Generación alternativa para antenas repetidoras de

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−   
cc
  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
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kW en el oriente del país”, 2006.
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Consultada el: 24-08-06.
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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