y abastecimiento de combustible, unido esto a la logística que intrínsecamente contiene estas actividades. Ciertamente cualquier decisión en la elaboración matemática del CE será defendida con argumentos lógicos, pero eso no cambia el hecho de que se está haciendo una arbitrariedad y que no todo el mundo puede estar de acuerdo. Lo contrario pasa con el concepto del valor neto presente VPN, que es un concepto que no requiere de ningún juicio, esta es la razón principal por la cual este modelo se apoya en esta variable. 79 El Valor Presente Neto (VPN): Todos los sistemas son ponderados de acuerdo al valor presente neto en el modelo Homer® y las demás variables económicas que maneja el modelo sirven para calcular éste valor. El valor presente neto se calcula de acuerdo a la siguiente expresión: VPN = C totalanual FRC (i, R proy ) Ecuación 5.1 [21] Donde: Ctotal anual : Costo total anual $/año. FRC : Factor de recuperación de capital. i : tasa de interés. Rproj : Vida del proyecto en años. El factor de recuperación de capital: “También llamado factor de amortización. Es el número que multiplicado por la cantidad de capital invertido resulta en el costo de prestar este dinero por un período de tiempo.” [22]. N FRC(i, N ) = Donde: i (1 + i ) (1 + i )N − 1 Ecuación 5.2 [21] i : tasa de interés anual. N : número de años. FRC : factor de recuperación de capital. 5.1.3. Parámetros financieros que aplican para el caso específico de la corporación CANTV-Movilnet, utilizados para el estudio de factibilidad económica de los proyectos por medio del uso de los programas RetScreen® y Homer®. 80 Parámetros financieros: Avoided cost of energy $/L: Este valor típicamente representa el promedio o el valor marginal de la unidad de energía a ser usada como base del proyecto y cómo está directamente relacionada con el costo del combustible que se tendría que usar para suplir la carga del proyecto. Este concepto está ampliamente explicado en la sección 5.1.4. Energy cost escalation rate %: Es la proyección anual de la tasa promedio de crecimiento para el costo de la energía sobre el tiempo de vida del proyecto. Inflation %: Es la proyección anual de la tasa promedio de inflación sobre el tiempo de vida del proyecto. Project life years: Es el período de tiempo sobre el cual el proyecto es financieramente factible. Debt ratio %: Es el cociente de débito sobre la sumatoria de gastos total del proyecto. El cociente de débito refleja el apalancamiento financiero creado para un proyecto; mientras mayor sea el cociente de débito, más largo será el apalancamiento. Debt interest rate %: Es la tasa anual de intereses pagados al prestamista al final de cada año al término de la deuda. El modelo (RetScreen®) usa la tasa anual de intereses de la deuda para calcular el pago de la deuda. Debt term año: Es el número de años sobre el cual la deuda es compensada. Effective income tax rate %: Es la tasa equivalente efectiva a la cual la red derivada del proyecto es expuesta a impuestos. Depreciation method declining balance/ straigh line/ none: Es una selección de la depreciación de los activos, en el modelo es usado para calcular los impuestos sobre renta y los indicadores post-impuestos. 81 Depreciation tax basis %: Es usado para especificar la porción del costo inicial capitalizada y que puede ser depreciada en el cálculo de los impuestos. La parte restante es prevista para ser usada en la construcción (año 0). Un ejemplo: En un proyecto los costos de factibilidad suman 20% y el restante 80% son gastos de desarrollo, instalación e ingeniería. En este caso, el usuario debe colocar 80% en el depreciation tax basis con el fin de calcular los intereses a pagar por estos costos a lo largo del crédito, el 20% de los costos de factibilidad no deben ser incluidos ya que estos costos deben pagarse al momento de hacer el estudio. Depreciation period años: Es el período sobre el cual el capital de costo del proyecto es depreciado usando una tasa constante. 5.1.4. Comparación de las soluciones tradicionales con las nuevas energías. Factores favorables y desfavorables, costos específicos del equipo, mantenimiento, abastecimiento de combustible y reemplazo. Estudio exhaustivo de un motogenerador como solución al problema planteado con el fin de sincerar los costos asociados, específicamente el costo de combustible por litro $/litro y el costo de la energía $/kWh. Evasión de costo por energía (Avoided coast of energy): Este concepto engloba una gama completa de factores que permiten al modelo tener un punto concreto de comparación para efectuar la operación económica de flujo de caja referenciada a ¿cuánto se está dejando de pagar por un servicio de energía debido a la instalación del proyecto? Esto es: Si el proyecto es la instalación de un aerogenerador con respaldo de baterías en un sitio remoto, la evasión de costo por energía es ¿cuánto 82 costaría generar la energía necesaria para suplir la carga con un motogenerador? Se especifica la comparación directamente con un motogenerador pero en realidad la comparación es válida con varias variables (una a la vez) como por ejemplo: generador termoeléctrico, extensión de alguna red eléctrica (acometida), baterías no recargables y otros. En el caso de estudio se empleará la comparación con un motogenerador diesel debido a que en la zona no existe ninguna compañía que provea servicio eléctrico y la solución hasta ahora implementada en estos casos ha sido el motogenerador. El parámetro de evasión de costo por energía tiene unidades de $ y debe reflejar los L siguientes costos: • Equipo de generación (motogenerador). • Combustible. • Transporte de combustible. • Personal encargado del transporte del combustible. • O&M. • Reparaciones y reemplazo de piezas. Sabiendo todos estos costos se procede a calcular un costo aproximado anual de energía producida por el generador $ kWh . Además, se debe saber cuanto es la demanda en año año para así finalmente saber la Evasión de costo por energía mediante la siguiente expresión: $ año = $ kWh kWh año 83 Esta expresión también puede ser descrita por la equivalencia de litros de combustible necesarios para producir la energía requerida. La eficiencia del generador es el parámetro que define cuántos litros de combustible son necesarios para generar 1 kWh. Conociendo la eficiencia del generador es posible convertir las unidades de la demanda kWh L a→ , mediante esta equivalencia de año año unidades se puede reescribir la expresión de Evasión de costo por energía de la siguiente manera: Eficiencia del motogenerador: kWh L Equivalencia en litros de combustible necesarios para suplir la demanda de todo el año: kWh año = L kWh año L Evasión de costo por energía: $ año = $ L L año A continuación se calculará la solución de generación para zonas remotas que generalmente implementa en la corporación CANTV-Movilnet. Los equipos usados en estas soluciones son escogidos como un estándar luego de un estudio posterior licitación. Son comprados en cantidades importantes para tenerlos disponibles en almacén y así poder implementarlos de manera inmediata. En la figura 5.2 se presenta el diagrama unifilar del circuito compuesto por generación eólica exclusiva. 84 I II III S = 17 kVA fp : 0,9 V = 208 V 2 1 Rectificador Controlador V1 = 208 VAC V2 = -48 VDC V3 = -48 VDC VBB = -48 VDC I : Aire A. II : Iluminación III : Cargas Externas IV : Radios, 750 W IV BB 3 Fig. 5.2. Diagrama unifilar de la solución de motogenerador. Dimensionamiento del Motogenerador: Cálculo de las cargas: Aire acondicionado de 12.000 BTU. 1 BTU → 3.516,84 W 12.000 BTU → 3,52 kW Conocida la eficiencia del aire acondicionado η = 90% podemos saber la demanda de este equipo mediante la expresión: η= Ps Pe Pe = 3,520 = 3,912kW 0,9 85 Para saber la potencia aparente de ésta demanda se usa el concepto de factor de potencia (fp) que es igual al coseno del ángulo de desfase entre el voltaje y la corriente: fp = Cos (θ ) Se = Pe 3,912 = = 4,347kVA fp 0,9 Para saber la demanda máxima en amperios A que demandará esta carga se utiliza la siguiente expresión: | S |=| V | . | I | I= Se 4,347 = = 21A Vgen 208 Finalmente la carga del aire acondicionado es: Se= 4,347 kVA fp = 0,9 Imax= 21 A Equipo Minisystem (Rectificador) Datos de placa: Irec total = 93 A, Vrec = 48 V Según estos datos podemos calcular la potencia activae máxima del equipo: Prectotal = Vrec * I rectotal = 48 * 93 = 4,464kW Al igual que para el cálculo de potencia de demanda del aire acondicionado, usamos la eficiencia del equipo para calcular la potencia demandada por el mismo: Pe − rec = Ps − rec η rec = 4,464 = 4,96kW 0,9 Igualmente usamos el factor de potencia para calcular la potencia aparente: 86 Se−total = Pe−rec 4,96 = = 5,511kVA fp 0,9 Luego se puede saber la corriente máxima que éste equipo puede demandar: | I max −rec |= | S e−total | 5,511 = = 26,5 A | Vred | 208 Finalmente la demanda máxima del rectificador es: Se-total = 5,511 kVA fp = 0,9 Imax-rec = 26,5 A Iluminación para el gabinete de interconexión: Para esta iluminación se usan 4 bombillos fluorescentes de bajo consumo de energía 0,09 kW cada uno, de ésta manera la carga será: Pilu = 0,009 * 4 = 0,036kW Silu = 0,036 = 0,04kVA 0,9 I max ilu = Silu 0,04 = = 0,19 A Vred 208 Iluminación Externa 1,11 kVA Cercado eléctrico 1,00 kVA 3 tomacorrientes 1,50 kVA Total 3,61 kVA Tabla 5.1. Previsión de cargas futuras del tablero principal: 87 Teniendo bien definidas estas cargas es posible dimensionar el motogenerador, la sumatoria máxima del sistema: Cargas S (kVA) P (kW) Imax (A) Aire 4,347 3,912 21,00 5,511 4,960 26,50 0,04 0,036 0,19 3,61 3,250 17,36 13,508 12,158 65,05 Acondicionado Equipo Minisystem (Rectificador) Iluminación gabinete de inter. Previsión de cargas futuras Total Tabla 5.2. Sumatoria de las cargas máxima del sistema a alimetar. Capacidad del generador: El generador debe ser sobre dimensionado en un 25% de la carga máxima estimada por normas de la empresa, esto se hace para aumentar la vida útil del equipo. Nótese que no se ha previsto crecimiento de la carga en corriente alterna (AC) relacionada al aumento del tráfico celular en el tiempo (años), esto es debido a que el posible crecimiento de la demanda de energía por concepto de crecimiento celular se verá reflejada en la implementación de nuevos radios que consumen corriente continua (DC) los cuales 88 serán conectados al Minisytem (rectificador) el cuál ya ha sido modelado con su demanda a máxima capacidad (totalidad de radios posibles conectados). La capacidad del motogenerador: SGen = 1,25 * Stotal = 1,25 *13,508 = 16,885kVA Se debe buscar un motogenerador que se ajuste a estos requerimientos de energía: SGen = 16,885kVA PGen = 15,1965kW fp = 0,9 VGen = 208V Caso hipotético de motogenerador operando en condición continua: Moto-generador de 15,2 kW combustible diesel ó gasolina Tanque sub-base de 680 lts Tanque externo de 2500 lts Para realizar las tareas de mantenimiento y abastecimiento de combustible para los motogeneradores se contrata a una empresa especializada en ofrecer este tipo de servicios. Estas empresas son contratadas por CANTV-Movilnet para que se hagan cargo no sólo de los mantenimientos preventivos y abastecimiento de combustible; sino también para realizar servicios más especializados como cambio de los filtros de aceite, filtros de combustible y hasta las correas. El acondicionamiento es el proceso mediante el cual un motor es desarmado para reemplazar las piezas más importantes y desgastadas por otras nuevas, logrando alargar el tiempo de vida del motor. Lo que se conoce como acondicionamiento del motor no es un proceso que se use para este tipo de 89 equipos debido a que la empresa prefiere desechar los equipos deteriorados y reemplazarlos por equipos totalmente nuevos. El tiempo de vida promedio de un motogenerador trabajando en condición continua durante todo el año es de aproximadamente tres años, y el consumo promedio por hora de operación es de 6 litros de gasolina, cuando se estudie el caso específico del motogenerador que cumpla con las condiciones de carga previstas se empleará el dato del consumo específico de combustible para producir un kWh. La información de presupuesto estipulado para el mantenimiento de un motogenerador de 15 kW por la empresa CANTV- Movilnet en una zona remota como por ejemplo La Isla la Tortuga, es de 4,5 millones de Bolívares mensuales, a este costo debe adicionarse un 10% de mantenimiento preventivo para reemplazo de alguna pieza adicional a las piezas que normalmente son reemplazadas, lo que representaría un incremento de 450.000 Bolívares mensuales. En total el costo de mantenimiento y abastecimiento (incluyendo todos los transportes y mano de obra necesarios para realizar las tareas) asciende a 5 millones de Bolívares mensuales. Para lograr un monitoreo adecuado de un motogenerador es necesario hacer visitas cada 10 días, al mismo tiempo que se hace la visita se transporta el combustible y se hacen los cambios necesarios en el equipo. Un sistema eléctrico alimentado por un motogenerador con respaldo de baterías en una zona remota es considerado un sistema no confiable. Para que un sistema de éste estilo se considere confiable, se sugiere un sistema de generación redundante esto es, otro generador de igual dimensión al calculado anteriormente que trabaje de forma alternada. Un generador trabajaría siete días mientras el otro descansa y luego mediante un controlador se haría un intercambio de estado, el generador que trabajó siete días dejaría 90 de trabajar y entraría en servicio aquel que estaba en reposo. Basado en un estudio de costos la empresa trabaja con una configuración no redundante de motogeneradores. Se le tilda de no confiable a estos sistemas debido a que con cualquier falla en el generador el mismo deja de generara potencia y el sistema de respaldo generalmente es de algunas horas. Tratándose de un sitio remoto, hay que pensar en la logística que supone acudir al sitio donde se encuentra el generador de forma inmediata, seguramente esto tardaría más de 24 horas poniendo en peligro la autonomía del sistema y en el peor de los casos se quedaría sin energía los equipos de comunicación y se perdería la cobertura en la zona lo cual supone un gran fallo y pérdidas irrecuperables en tráfico celular y confianza en la empresa. Se debe considerar la inversión que supone la implementación de ésta solución ya que es un proyecto nuevo. La forma de evaluar el costo del equipo debe ser relacionado con los años de vida útil que se esperan del equipo, de esta manera será más justa la relación de precio por año que supone la implementación del motogenerador. Entonces el precio anual del equipo será relacionado como un cociente entre el costo del equipo entre el número de años útiles que se esperan de él. El costo anual por mantener un generador de 15 kW: 5 * 12 = 60 MMBs año Haciendo el cambio a moneda americana $: MMBs año = 27.906,96 $ Bs año 2150 $ 60 91 Costodelequipo($) 25.000$ $ = = 8.333 vidaútil (años ) 3años año El costo total por concepto de energizar con la alternativa de motogenerador será la suma de los costos anuales de costo del equipo en el tiempo y la sumatoria de los mantenimientos y consumos necesarios para que el motogenerador opere de forma constante durante todo el año. 27.907 + 8.333 = 36.240 $ año Usando estos datos en las ecuaciones de costos evadidos de energía, es posible estimar el precio por litro de combustible. Evasión de costo de energía: $ año = 10,8 $ kWh kWh 3.358 año 36.240 Otra manera de expresar la evasión de costo de energía se podría calcular mediante el consumo en litros al año del motogenerador y el costo anualizado de los gastos por operación y mantenimiento del motogenerador: $ año = 0,6895 $ L L 52.560 año 36.240 Estas dos maneras de expresar la evasión de costo de energía se usan en RetScreen®, en el simulador PV3 el dato de comparación es solicitado en el dato es solicitado en $ . kWh 92 $ y en el simulador WIND3 L 5.2. Recursos eólicos y solares disponibles en Venezuela. En Venezuela los recursos eólicos y solares no han sido debidamente sensados y divulgados con el fin de dar cabida a la puesta en marcha de proyectos de energía alternativa. Los países desarrollados se han dado la tarea de trabajar para que la información de sus recursos naturales aprovechables para producir energía no contaminante sean debidamente divulgada y así incentivar a sus habitantes a invertir en este tipo de energías. Recurso Solar: La cantidad de energía eléctrica producida por un sistema fotovoltaico depende básicamente de la eficiencia de los módulos y de la radiación solar incidente (insolación). La radiación solar incidente en la tierra tiene un valor variable en función de la distancia entre la Tierra y el Sol, o de la latitud de la localidad donde están instalados los módulos fotovoltaicos. También es importante la inclinación de los módulos, una correcta inclinación influye mucho en la cantidad de energía solar captada y por lo tanto en la cantidad de energía eléctrica producida. La presencia de la atmósfera, finalmente, implica una serie de fenómenos sobre la radiación incidente, entre los cuales el efecto de filtro que reduce considerablemente la intensidad de la radiación en el suelo y la fragmentación de la luz. 93 Irradiancia en la zona a instalar: No se tiene la data específica de la zona a instalar, por lo que se empleará la data de la estación meteorológica más cercana, La Orchila. La data se encuentra en la tabla 5.3. Promedio mensual radiación diaria en el plano del arreglo fotovoltaico kWh/m²/d Enero 4,40 Febrero 4,82 Marzo 5,10 Abril 4,98 Mayo 5,03 Junio 4,82 Julio 4,80 Agosto 4,87 Septiembre 5,09 Octubre 4,65 Noviembre 4,17 Diciembre 4,15 Tabla 5.3. Data solar de la Orchila [19]. 94 Recurso Eólico: El recurso eólico puede clasificarse por clases a partir de la altura de la medición, densidad y velocidad del viento. En la tabla 5.4 se presenta una tabla que concentra la información de las clases de viento y el rango de velocidades de cada clase. Se han obviado las clases del 1 al 3 ya que son consideradas como no apropiadas para el desarrollo de proyectos de generación eólica. 10 m 50 m Clase de Potencial Densidad Velocidad Densidad Velocidad Eólico W/m2 m/s W/m2 m/s 4 (bueno) 200 - 250 5.6 - 6.0 400 - 500 7.0 - 7.5 5 (muy bueno) 250 - 300 6.0 - 6.4 500 - 600 7.5 - 8.0 6 (Excelente) 300 - 400 6.4 - 7.0 600 - 800 8.0 - 8.8 7 + (Supremo) >400 >7.0 >800 >8.8 Tabla 5.4. Clasificación de la densidad del potencial eólico [23]. A partir de esta clasificación, y teniendo certeza de la clase de viento en un sitio determinado, se puede saber si es recomendable hacer un estudio de pre-factibilidad para un proyecto que considere generación eólica. Luego de este primer paso, se recomienda comenzar una exhaustiva medición del recurso eólico en la zona escogida. Para grandes proyectos de generación eólica, se recomienda contar con una data no menor de 3 años para asegurar una completa 95 confiabilidad. En proyectos de menor escala, se recomienda que la data a usar no sea menor a un año para poder contemplar las diferentes variaciones que el recurso presenta debido a los cambios climáticos en las diferentes estaciones. En el peor de los casos, en el que no se tenga la oportunidad de medir el recurso, debe buscarse información existente sobre el recurso eólico. Para la isla La Tortuga no se encuentra disponible información sobre el recurso, por lo cual se usó la data de la estación meteorológica más cercana, La Orchila. Existe un trabajo de investigación de la Simón Bolívar [2], en cual se elaboró, a partir de de data satelital de la NASA, un mapa eólico de Venezuela en donde se muestra que las islas La Orchila, Los Roques y La Tortuga comparten el mismo potencial eólico (ver figura 5.3 y figura 5.4). En otro de los trabajos consultados [1], se presenta data específica de la isla la Orchila y Los Roques de la que se pudo extraer algunos datos relevantes para esta investigación, como por ejemplo la velocidad promedio horaria mensual (figura 5.5). Para mostrar la información sobre las distribuciones de velocidades del viento y la frecuencia de variación de las direcciones del viento, puede dibujarse la llamada rosa de los vientos basándose en observaciones meteorológicas de las velocidades y direcciones del viento. Los aerogeneradores a considerar para este trabajo son giratorios, así que tenderán a orientarse automáticamente para recibir los mejores vientos en todo momento. Con respecto al mejor sitio de implementación para máximo aprovechamiento del recurso por medio de la rosa de los vientos, lamentablemente no aplica debido a que el sitio de implementación será fijado por el mejor sitio para ofrecer la mejor cobertura celular a toda la isla. 96 Fig. 5.3. Mapa eólico de Venezuela (satelital) medido a 10 m de altura [2]. Fig. 5.4. Mapa eólico de Venezuela (satelital) medido a 50 m de altura [2]. 97 Fig. 5.5. Variación de la velocidad medida horaria anual en la isla La Orchila [1]. Otros factores como el de Weibull son calculados por automáticamente por la herramienta Homer®. El factor Weibull de distribución es bastante usado para caracteizar regimenes de viento. La función de densidad de probabilidad es dada por la ecuación siguiente: k −1 v k k v f (v) = . exp− cc c Donde: Ecuación: 5.3 [21] v : velocidad del viento. k : factor de forma. c : parámetro de escala con las mismas unidades que “v”. La función de distribución acumulativa está dada por la siguiente ecuación: v k F (v) = 1 − exp− c Donde: Ecuación: 5.4 [21] c y k : están relacionados al promedio de velocidad. 98 Promedio de velocidad: 1 v = c.Γ + 1 k Donde: Ecuación: 5.5 [21] v : velocidad promedio. Γ: función gama. 5.3. Elaboración de una hoja de cálculo de estimación rápida de la dimensión de un arreglo fotovoltaico y su banco de baterías y su aplicación directa como solución energética para el proyecto “La Tortuga”. Estimación del arreglo fotovoltaico: Lo más indicado para dimensionar el arreglo fotovoltaico necesario para suplir una carga es usar un modelo computarizado en el cual se incluyan la mayor cantidad de variables para llegar a un resultado bien robusto. Cuando se desea tener un resultado aproximado de la dimensión que debe tener un arreglo es posible seguir una metodología que tiene un margen de error de aproximadamente 10% en relación a un modelo exacto. Para poder obtener valores preliminares (aproximados) es necesario hacer algunas consideraciones como por ejemplo: saber exactamente la dimensión y tipo de la carga a suplir, determinar si la potencia a generar por los paneles fotovoltaicos será almacenada en baterías y además, si ésta energía estará interconectada con una red eléctrica local. El sistema que se desea para ésta investigación está claramente definido como autónomo (no conectado a una red eléctrica) y con sistema de carga de baterías. 99 Para empezar con un cálculo preliminar de dimensionamiento, se debe concretar la siguiente información acerca del sistema: • Voltaje nominal del sistema: Es el voltaje que necesitamos para suplir la carga, corresponde a un voltaje DC. Si la carga es de corriente alterna se debe investigar sobre los equipos inversores y sus voltajes de mayor eficiencia con el fin de generar al mejor voltaje para evitar pérdidas en la inversión del voltaje. • Eficiencia de las celdas fotovoltaicas a usar: Esta eficiencia puede llegar hasta un 15% en las celdas modernas actualmente disponibles en el mercado internacional. • Valor pico de corriente: Representa el punto de mayor drenaje de corriente en el día, con la información horaria de la carga a suplir es fácil identificar este punto ya que es el punto de mayor demanda de potencia. • Promedio total de la carga: Se expresa en Ah/día representa la suma del consumo individual de cada uno de los equipos durante un día. La exactitud con que se efectúe este cálculo determinará una gran sensibilidad en el resultado, esto es, pequeñas imprecisiones en éste cálculo representan grandes márgenes de error en el resultado. • Irradiancia en la zona a instalar. • Período sin sol: Esta es una variable que debe ser cuidadosamente estudiada pues determina el tiempo de autonomía que se desea para las baterías. El período sin sol es el peor caso que puede esperarse sin sol, teóricamente los paneles no recibirán sol durante este período. Este dato puede obtenerse si se encuentra el historial de radiación solar de los últimos años y se verifica el peor escenario histórico del sitio. Otra opción es estandarizar este período a 4 o 5 días de 100 autonomía previniendo que la zona de instalación es remota y de difícil acceso para hacer algún mantenimiento, reemplazo o atención de alguna falla. Estimación del arreglo fotovoltaico para una antena repetidora ubicada en una zona remota: Voltaje nominal del sistema: 48 VDC Eficiencia de las celdas fotovoltaicas a usar: En este parámetro debe tenerse cuidado de no incurrir en el error de usar la eficiencia de las celdas ya que algunos fabricantes dan únicamente esta eficiencia debido a que es mayor que la del módulo completo. Debe usarse la eficiencia del módulo completo. Como ejemplo ilustrativo pueden tomarse las celdas solares fotovoltaicas ofrecidas por la empresa NAPS modelo NP130GK las cuales aseguran tener las siguientes eficiencias en condiciones estándar: • Module: 13,1% • Área laminada: 13,3% • Únicamente la celda: 14,8% Al usar cualquiera de los datos de eficiencia anteriormente descritos para calcular el porcentaje de energía que el panel puede aprovechar o convertir a corriente eléctrica, se incurre en el error de que esos datos son para condiciones estándar (47°C ± 2°C en la celda, 800 W/m2, 20°C ambiente, velocidad del viento ≤ 1 m/s, acceso libre del aire a la parte posterior de las celdas). Puede usarse la eficiencia tomando en cuenta que el valor obtenido no es exacto, como en este caso se intenta hacer una aproximación rápida, será considerará el error en el que se incurre dentro del 10% inicialmente advertido. 101 Valor pico de corriente: 15 A. Promedio total de la carga: Teniendo la curva esperada de demanda (en por unidad), es posible saber la energía total del día sumando hora a hora la demanda en W sabiendo que 1pu = 750 W: Consumo total en pu = ΣPen cada hora =0,1+0,04+0,02+0,01+0,02+0,04+0,2+0,49+0,8+0,98+0,75+0,78+0,73+0,64+0,67+0,6 6+0,67+ 0,72+0,72+0,77+0,74+0,61+0,94+0,27 = 12,3779 pu Llevando a unidades Wh: 1pu 12,37pu 750 Wh 9.283,49 Wh Buscamos los Ah diarios así que tratándose de corriente continua: I= P 9.283,49Wh = = 193,4060 Ah V 48V A esta carga promedio es prudente adicionarle un margen de incertidumbre de hasta un 15% como factor de seguridad: I energía = 193,4060 *1,1 = 212,7466 Ah Promedio total de la carga: 212,7466 Ah Además es posible calcular la porción de energía que se consumirá en el día y en la noche, gracias a que la proyección de demanda está hecha de forma horaria. De esta forma puede construirse la tabla 5.5 la cual contiene el resumen de la demanda separada en dos bloques, diurna y nocturna. 102 Demanda Nocturna: se divide en dos 97,80 Ah períodos [0:00 a 8:00] + [17:00 a 0:00] Demanda Diurna : [8:00 a 17:00] 114,94 Ah Tabla 5.5. Demanda diurna y nocturna (de la proyección de carga diaria). Irradiancia en la zona a instalar: No se tiene la data específica de la zona a instalar, por lo que se empleará la data de la estación meteorológica más cercana, La Orchila. La data se encuentra en la tabla 5.3. Según la estimación del modelo RetScreen®, la radiación anual en superficie inclinada es de 1,73 MWh/m2/año pero para hacer los cálculos es conveniente saber este dato para un día (24horas). Para esto simplemente se divide entre la cantidad de días del año. MWh MWh kWh 2 2 2 Irradiancia = 1,73 m = 1,73 m = 4,739 m año 365días día Si se pudiera aprovechar toda la energía solar recibida por el arreglo de paneles para el sistema propuesto de 48VDC operando al 100% de eficiencia se obtendrían: Wh m 2 = 98,7443 Ah diarios 48V m2 4739,72 Energía100% = Donde: Energía100% : Energía fotovoltaica que recae sobre cada metro cuadrado de superficie inclinada durante todo un día. Como la eficiencia de los módulos es un dato suministrado por el fabricante, es posible saber la porción de esta energía que podrá ser aprovechada y convertida en energía eléctrica: 103 E aprovechable = Ah diarios *η panel m2 Eaprovechables = 98,7443 Donde: Ah Ah * 0,131 = 12,9355 2 diarios 2 m m Eaprovechable : Porción de energía que puede convertirse en energía eléctrica ηpanel : Eficiencia del panel solar fotovoltaico. Para poder suplir la carga es necesario tener disponibles 212,75 Ah diarios, en promedio. A esta carga se le deberá agregar la porción de carga demandada por las baterías que normalmente se establece en el controlador por el usuario a valor típico del 10% (en instalaciones de energía convencionales) de la capacidad del banco de baterías instalados. Período sin sol: Para esta variable se ha acordado con la empresa CANTV-Movilnet que el tiempo de respaldo del banco de batería, ofrezca una autonomía de al menos 4 días. Para dimensionar el banco de baterías se debe considerar la demanda promedio diaria del sistema y la cantidad de días de autonomía que se desean y las horas adicionales de respaldo para la noche anterior y posterior de la peor condición. Este tiempo adicional suma15 horas o 0,62 días. Cap BBteórico = Ptotal Ah * (DR + 0,62días ) día CapBBteórico = 212,75 Donde: Ah * (3días + 0,62días ) = 1063,73 Ah día CapBBteórico : Capacidad del banco de baterías. Ptotal : Estimación de la demanda promedio diario. DR : Cantidad de días de respaldo que se desean. 104 Número de baterías en serie: es el número de baterías que deben conectarse en serie para lograr el voltaje del sistema. Este número de baterías en serie representa un banco de baterías. Bserie = Vsis VBat Bserie = 48VDC =4 12VDC Donde: Bserie : cantidad de baterías en serie que conforman un banco. Vsis : voltaje del sistema. VBat : voltaje de las baterías a usar. Número de bancos necesarios: Es la cantidad de bancos necesarios para respaldar al generador ante períodos de poca insolación o fallas. BB = Cap BB Cap Bat BB = 1.063,73 Ah = 7,34 ≈ 8 145 Ah Donde: BB : número de bancos necesarios (debe ser un número entero). CapBB : capacidad necesaria de la suma de los bancos de baterías. CapBat : capacidad que ofrece cada una de las baterías. Cantidad de baterías a instalar: Es la cantidad de unidades de baterías que se deben adquirir para armar los bancos de baterías. Bat = BB * Bserie 105 Bat = 8 * 4 = 32 Donde Bat : cantidad total de baterías que deben adquirirse. BB : número de bancos de baterías. Bserie : cantidad de baterías en serie que conforman un banco. Capacidad del arreglo de baterías: Es la capacidad que se debe instalar de acuerdo a la autonomía de las baterías que componen los bancos. Cap BB = Cap Bat * BB CapBB = 145 Ah * 8 = 1.160 Ah Donde: CapBB : capacidad del arreglo de las baterías. CapBat : capacidad de una baterías. BB : cantidad de bancos a instalar. Porcentaje de descarga del banco de baterías ante una descarga profunda: Es un estimado porcentual que intenta predecir el porcentaje de descarga al que serán sometidos los bancos de baterías ante la peor condición. % Des BB = 3,62 * Ptotal *100 Cap BB 3,62días * 212,75 % Des BB = Donde: 1.160 Ah Ah día *100 = 66% %DesBB : porcentaje de descarga de los bancos de baterías ante la peor condición. Ptotal : estimación de la demanda promedio diario. CapBB : capacidad de respaldo a instalar en bancos de baterías. 106 Resultado final del dimensionamiento: Promedio total de la carga: 212,75 Ah Energía aprovechable: 12,9355 Ah/m2 Capacidad del banco de baterías: 1.160 Ah Deben hacerse una serie de consideraciones para definir el área de paneles necesarios, en primer lugar es importante recordar que las baterías sólo se cargarán durante el día y por lo tanto, los paneles solares deben estar en la capacidad de suplir la carga al mismo tiempo que cargan las baterías suponiendo que éstas están descargadas (peor condición). El banco de batería debe contar con un dispositivo de control que se encargue de controlar los ciclos de carga y descarga. El banco de baterías sufrirá una descarga durante las noches para suplir la carga en esas horas de oscuridad, energía que deberá recargar durante el día. Este razonamiento adiciona un factor extra a la energía que el arreglo fotovoltaico debe producir, ya que no sólo debe proporcionar suficiente carga para suplir la demanda sino que adicionalmente debe encargarse de cargar los bancos de baterías. Los controladores de carga de las baterías permiten al usuario definir el porcentaje de carga máximo al que se desean cargar los bancos de baterías. El controlador no permitirá que el banco de baterías demande más amperaje que el porcentaje definido en el controlador. Aunque lo que se acostumbra es gobernar el proceso de recarga de las baterías a un porcentaje de 10%; en aplicaciones fotovoltaicas esto puede significar una demanda importante de energía para el generador y por tanto una posibilidad de comprometer la energía necesaria para suplir la carga. Es entonces cuando se crea el compromiso entre 107 el tiempo de recuperación de la carga del banco de baterías después de una descarga profunda y el costo que implica aumentar la capacidad del generador fotovoltaico. Durante el desarrollo de éste método de estimación se planteó la posibilidad de limitar la corriente de recarga del banco de baterías, partiendo de la suposición que los días siguientes a la peor condición de irradiación solar, serán días de insolación promedio. De esta manera se pretende que el banco de baterías se recargue en los dos días subsiguientes a la peor condición. Carga de las baterías luego de la peor condición de descarga: Si luego de una descarga profunda se pretendiera cargar las baterías al 10% de la capacidad instalada en baterías se tendría que disponer de 116 A durante la primera etapa de recarga de los bancos de baterías únicamente para recarga, algo similar a 7,5 veces la demanda máxima de la carga en la hora pico. Esto es algo que por supuesto se desea evitar porque instalar un generador fotovoltaico de tal capacidad requeriría un área mayor a 360 m2, lo cual es comparable con 1,25 veces el área de una cancha de baloncesto. Es importante recordar que las baterías demandarán la mayor cantidad de corriente en su fase inicial de recarga, que lastimosamente coincide con el pico de consumo de la carga (entre 8 am y 10 am). Si los bancos llegaran a descargarse hasta el 80% (descargar más 80% las baterías acorta abruptamente su vida útil), se necesitaría recargarlos con 928 Ah. El problema es decidir en cuántas horas (bajo insolación promedio) se quiere que los bancos de batería se recarguen. Un ajuste considerado para el caso de estudio fue cargar los bancos a 5% de su capacidad y estimar el tiempo de recarga. El 5% de la capacidad instalada en baterías es 108 58 A si la baterías pudiera cargarse constantemente con este nivel de corriente, necesitaría 16horas aproximadamente para recargarse completamente. Considerando que la recarga de la batería no es un proceso lineal y el cambio más representativo en la demanda de corriente en la recarga está después que los bancos alcanzan un 90% de la carga, momento en que las baterías demandan una corriente mínima por un tiempo prolongado para finalizar la recarga, se intentará que los bancos se recarguen hasta el 90% con una corriente de 58 A (5% de la capacidad instalada en bancos). Nuevamente se calcula la cantidad de energía que se requiere para cargar los bancos desde 232 Ah ó 20% de carga (banco descargado 80%) hasta 1.044 Ah ó 90% de recarga. Erec arg a = 1.044 − 232 = 812 Ah t rec arg a = 812 Ah = 14h 58 A díasrec arg a1 = Donde: 14h 14h = = 1,55díassolares díasolar 9 h día Erecarga : energía necesaria para recargar los bancos de 20% a 90%. trecarga : tiempo en horas que necesitaría para recargar los bancos con Erecarga corriente constante igual al 5% de la capacidad de los bancos. díasrecarga1 : trecarga1 expresado en días solares. Debido a que la recarga dura más de un día solar, el banco no podrá recargarse continuamente debido a que la noche se presentará y la carga demandará una carga nocturna de 97,8 Ah así que se debe calcular cuanto es el máximo de carga al que pueden llegar los bancos y cuanto se descargarán durante la noche antes de comenzar su segundo día de recarga. E max rec dia = 58 A * 9h = 522 Ah 109 Re cdía1 = 232 Ah + 522 Ah = 754 Ah % Re c día1 = 754 * 100 = 65% 1.160 Descnoct1 = 754 Ah − 98,7 Ah = 655,3 Ah Donde: Emaxrecdía : energía máxima acumulable durante un día solar. Recdía1 : energía máxima que pueden alcanzar los bancos de baterías al final del primer día de recarga. %Recdía1 : igual a Recdía1 expresado en porcentaje. Descnoct1 : cantidad de energía que tendrían los bancos de baterías en el instante antes de comenzar el segundo día de recarga. Para llevar al banco de 655 Ah a 1.044 Ah es necesario: Erec arg a 2 = 1.044 Ah − 655 Ah = 389 Ah Donde: Erecarga2 : energía necesaria, en el segundo día de recarga, para llevar a los bancos de baterías hasta 90% de recarga. Claramente la cantidad de energía necesaria para llevar a los bancos hasta el 90% de recarga es menor a la cantidad de energía máxima acumulable en un día solar. En dos días solares consecutivos es bastante probable que los bancos de baterías alcancen el 90% de recarga lo cual es un número muy aceptable para un sistema auto soportado. Obtenido el ajuste del porcentaje de recarga de los bancos de baterías, es posible calcular la cantidad de corriente máxima que en un momento dado debe entregar el generador. I max gen = I max c + I max BB 110 I max gen = 15,94 A + 58 A = 73,94 ≈ 74 A Donde: Imaxgen : corriente máxima que el generador debe estar en capacidad de dar ante la peor condición de carga. Imaxc : carga máxima que puede demandar la carga. ImaxBB : corriente máxima correspondiente al 5% de ajuste del controlador de carga de baterías. La caracterización de la demanda esperada por la carga diaria permitió una clasificación de la misma en dos tipos, carga diurna y nocturna. Afortunadamente la carga nocturna es mucho menor a la diurna. Debido a que el generador no funcionará durante la etapa nocturna, el dimensionamiento debe hacerse únicamente con la energía que se debe producir para suplir la carga diurna y la recarga de baterías. E diurnatotal = E diurna + E max recdia Ediurnatotal = 114,94 Ah + 522 Ah = 636,94 Ah Donde: Ediurnatotal : energía máxima que debe entregar el generador. Ediurna : energía que se espere demande la cargue. Emaxrecdía : energía máxima que pueden demandar los bancos durante el día. La energía máxima que debe entregar el generador junto con la energía solar aprovechable en la zona de instalación son los datos que se necesita para poder estimar el área de arreglo fotovoltaico necesario del generador. A= E diurnatotal E aprovechable 111 A= 636,94 Ah = 49,24m 2 Ah 12,9355 2 m Donde: A : área necesaria para generar la máxima potencia demandada por el sistema. Ediurnatotal : energía máxima que debe entregar el generador. Eaprovechable : estimación de aprovechamiento de energía por el panel a usar en la zona específica de instalación. Los paneles a usar son de 12 VDC por lo que se necesitará conectar en serie cuatro (4) paneles para poder alcanzar los 48 VDC del sistema. Tomando en cuenta que los paneles tienen un área de 1 m2 se puede calcular la cantidad de sub arreglos necesarios. Psub 49,24m 2 = = 12,3unidades m2 4 unidad Donde: Psub : cantidad de unidades de panel fotovoltaico necesarios. Obviamente Psub debe ser un número entero por lo cual hay que evaluar si se le hace un ajuste al número entero superior o inferior. Aumentar el número de Psub a 13 unidades sería un gasto injustificado ya que se estaría instalando una capacidad energética superior al mayor consumo posible del sistema ante la peor condición; el reducir el Psub a 12 lo que provocaría sería un ligero incremento del tiempo de recarga de las baterías ante una descarga profunda. Si el tiempo de recarga no sobrepasa de dos días solares para alcanzar el 90% de recarga, podríamos decir que este ajuste es aceptable. A = 12unidades * 4 m2 = 48m 2 unidades 112 A= E diurnatotal E aprovechable Ediurnatotal = 48m 2 *12,9355 Donde: Ah = 620,9 Ah m2 A : área necesaria para generar la máxima potencia demandada por el sistema. Ediurnatotal : energía máxima que debe entregar el generador. Eaprovechable : estimación de aprovechamiento de energía por el panel a usar en la zona específica de instalación. E diurnatotal = E diurna + E max recdia E max recdia = 620,9 Ah − 114,94 Ah = 505,96 Ah Donde: Ediurnatotal : energía máxima que debe entregar el generador. Ediurna : energía que se espere demande la cargue. Emaxrecdía : energía máxima que pueden demandar los bancos durante el día. Im axrec dia = 505,96 Ah = 56,21A 9h Re cdía1 = 232 Ah + 505,96 Ah = 737,96 Ah % Re c día1 = 737,96 * 100 = 63,62% 1.160 Descnoct1 = 737,96 Ah − 98,7 Ah = 639,26 Ah Donde: Emaxrecdía : energía máxima acumulable durante un día solar. Recdía1 : energía máxima que pueden alcanzar los bancos de baterías al final del primer día de recarga. %Recdía1 : igual a Recdía1 expresado en porcentaje. 113 Descnoct1 : cantidad de energía que tendrían los bancos de baterías en el instante antes de comenzar el segundo día de recarga. Para llevar al banco de 639,26 Ah a 1.044 Ah en el segundo día de recarga es necesario: Erec arg a 2 = 1.044 Ah − 639,26 Ah = 404,74 Ah Donde: Erecarga2 : energía necesaria, en el segundo día de recarga, para llevar a los bancos de baterías hasta 90% de recarga. Exitosamente Erecarga2 < Emaxrecdía por lo que aun instalando 12 paneles por sub arreglo el banco debería alcanzar 90% de carga en dos días consecutivos de sol. Podría buscarse la cantidad umbral de paneles necesarios para obtener la recarga en 2 días consecutivos de sol, de manera de optimizar aun más el arreglo. m2 A = 11unidades * 4 = 44m 2 unidades A= E diurnatotal E aprovechable Ediurnatotal = 44m 2 *12,9355 Donde: Ah = 569,162 Ah m2 A : área necesaria para generar la máxima potencia demandada por el sistema. Ediurnatotal : energía máxima que debe entregar el generador. Eaprovechable : estimación de aprovechamiento de energía por el panel a usar en la zona específica de instalación. E diurnatotal = E diurna + E max recdia 114 E max recdia = 569,162 Ah − 114,94 Ah = 454,22 Ah Donde: Ediurnatotal : energía máxima que debe entregar el generador. Ediurna : la energía que se espere demande la cargue. Emaxrecdía : energía máxima que pueden demandar los bancos durante el día. Im axrec dia = 454,22 Ah = 50,47 A 9h Re cdía1 = 232 Ah + 454,22 Ah = 686,22 Ah % Re c día1 = 686,22 * 100 = 59,16% 1.160 Descnoct1 = 686,22 Ah − 98,7 Ah = 587,52 Ah Donde: Emaxrecdía : energía máxima acumulable durante un día solar. Recdía1 : energía máxima que pueden alcanzar los bancos de baterías al final del primer día de recarga. %Recdía1 : igual a Recdía1 expresado en porcentaje. Descnoct1 : cantidad de energía que tendrían los bancos de baterías en el instante antes de comenzar el segundo día de recarga. Para llevar al banco de 587,52 Ah a 1.044 Ah en el segundo día de recarga es necesario: Erec arg a 2 = 1.044 Ah − 587,52 Ah = 456,48 Ah Donde: Erecarga2 : energía necesaria, en el segundo día de recarga, para llevar a los bancos de baterías hasta 90% de recarga. Emaxrecdía ( 454,22 Ah ) < Erecarga2 ( 456,48 Ah ) 115 Aunque en el segundo día no se alcanzará el 90% de carga en los bancos, se alcanzaría un 89,8% lo que sigue siendo un valor bastante aceptable por lo cual este debe ser él número de sub arreglos a usar, en total 44 paneles. Puede demostrarse siguiendo el razonamiento anterior que usar 10 sub arreglos no es una solución para el objetivo de recarga en dos días. La hoja de cálculo resultante para el caso “La Tortuga” está presentada en el apéndice 2. 5.4. Verificación de la dimensión del arreglo solar fotovoltaico instalado en la estación “El Crucero” (repetidora de la radio base de la población de Elorza) por método de estimación preliminar. Cargas instaladas: 2 radios de consumo 24 A @ -48 VDC Cargadiaria: 2,4 A * 2 * 24 h = 115,2 Ah Icarga= 115,2 Ah * 1,1 (10% de seguridad) = 126,72 Ah Carganocturna (15 h ) = 79,20 Ah Cargadiurna ( 9 h ) = 47,52 Ah CapBB (teórico) = 126,72 Ah * 4días * 1,1 (10% de seguridad) = 557,568 Ah NúmBB = 557,568 Ah / 145 Ah (capacidad de la batería) = 3,84 = 4 CapBB = 4 * 145 Ah = 580 Ah Peor condición (3 días enteros sin sol): 126,72 Ah (carga diaria) * 3,62días = 458,72 Ah que es el 79% de la capacidad del BB. Cargadiaria = 126,72 Ah/ día CapBB = 580 Ah Cargar las baterías a 4% representa tener una demanda en un momento dado de 23,2 A 116 Luego la demanda diurna entre suplir la carga de los radios y recargar las baterías después de una descarga profunda: 9horas * 23,2 A + (2,4 A * 2 * 1,1) = 256,32 Ah Suponiendo una efectividad de conversión del panel de 12,9355 Ah/m2 y que cada panel tiene un área de 1 m2 : 256,32 Ah / 12,9355 Ah/m2 = 19,82 m2 = 20 m2 Como el arreglo es de -48 VDC necesitamos sub arreglos de 4 paneles de 12 VDC cada uno, para lograr esto: 20 / 4 = 5 paralelos de 4 paneles serie cada uno. Total de paneles a usar 20, que se corresponde con la cantidad instalada. Nótese que este estudio preliminar fue hecho dimensionando al máximo uso de los equipos durante todo el día, a diferencia de lo que se planteó para el caso “La Tortuga” esto se debe a que el tráfico para radio base “Elorza” era conocido y se sabía de antemano que los radios serían usados en esa proporción; a diferencia de “La Toruga” que es un sitio nuevo y sin poblaciones locales establecidas. El problema que se presentó a la hora de la instalación de este sistema fue que no se reparó en que estos sistemas necesitan baterías especialmente diseñadas para descargas profundas y siclo de carga constante. Después de varias salidas de servicio a causa de insuficiencia energética se decidió la adecuación de los bancos de baterías y el sitio ha funcionado perfectamente hasta la fecha. La mejora que actualmente se le quiere dar a este sitio, es aumentar su capacidad de producción energética para lo cual próximamente se comenzará un proyecto de adecuación. En el apéndice 3 se presenta la simulación de este caso en la hoja de cálculo de estimación preliminar. 117 CAPÍTULO 6 ANÁLISIS DE LAS OPCIONES Y SELECCIÓN DE LA MÁS CONVENIENTE. 6.1. Escenarios posibles para el suministro eléctrico en el proyecto “La Tortuga” mediante generación eléctrica alternativa. En esta sección se simularán las 5 opciones de generación eléctrica para el proyecto de la isla “La Tortuga”. Las tres primeras opciones contemplan generación eólica exclusiva con respaldo de baterías, a continuación se presenta una opción de generación fotovoltaica exclusivamente con respaldo de baterías y finalmente una solución híbrida. Todas las opciones anteriores serán simuladas con un único modelo de baterías de descarga profunda el cual fue elegido por un estudio económico. Igualmente, los datos del aerogenerador de 1kW corresponden a un fabricante en especial contactado durante el desarrollo de este trabajo. Los paneles fotovoltaicos son modelados de manera genérica (por limitaciones de Homer®). 6.1.1. Escenarios con generación eólica exclusiva. Esta solución tiene como principal inconveniente la incertidumbre existente en el recurso eólico en la zona. Aunque se sabe, por la información que se logró consultar, que la perspectiva es bastante buena en lo que a promedio diario se refiere; pero no se tiene la certeza del promedio horario de estos vientos. 118 Los aerogeneradores de las casas que se lograron consultar y que se ajustaban a la dimensión del proyecto La Tortuga fueron los aerogeneradores de 1 kW, ya que el tamaño inmediato superior era de 6 kW. En el mercado se encuentran disponibles variedad de turbinas eólicas de 1 kW las cuales podrían suplir la carga sin problemas si el viento soplara constantemente a una velocidad de 6 ó 7 m/s. Lamentablemente esta condición de viento no siempre se cumple y por lo tanto es necesario instalar bancos de baterías que respalden la carga en caso de salida de servicio del aerogenerador por averías o porque no sea capaz de producir suficiente energía y se desacople del sistema de generación, otra situación en donde las baterías asumirían la carga sería en momentos de hacerle mantenimiento al aerogenerador. La simulación para este caso se ha hecho con la herramienta Homer® y los resultados serán presentados mediante las imágenes más importantes acompañadas de sus respectivos comentarios. En la figura 6.1 se muestra una de las principales plantillas de inclusión de datos donde se definen las coordenadas geográficas del sitio y su recurso eólico. Puede notarse que los datos usados son promedios de velocidad de viento mensuales medidos a 10 m de altura y satisfactoriamente son datos poco variantes y que están por encima de los 5,5 m/s. El promedio anual 6,35 m/s representa una cifra muy favorable para un proyecto de generación eólica ya que según la clasificación de la densidad del potencial eólico a 10m de altura, esta zona tiene clase de potencial eólico número 5 (muy bueno). La dinámica del viento en relación a la altura sobre la superficie es mostrada en la curva de la figura 6.2, donde es claramente apreciable que la velocidad del viento en el mismo sitio geográfico varía cúbicamente respecto a la altura sobre la superficie. Para el proyecto fue considerado un mástil que eleve el aerogenerador hasta una altura de 25 m con la finalidad de aprovechar aún más el recurso eólico. Con la instalación de este mástil se estaría mejorando el recurso eólico 119 aprovechable hasta un promedio de 7 m/s lo cual es en la clasificación de clase de potencial eólico número 6 y es considerado como excelente. El factor de auto correlación se encuentra en factores típicos y expresa la dependencia horaria del viento respecto a la velocidad del viento en la hora anterior. Se ha colocado que el sitio de implementación está a 0 m sobre el nivel del mar debido a que se trata de una isla que carece de montañas o elevaciones pronunciadas. En todo caso implementar en la zona más alta de la isla sería la mejor opción, pero privarlas condiciones de transmisión de radio frecuencia de las antenas a instalar para definir el sitio de implementación estratégico para ofrecer la mejor cobertura y esta zona fue “Punta Delgada” ubicada en la parte noreste de la isla a 0 m sobre el nivel del mar. Luego de definir el sitio y sus recursos, se procedió a especificar la turbina eólica a utilizar, en una plantilla de inclusión de datos como se muestra en la figura 6.3, datos como la producción eléctrica de la turbina respecto a la velocidad de viento que atraviese los alabes del aerogenerador y la altura del mástil que la eleva son datos fundamentales para el cálculo de la capacidad de generación. Para tener una visión más precisa de la generación medida en W con respecto a la velocidad del viento que sobre los alabes del aerogenerador incide, se presenta la figura 6.4 en donde además puede estimarse la potencia promedio que debería tener el generador. La carga se especifica de forma horaria como se muestra en la figura 6.5 obedeciendo al estudio que se realizó sobre la proyección de carga esperada, sumando una carga de 9,2 kWh/día (nótese que en la hoja de cálculo que se realizó para dar una estimación de la carga horaria, la carga diaria es un poco superior debido a que se tomó en cuenta un 10% de sobre dimensionamiento). Al programa se le especifica que los datos suministrados son de un día promedio y luego estos datos son proyectados por el mismo 120 programa a todo el mes y a todo el año, siguiendo algunas pequeñas desviaciones estándar. El resultado de estas desviaciones para los diferentes meses del año se muestra en la figura 6.6. Los datos de las baterías se incluyen en el sistema de forma separada teniendo la posibilidad de incluir en la lista de baterías disponibles la batería que se desee, siempre y cuando se tenga la información suficiente para llenar la planilla de especificación mostrada en la figura 6.7. Para este caso se incluyó la batería “Solar Power 2000 Duncan, deep cycle” modelo SP-200-12. Luego de haber especificado todos los componentes del sistema, la herramienta calcula las diferentes posibles soluciones y se abstiene de mostrar los resultados que no son viables ya sea por su incapacidad de suplir la carga o porque son financieramente desfavorables. En la figura 6.8 se presenta el diagrama unifilar del circuito compuesto por generación eólica exclusiva. Simulación 1 (1 aerogenerador de 1 kW y 116 baterías): Como primera simulación se evaluó la posibilidad de operar el sistema con un solo aerogenerador y un número de baterías suficientemente robusto para abastecer al sistema por 4 días continuamente (32 baterías). El resultado del programa no encontró manera de hacer viable el proyecto por insuficiencia en el despacho de carga durante. El número de baterías fue aumentado paulatinamente hasta lograr que el programa considerara viable la solución, la cantidad mínima que aceptó el proyecto fue de 116 baterías lo cual es un número exageradamente grande y que obligó a pensar en una segunda simulación incluyendo dos (2) aerogeneradores. 121 En esta simulación se evaluaron 3 escenarios de los cuales sólo uno fue completamente viable, los resultados de estas simulaciones se muestran en las figuras desde la 6.9 a la 6.14. En el primer gráfico circular (a la izquierda) de la figura 6.9 están perfectamente ilustrados los gastos anualizados del capital a invertir sumado a los costos de reemplazo estipulados para toda la vida útil del proyecto. Es bastante desproporcionada y atípica la repartición de costos de los componentes. Se esperaría que el generador represente la mayor porción o el costo más representativo del sistema. En el gráfico central se muestran los costos anualizados por operación y mantenimiento sumado con el costo de combustible a utilizar (en ninguna de las simulaciones hay gastos por combustible), en el tercer gráfico están sumados los dos gráficos anteriores y representa el costo anualizado del sistema 4.938 $/año. Otro dato igualmente importante del proyecto que se muestra en la figura 6.9 es el NPC (valor presente neto) el cual es igual a 63.123 $. El programa igualmente es capaz de hacer una estimación sobre el precio de la energía que se estaría generando en el sistema y es mostrada con las siglas de COE (costo de la energía) con un valor de 1,471 $/kWh, el costo de la energía debería estar por debajo de 1 $/kWh para ser considerado como precio competitivo. Estos primeros indicadores desprestigian de antemano la viabilidad económica del proyecto, La visión energética de los resultados está mostrada en la figura 6.10, donde es notable la producción total anual de energía 3.972kWh la cual es producida únicamente por el aerogenerador y es mayor a la demanda total anual de la carga 3.356 kWh. Aún más importante es la cantidad de energía que el sistema no pudo suplir a la carga en ciertos momentos, y según esta simulación, 1,77 kWh no fueron suplidos en el transcurso del año, lo cual es, en porcentaje, el 0.044% del total anual de la carga y descrito en horas de falla, es decir, 3,8 horas durante todo el año el sistema no tuvo energía suficiente 122 para funcionar correctamente, esta cifra no representa un valor muy alarmante pero ciertamente no es una situación deseable. Los resultados relacionados a parte del generador son mostrados en la figura 6.11. Entre los principales datos que son expuestos en esta sección, está la penetración del viento (el average de la producción del generador entre el average de la carga) con un valor de 118% quedando evidenciado que el generador está produciendo, en promedio, mayor energía de lo necesario. El factor de capacidad alcanza 37%, este valor está un poco por encima de lo que generalmente se usa para hacer estimaciones preliminares (35%) lo cual es un buen indicio de productividad eólica en el sitio junto con las horas en que opera el generador, que es casi todo el año a excepción de 31 horas al año, en las cuales se prevee que el aerogenerador salga de operación por mantenimiento preventivo o por falla. La gráfica de la figura 6.11 además muestra cómo es la proyección horaria de la producción de potencia en la turbina eólica durante todo un año. Resulta fácil observar como en los primeros meses del año la turbina consigue trabajar a mayor potencia que en los meses finales del año, esto puede ser interpretado de dos maneras: la primera es que durante los primeros meses del año los vientos son más parejos en velocidad haciendo que la turbina encuentre un óptimo punto de operación en las horas de mejor viento; la segunda manera es pensar que durante los últimos meses del año los vientos son más disparejos, haciéndose comunes los ventarrones (ráfagas de viento de gran velocidad y poca duración) los cuales provocan el desacople del generador por un tiempo prudencial. Es visible que la mayor frecuencia de colores amarillo y rojo (grafico de la figura 6.11) se encuentra concentrado entre las 6 y las 18horas insinuando que durante este período se encuentra la mejor producción eólica reafirmandose aún más en el período desde las 10 a las 14horas, cosa que intuitivamente parecería adversa pero analíticamente no lo es, ya que durante el día el viento sopla desde el mar hacia la 123 isla debido a una diferencia de presión inducida por el contraste de temperatura entre el mar y la tierra, coincidiendo con las horas de mayor incidencia solar que van desde las 10 a las 14horas. En la figura 6.12 se muestra el gráfico de acumulación anual de frecuencia para cada valor de potencia de producción en el generador, es de notar la frecuencia que acumuló el generador sin producir potencia, un poco más de 18% del tiempo total de operación, es una cifra considerable para sistemas eólicos y justifica la utilización de bancos de baterías para respaldo, el aerogenerador no es capaz de transformar la energía del viento cuando la velocidad del mismo no es adecuado. Si se instalaran varios aerogeneradores seguiría invariante este porcentaje acumulativo de productividad nula, debido a que es un factor que depende del recurso eólico y no de la capacidad del generador. Una detallada visión de la dinámica de la carga de las baterías durante el año es mostrado en la figura 6.13. Acumulación de frecuencia del estado de carga y estado de carga diario durante todo el año de los bancos de baterías son los gráficos más relevantes para el estudio de factibilidad. Es señal de alerta ver como el estado de carga decae al pasar de los meses llegando a un estado de descarga profunda en dos ocasiones entre los dos últimos meses del año. Prácticamente los bancos de baterías comienzan un proceso de descarga en el mes de agosto del cual no pueden volver a recuperarse durante el resto del año, este proceso se observa con mayor detalle si se observa la figura 6.14. Como último resultado la herramienta Homer® ofrece una cuantificación de gases contaminantes al ambiente en Kg/año. Este proyecto tiene emisión de gases contaminantes a la atmósfera igual cero (0 Kg/año). 124 Fig. 6.1 Recurso eólico en la zona La Tortuga. Fig. 6.2. Variación del recurso eólico respecto a la altura. 125 Fig. 6.3 Datos de inclusión del aerogenerador. Fig. 6.4. Característica de la producción de potencia del aerogenerador. 126 Fig. 6.5. Caracterización de la carga horaria. Fig. 6.6. Proyección de la producción diaria de potencia del aerogenerador. 127 Fig. 6.7. Datos de las baterías. Aerogeneradores Rectificadores individuales Controlador Carga: 750 W Concentrador 2 1 V1 =-48 VDC V2 = -48 VDC VBB = -48 VDC Bancos de Baterías Fig. 6.8. Diagramas unifilar del circuito compuesto por generación eólica exclusiva. 128 Fig. 6.9. Resultados de la simulación 1. Fig. 6.10. Producción energética del sistema. 129 Fig. 6.11. Producción horaria de potencia del aerogenerador. Fig. 6.12. Acumulación de frecuencia en la producción de potencia del aerogenerador. 130 Fig. 6.13. Estado de la carga de las baterías en el tiempo. Fig. 6.14. Dinámica de carga y descarga de las baterías. 131 Simulación 2 (2 aerogeneradores de 1 kW y 16 baterías): En este caso se evaluaron 3 escenarios de los cuales sólo uno fue completamente viable, los resultados de estas simulaciones se muestran en las figuras desde la 6.15 a la 6.20. Teniendo en cuenta que básicamente los resultados se presentan de igual manera que la simulación anterior, se puede ser más directo en la explicación. En la figura 6.15 se muestra la información financiera general, con valores de NPC = 36.843 $ que indican una fuerte caída con respecto al NPC de la simulación anterior, lo que evidencia el bajo costo de aerogeneradores adicionales con respecto al alto costo de los acumuladores de energía. Este hecho además abre la posibilidad de aumentar la capacidad eléctrica del generador en el futuro en caso de ser necesario. Igualmente, en el primer gráfico circular (a la izquierda) de la figura 6.15 se observa una distribución de los costos de cada componente la cual es bastante cercana a lo que se espera de un sistema de generación alternativa. La visión energética de los resultados está mostrada en la figura 6.16, donde es notable la producción total anual de energía 7.945kWh, que es mucho mayor a la demanda total anual de la carga 3.358 kWh. Aún más importante es la cantidad de energía que el sistema no pudo suplir a la carga en ciertos momentos, y según esta simulación, nunca el generador va a dejar de suplir la carga en el transcurso del año. El tener un sistema pequeñamente superior en capacidad a lo necesario, ofrece en este caso una mayor confiabilidad. Los resultados relacionados a parte del generador son mostrados en la figura 6.17, en ésta figura es visible el valor de la penetración del viento con un valor de 237%, reafirmando que el generador está produciendo, en promedio, mucha más energía de lo que la carga demanda. El factor de capacidad alcanza 37%, era de esperarse que este 132 factor no variara ya que se está adicionando un nuevo aerogenerador con las mismas características en el mismo sitio. La gráfica de la figura 6.17 muestra cómo es la proyección horaria de producción de potencia de la turbina eólica durante todo un año, como el recurso eólico es el mismo al de la simulación anterior, los lapsos de mejor producción se mantienen sólo que esta vez los valores de producción en kW del generador son mayores debido al aporte del aerogenerador adicional. En la figura 6.18 se muestra el gráfico de acumulación anual de frecuencia para cada valor de potencia de producción en el generador, la frecuencia que acumuló el aerogenerador sin producir potencia se mantuvo invariante, respecto a la simulación 1, debido a que el factor que produce el desacople de la turbina eólica y por tanto la incapacidad de producir generar potencia, es el viento no apropiado (turbulento ó de poca velocidad). Una detallada visión de la dinámica de la carga de las baterías durante el año es mostrado en la figura 6.19. Acumulación de frecuencia del estado de carga y estado de carga diario de los bancos de baterías durante todo un año son los gráficos más relevantes para el estudio de factibilidad. La dinámica de carga y descarga de las baterías es bastante conservador, debido a durante el 80% del año las baterías se mantienen a 100% de carga y menos del 5% del año las baterías se encuentran en un valor menor al 80% de carga. En lo específico, es observable únicamente tres (3) descargas importantes de las baterías durante el año de las cuales la peor es de 50% de su carga máxima. Estas tres descargas importantes se suceden en los meses de Agosto, Octubre y Noviembre, coincidiendo con la época de menor producción y mayor frecuencia de incapacidad de producción energética del aerogenerador. El detalle de la dinámica de carga y descarga de las baterías se muestra en la figura 6.20. 133 Fig. 6.15. Resultados de la simulación 2. Fig. 6.16. Producción energética del sistema. 134 Fig. 6.17. Producción de potencia horaria del aerogenerador. Fig. 6.18. Acumulación de frecuencia en la producción de potencia del aerogenerador. 135 Fig. 6.19. Estado de carga de las baterías en el tiempo. Fig. 6.20. Dinámica de carga y descarga de las baterías. 136 Simulación 3 (1 aerogenerador de 2,5 kW y 8 baterías): El aerogenerador wes5Tulipo es de 2,5 kW lo que supone una potencia un poco mayor a la suma de los dos aerogeneradores de 1 kW de la simulación 2. Una desventaja que le es inherente a este aerogenerador es que está diseñado para entregar potencia en corriente alterna (AC) lo cual implica el uso de un nuevo equipo para convertir esa corriente alterna a corriente directa (DC). Otra desventaja es que a pesar de que produce mayor cantidad de energía, es la única máquina generadora y si falla, serían las baterías las encargadas de suplir toda la carga, reduciendo considerablemente el tiempo disponible para atender la misma. En la figura 6.21 se muestran los datos económicos más importantes de esta simulación, es de notar la aparición de un nuevo costo, el del rectificador de corriente el cual abarca un 13% de los costos totales anuales. Factores como el NPC = 31.215 $ y el COE = 0,727 $/kWh convierten a esta opción en la más económica de las simulaciones hasta ahora hechas. Fig. 6.21. Resultados de la simulación 3. 137 El resto de los resultados no tienen mayor discrepancia con lo esperado, un poco más de exceso energético que la simulación anterior y la misma situación respecto a la dinámica de carga y descarga de las baterías. 6.1.3. Escenario con generación fotovoltaica exclusiva. Esta solución goza de menor incertidumbre en la data recopilada ya que el recurso solar en nuestro país, especialmente en la zona costera, es bastante bueno y constante. En la figura 6.22 se presenta el diagrama unifilar del circuito compuesto por generación fotovoltaica exclusiva. Generador Fotovoltaico Concentradores Controlador Carga: 750 W V1 =-48 VDC V2 = -48 VDC VBB = -48 VDC 2 1 Bancos de Baterías Fig. 6.22. Diagrama unifilar del circuito compuesto por generación fotovoltaica exclusiva. 138 Igualmente para simular esta solución se usó la herramienta Homer® para verificar la viabilidad de los diferentes escenarios. Teniendo el estudio preliminar que se realizó con la hoja de Excel (capítulo 5.2), ya se tiene la dimensión del generador fotovoltaico y la dimensión del respaldo en baterías. La importancia de la simulación está reducida a un estudio económico ya que la parte técnica de esta herramienta no permite optimizar la dinámica de recarga de las baterías previendo la peor condición del recurso solar (3 días de sombra). Simulación 4 (40 paneles de 1 m2 , equivalente a 5,2 kWp, y 32 baterías): Los datos de la carga a alimentar, los datos económicos y las características de las baterías a usar fueron incluidos en esta simulación de la misma manera en que fueron usados en las simulaciones del caso aerogenerador. El recurso solar se incluyó en la herramienta Homer® llenando los datos de ubicación en coordenadas geográficas del sitio de implementación del proyecto en una planilla exclusiva de recurso solar. Homer® ofrece un enlace a Internet [24] de donde se puede obtener data específica para cada coordenada geográfica a través de Homer®. Luego de incluir la radiación promedio diaria-mensual, Homer® calcula el índice de claridad, que representa el grado de penetración de los rayos solares en la atmósfera en un rango de 0,1 (donde el cero es la penetración nula y el uno es total penetración), en la figura 6.23 se puede observar la planilla de inclusión de datos del recurso solar. El arreglo fotovoltaico se introduce en términos de capacidad a instalar, el programa no ofrece ayuda respecto a la dimensión necesaria para suplir la carga, tampoco permite especificar datos específicos de los paneles a usar por lo cual no es posible obtener datos como el área necesaria para implementar los mismos. Usando los cálculos previos 139 hechos en la hoja elaborada en Excel (capítulo 5.2), es posible comenzar la simulación con la cantidad de 5.200 kWp del arreglo estimado (40 paneles solares de 130 kWp cada uno). Variables a incluir en la tabla de entradas fotovoltaicas (ver figura 6.24) son: la eficiencia, la reflectancia del suelo, ángulos de inclinación con que serán instalados los paneles, si poseerán sistemas movibles y la vida útil del sistema. Los costos asociados al arreglo a instalar también deben ser especificados en esta hoja. Incluidos los datos necesarios se procede a obtener los resultados de la simulación. La primera hoja de resultados, figura 6.25, muestra la parte financiera en donde se puede observar el NPC = 64.250 $ un valor elevado pero razonable, se sabe que las soluciones solares fotovoltaicas son más costosas que las soluciones eólicas. El costo de la energía COE = 1,601 $/kW está por encima de la expectativa, este precio deja al descubierto que producir energía usando esta configuración es bastante costoso. Con respecto a los costos anualizados de capital y reemplazo presentados en la misma figura 6.25, el mayor porcentaje de inversión está cubierto por los paneles fotovoltaicos (77%), mientras que las baterías abarcan solo el 18%. Lo normal según los precios referenciales ofrecidos por algunas empresas internacionales recopilados en este trabajo, es que las baterías ocupen el 20 o 30% de la inversión inicial del sistema, el que en este caso las baterías representen un costo mucho menor se debe a que se estan usando en la simulación baterías nacionales que son mucho más económicas. En la figura 6.26 se muestran los resultados energéticos del generador fotovoltaico que suma más del doble de la energía demandada por la carga anualmente. Este dato de sobre generación no debe tomarse como un bote innecesario de carga ya que el dimensionamiento del generador fue dimensionado para obtener respuesta rápida en la recarga de las baterías luego de 3 días de insolación nula. La carga del sistema no queda desasistida en ningún momento del año cosa que expresa el correcto funcionamiento de 140 la dinámica de carga y descarga de las baterías. La producción de potencia durante todo un año se encuentra en la figura 6.27, claramente la producción esta centrada en las horas solares (período de las 7 a las 18 horas), ampliando su producción en las horas cercanas a las 12 horas (período de mayor insolación), otra manera de representar la producción energética horaria promediada por cada mes puede ser apreciada figura 6.28. No son notables muchas variaciones en la producción fotovoltaica durante el año, esto es natural en un país tropical donde no existen las estaciones climáticas y sobretodo en la región insular donde se goza de un perenne clima de verano, con excepción de algunas lluvias a causa de tormentas tropicales que normalmente no se extienden por muchos días. El estado de carga de las baterías así como la acumulación de frecuencia de su estado de carga están expuestos en la figura 6.29. El nivel de carga de las baterías siempre esta por encima del 76% lo cual haría pensar que el arreglo esta sobre dimensionado, pero igualmente como se expuso en la parte de producción energética de esta simulación, es necesario el sobre dimensionamiento del sistema para que pueda soportar la peor condición climática para la producción energética. En la figura 6.30 se observa como es el comportamiento de las baterías durante el día en promedio mensual, se descargan durante la noche y comienzan a cargarse de manera agresiva durante las primeras horas de sol hasta que la carga llega a su pico diario a las 9 horas y manteniendo un alto consumo el resto de la tarde forzando a las baterías a bajar su demanda energética y cargarse controladamente. A medida que el recurso solar va disminuyendo hasta caer la noche, la energía demandada por las baterías va decreciendo hasta llegar a cero. Luego de este cruce por cero, las baterías empiezan su proceso de descarga para ayudar a los paneles fotovoltaicos los cuales con un sol de atardecer ya no son capaces de suplir la carga, los paneles aportan cada vez menos energía durante este período hasta que son 141 desconectados por el controlador quien a la vez le pasa toda la demanda energética del sistema a las baterías. Para tener una visión más amplia sobre la cantidad de horas que opera al año el generador fotovoltaico y cual es la acumulación de frecuencia de los niveles de potencia a que genera energía, se ha incluido la figura 6.31. El generador no produce potencia ante la ausencia solar lo que explica que muy frecuentemente (53% del total de horas de operación) el generador se encuentre apagado. Luego debido a la intensidad creciente hasta las 12 horas y decreciente hasta las 18 horas, el generador acumula frecuencias similares para cada valor de potencia en el rango de producción energética, valores de producción mayores a 4,6 kW representan picos de producción alcanzados en algunos días de sol excepcional. Fig. 6.23. Datos de inclusión del recurso solar en la zona. 142 Fig. 6.24. Datos del sistema fotovoltaico. Fig. 6.25. Resultados de la simulación 4. 143 Fig. 6.26. Producción energética del sistema. Fig. 6.27. Producción horaria del generador fotovoltaico. 144 Fig. 6.28. Característica de la producción diaria promedio del generador fotovoltaico. Fig. 6.29. Estado de carga de las baterías en el tiempo. 145 Fig. 6.30. Dinámica de carga y descarga de las baterías. Fig. 6.31. Acumulación de frecuencia en la producción de potencia del generador fotovoltaico. 146 6.1.3. Escenario con generación híbrida (eólica - fotovoltaica). Simulación 5 (8 paneles fotovoltaicos de 1 m2, equivalentes a 1 kWp, más un aerogenerador de 1 kW y 32 baterías): En la figura 6.32 se presenta el diagrama unifilar del circuito compuesto por generación híbrida (eólica - fotovoltaica). Generador Fotovoltaico Concentrador Aerogenerador Rectificador individual Controlador Carga: 750 W V1 =-48 VDC V2 = -48 VDC VBB = -48 VDC 2 1 Bancos de Baterías Fig. 6.32. Diagramas unifilar del circuito compuesto por generación híbrida (eólica – fotovoltaica). Las soluciones todas las simulaciones anteriores suponen el uso de un recurso, bien sea el solar o el eólico. Una solución más confiable aún debería combinar el uso de ambos 147 recursos si los mismos fuesen muy variantes durante el día. El sistema híbrido considerado para esta quinta simulación, reúne un aerogenerador de 1 kW y 2 sub arreglos de 4 paneles solares fotovoltaicos cada uno, la autonomía del sistema se desea mantener en la misma cantidad de horas por lo que se usarán 32 baterías. En la figura 6.33 se muestra el análisis económico de la simulación de esta configuración. El costo de la energía es bastante elevado y aunque los costos anualizados de capital y reemplazo están bastante bien equilibrados, el costo total anualizado de la parte del sistema que trabaja con la parte eólica se lleva el 58% del total, esto es debido a su alto costo de mantenimiento en relación a las baterías y celdas fotovoltaicas. Fig. 6.33. Resultados de la simulación 5. 148 6.2. Discusión y elección de la solución más conveniente. Las diferentes simulaciones fueron recopiladas en la tabla 6.1, con la finalidad de compararlas con mayor facilidad viendo únicamente los indicadores más relevantes. Exceso de energía Componentes Cantidad anual kWh COE $/kW NPC $ Aerogenerador 1,2 kW 2 P. fotovoltaicos 0 4.358 0,858 36.843 Eólica Baterías 16 Aerogenerador 2,5 kW 1 P. fotovoltaicos 0 7.772 0,635 27.257 Baterías 8 Aerogenerador 0 Fotovoltaica P. fotovoltaicos 40 4.672 1,601 64.250 Baterías 32 Aerogenerador 1,2 kW 1 Híbrida P. fotovoltaicos 8 2.260 1,661 66.645 Baterías 32 Tabla 6.1. Tabla resumen de los resultados de las diferentes simulaciones. Soluciones Simulación 1 Conclusión: Esta simulación dejó de manifiesto la imperiosa necesidad de instalar un aerogenerador adicional ya que los bancos de baterías entran en un estado de descarga irrecuperable. Aún aumentando el número de baterías el fenómeno de descarga irrecuperable se repetiría pero de forma más lenta. Simulación 2 Conclusión: Es bastante provechoso el uso de un aerogenerador adicional tanto por la parte de mejora en la confiabilidad del sistema (la carga es suplida 100% durante el año) como en el aspecto económico. Ante una posible falla en uno de los 149 aerogeneradores, quedará otro generando potencia y en conjunto con el banco de baterías será capaz de aumentar la autonomía del sistema mientras la falla es atendida y solventada. Al conectar un aerogenerador adicional queda disponible mayor cantidad de energía para suplir las posibles variantes que pudiese tener la proyección de la carga esperada. Es un sistema que no requiere mucha inversión para aumentar en capacidad. Simulación 3 Conclusión: Es la solución más económica y energéticamente más poderosa. La principal limitante es que es un aerogenerador genérico que viene incluido en la herramienta Homer®, la disponibilidad y precios referenciales no fueron confirmados por el fabricante. Lo que le quita la validez a esta simulación. Simulación 4 Conclusión: Esta solución es bastante costosa pero goza de un mantenimiento nulo y una forma de producción de potencia mucho más constante y confiable que las soluciones eólicas. Para reducir costos se puede sacrificar un poco la capacidad de respuesta de la recarga de las baterías ante un evento de insolación nula de 3 días (fenómeno que es bastante difícil que ocurra), reduciendo la dimensión del generador. Las baterías se verían afectadas y se tendría que estudiar la dinámica de la recarga de las mismas. Simulación 5 Conclusión: Es la solución que ofrece mayor confiabilidad al incluir dos recursos en la producción de energía para el sistema. Al incluir dos tecnologías se complica la operación y mantenimiento a la vez que aumentan los costos anualizados totales y el costo de la energía. En el caso específico de La Tortuga, se están manejando datos meteorológicos que justifican cualquiera de las dos alternativas como solución autónoma y en virtud de que el uso de una solución híbrida es más costosa, se debería pensar en los gastos de operación y mantenimiento que supone el hecho de producir electricidad con dos tecnologías al mismo tiempo. Ciertamente una solución híbrida ofrecería lo mejor de las dos tecnologías pero siendo la carga menor a 1 kW respaldada 150 por un banco de baterías que ofrece 3 días de autonomía al sistema, no se justifica el tener que operar y mantener una variedad de tecnologías. Quizás en sitios donde los recursos solar y eólico no sean tan buenos, podría verificarse la sustentación de este tipo de sistemas. Ante todas las simulaciones, la que goza de un equilibrio en el compromiso confianza – costos, es la simulación 2. Para este proyecto, La Tortuga, se propone la implementación de 2 aerogeneradores de 1 kW y un arreglo de baterías de 16 unidades. Escogida la opción más adecuada, es momento de simularla ahora en la herramienta RetScreen®, de donde se espera obtener una comparación entre la solución motogenerador y la solución ganadora entre las energías alternativas. La simulación en RetScreen®, fue hecha con parámetros coherentes con las simulaciones hechas en Homer®. En este momento se debe recordar que RetScreen® no incluye en su solución WIND3 la posibilidad de incluir baterías al sistema eólico. Para poder capitalizar los costos de las baterías en el total del sistema, se incluyó en “otros equipos de energía” el costo de las mismas. La producción energética del sistema no es un parámetro para ser revisado en esta simulación ya que el programa no tiene la robustez suficiente para ofrecer dichos datos de manera completa. Luego de haber incluido todos los datos sobre el sistema (incluyendo costos específicos de equipos e instalación, O&M y reemplazos previstos), se procede a rellenar la hoja financiera. En la figura 6.34 se muestra la manera de inclusión de los parámetros financieros requeridos por el programa, las casillas sombreadas son aquellas que el usuario debe completar. 151 Fig. 6.34. Balance anual, parámetros financieros y flujo de caja anual simulados en RetScreen®. El resumen de los costos del proyecto así como los datos relevantes para determinar si el proyecto es financieramente viable, son mostradas en la figura 6.35. Los costos iniciales alcanzan 30.035 US$, que en comparación con el resultado obtenido con el Homer®, es casi el doble. Esta gran diferencia en los costos iniciales se debe fundamentalmente a que RetScreen® permite introducir costos sumamente específicos del proyecto; a diferencia de Homer® que tan solo deja una casilla para totalizar los gastos de forma general. El dato más relevante en la figura 6.35 es la capitalización anual que el programa le da al ahorro que supone el uso de esta solución eólica, $ de una solución energética de tomando como comparación el costo en kWh motogenerador (calculada en el capítulo 5.1.4). La viabilidad financiera debe ser determinada por el usuario a partir de los datos que el programa calcula y muestra en la segunda tabla de la figura 6.35. El retorno de la inversión return on investment (ROI) y el internal rate of return (IRR), son los datos que un analista debe ver en primera instancia para determinar la viabilidad financiera del proyecto ya que cada empresa 152 tiene su IRR o ROI de comparación para el cual considera que el proyecto es financieramente viable o no. Si un proyecto presenta un ROI menor al de comparación de la empresa, el proyecto es rechazado de inmediato. Se dice que un proyecto es financieramente viable cuando su ROI y IRR son iguales o superiores a los ROI y IRR de comparación de la empresa específica a quien se presenta el proyecto. El proyecto La Tortuga es financieramente viable para la corporación CANTV-Movilnet. Fig. 6.35. Costos del proyecto y viabilidad financiera del proyecto. Al final de la hoja financiera, la herramienta RetScreeen genera un gráfico (figura 6.36) que conjuga la información financiera vital que necesita un experto en finanzas para determinar la viabilidad del proyecto de forma global, ya que en el mismo se incluye no solo el flujo de caja acumulado en el tiempo de vida del proyecto de forma gráfica, sino también los indicadores IRR y ROI, año para tener flujo de caja positivo, total de los costos iniciales y valor presente neto net present value (NPV). Otro dato que se incluye en esta gráfica para ampliar su potencial informativo sobre el proyecto es la cantidad de 153 energía que, según la simulación, entregaría el sistema a la carga anualmente. De manera tal, los resultados de la simulación están concentrados en esta hoja y muestran un panorama excesivamente positivo en el corto tiempo del proyecto. Es de destacar que el sistema está simulado a 5 años por orden de la compañía debido a su constante cambio de tecnología e infraestructura pero este sistema podría seguir operando hasta por 10 años más sin necesidad de gastos mayores. Como complemento se efectuó la corrida de la simulación llevando la vida del proyecto a 15 años y se apreció la continuidad de crecimiento en el flujo de caja a través de los años venideros. Fig. 6.36. Flujo de caja acumulado en el tiempo de vida del proyecto. 154 CAPÍTULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Los sistemas de energía alternativa que mejor se ajustan a los requerimientos del proyecto son la energía eólica y energía fotovoltaica. Lamentablemente en el Código Eléctrico Nacional no se contemplan alternativas de generación como aerogeneradores y celdas de hidrógeno las cuales se están implementando en nuestro país desde hace algunos años. Con la ayuda de la hoja de cálculo que en este trabajo se desarrolló es posible estimar, con un error menor al 10%, el dimensionar el arreglo fotovoltaico necesario para suplir una carga horaria. Los programas Homer® y RetScreen® son herramientas valiosas para simular el despacho energético y viabilidad económica de sistemas eléctricos de generación alternativa. Se determinó que la mejor solución energética alternativa para isla de La Tortuga es implementar dos aerogeneradores de 1 kW. El uso de paneles solares fotovoltaicos es económicamente más costoso y requiere un área mucho mayor para su instalación. Una solución híbrida fue descartada ya que no se justifica el uso de 2 tecnologías diferentes para suplir una carga menor a 1 kW. El tiempo de vida para el cual se diseñan los proyectos de la corporación CANTVMovilnet es de 5años. Es por esto que aunque a los aerogeneradores se les tenga que hacer algunos servicios y cambios de piezas, siguen siendo más económicos que los paneles fotovoltaicos a los cuales no hay que hacerles mantenimiento pero su costo inicial casi doblega el costo de la solución eólica. Además, en el estudio económico la 155 recuperación de capital es más acelerada con la solución eólica por la misma razón de ser más económicos. Los proveedores que se consultaron para los precios referenciales y estudio de las tecnologías son en su mayoría internacionales, ya que las representaciones nacionales de empresas extranjeras no poseían suficiente información técnica aprovechable para el entendimiento del funcionamiento de las soluciones por ellos ofrecidas. Fuimos complacidos con la visita de dos compañías a nuestras instalaciones: NAPS (Finlandia) y ALPHA (Canadá). Es recomendable que cada estudio donde la energía alternativa sea aplicable, se estudie de forma individual tomando en cuenta los siguientes factores: recursos solares y eólicos disponibles, tiempo de vida del proyecto y costos de operación y mantenimiento. 156 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Carlos Manuel Cabrelles, Juan Miguel Lujano. “Estudio de prefactibilidad para una planta de generación eólica en el archipiélago de Los Roques”, 2006. Universidad Simón Bolívar, Caracas – Venezuela. [2] Sánchez, Nilda. “Estudio preliminar de la viabilidad de instalación de generadores eólicos de 15 kW en el oriente del país”, 2006. Universidad Simón Bolívar, Caracas – Venezuela. [3] Díaz, Hemán. “Electrificación eólica de una vivienda rural”, 1987. Universidad Simón Bolívar, Caracas – Venezuela. [4] http://www.cantv.com.ve/seccion.asp?pid=1&sid=168. Consultada el: 29-05-06. [5] http://www.galeforce.nireland.co.uk/Bergey/1_XL_remote.htm. Consultada el: 26-06-06. [6] Bergy Windpower Co., Inc. “BWC XL.1 Owner´s Manual”, Version 1.1, 2001. 157 [7] RetScreen® engineering and cases textbook. “Photovoltaic Project Analysis Chapter”. [8] Ametek, Inc. Chilton Book Company. “Solar Energy Handbook. Theory and applications”. Radnor, Pennsylvania. Second Editon. [9] http://es.wikipedia.org/wiki/Celda_de_hidr%C3%B3geno. Consultada el: 19-04-06. [10] http://es.wikipedia.org/wiki/BaterÃ-a_eléctrica. Consultada el: 19-04-06. [11] http://marviva.org/chs-bin/msboard.cgi?ID=solonautica&msg=37153. Consultada el: 02-05-06. [12] http://www.epsea.org/esp/pdf2/ch06.pdf. Consultada el: 02-05-06. [13] http://foros.emagister.com/emagister-buscadorrun.php?word=baterias&btnBuscar=%A0%A0%A0%A0Buscar%A0%A0%A0 %A0. Consultada el: 03-05-06. 158 [14] http://marviva.org/chs-bin/msboard.cgi?ID=solonautica&msg=37153. Consultada el: 02-05-06. [15] Absolyte IIP Acumuladores. “User Manual”. [16] Morningstar Corporation, Prostar Solar Controller. “User Manual”. [17] http://personal.telefonica.terra.es/web/vr/erlang/def.htm. Consultada el: 28-08-06. [18] NAPS Battery Box. Catalogo de especificaciones enviado por el proveedor. [19] www.retscreen.net. Consultada el: 11-04-06. [20] Duffie and Beckman, 1991. [21] Sección de ayuda del sofware Homer®. 159 [22] http://babcock.cals.wisc.edu/education/. Consultada el: 29-10-06. [23] http://www.awea.org/. Consultada el: 24-08-06. [24] http://www.nrel.gov/solar/. Consultada el: 24-08-06. 160 APÉNDICE 1 SECCIÓN 690- SISTEMAS FOTOVOLTAICOS SOLARES A. Disposiciones Generales 690-1. Alcance. Las disposiciones de esta Sección se aplican a los sistemas fotovoltaicos de generación de energía eléctrica, incluidos los circuitos eléctricos, unidad o unidades de regulación y controladores de dichos sistemas. Los sistemas solares fotovoltaicos a los que se refiere este Articulo pueden estar interconectados con otras fuentes de generación de energía eléctrica o ser autónomos y tener o no acumuladores. La salida de estos sistemas puede ser de corriente continua o de corriente alterna. 690-2. Definiciones Alternador: Equipo que se utiliza para variar el nivel de tensión, la forma de onda o ambas cosas de una fuente de energía eléctrica. En general un alternador (también llamado unidad de regulación o sistema de conversión de energía) es un dispositivo que cambia una salida de corriente continua a corriente alterna. Los alternadores en los sistemas autónomos pueden llevar también cargadores de baterías que toman la corriente alterna de una fuente auxiliar, como un generador, y la rectifican convirtiéndola en corriente continua para cargar la batería. Circuito de la fuente fotovoltaica: Los conductores entre los módulos o que van desde los módulos al punto o puntos de conexión del sistema de corriente continua (véase la Figura 690-1). Circuito de salida del alternador: Los conductores que van desde el alternador hasta el centro de carga de c.a. en los sistemas autónomos o conductores que van desde el alternado hasta el equipo de la acometida u otra fuente de generación de energía eléctrica, como aparatos de utilización, en los sistemas interconectados (véase la Figura 690-1 Circuito de salida fotovoltaica: Conductores que van desde el circuito o circuitos de la fuente fotovoltaica y el regulador de corriente o el equipo de utilización de corriente continua (véase la Figura 690-1). Diodo de bloqueo: Diodo que bloquea la entrada de energía eléctrica de retorno en el circuito fotovoltaico. Fuente de energía fotovoltaica: Panel o grupo de paneles que genera una corriente continua a la tensión e intensidad del sistema. Grupo de paneles: Conjunto mecánicamente integrado de módulos o paneles con una estructura portante montada sobre cimientos, controladores térmicos, sistemas de orientación y otros componentes, que forman la unidad de generación de corriente continua. Célula solar: Unidad fotovoltaica básica que genera electricidad cuando está expuesta a la luz del sol. Módulo: El mínimo conjunto completo y protegido contra la intemperie de células solares, componentes ópticos y otros, excepto los de orientación, proyectado para generar una corriente continua cuando recibe la luz del sol. Circuito de entrada del alternador: Los conductores que van desde el alternador a la batería en los sistemas autónomos o conductores que van del alternador a los circuitos de salida fotovoltaicos en los sistemas interconectados. Panel: Conjunto de módulos unidos mecánicamente y conectados mediante cables, que forman una unidad autónoma. Sistema autónomo: Sistema solar fotovoltaico que genera energía eléctrica de modo independiente pero que puede recibir energía de otros sistemas eléctricos y utilizarla para funciones de control. de este Artículo, un subsistema de acumulación de energía que forme parte de un sistema fotovoltaico, como una batería, no se considera como fuente de alimentación. Sistema interactivo: Sistema solar fotovoltaico que funciona en paralelo con otro sistema generador de energía eléctrica conectado a la misma carga y que está proyectado para volcar la energía producida en este sistema. A efectos Diodos de bloqueo Módulo Circuito del alternador de entrada B Circuitos Fotovoltaicos A Circuitos fotovoltaicos de salida Paneles solares Grupo de Paneles o fuente de alimentación fotovoltaica Alternador Células Solares Circuito del alternador de entrada Circuito del alternador de salida A: Medio de desconexión según exige la Sección 690-13. B: Equipos que se permite que estén en el lado de la fuente fotovoltaica del medio de desconexión, según la Sección 690-14. Excepción N°2. Ver sección 690-16. C: Conductores conectados a tierra (no se ven). Figura 690-1. Sistema solar fotovoltaico (por simplificación no se ve el circuito de tierra). Sistema solar fotovoltaico: Conjunto de componentes y subsistemas que, combinados, convierten la energía solar en energía eléctrica capaz de accionar un equipo de utilización. 690-3. Otras Secciones. Cuando los requisitos de este Artículo 690 difieran de los establecidos en otros Art1culos de este Código, se deben aplicar los del la Sección. Los sistemas solares fotovoltaicos que funcionen interconectados a otras fuentes de generación de energía eléctrica se deben instalar de acuerdo con lo establecido en la Sección 705. 690-4. Instalación 690-7. Tensión máxima (a) Sistema fotovoltaico. Se permite que un sistema solar fotovoltaico suministre corriente a un edificio u otra estructura además de la acometida o acometidas conectadas a otros sistemas de suministro. (a) Tensión nominal. En una fuente de energía eléctrica fotovoltaica y en sus circuitos de c.c., la tensión nominal es la tensión en circuito abierto. En instalaciones tripolares con circuitos bípolares conectados a otros trípolares, la tensión del sistema es la mayor tensión nominal existente entre dos fases cualesquiera. (b) Conductores de los distintos sistemas. Los circuitos de los sistemas fotovoltaicos y los circuitos de salida fotovoltaica no deben instalarse en las mismas canalizaciones, bandejas de cables, cables, cajas de tomas de corriente o de bornes u otra aparamenta similar, como las acometidas, circuitos de suministro o circuitos derivados de otras instalaciones. Excepción: Cuando los conductores de los distintos sistemas estén conectados entre sí o separados por una barrera. (c) Conexiones de los módulos. Las conexiones de un módulo o panel deben estar hechas de modo que sí se quita dicho módulo o panel del circuito de la fuente fotovoltaica no se rompa la continuidad de ningún conductor puesto a tierra de cualquier otro circuito fotovoltaico. (d) Equipos. Los alternadores o grupos electrógenos que se vayan a utilizar en sistemas fotovoltaicos deben estar identificados para ello. 690-5. Detección de faltas a tierra e Interruptores por falta a tierra. Los sistemas fotovoltaicos montados en el tejado de los edificios de las viviendas deben tener protección contra fallas a tierra para reducir el riesgo de incendio. El circuito de protección contra fallas a tierra debe ser capaz de detectar una falla, abrir el circuito y desactivar el sistema fotovoltaico. B. Especificaciones de los circuitos (b) Circuitos de utilización de c.c. La tensión nominal de los circuitos de utilización de c.c. debe ser la establecida en el Artículo 210-6. (c) Circuitos de la fuente fotovoltaica y de salida fotovoltaica. Se permite que los circuitos de la fuente fotovoltaica y de salida fotovoltaica que no contengan portalámparas, tomas de corriente o aparatos tengan hasta 600 voltios. Excepción: Se permite instalar circuitos de más de 600 voltios nominales de acuerdo con el Artículo 710, excepto en viviendas uni- y bifamiliares, (d) Circuitos de más de 150 Volt a tierra. En las viviendas uni- y bifamiliares, las partes en tensión de los circuitos de la fuente y de la salida fotovoltaica de más de 50 Volt a tierra sólo deben ser accesibles a personas cualificadas cuando estén en tensión. NOTA: Para la protección de las partes en tensión véase el Artículo 110-17. Par la tensión a tierra y entre fases, véase el Artículo 210-16. 690-8. Corriente admisible conductores y los circuitos de los (a) Corriente de los conductores y de los dispositivos de protección contra sobrecorriente. La intensidad admisible de los conductores y la intensidad nominal o programada de los dispositivos de protección contra sobrecorriente de los circuitos de un sistema solar fotovoltaico no debe ser inferior al 125% de la intensidad total calculada según el siguiente apartado (b). Se permite que la intensidad nominal o programada de los dispositivos de sobrecorriente cumplan lo establecido en el Artículo 240-3(b) y (c). Excepción: Los circuitos que contengan subconjuntos con dispositivos de sobreintensidad que estén listados para funcionamiento continuo al 100 por 100 de su intensidad nominal (b) Cálculo de la intensidad del circuito. La intensidad de un circuito se calcula como sigue: (1) Circuitos de la fuente fotovoltaica. Es la suma de la intensidad nominal de cortocircuito de los módulos en paralelo. (2) Circuito de salida fotovoltaica. Es la intensidad nominal de cortocircuito de la fuente de alimentación fotovoltaica. (3) Circuito de salida del alternador. Es la intensidad nominal de la salida del alternador o regulador. Excepción: Cuando no haya una fuente externa de energía que produzca retro-agmentación, la intensidad admisible de los conductores de un circuito sin protección contra sobreintensidad no debe ser inferior a la intensidad de cortocircuito. (4) Circuito de entrada de un alternador autónomo. Es la intensidad nominal del alternador cuando éste produce la energía nominal con la menor tensión de entrada. (c) Sistemas con varias tensiones de c.c. En una fuente de energía fotovoltaica con circuitos de salida de varias tensiones que tenga un conductor común de retorno, la intensidad admisible de dicho conductor no debe ser inferior a la suma de las intensidades nominales de los diversos dispositivos de protección contra sobreintensidad de cada uno de los circuitos de salida. 690-9. Protección contra sobrecorriente (a) Circuitos y equipos. Los circuitos de las fuentes de energía fotovoltaicas, de salida fotovoltaica, de los reguladores y de las baterías y equipos deben estar protegidos contra sobrecorriente según establece la Sección 240. Los circuitos conectados a más de una fuente eléctrica deben tener dispositivos contra sobrecorriente instalados de modo que protejan al circuito contra variaciones de intensidad de cualquier fuente. NOTA: Para establecer si todos los conductores y módulos están debidamente protegidos contra variaciones de intensidad de todas las fuentes, hay que tener en cuenta la posible retroalimentación a partir de cualquier fuente de energía, incluida la entrada a través de un regulador a la salida del circuito fotovoltaico y a los circuitos de las fuentes fotovoltaicas. (b) Transformadores de potencia. Un transformador con una fuente o fuentes conectadas a cada lado se debe proteger contra sobrecorriente de acuerdo con lo establecido en la Sección 450-3, calculando primero la protección de un lado del transformador (por ejemplo, el primario) y después la del otro. Excepción: Se permite que un transformador de potencia cuya intensidad nominal en el lado conectado a la fuente de energía fotovoltaica no sea inferior a la intensidad nominal en cortocircuito de la salida del regulador, no esté protegido contra las variaciones de intensidad de dicha fuente. (c) Circuitos de la fuente de energía fotovoltaica. Se permite que los dispositivos de sobreintensidad de los circuitos derivados o los suplementarios protejan a los circuitos de la fuente de energía fotovoltaica contra sobreintensidad. Dichos dispositivos deben ser accesibles, aunque no fácilmente accesibles. (d) Valores de c.c. Los dispositivos de protección contra sobreintensidad (fusibles o interruptores automáticos) que se utilicen en las ramas de c.c. de un sistema solar fotovoltaico. deben estar listados para usarlos en circuitos de corriente continua y tener los valores adecuados de tensión, intensidad admisible e intensidad de corte máxima. C. Medios de desconexión 690-13. Todos los conductores. Se deben instalar medios que desconecten todos los conductores en tensión de una fuente de energía fotovoltaica de todos los demás conductores de un edificio o estructura. Excepción: Cuando la conexión de tierra de un circuito no esté proyectada para que se abra automáticamente como parte del sistema de protección por falla a tierra que exige el Artículo 690-5, no es necesario que un interruptor o interruptor automático utilizado como medio de desconexión tenga un polo conectado al conductor de tierra. NOTA: El conductor de tierra puede tener un medio de desconexión sujeto con un perno o a un terminal que permita su inspección y mantenimiento por parte de personas cualificadas. 690-14. Otras disposiciones. A los medios de desconexión de las fuentes de energía fotovoltaicas se les aplican las disposiciones de la Sección 230 Parte F. Excepción Nº 1: No es necesario que el medio de desconexión sirva como equipo de la acometida, pero su intensidad nominal debe calcularse de acuerdo con el Artículo 690-17. Excepción Nº 2: En el lado de la fuente de energía del medio de desconexión de la fuente fotovoltaica se permite instalar equipos como interruptores-aisladores de la fuente de energía fotovoltaica, dispositivos de protección contra sobreintensidad y diodos de bloqueo. 690-15. Desconexión de los equipos fotovoltaicos. Se deben instalar medios que desconecten los equipos como alternadores, baterías, controladores de carga y similares de todos los conductores de todas las fuentes de energía no puestos a tierra. Si el equipo recibe corriente de más de una fuente, los medios de desconexión deben estar juntos y marcados de modo que se pueda identificar la fuente correspondiente. 690-16. Fusibles. Si un fusible recibe corriente en ambas direcciones y es accesible a personas no cualificadas, se debe instalar un medio de desconexión que lo desconecte de todas las fuentes de alimentación. Un fusible de este tipo en un circuito de la fuente de energía fotovoltaica se debe poder desconectar con independencia de los fusibles que haya en otros circuitos de la fuente de energía fotovoltaica. 690-17. Interruptores o interruptores automáticos. El medio de desconexión de los sistemas no puestos a tierra deben consistir en uno o varios interruptores o interruptores automáticos accionables manualmente y (1) fácilmente accesible, (2) accionables desde el exterior sin que la persona se exponga al contacto con partes en tensión, (3) claramente marcados para indicar cuándo están en posición abierta o cerrada y (4) con una intensidad de corte suficiente para la tensión nominal del circuito y para la intensidad que se dé en los terminales de los conectores de los equipos. Cuando todos los terminales del medio de desconexión puedan recibir corriente estando en posición abierta, se debe instalar en el medio de desconexión o lo más cerca posible del mismo un letrero claramente visible que diga esencialmente: “PRECAUCIÓN: PELIGRO DE DESCARGA ELÉCTRICA – NO TOCAR – TERMINALES EN TENSIÓN AUNQUE ESTÉN ABIERTOS”. Excepción: Cuando un circuito esté proyectado de modo que el interruptor de c.c. no se pueda abrir en carga, se permite que un medio de desconexión instalado en el lado de c.c. tenga una intensidad de interrupción inferior a la intensidad nominal del circuito. 690-18. Desactivación de un grupo de paneles. Se debe instalar un medio que permita desactivar un panel o grupo de paneles. NOTA: Los módulos fotovoltaicos producen corriente cuando están expuestos a la luz. La instalación, sustitución o manipulación de los componentes de los paneles que estén expuestos a la luz, pueden dar lugar a descargas eléctricas. D. Métodos de instalación 690-31. Métodos permitidos (a) Sistemas de instalación. Se permite utilizar todos los métodos de instalación con canalizaciones y cables incluidos en este Código y los demás sistemas y métodos diseñados específicamente e identificados para su uso en sistemas fotovoltaicos. Cuando se utilicen cables con cubiertas integrales, se debe dejar la suficiente longitud del cable para que se pueda cambiar fácilmente. (b) Cables unipolares. En los circuitos de las fuentes de energía fotovoltaicas se permite utilizar cables unipolares de Tipos SE, UF y USE, siempre que se instalen de la misma manera que los cables mulfipolares de Tipo UF, según establece el Artículo 339. Cuando están expuestos a la luz directa del sol, los cables de Tipo UF deben estar identificados como resistentes a la luz del sol o se deben utilizar cables de Tipo USE. NOTA: Para más información sobre el uso de cables aislados en sistemas fotovoltaicos, véase el Artículo 310-13 NOTA. (b) Cables y cordones flexibles. Cuando se utilicen cables y cordones flexibles para conectar las partes móviles de los sistemas de orientación de los módulos fotovoltaicos, dichos cables deben cumplir lo establecido en la Sección 400 y ser de un tipo identificado como de uso intenso o cables portátiles, deben poder soportar un uso extra-intenso, estar listados para su uso a la intemperie y ser resistentes al agua y a la luz del sol. Su intensidad admisible debe cumplir lo establecido en el Artículo 400-5. Cuando la temperatura ambiente supere los 30ºC, se deben aplicar a la intensidad admisible los factores de corrección de la Tabla 690-31 (e). (d) Cables con conductores de poca sección. Para las interconexiones de los módulos fotovoltaicos se permite utilizar cables monopolares listados para intemperie resistentes a la luz del sol y a la humedad, de sección nº16 o 18, siempre que dichos cables cumplan los requisitos de intensidad admisible de la Sección 690-8. Para calcular los factores de corrección de la intensidad y temperatura de los cables, véase el Artículo 310-15. Tabla 690-31 (c) Factores de corrección para cables de sistemas fotovoltaicos Temperatura ambiente en ºC Temperatura 60º C Nominal 75º C de los 90º C Conductores 105º C 30 31 - 35 36 - 40 41 - 45 46 - 50 51 - 55 56 - 60 61 - 70 71 - 80 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41 ---- 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,58 0,33 -- 1,00 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71 0,58 0,41 1,00 0,97 0,93 0,89 0,86 0,82 0,71 0,68 0,58 690-32. Interconexión de los componentes. Se permite conectar durante la instalación los módulos u otros componentes con los herrajes y conectores proyectados para que queden ocultos una vez montados, si están lisiados para dicho uso. Dichos herrajes y conectores deben tener los mismos valores de aislamiento, aumento de temperatura e intensidad de falta que el resto de los elementos de la instalación y deben ser capaces de resistir las condiciones ambientales que deban soportar. 690-33. Conectores. Los conectores permitidos por el Artículo 690-32 deben cumplir los siguientes requisitos (a) a (e): (a) Forma. Los conectores deben tener polaridad y ser de forma que no se puedan conectar a las bases de toma de corriente de otras instalaciones eléctricas que haya en el edificio. (b) Protección. Los conectores deben estar construidos e instalados de modo que eviten el contacto accidental de las personas con partes en tensión. (c) Tipo. Los conectores deben tener tapa o tener enganches de fijación. (d) Conector de tierra. El conector de tierra debe ser el primero que haga contacto con el conector correspondiente y el último que se abra. (e) Desactivación del circuito. Los conectores deben ser capaces de impedir que pase la corriente por el circuito sin causar riesgos para las personas. 690-34. Acceso a las cajas. Las cajas de bornes, de derivación y de toma de corriente situadas detrás de los módulos o paneles solares se deben instalar de modo que los cables que contengan sean accesibles directamente o desplazando el módulo o módulos. Deben estar sujetas con tornillos desmontables y conectadas mediante un sistema flexible. E. Toma de tierra 690-41. Puesta a tierra del sistema. En todas las fuentes de energía fotovoltaica debe haber un conductor de una instalación bipolar de más de 50 voltios y el neutro de un sistema tripolar que estén sólidamente puestos a tierra. Excepción: Se permite utilizar otros métodos que ofrezcan una protección equivalente y que utilicen equipos listados e identificados para ese uso. NOTA: Véase el Artículo 250-1 NOTA 1. 690-42. Punto de conexión a tierra del sistema. La conexión a tierra del circuito de c.c. se debe hacer en cualquier punto del circuito de salida fotovoltaico. NOTA: Si se busca el punto de conexión a tierra lo más cerca posible de la fuente de energía fotovoltaica, el sistema quedará mejor protegido contra las posibles subidas de tensión producidas por los rayos. 690-43. Puesta a tierra de los equipos. Se deben poner a tierra todas las masas de los bastidores de los módulos, equipos y envolventes de conductores, con independencia de su tensión. 690-45. Sección del conductor de tierra de los equipos. En los sistemas fotovoltaícos en los que la intensidad de cortocircuito de la fuente de alimentación sea menor del doble de la intensidad nominal del dispositivo de sobreintensidad, el conductor de tierra de los equipos debe tener una sección no inferior a la de los conductores de los circuitos. En otros sistemas el conductor de tierra debe tener una sección que cumpla lo establecido en el Artículo 250-95. 690-47. Sistema de electrodo de tierra. Se debe instalar un electrodo de tierra que cumpla lo establecido en los Artículos 250-81 a 250-86. F. Marcas 690-51. Módulos. Los módulos fotovoltaícos deben llevar una placa en la que se identifique la polaridad de los cables o terminales, la intensidad máxima del dispositivo de protección contra sobreintensidad y los siguientes valores nominales: (1) tensión en circuito abierto, (2) tensión de trabajo, (3) tensión máxima admisible del sistema, (4) intensidad de trabajo, (5) intensidad de cortocircuito y (6) potencia máxima. 690-52. Fuente de energía fotovoltaica. El instalador debe poner en el lugar de la instalación, cerca del medio de desconexión de la fuente de energía fotovoltaica, una placa en la que conste: (1) la intensidad de trabajo del sistema, (2) la tensión de trabajo, (3) la tensión en circuito abierto y (4) la intensidad de cortocircuito. (NOTA): Los sistemas reflectantes utilizados para aumentar las radiaciones pueden producir mayores niveles de intensidad y potencia de salida. G. Conexión con otras fuentes de energía 690-61. Pérdida de la tensión del sistema. La salida de un alternador de un sistema fotovoltaico que esté conectado con otra fuente de energía se debe desconectar automáticamente de todos los conductores no conectados a tierra de ése y de todos los demás sistemas cuando desaparezca la tensión de los mismos y no se debe volver a conectar hasta que se restablezca la tensión. NOTA: Para la interconexión con otras fuentes de generación de energía eléctrica véase la Sección 705. Se permite utilizar un sistema solar fotovoltaico conectado normalmente a otra fuente de energía como sistema autónomo que suministra corriente a un edificio. 690-62. Intensidad admisible del conductor neutro. Si la salida de un alternador monofasico bipolar está conectada sólo al neutro y a una de las fases de un sistema tripolar o de uno trifásico de cuatro polos en estrella, la suma de la carga máxima conectada entre el neutro y cualquiera de las fases sin poner a tierra más la salida nominal del alternador no debe superar la intensidad admisible del conductor neutro. 690-63. Conexiones desbalanceadas (a) Monofásicas. La salida de un alternador monofásico no se debe conectar a un circuito trifásico de 3 o 4 polos derivado directamente de un transformador conectado en delta. (b) Trifásica. Cuando se abra una de las fases de cualquiera de las fuentes de suministro, un alternador trifásico se debe desconectar automáticamente de todos los conductores no puestos a tierra de todos los circuitos conectados al mismo. Excepción a (a) y (b): Cuando el sistema interconectado está proyectado de modo que no se produzcan desbalances importantes de tensión. 690-64. Punto de conexión. La salida de un generador fotovoltaico se debe conectar como se indica en los siguientes apartados (a) y (b). NOTA: A efectos de esta Sección, la salida de un generador fotovoltaico es (1) la salida de un alternador conectado a una fuente de c.a. o (2) el circuito de salida fotovoltaica conectado a una fuente de c.c. (a) Lado de la fuente. Al lado de la fuente o suministro del medio de desconexión de la acometida, tal como permite el Artículo 230-82 Excepción nº 6. (b) Lado de la carga. Al lado de la carga del medio o medios de desconexión de las demás fuentes de suministro, siempre que se cumplan todas las condiciones siguientes: (1) Que todas las conexiones con las fuentes de suministro estén hechas en un medio de desconexión especifico, que puede ser un fusible o interruptor automático. (2) Que la suma de las intensidades admisibles de los dispositivos de protección contra sobreintensidad de los circuitos de suministro de buses o conductores no supere la intensidad admisible de los mismos. Excepción: En una unidad de vivienda la suma de las intensidades admisibles de los dispositivos de protección contra sobreintensidad no debe superar el 120% de la intensidad admisible de los mismos. (3) Que el punto de conexión esté antes de cualquier equipo de protección contra falta a tierra. Excepción: Se permite hacer la conexión después de dichos equipos si están protegidos contra las fallas a tierra que se puedan producir en cualquiera de las fuentes de suministro. (4) Que los equipos que tengan dispositivós, de protección contra sobreintensidad en los circuitos de suministro de los buses o conductores estén marcados indicando la presencia de todas las fuentes de suministro. Excepción. Los equipos que reciban corriente de un solo punto de conexión. 1 (5) Los equipos como los interruptores automáticos que puedan estar retro-alimentados deben estar identificados para funcionar en ese modo. H. Baterías de acumuladores 690-71. Instalación (a) General. Las baterías de acumuladores de los sistemas solares fotovoltaicos se deben instalar según establece la Sección 480. Excepción: Lo que establece el Artículo 690-73. (b) Viviendas. (1) Las baterías de acumuladores de las viviendas deben tener sus celdas conectadas de modo que no puedan funcionar a más de 50 voltios. Excepción, Cuando no haya partes en tensión accesibles durante las tareas normales de mantenimiento de las baterías, se permite que su tensión sea la que se establece en el Artículo 690-7. (2) Las partes energizadas de las instalaciones de baterías de las viviendas deben estar protegidas para evitar el contacto accidental con personas u objetos, cualquiera que sea el voltaje o tipo de las mismas. NOTA: Las baterías de los sistemas solares fotovoltaicos están sometidas a muchos ciclos de carga y descarga y suelen requerir un mantenimiento frecuente, como comprobar el electrolito y limpiar los terminales. (c) Limitación de corriente. Cuando la intensidad de cortocircuito de una batería o grupo de baterías de un sistema solar fotovoltaico sea mayor que la de interrupción o la nominal de los demás equipos instalados en el circuito, en cada uno de los circuitos y cerca de las baterías se debe instalar un limitador de corriente o dispositivo de protección contra intensidad que esté aprobado. La instalación de los fusibleslimitadores debe cumplir lo establecido en el Artículo 690-16. 690-72. Estado de carga. Deben instalarse equipos que indiquen el estado de carga de las baterías. Los medios de regulación de la carga de las baterías deben ser accesibles exclusivamente a personas calificadas. Excepción: Cuando la tensión de salida de la fuente de energía fotovoltaica coincida con la tensión y la intensidad de carga de las celdas de las baterías interconectadas. 690-73. Puesta a tierra. Se considerará que las celdas de las baterías interconectadas están puestas a tierra cuando la fuente de energía fotovoltaica esté instalada según lo que establece el Artículo 690-41, Excepción. 690-74. Interconexiones de las baterías. En las baterías se permite instalar cables flexibles, como se definen la Sección 400, de tamaño nº 2/0 y superior, para conectar los terminales de las baterías a las cajas de empalmes cercanas, de acuerdo con los métodos de conexión aprobados. También se permite conectar cables flexibles de baterías entre las baterías y las celdas que haya en el interior de la misma. Dichos cables deben estar aprobados para uso intenso y estar identificados como resistentes a los ácidos y a la humedad. APÉNDICE 2 ESTIMACIÓN DE ARREGLO FOTOVOLTAICO Voltaje del sistema [V] horas día Carga [W] 48 Carga [A] 0 68,5086 1,4272631 1 28,7154 0,5982382 2 14,7029 0,3063099 3 9,8640 0,2054991 4 10,9230 0,2275615 5 29,7389 0,6195613 6 141,3470 2,9447298 7 340,1934 7,0873615 8 557,5367 11,615348 9 684,9005 14,268761 10 528,0623 11,001299 11 548,4545 11,426136 12 508,9813 10,603777 13 448,3016 9,3396158 14 470,9280 9,8110007 15 465,1529 9,690685 16 468,9565 9,7699277 17 504,1551 10,50323 18 502,8242 10,475504 19 538,2771 11,214106 20 518,6285 10,80476 21 427,0120 8,8960824 22 656,0549 13,667811 23 192,3675 4,0076552 Nombre del Proyecto Carga diaria [Ah] Carga Nocturna [Ah] Carga Diurna [Ah] 198,56 91,28 107,28 Energía total que incidente [Ah/m2] Energía aprovechable [Ah/m2] 98,7292 12,9335 N° de bancos necesarios Cantidad de baterías a instalar Capacidad del arreglo de baterías [Ah] 7 28 1015 Imax del sistema (Incluye cargaBB) [A] 58,93 Cantidad de paneles necesarios La Tortuga 40 Juan Do Nascimento Fernandes APÉNDICE 3 ESTIMACIÓN DE ARREGLO FOTOVOLTAICO Voltaje del sistema [V] horas día Carga [W] 48 Carga [A] 0 230,4 4,8 1 230,4 4,8 2 230,4 4,8 3 230,4 4,8 4 230,4 4,8 5 230,4 4,8 6 230,4 4,8 7 230,4 4,8 8 230,4 4,8 9 230,4 4,8 10 230,4 4,8 11 230,4 4,8 12 230,4 4,8 13 230,4 4,8 14 230,4 4,8 15 230,4 4,8 16 230,4 4,8 17 230,4 4,8 18 230,4 4,8 19 230,4 4,8 20 230,4 4,8 21 230,4 4,8 22 230,4 4,8 23 230,4 4,8 Nombre del Proyecto Carga diaria [Ah] 126,72 Energía total que incidente [Ah/m2] Energía aprovechable [Ah/m2] 98,7292 12,9335 N° de bancos necesarios Cantidad de baterías a instalar Capacidad del arreglo de baterías [Ah] 4 16 Imax del sistema (Incluye cargaBB) [A] Cantidad de paneles necesarios Carga Nocturna [Ah] 79,20 El Crucero Carga Diurna [Ah] 47,52 580 28,0000 20 Juan Do Nascimento Fernandes