Proyecto de Instalación Solar Fotovoltaica en El Departamento de Ingeniería Eléctrica de La...

UNIVERSIDAD DE SANTIAGO DE CHILE

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

PROYECTO DE INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA EN EL

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA

UNIVERSIDAD DE SANTIAGO DE CHILE

ROBERTO ANDRÉS VELÁSQUEZ CÉSPEDES

Profesor Guía: Ing. Osvaldo Ojeda Reyes.

Trabajo de Titulación presentado en

conformidad a los requisitos para

obtener el título de Ingeniero Civil en

Electricidad

Santiago - Chile

2012

ii

© Roberto Andrés Velásquez Céspedes.

Se autoriza la reproducción parcial o total de esta obra, con fines académicos,

por cualquier forma, medio o procedimiento, siempre y cuando se incluya la cita

bibliográfica del documento.

iii

A la mujer que hace 10 años me ilustró con principios e ideas.

A la madre que es y será…

Soledad Riquelme Torres.

iv

Aunque se hunda la tierra…

La lucha debe continuar.

v

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN. ............................................................................................... 1

CAPÍTULO 2. SISTEMAS GENERADORES FOTOVOLTAICOS. .............................................. 7

2.1 Componentes de una Instalación Fotovoltaica. ................................................ 7

2.1.1 Células y Paneles Fotovoltaicos. ................................................................... 8

2.1.1.1 Funcionamiento de un Panel Solar. ....................................................... 11

2.1.1.2 Características eléctricas y mecánicas de un panel fotovoltaico. ........... 16

2.1.2 Regulador de Carga. .................................................................................... 20

2.1.2.1 Funcionamiento del Regulador de Carga. ............................................. 20

2.1.2.2 Características Eléctricas del Regulador de Carga ................................ 22

2.1.3 Baterías para aplicaciones fotovoltaicas. ..................................................... 23

2.1.3.1 Funcionamiento de las baterías. ............................................................ 24

2.1.3.2 Características Eléctricas de las Baterías .............................................. 27

2.1.4 Inversor. ....................................................................................................... 30

2.1.4.1 Funcionamiento del Inversor. ................................................................ 30

2.1.4.2 Características Eléctricas del Inversor ................................................... 33

2.2 Instalaciones fotovoltaicas. ............................................................................ 37

2.2.1 Bloques funcionales de la instalación........................................................... 37

2.2.2 Bloque de generación. ................................................................................. 37

2.2.3 Bloque de acumulación o almacenamiento. ................................................. 38

2.2.4 Bloque de Cableado. ................................................................................... 38

2.2.5 Bloque de conversión. ................................................................................. 39

2.2.6 Bloque de control. ........................................................................................ 39

vi

2.2.7 Bloque de carga. .......................................................................................... 39

2.2.8 Bloque de sistemas auxiliares. ..................................................................... 39

2.2.9 Tipos de instalaciones fotovoltaicas. ............................................................ 40

2.2.10 Instalaciones aisladas de la red. ................................................................ 41

2.2.11 Instalaciones para bombeo. ....................................................................... 41

2.2.12 Instalaciones conectadas a la red eléctrica. ............................................... 42

2.2.13 Instalaciones con sistemas híbridos. .......................................................... 43

2.3 Clasificación de los parámetros ambientales. ................................................ 43

2.3.1 Masa de Aire. ............................................................................................... 44

2.3.2 Variación del Espectro Luminoso. ................................................................ 46

2.3.3 Radiación. .................................................................................................... 46

2.3.3.1 Irradiancia. ............................................................................................ 46

2.3.3.2 Irradiación. ............................................................................................ 47

2.3.4 Día Solar Promedio. ..................................................................................... 48

2.3.5 Declinación del Sol ...................................................................................... 49

2.3.6 Cálculo de Horas Peak y Parámetros según la localidad ............................. 51

2.3.6.1 Horas Peak en plano horizontal (H.P.h)................................................. 51

2.3.6.2 Horas Peak en Plano Inclinado (H.P.i) .................................................. 52

2.4 Grado de Disponibilidad de un Sistema Fotovoltaico. .................................... 54

CAPÍTULO 3. NORMATIVA NACIONAL PARA INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS. ................................................................................................................. 56

3.1 Marco regulatorio nacional. ............................................................................ 56

3.1.1 Ley Nº 19.940 (Ley Corta I).......................................................................... 57

vii

3.1.2 Ley Nº 20.018 (Ley Corta II)......................................................................... 58

3.1.3 Ley 20.571 Regulación de pago a la generación residencial. ....................... 59

3.2 Normativa técnica nacional relacionada a energía fotovoltaica. ..................... 60

3.2.1 Normas Fotovoltaicas .................................................................................. 60

3.2.2 Normativa eléctrica en Chile. ....................................................................... 61

3.2.3 Normativa de diseño estructural. .................................................................. 63

3.3 Documentación necesaria para solicitar aprobación de proyectos en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. ................................................... 63

CAPITULO 4. INGENIERIA CONCEPTUAL DEL PROYECTO FOTOVOLTAICO. ................... 65

4.1 Descripción general de la instalación. ............................................................ 65

4.1.1 Consumo energético. ................................................................................... 66

4.2 Evaluación de las características climatológicas del DIE-USACH. ................. 69

4.2.1 Ubicación y mapa topográfico del terreno. ................................................... 70

4.2.2 Características climatológicas del DIE-USACH. ........................................... 72

4.2.3 Radiación Global Horizontal del sitio. ........................................................... 74

4.2.4 Ciclo Anual de GHI. ..................................................................................... 77

4.2.5 Ciclo Anual de GHI, año 2009 y 2010. ......................................................... 78

4.2.6 Promedio mensual de la radiación diaria. .................................................... 79

4.2.7 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria. ............................................. 80

4.2.8 Nubosidad.................................................................................................... 81

4.2.8.1 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad. ........................ 82

4.3 Identificación de lugares de instalación. ......................................................... 83

4.4 Modelo general de la instalación. ................................................................... 89

viii

CAPITULO 5. INGENIERIA DE DETALLE PARA EL DISEÑO DE LA INSTALACION. ............. 91

5.1 Módulos fotovoltaicos. ........................................................................................ 91

5.1.1 Características eléctricas del módulo fotovoltaico. ....................................... 93

5.1.2 Eficiencia del módulo fotovoltaico. ............................................................... 95

5.1.3 Características mecánicas del módulo fotovoltaico. ..................................... 97

5.2 Estructura soporta módulos. ............................................................................. 100

5.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento, basado en normas nacionales. ............................................................................................. 102

5.2.1.1 Sistema principal resistente a las fuerzas del viento (SPRFV). ............ 102

5.2.1.2 Elementos secundarios y de revestimiento. ......................................... 105

5.2.2 Normas estructurales internacionales. ....................................................... 107

5.2.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento ...................... 107

5.2.2.2 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por una sobrecarga de nieve. .............................................................................................................. 110

5.3 Dimensionado del inversor. .............................................................................. 112

5.4 Dimensionado y cálculos eléctricos de equipos fotovoltaicos. .......................... 114

5.4.1 Número máximo de módulos por rama, conexión serie.............................. 114

5.4.2 Número mínimo de módulos por rama. ................................................. 116

5.4.3 Número de ramales en paralelo ............................................................ 117

5.4.4 Potencia de la instalación. .................................................................... 118

5.5 Dimensionado y cálculos de la instalación eléctrica. .................................... 119

5.5.1 Cableado. ............................................................................................. 119

5.5.1.2 Selección de los conductores en Zona DC. ......................................... 120

ix

5.5.1.2.1 Conductor para conexión modulo a caja de conexionado. ............ 120

5.5.1.2.2 Caída de tensión entre conexión modulo a caja de conexionado. . 121

5.5.1.2.3 Conductor alimentador para conexión caja de conexionado a inversor. ....................................................................................................... 122

5.5.1.2.4 Caída de tensión en alimentador para conexión caja de conexionado a inversor. .................................................................................................... 122

5.5.1.3 Selección del conductor en Zona AC. .................................................. 123

5.5.1.3.1 Conductor alimentador para conexión inversor a la red. ............... 123

5.5.1.3.2 Caída de tensión en alimentador para conexión inversor a la red. 125

5.6 Protecciones. ................................................................................................... 126

5.6.1 Selección de protecciones en Zona DC. .................................................... 126

5.6.1.1 Fusible de protección modulo a tablero de conexionado. .................... 126

5.6.1.2 Disyuntor general DC conexión en caja de conexionado a inversor y en tablero del inversor. ......................................................................................... 126

5.6.2 Selección de protecciones en Zona AC. ............................................... 126

5.6.2.1 Disyuntor y protector diferencial en conexión del inversor a la red. ..... 126

5.6.2.2 Operación en ISLA. ............................................................................. 127

5.7 Sistema de puesta a tierra. ............................................................................... 127

5.7.1 Sistema de puesta a tierra en BT.......................................................... 128

5.7.2 Sistema de puesta a tierra en AT.......................................................... 129

5.7.3 Aislación Galvánica. ............................................................................. 131

5.8 Dispositivos de monitoreo. ........................................................................... 132

5.8.1 Monitoreo eléctrico. .............................................................................. 132

5.8.2 Monitoreo solar. .................................................................................... 133

x

CAPÍTULO 6. ESTIMACIONES DE GENERACIÓN Y EVALUACIÓN ECONÓMICA. ............. 134

6.1 Estimación de comportamiento del sistema para condiciones iniciales, inclinación . ................................................................................................ 134

6.1.1 Radiación global. ....................................................................................... 135

6.1.2 Energía generada antes y después del inversor. ....................................... 137

6.1.3 Pérdidas del sistema. ................................................................................. 138

6.1.4 Eficiencia del bloque generador y del sistema. .......................................... 141

6.1.5 Rendimiento del sistema. ........................................................................... 142

6.2 Estimación de operación del sistema para distintos ángulos de inclinación. 143

6.2.1 Radiación global. ....................................................................................... 144

6.2.2 Energía generada antes y después del inversor. ....................................... 146

6.2.3 Pérdidas del sistema. ................................................................................. 149

6.2.4 Eficiencia del sistema. ............................................................................... 152

6.2.5 Rendimiento teórico del sistema. ............................................................... 153

6.3 Evaluación económica del proyecto. ............................................................ 155

6.3.1 Proyecciones económicas ......................................................................... 155

6.3.2 Impacto en los actuales requerimientos de energía. .................................. 156

6.3.3 Flujo de efectivo ......................................................................................... 156

6.3.3.1 Proyecciones de ahorro por concepto de energía. .............................. 157

6.3.3.2 Inversión del Proyecto ......................................................................... 157

6.3.3.3 Flujo de caja del proyecto para los casos A y B.¡Error! Marcador no definido.

6.3.4 Análisis de los Indicadores económicos del proyecto. ................................ 161

xi

6.3.4.1 Análisis Período de Recuperación de la Inversión ............................... 161

6.3.4.2 Análisis Valor Actual Neto. .................................................................. 162

6.3.4.3 Análisis Tasa Interna de Retorno......................................................... 162

CAPÍTULO 7 RECOMENDACIONES DE PUESTA EN MARCHA Y MANTENIMIENTO. ....... 163

7.1 Puesta en marcha........................................................................................ 163

7.1.1 Consideraciones generales. ....................................................................... 163

7.1.2 Normas de seguridad. ................................................................................ 165

7.1.3 Puesta en marcha de la instalación. .......................................................... 166

7.2 Plan de mantenimiento anual....................................................................... 167

7.2.1 Mantenimiento de los módulos fotovoltaicos. ............................................. 169

7.2.1.1 Operación de mantenimiento GT1. ...................................................... 169

7.2.1.2 Operación de mantenimiento GT2. ...................................................... 170

7.2.1.3 Operación de mantenimiento GT3 ....................................................... 172



7.2.2 Mantenimiento de otros equipos de la instalación. ..................................... 174

7.2.2.1 Operación de mantenimiento ET1. ...................................................... 175

7.2.2.2 Operación de mantenimiento ET2 ....................................................... 176

7.2.2.3 Operación de mantenimiento ET3 ....................................................... 176

7.2.3 Mantenimiento del cableado. ..................................................................... 177

7.2.3.1 Operación de mantenimiento CT1 ....................................................... 177

7.2.3.2 Operación de mantenimiento CT2 ....................................................... 177

xii

7.2.4 Mantenimiento de la puesta a tierra. .......................................................... 178

7.2.4.1 Operación de mantenimiento TT1 ....................................................... 179

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES. .......................................................................................... 180

9 Referencias. .................................................................................................................. 185

10 ANEXOS ................................................................................................................... 189

xiii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla. 2.1 Datos de Ubicación e Irradiación para Santiago. 51

Tabla 2.2 Horas Peak o de Sol plano horizontal para Santiago. 52

Tabla 2.3 Horas Peak o de Sol plano inclinado para Santiago. 54

Tabla 3.1 Normas fotovoltaicas nacionales e internacionales. 60

Tabla 3.2. Normas Eléctricas Nacionales. 62

Tabla 3.3. Normas para diseño estructural. 63

Tabla 4.1 Datos generales del suministro eléctrico. 66

Tabla 4.2 Ubicación geográfica del DIE-USACH. 70

Tabla 4.3 Detalle de áreas disponibles para la construcción de una instalación fotovoltaica

en el DIE-USACH. 84

Tabla 5.1 Especificaciones técnicas de los módulos fotovoltaicos considerados en el

proyecto. 91

Tabla 5.2 Especificaciones mecánicas de los módulos fotovoltaicos. 97

Tabla 5.3 Dimensión de perfiles para el diseño de la estructura fotovoltaica. 101

Tabla 5.4 Resultados para la edificación en el SPRFV. 104

Tabla 5.5 Resultados para la edificación en elementos secundarios y revestimientos

107

Tabla 5.6 Presión dinámica del viento. 108

Tabla 5.7 Especificaciones técnicas del inversor considerado en el proyecto. 112

Tabla 5.8 Características de la malla de B.T. existente. 128

Tabla 5.9 Características de la Subestación propiedad del DIE-USACH. 130

Tabla 5.10 Características de la malla de A.T. existente 130

Tabla 6.1 Detalle de inversión del proyecto. 159

Tabla 6.2 Flujo de caja proyectado. 160

Tabla 6.3 VAN obtenido para los casos A y B. 162

Tabla 6.4 TIR obtenido para los casos A y B. 162

Tabla B.1. Energía solar diaria sobre el DIE-USACH. 191

Tabla B.2. Radiación solar diaria para cada mes, durante los años 2009 y 2010. 192

Tabla B.3. Radiación solar horizontal diaria para cada mes en cielo despejado, durante los

años 2009 y 2010. 193

Tabla C.1 Factor de ajuste por altura y exposición para construcciones 194

Tabla C.2 Velocidad básica de viento para distintas zonas del país. 194

Tabla C.3 Factor de importancia para las distintas construcciones según categoría de

xiv

ocupación de edificios y otras estructuras establecida en NCh3171. 194

Tabla C.4 Presiones de viento en el SPRFV para el método simplificado en 195

Tabla C.5 Presiones de viento en elementos secundarios para el método simplificado 196

Tabla D.1 Bases de datos utilizados por el software PVsyst. 198

Tabla E.1 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales. 200

Tabla E.2 Simulación PVsyst, Pérdidas. 201

Tabla E.3 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento normalizados. 202










Tabla E.13 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales 212



Tabla F Listado de los planos 215

Tabla G.1 Códigos de referencia según cotización a proveedores nacionales de equipos

y materiales eléctricos. 216

xv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1-1 Evolución del costo en módulos fotovoltaico. 2

Figura 1-2 Evolución del costo en inversores utilizados en aplicaciones fotovoltaicas. 3

Figura 2-1 Esquema de un Sistema FV. 8

Figura 2-2 Funcionamiento de una célula fotovoltaica. 9

Figura 2-3 Construcción de un panel fotovoltaico. 10

Figura 2-4 Curva característica de un panel FV. 13

Figura 2-5 Influencia de la temperatura en la curva característica I-V celda FV. 13

Figura 2-6 Influencia de la irradiación solar en la curva característica I-V celda FV. 14

Figura 2-7 Influencia de la temperatura en la curva característica P-V módulo FV. 15

Figura 2-8 Influencia de la irradiancia en la curva característica P-V módulo FV. 16

Figura 2-9 El regulador de carga. 21

Figura 2-10 Baterías de uso fotovoltaico. 26

Figura 2-11 La figura muestra tres formas de onda en la salida de un inversor CC-CA. 31

Figura 2-12 Inversor CC-CA. 32

Figura 2-13 Diagrama de conexión general para equipos fotovoltaicos . 36

Figura 2-14 Tipos de instalaciones fotovoltaicas. 40

Figura 2-15 Esquema general de instalaciones conectadas a la red. 42

Figura 2-16 Composición del espectro luminoso y las respectivas longitudes de onda. 44

Figura 2-17 Masa de Aire. 45

Figura 2-18 Declinación Solar . 49

Figura 2-19 Ángulo de Inclinación “β” de un Panel Fotovoltaico. 52

Figura 4-1 Fotografía aérea de la ubicación referencial del DIE-USACH 65

Figura 4-2 Consumo anual de energía, DIE- USACH, 2011. 67

Figura 4-3 Costo anual de energía, DIE- USACH, 2011. 68

Figura 4-4 Ubicación geográfica y entorno topográfico del DIE-USACH. 71

Figura 4-5 Ciclo estacional de viento en el DIE-USACH. 72

Figura 4-6 Ciclo estacional de temperatura en el DIE-USACH. 73

Figura 4-7 Ciclo estacional del Albedo en el DIE-USACH. 73

Figura 4-8 Comparativa del promedio anual de radiación captada en Santiago,

Andalucía y Los Ángeles. 75

Figura 4-9 Comparativa de radiación mensual recibida en el DIE-USACH, Andalucía

y Los Ángeles, 2010. 76

xvi

Figura 4-10 Comparativa de radiación mensual recibida en el DIE-USACH, Andalucía

y Los Ángeles, 2010. 77

Figura 4-11 Ciclo anual de la radiación diaria promedio sobre el DIE-USACH,

año 2009 y 2010. 78

Figura 4-12 Promedio mensual de la radiación diaria sobre el DIE-USACH. 79

Figura 4-13 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria promedio sobre

DIE-USACH, en (W/m2). 80

Figura 4-14 Ciclo anual de la frecuencia de nubosidad diurna sobre DIE-USACH. 81

Figura 4-15 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad sobre DIE-USACH. 82

Figura 4-16. Esquema general de áreas disponibles para la construcción de una

instalación fotovoltaica. 83

Figura 4-17. Fotografía superficie de techumbre Block A del DIE-USACH. 84

Figura 4-18 Superficie de techumbre Block C del DIE-USACH. 85

Figura 4-19 Superficie de techo Block C del DIE-USACH. 86



Figura 4-22 Instalación fotovoltaica conectada a la red y sus principales bloques. 89

Figura 5-1 Módulo fotovoltaico, marca:Jinko Solar, modelo:JKM 250M . 92

Figura 5-2 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de temperatura del módulo

fotovoltaico. 93

Figura 5-3 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de irradiación sobre el módulo

fotovoltaico. 94

Figura 5-4 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de temperatura del módulo

fotovoltaico. 94

Figura 5-5 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de irradiación sobre el módulo

fotovoltaico. 95

Figura 5-6 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, marca:Jinko Solar,

modelo:JKM 250M. 96

Figura 5-7 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, marca:Jinko Solar,

modelo:JKM 250M. 96

Figura 5-8 Dimensiones, detalles frontal, lateral y anterior del módulo fotovoltaico 98

Figura 5-9 Esquema general de conexión de los 12 paneles FV en la instalación. 99

Figura 5-10 Tipo de perfil Metalcon a utilizar en la estructura soporta módulos. 100

Figura 5-11 Estructura soporta módulos FV, posición y dimensiones. 101

xvii

Figura 5-12 Zonas de aplicación de las presiones de viento en el SPRFV para

el método simplificado. 103

Figura 5-13 Zonas de aplicación de las presiones de viento en elementos

secundarios y de revestimiento 106

Figura 5-14 Distribución de fuerzas sobre la estructura soporta módulos. 109

Figura 5-15 Inversor de corriente continua a corriente alterna de potencia

nominal 3500 (W). 114

Figura 5-16 Malla de puesta a tierra existente de BT. 129

Figura 5-17 Malla de puesta a tierra existente de AT. 131

Figura 6-1 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico del sistema,

al utilizar el software PVsyst. 135

Figura 6-2 Radiación global incidente captada por los módulos 46fotovoltaicos

a una inclinación de 40°. 136

Figura 6-3 Energía total generada mensualmente, en los módulos y β= 40°. 137

Figura 6-4 Clasificación y comportamiento anual de las pérdidas, inclinación β= 40°. 139

Figura 6-5 Influencia porcentual de los factores de pérdidas en una instalación

fotovoltaica. 140

Figura 6-6 Eficiencia del bloque generador y general de la instalación a una

inclinación de 40°. 141

Figura 6-7 Comportamiento del factor de rendimiento de una instalación

fotovoltaica durante un año. 143

Figura 6-8 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico con diferentes

ángulos de inclinación, 144

Figura 6-9 Radiación global incidente anual, para distintos ángulos de inclinación. 145

Figura 6-10 Generación total anual en bornes del arreglo fotovoltaico, para

distintos ángulos de inclinación. 147

Figura 6-11 Generación total anual de energía inyectada a la red, para

distintos ángulos de inclinación. 147

Figura 6-12 Generación total anual de energía en bornes del arreglo fotovoltaico y

en bornes del inversor, para distintos ángulos de inclinación. 148

Figura 6-13 Pérdidas anuales del sistema, detalladas según el tipo, para distintos

ángulos de inclinación. 149

Figura 6-14 Pérdidas anuales del sistema generadas para distintos ángulos de

inclinación. 151

xviii

Figura 6-15 Eficiencia global del sistema durante un año, para distintos ángulos de

Inclinación. 152

Figura 6-16 Factor de rendimiento mensual del sistema, para distintos ángulos de

inclinación. 153

Figura 6-17 Rendimiento total anual del sistema, para distintos ángulos de

inclinación. 154

Figura 6-18 Energía mensual suministrada por la compañía eléctrica antes y después del

proyecto. 156

Figura 6-19 Gráfico de flujos netos acumulados de efectivo del proyecto,

para los casos A y B. 161

Figura 7-1 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos. 168

Figura 7-2 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos. 172

Figura A-1 Gráfica de declinación solar para los hemisferios Norte y Sur. 190

Figura D-1 Ventana Informativa del software PVsyst. 197

Figura H-1 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página1 de 2. 217

Figura H-2 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página 2 de 2. 218

xix

TÍTULO: Proyecto de instalación solar fotovoltaica en el Departamento de

Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile.

CLASIFICACIÓN TEMÁTICA: Células fotovoltaicas; Energía solar; Recursos

energéticos renovables; Universidad de Santiago de Chile.

AUTOR: Velásquez Céspedes, Roberto Andrés

CARRERA: Ingeniería Civil en Electricidad

PROFESOR GUÍA: Ojeda Reyes, Osvaldo

AÑO: 2012

CÓDIGO UBICACIÓN BIBLIOTECA: 2012/P/046

RESUMEN

El objetivo de este trabajo es desarrollar el proyecto de ingeniería de una

instalación solar fotovoltaica con miras a suministrar parte de los

requerimientos de energía eléctrica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de

la Universidad de Santiago de Chile. Contempla el estudio de los conceptos

básicos de generación de electricidad a partir de instalaciones fotovoltaicas, la

normativa vigente relacionada, estimaciones futuras de generación, rendimiento

y pérdidas del sistema. Así como también incluye la ingeniería de detalle, la

evaluación económica, recomendaciones para la puesta en marcha y de

mantenimiento del proyecto.

El desarrollo de este trabajo de titulación ha permitido elaborar la ingeniería,

conocer el comportamiento estimado y la dependencia de la inversión inicial en

la evaluación económica de una instalación fotovoltaica conectada a la red.

1

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN.

Resulta interesante considerar, qué sucedería si prescindiéramos de la energía

eléctrica. Sencillamente este hecho en la actualidad resulta impensable y por

ello realizar una vida normal con un correcto y sustentable abastecimiento

energético es cada vez más necesario.

Suministrar la alta demanda energética constituye uno de los principales

problemas que enfrentan los países de todo el mundo. El incremento en cuanto

al uso de energías no renovables es constante, ya que la mayoría de las

economías se sustenta en modelos de desarrollo donde éstas se utilizan en

grandes cantidades. No obstante, se han requerido cambios legislativos que

inciden directamente en el mercado energético. Estos hechos han afectado

positivamente al reducir las emisiones y los costos asociados además de

diversificar la matriz energética.

Un número no menor de países en Norte América, Europa y Asia han invertido

en alternativas para generar electricidad, desarrollando nuevas tecnologías para

utilizar las energías renovables. Esto principalmente por la necesidad de reducir

las emisiones de efecto invernadero según el Protocolo de Kyoto1. Es en este

contexto donde las energías renovables no convencionales o ERNC

especialmente en Chile, se hacen cada vez más importantes2.

A diferencia de los países que se hace mención, Chile se encuentra ubicado en

el hemisferio sur y a pesar de que la generación de electricidad en base a

celdas fotovoltaicas, se relaciona directamente con el lugar en donde se

implementan, Chile ostenta altos niveles de radiación solar, y así lo hace

1 Kyoto Protocol Reference Manual, noviembre 2008.

Fuente: http://unfccc.int/resource/docs/publications/08_unfccc_kp_ref_manual.pdf 2 Durante el 2008 entró en vigencia la Ley 20.257. INTRODUCE MODIFICACIONES A LA LEY GENERAL

DE SERVICIOS ELÉCTRICOS RESPECTO DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FUENTES DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES.

http://unfccc.int/resource/docs/publications/08_unfccc_kp_ref_manual.pdf

2

evidente la Comisión Nacional de Energía en la Estrategia Nacional de Energía

2012-2030.3

Una de las más renombradas es la energía solar fotovoltaica. En primer lugar,

el mercado ofrece precios cada vez más competitivos y entre los equipos que

utiliza esta tecnología, los que poseen el mayor costo en la inversión son los

módulos fotovoltaicos y el inversor.

Figura 1-1 Evolución del costo en módulos fotovoltaicos.4

La evolución de los costos para los equipos fotovoltaicos, presenta una

disminución evidente en las figuras 1-1 y 1-2. Además en términos medio

ambientales estos equipos poseen una vida útil de 15 a 20 años, durante los

cuales disminuirán la generación de gases de efecto invernadero y por otro

parte requieren operaciones mínimas de mantención.

3 Fuente: http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=270212&buscar=20257

4 Fuente: Solener Chile-Perú.

$ 0,00

$ 2,00

$ 4,00

$ 6,00

$ 8,00

Evolución del costo en módulos fotovoltaicos (USD/kWp).

Evolución del costo en módulo fotovoltaico (USD/kWp).

http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=270212&buscar=20257

3

Figura 1-2 Evolución del costo en inversores utilizados en aplicaciones

fotovoltaicas.5

En este contexto surge la idea de establecer en nuestro país la energía solar

como una de las nuevas alternativas energéticas a implementar. Precisamente

este Trabajo de Titulación conduce a proyectar una instalación solar fotovoltaica

en las dependencias del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad

de Santiago de Chile (DIE-USACH).

La crisis energética es un problema que a todos afecta, un ejemplo de esto es

el aumento de los costos de la energía eléctrica. Es por esto, que desde un

tiempo a esta parte ha surgido un gran interés por buscar alternativas que

permitan reducir estos costos, y para ello hoy es posible utilizar algún tipo de

energía alternativa disponible de forma natural (solar, eólica, mareomotriz,

geotérmica, etc.) y que pueda ser aprovechada para convertirla en energía

eléctrica.

5 Fuente: Solener Chile-Perú.

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2009 2010

2011 2012

Evolución del costo en inversores (USD/kWp).

Evolución del costo en inversores (USD/kWp).

4

La conversión directa de la luz solar en energía eléctrica mediante celdas

fotovoltaicas se ha transformado, durante los últimos años, en una nueva

alternativa para el suministro eléctrico. Su utilidad se está demostrando en

varios campos de aplicación y conforme los costos de esta tecnología

disminuyen, se abren nuevas alternativas de implementación. Una de ellas

consiste en instalar sistemas fotovoltaicos en las azoteas o tejados de edificios

públicos, comerciales y habitacionales, con el propósito de generar parte de la

energía que consumen.

En la región Metropolitana existen muy pocas instalaciones fotovoltaicas, es

más, se hace necesaria la medición constante de las variables solares de cada

comuna, para ofrecer la información empírica que permita facilitar la realización

de futuras instalaciones o proyectos de estas características.

Este trabajo de titulación busca servir de solución a la problemática energética y

desarrollar el proyecto de ingeniería de una instalación solar fotovoltaica en las

dependencias del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de

Santiago de Chile. Entre los objetivos planteados, es posible mencionar los que

se detallan a continuación:

Objetivo general.

Desarrollar el proyecto de una instalación solar fotovoltaica con miras a

suministrar parte de los requerimientos de energía eléctrica en el

Departamento de la Universidad de Santiago de Chile.

Objetivos específicos.

Elaborar el proyecto de ingeniería para la instalación de paneles solares

fotovoltaicos en el DIE-USACH.

5

Desarrollar el análisis de los requerimientos actuales de energía eléctrica

en el DIE-USACH y el impacto generado en base a la energía a ser

suministrada a partir de la generación fotovoltaica.

Desarrollar estimaciones de generación, pérdidas, rendimiento y

eficiencia del sistema fotovoltaico, en base a la situación geográfica y

características técnicas de la instalación.

Desarrollo y alcances.

El desarrollo de este trabajo de titulación se enfocará específicamente en el

desarrollo de la ingeniería para un proyecto solar fotovoltaico, que permita

suministrar parte de las necesidades de energía eléctrica del establecimiento.

La Universidad de Santiago de Chile se encuentra ubicada en Avenida

Libertador Bernardo O'Higgins Nº 3363. El Departamento de Ingeniería Eléctrica

se encuentra ubicado en Avda. Ecuador N° 3519, ambos en la comuna de

Estación Central. Santiago. Chile. La posición geográfica específica es Latitud:

33.45° Sur y Longitud:70.68° Oeste.

Para elaborar el proyecto de ingeniería de la instalación fotovoltaica, se

considerarán variados aspectos, entre ellos:

Manejo de los conceptos fundamentales de la generación fotovoltaica.

Dimensionado de paneles, equipos de almacenamiento de energía,

reguladores de carga e inversores.

Diseño de estructuras soporta módulos.

Dependencias, selección y ubicación de los dispositivos mencionados.

Consideraciones eléctricas y de diseño constructivo para la instalación,

basadas en la normativa nacional vigente.

6

Los aportes de este Trabajo de Titulación, pueden resumirse en:

Para el DIE-USACH, desarrollar el proyecto de una instalación solar

fotovoltaica en las dependencias de éste.

Para el DIE-USACH, la posibilidad de utilizar la energía eléctrica

generada a partir de la instalación solar fotovoltaica, para suplir parte de

la actual demanda energética.

Para el DIE-USACH, la posibilidad de disponer de estimaciones de

generación, pérdidas, rendimiento y eficiencia de una instalación

fotovoltaica, ubicada en sus dependencias,

Para el DIE-USACH, disponer de recomendaciones para la puesta en

marcha y el mantenimiento de una instalación fotovoltaica.

7

CAPÍTULO 2. SISTEMAS GENERADORES FOTOVOLTAICOS.

2.1 Componentes de una Instalación Fotovoltaica.

Una instalación fotovoltaica (FV) está compuesta esencialmente por los

siguientes elementos: paneles solares, reguladores de carga, baterías,

inversores, protecciones, consumos, elementos de conexión y elementos de

montaje. Cada uno de estos permite al sistema satisfacer la demanda de

energía eléctrica impuesta por el tipo de carga.

El tipo de componente que será necesario utilizar lo determina la carga

eléctrica. Esta posee tres características importantes: el tipo, la cantidad de

energía y el régimen de uso.

Existen dos tipos de cargas: las que funcionan con corriente continua

(CC) y las que funcionan con corriente alterna (CA).

La cantidad de energía representa el total de energía que consumirá la

carga en un período determinado, y la unidad de medida es Watt-

hora/día (Wh/día).

El régimen de uso se caracteriza por el horario o momento durante el día

en el que se utiliza la energía generada y la rapidez a la cual se

consume. Dependiendo de cuándo se usa la energía, se tendrá un

régimen diurno, nocturno o mixto. La rapidez del consumo (energía por

unidad de tiempo) determina el valor de potencia máxima requerida por

la carga.

El análisis minucioso de la carga es una de las etapas clave en el diseño de un

sistema FV, ya que se deben conocer los detalles que afectan el valor y el

régimen de uso de la energía. Cuando estos valores son precisos, el resultado

será un sistema de menor costo, mayor eficiencia y mejor funcionamiento.

8

Descripción.

1 Panel fotovoltaico.

2 Regulador de carga.

3 Batería.

4 Protección DC.

5 Inversor DC/AC.

6 Protección AC.

7 Carga o consumo.

Figura 2-1 Esquema de un Sistema FV.

2.1.1 Células y Paneles Fotovoltaicos.

Una célula fotovoltaica es un dispositivo capaz de convertir la luz en

electricidad, para ello ésta se basa en el fenómeno físico llamado efecto

fotovoltaico que consiste en generar una fuerza electromotriz cuando la

superficie de esta célula es expuesta a la luz. La tensión generada puede variar

entre 0,3 V y 0,7 V dependiendo del material utilizado y a su disposición así

como la temperatura de la célula y del envejecimiento natural de ésta.

Normalmente se utilizan las formadas por una unión p-n, construidas a base de

silicio mono cristalino. Una célula FV se fabrica a partir de dos capas de Silicio,

una con dopado P (dopada en el boro) y la otra con dopado N (dopada al

fósforo) creándose así una unión PN. Cuando los fotones son absorbidos por el

9

semiconductor, transmiten sus energías a los átomos de la unión PN de tal

modo que los electrones de estos átomos son liberados y crean electrones

(cargas N) y hoyos (cargas P). Esto crea entonces una diferencia de potencial

entre ambas capas como en la Figura 2-2.

Figura 2-2 Funcionamiento de una célula fotovoltaica.

Debido a su fragilidad, las células FV son vulnerables a la acción de los

elementos naturales (lluvias, granizo, nieve, vientos, polvo, alta humedad, etc).

Esta característica, sumada a la necesidad de ofrecer un voltaje de salida

práctico (superior a los 0,5 V que cada celda genera), hacen necesario el uso

de una estructura mecánica rígida y hermética que pueda contener un elevado

número de células. El panel fotovoltaico cumple con ambos requisitos,

facilitando además el transporte de las unidades, el conexionado externo, y el

montaje de la unidad a una estructura.

10

El panel pasa a convertirse en el elemento primario de generación eléctrica de

un sistema FV. Ya que los paneles pueden conectarse en serie y en paralelo,

formando un arreglo con el objetivo de aumentar la cantidad de energía

convertida, las conexiones en paralelo aumentan la intensidad de corriente y las

conexiones en serie aumentan la tensión de salida, ver Figura 2-3.

Figura 2-3 Construcción de un panel fotovoltaico.

Es importante considerar siempre que las células y módulos, no son todos

exactamente iguales, a esto se le llama dispersión o mismatch. Lo anterior es

debido a la natural diferencia de parámetros, propia de cualquier proceso de

fabricación y por otro lado, las diferentes condiciones de operación que se

producen dentro del arreglo o conjunto (una zona sombreada por una nube,

mientras que otra está totalmente al sol ó una zona más sucia que otra).

La dispersión tiene dos efectos principales:

11

La potencia máxima que puede entregar el arreglo es inferior a la suma

de las potencias máximas de los módulos que lo constituyen. Para

reducir este efecto es necesario clasificar los módulos, según sus

corrientes en el punto de máxima potencia e ir asociando en serie los

módulos de la misma categoría.

En determinadas circunstancias, algunas células pueden convertirse en

“cargas” y disipar la energía generada, elevando la temperatura. Si esta

sobrepasa los 85 ºC las células se dañan. Este fenómeno recibe el

nombre de punto caliente. Para evitar esto se conectan diodos de paso

en paralelo con grupos de células asociadas en serie, proporcionando un

fácil camino a la corriente sin dañar la célula. Por esta razón los

fabricantes dotan los módulos de tomas intermedias para instalar los

diodos.

2.1.1.1 Funcionamiento de un Panel Solar.

Un panel solar FV al captar los rayos del sol, genera una corriente eléctrica, a

una tensión determinada en sus bornes. Estos parámetros dependen de los

siguientes factores:

La irradiación solar incidente sobre la superficie del panel.

La temperatura del panel.

La irradiación y temperatura son factores que dependen de las

condiciones de instalación como el clima, latitud de la zona de

instalación, características geográficas de la localidad, época del

año y hora del día.

El material y tecnología empleada en la fabricación de las células FV.

La cantidad de células conectadas en serie y paralelo en el panel.

El material y tecnología empleados como la cantidad de células,

son características de la marca y modelo de cada panel.

12

En los paneles solares también existen otros factores que influyen sobre las

características eléctricas, de entre los cuales es importante mencionar los

siguientes:

La corriente generada es proporcional a la irradiación solar.

La tensión generada es inversamente proporcional a la temperatura del

panel.

Todo módulo fotovoltaico tiene una curva típica para la potencia de salida en

función de la corriente de carga. El panel FV no escapa a esta regla. La curva

de un panel FV proporciona la relación mencionada, ya que asocia los valores

de Corriente y Tensión para diferentes cargas. La potencia de salida para una

determinada condición de trabajo está dada por el producto de los valores de

corriente y tensión correspondientes, por lo tanto la potencia será afectada al

variar cualquiera de estas magnitudes.

La Figura 2-4 muestra la curva característica de funcionamiento Corriente v/s

Tensión de un panel FV de 53 Watt (W). Cuando el circuito exterior no está

conectado (corriente nula), la tensión de salida o de circuito abierto ( OCV )

alcanza el valor máximo. Este máximo de tensión corresponde a una corriente

nula. En cambio, cuando el voltaje de salida es nulo (cortocircuito) la corriente

de salida alcanza su valor máximo ( SCI ). Para ambos puntos la potencia de

salida es nula. Consecuentemente, un cortocircuito entre los terminales de

salida del panel no dañará al mismo. Entre estos dos valores, la potencia de

salida alcanza el valor máximo ( MáxP ). Los valores máximos de voltaje ( MáxV ) y

corriente ( MáxI ) son los que generan la máxima potencia ( MáxP ).

13

Figura 2-4 Curva característica de un panel FV.

La curva de potencia se genera multiplicando la corriente y el voltaje en cada

punto de la curva característica. Normalmente los paneles funcionan en puntos

cercanos al de potencia nominal, dependiendo de la tensión de las baterías o

de la carga resistiva conectada a sus terminales. La forma de la curva entre los

puntos anteriores es una característica propia de cada panel, que se define

como factor de forma (F.F).

Figura 2-5 Influencia de la temperatura en la curva característica I-V de una

celda FV.

14

En la Figura 2-5 se muestra que al aumentar la temperatura, disminuye la

tensión y también la potencia entregada por el panel.

Si la tensión disminuye demasiado, esto influye en forma negativa en el proceso

de carga de las baterías de una instalación FV. Esto se debe a que las baterías

se cargan con tensiones iguales o superiores a su valor nominal. Por ejemplo

en el caso de paneles cuya tensión nominal ( NomV ) es 16 (V ) a 25 ºC y se tiene

baterías que se cargan a 15 (V ), no existen problemas, pero si al aumentar la

temperatura y consecuentemente disminuyese la tensión de los paneles, a un

valor menor a 15 (V ), existirán problemas en el proceso de carga debido al

funcionamiento en condiciones anormales.

Figura 2-6 Influencia de la irradiación solar en la curva característica I-V de una

celda FV.

15

En la Figura 2-6 se presenta la influencia de la irradiación incidente sobre el

panel. La corriente generada aumenta proporcionalmente a la irradiación sobre

el panel, en cambio la tensión permanece prácticamente constante. Como la

potencia nominal es el producto de la tensión nominal ( NomV ) por la corriente

nominal ( NomI ), afirma que la potencia generada por el panel aumenta

linealmente con la irradiación solar.

Figura 2-7 Influencia de la temperatura en la curva característica P-V de un

módulo FV.

En la figura 2-7 es posible apreciar la curva Potencia-Voltaje y como ésta se

comporta frente a diversas temperaturas. Con claridad, la potencia generada

por el panel fotovoltaico a 0° C, disminuye aproximadamente 40% a 100°C. Por

otra parte, la figura 2-8 muestra la curva Potencia-Voltaje y como la irradiancia

influye en la generación de potencia, disminuyendo alrededor de 80% desde el

valor máximo al mínimo.

16

Figura 2-8 Influencia de la irradiancia en la curva característica P-V de un

módulo FV.

2.1.1.2 Características eléctricas y mecánicas de un panel fotovoltaico.

Existen dos áreas principales en las cuales es necesario definir las

características de un panel FV, estas son: las características eléctricas y las

características mecánicas. Las características eléctricas son las siguientes:

Corriente de cortocircuito ( SCI ): Es la corriente de salida, expresada en

Amperes (A), de un panel FV en cortocircuito, a una irradiación y temperatura

determinadas.

Tensión de circuito abierto ( CAV ): Es la tensión de salida, expresada en Volts

(V), de un panel FV en circuito abierto (sin carga), a una irradiación y

temperatura determinadas.

17

Relación característica Corriente v/s Tensión [ ( )I f V ]: Es la corriente de

salida del panel FV graficada en función de la tensión de salida, a una

irradiación y temperatura determinadas.

Corriente de carga ( LoadI ): Es la corriente de salida, expresada en Amperes

(A), suministrada por el panel FV a una carga conectada en los terminales, a

una irradiación y temperatura determinadas.

Tensión de carga ( LoadV ): Es la tensión, expresada en Volts (V), en los

terminales de salida, con una carga conectada en los terminales del panel FV, a

una irradiación y temperatura determinadas.

Potencia de carga ( LoadP ): Es la potencia, expresada en Watts, suministrada a

una carga conectada a los terminales de un panel FV, a una irradiación y

temperatura determinadas. La potencia de carga es el producto de la tensión de

carga por la corriente de carga.

Corriente nominal ( NomI ): Es el valor de corriente, expresada en Amperes (A),

de un panel FV a la tensión nominal (VN), en condiciones de irradiación y

temperatura nominales.

Tensión nominal ( NomV ): Es el valor de la tensión, expresada en Volts (V), de

un panel FV, en condiciones de irradiación y temperatura nominales.

18

Potencia nominal ( NomP ): Es la potencia de salida de un panel FV, expresada

en Watt (W), a la tensión nominal, en condiciones de irradiación y temperatura

nominales.

Potencia máxima ( MáxP ): Es la potencia, expresada en Watts (W),

correspondiente al punto de la característica Corriente v/s Tensión, donde el

producto de los valores de la corriente por la tensión es máximo.

Tensión de máxima potencia ( MáxV ): Es la tensión, expresada en Volts (V),

correspondiente al punto de potencia máxima.

Corriente de máxima potencia ( MáxI ): Es la corriente, expresada en Amperes

(A), correspondiente al punto de potencia máxima.

Factor de forma ( FF ): Es el cuociente entre la potencia máxima y el producto

de la tensión de circuito abierto por la corriente de cortocircuito.

Las características físicas y mecánicas de un panel FV son las siguientes:

Tamaño: Son las dimensiones en largo, ancho y alto del módulo o panel FV

expresados en unidades métricas o en pulgadas, con las respectivas

tolerancias para cada una de las medidas.

Peso: Es el peso del módulo o panel FV expresado en kilos o libras, con la

respectiva tolerancia para cada una de las medidas.

Impermeabilización: Es la característica que indica si el módulo o panel FV se

ha construido en forma impermeable a la humedad ambiental o no.

19

Transparencia: Es la medida de la cantidad de radiación solar que pasa a

través de la superficie transparente con que se construye el módulo o panel FV,

con relación a la radiación incidente.

Material: Es el tipo de semiconductor y de cristal de las células FV, este puede

ser monocristalino, policristalino, amorfo u otro tipo de material semiconductor.

Temperatura de operación ( OpT ): Es el rango de temperatura, expresada en

grados Celsius (ºC), entre los cuales el panel FV opera normalmente.

Condiciones de ensayo normalizadas (CEN ): Estas son:

Temperatura de célula: 25 ºC ± 2 ºC

Irradiación: 1000 ± 10 (2/Watt m ) medida con un dispositivo de

referencia y con la distribución espectral de la irradiación solar de referencia.

Sin embargo es posible usar otras entregando la información

correspondiente para extrapolar a los valores de ensayo normalizados.

Temperatura de la superficie del módulo: Es la temperatura media de la

superficie posterior del módulo, expresada en grados Celsius (ºC).

Temperatura de operación nominal de la célula ( OpNomT ): Es la temperatura

media de equilibrio de las células de un módulo en condiciones ambientales de

referencia de 800 (2/Watt m ) de irradiación a 20 ºC de temperatura ambiente a

1 ( / )m seg de velocidad del viento, módulo en circuito abierto con orientación

normal a la radiación incidente al medio día solar y masa de aire de AM 1,5.

Vida útil: Es el lapso de tiempo expresado en años en el cual el panel

suministra una potencia mayor al 90% de la potencia nominal inicial.

20

Regulador de Carga.

El regulador de carga (RDC) es un equipo electrónico cuya función es controlar

el flujo de energía entre los módulos fotovoltaicos, las baterías y los elementos

de consumo. También cumple con la tarea de proteger las baterías de

sobrecargas y descargas profundas. Para preservar la vida de las baterías es

necesario evitar estas situaciones.

El RDC controla constantemente el estado de carga de las baterías y regula la

corriente ó intensidad de carga de las mismas para alargar su vida útil. También

genera alarmas en función del estado de dicha carga. Los reguladores actuales

introducen microcontroladores para la correcta gestión de un sistema

fotovoltaico. Su programación elaborada permite un control capaz de adaptarse

a las distintas situaciones de forma automática, permitiendo la modificación

manual de sus parámetros de funcionamiento para instalaciones especiales.

Incluso los hay que memorizan datos que permiten conocer cuál ha sido la

evolución de la instalación durante un tiempo determinado. Para ello,

consideran los valores de tensión, temperatura, intensidad de carga y descarga,

y capacidad de la batería, ver Figura 2-9.

2.1.1.3 Funcionamiento del Regulador de Carga.

El RDC se basa en dos principios de funcionamiento, estos son:

Sobrecarga: Si las baterías se encuentran totalmente cargadas, el RDC,

interrumpe automáticamente la corriente de carga, de manera que la tensión no

sobrepase el voltaje o tensión máximo de carga definido por el fabricante de las

baterías. Esta condición se puede ver afectada por la temperatura ambiente a la

cual se encuentran las baterías, para evitar esto algunos RDC incorporan un

sistema de compensación de temperatura.

21

Sobredescarga: Con el fin de evitar la descarga excesiva de las baterías, el

RDC interrumpe la corriente de consumo automáticamente cuando alcanza el

límite de descarga permitido por la batería. Tan pronto como la batería vuelva a

recuperar el voltaje mínimo, el RDC, reconectará el sistema.

Figura 2-9 El regulador de carga.

22

2.1.1.4 Características Eléctricas del Regulador de Carga

Las características eléctricas más relevantes de un RDC son:

Control de carga: Es la capacidad de variar la cantidad de potencia fluyendo

entre los paneles FV y las baterías, a través del control de la corriente, en la

medida que estas alcanzan la condición de plena carga.

Protección de corriente inversa: Es la capacidad de desconectar las baterías

o utilizar diodos de bloqueo que impiden el flujo de corriente desde las baterías

hacia los paneles FV en horas de la noche.

Desconexión por baja tensión: Es el sistema que desconecta las baterías del

consumo cuando una tensión menor que la mínima es detectada por los

circuitos electrónicos internos y su acción evita una descarga profunda de

estas.

Protección de sobrecorriente: Son los sistemas internos del controlador de

carga que actúan cuando la corriente que ingresa y que sale del controlador,

sobrepasa los valores nominales máximos de diseño.

Sistema de monitoreo: Son los instrumentos analógicos o digitales que incluye

el RDC para vigilar los niveles de operación. Asimismo puede incluir luces o

elementos de alarma para indicar valores extremos, tensiones de desconexión

para sobrecarga o descarga profunda de las baterías, o valores fuera de los

rangos de operación normal.

Tensión de entrada ( inV ): Es la tensión de entrada, expresada en Volts (V), en

corriente continua (CC) que debe aplicarse en su entrada para que el

23

dispositivo opere correctamente. Generalmente la tensión de entrada es un

rango de valores permitidos comprendidos entre un mínimo y un máximo.

Tensión de entrada nominal ( NomCCV ): Es la tensión de entrada, expresada en

Volts (V), para la cual fue diseñado el RDC.

Tensión de salida ( OutV ): Es la tensión que los RDC entregan en sus

terminales de salida, hacia los consumos y hacia las baterías.

Tensión de salida nominal ( OutNomV ): Es la tensión continua de salida,

expresado en Volts (V), en condiciones normales de operación.

Corriente de entrada ( inI ): Es la corriente que ingresa al RDC, expresada en

Amperes (A), que proviene de los paneles FV.

Corriente de salida ( OutI ): Es la corriente de salida del RDC, expresada en

Amperes (A), a tensión nominal con una carga conectada en sus terminales de

salida.

2.1.2 Baterías para aplicaciones fotovoltaicas.

El sistema de almacenaje y de respaldo de energía es una de las

características más importantes de una instalación FV debido a que es

necesario utilizar la energía generada a cualquier hora del día. Para ello se

utilizan las baterías, construidas a partir de una celda compuesta de placas

llamadas Ánodo-Cátodo y un electrolito capaz de recibir, almacenar y entregar

energía. De éste modo, grupos de celdas conectadas eléctricamente en serie y

paralelo, protegidas del medio ambiente conforman una batería.

24

2.1.2.1 Funcionamiento de las baterías.

El funcionamiento de las baterías se puede describir mediante dos principios: la

capacidad en Amperes-hora (Ah) y la profundidad de descarga.

La capacidad en (Ah) es simplemente el número de Amperes que la batería

puede descargar, multiplicado por el número de horas en que se entrega dicha

corriente. Este parámetro determina cuánto tiempo el sistema puede operar una

carga determinada sin que haya necesidad de recarga. En teoría una batería de

200 (Ah) podría entregar 200 A durante una hora, 100 A durante dos horas, 1 A

durante 200 horas y así sucesivamente. Sin embargo este no es el caso ya que

algunas baterías, como las automotrices, están diseñadas para grandes

descargas en periodos cortos. Si la batería es cargada y descargada a una

razón diferente a la especificada, la capacidad en (Ah) puede variar.

Generalmente, si la batería es descargada a una razón menor, entonces la

capacidad será ligeramente mayor.

Otro factor que influye en la capacidad de la batería es la temperatura. A menor

temperatura aumenta la capacidad, a mayor temperatura disminuye la

capacidad, no obstante, a mayor temperatura se incrementan las pérdidas

evaporativas de la batería reduciéndose así el número de ciclos.

La segunda descripción es la profundidad de descarga. Este parámetro

describe la fracción de la capacidad total de la batería que puede ser usada sin

necesidad de recarga y sin dañar a la batería. Como regla general, mientras

menor sea la cantidad de energía que se extrae de la batería durante cada

ciclo, mayor será la vida útil de la misma. Esta descripción da origen a la

clasificación de las baterías en dos grandes grupos: Ciclo ligero y ciclo

profundo. En el ciclo ligero, como se mencionó anteriormente, las baterías se

25

diseñan para altas descargas iniciales, como puede ser el arranque de un

motor, pero continuamente se están cargando y descargando de manera

alternativa. Estas baterías, también llamadas de arranque se diseñan para

profundidades de descarga no mayores del 20%. De manera opuesta, las

baterías de ciclo profundo se diseñan en función de largos periodos de

utilización sin necesidad de recibir recarga, por lo mismo éstas son más

robustas y generalmente tienen mayor densidad energética, siendo perfectas

para aplicaciones fotovoltaicas. Su profundidad de descarga puede ser hasta

del 80% al 100% aproximadamente.

Las baterías más empleadas en aplicaciones fotovoltaicas y en automóviles son

las de Plomo-ácido, éstas tienen la ventaja de ser más económicas que las

formadas por otros compuestos. Dependiendo del material con que se mezcle

el plomo, resultará la profundidad de descarga de la batería. Así por ejemplo, si

las placas son de una aleación de plomo y antimonio, el antimonio permite que

la batería tenga una mayor profundidad de descarga sin que se dañen las

placas, esto significa una mayor vida para la batería, y por lo tanto las baterías

de Plomo-Antimonio-Ácido son de ciclo profundo. Por otra parte, el calcio

aumenta la rigidez del plomo y reduce la auto descarga, sin embargo la

aleación plomo calcio se ve dañada cuando las profundidades de descarga son

mayores al 25%, en consecuencia las baterías Plomo-Calcio-Ácido son de ciclo

ligero.

Como la diferencia entre el costo de las baterías solares y de automóviles es

notoria, automáticamente nace la idea de optar por ésta última en un sistema

fotovoltaico, ver Figura 2-10. Pero existen diferencias sustanciales, ya que la

batería para automóviles fue diseñada para sostener corrientes elevadas por

breves instantes (segundos) y el resto del tiempo está siendo cargada o

permanece inactiva. En cambio la batería solar ha sido diseñada para entregar

26

corrientes moderadas, durante largos períodos (horas). Además de poseer una

mayor profundidad de descarga.

Figura 2-10 Baterías de uso fotovoltaico.

Otro tipo de batería plomo-ácido es la denominada Gel, en la que el electrolito o

ácido se encuentra en estado gelatinoso. Tienen la ventaja de que son

completamente selladas y pueden operar en cualquier posición sin regar ácido

o gas. Esta hermeticidad unida a una mayor eficiencia a bajas temperaturas

(debido al tipo de electrolito) y la nula necesidad de mantención (agregado de

agua) la convierten en la solución ideal para instalaciones marinas, de

carreteras y de comunicaciones.

La batería de Níquel-Cadmio es otro tipo de batería solar que posee aun

mejores características tales como: soportar cargas y descargas excesivas, así

como una mayor profundidad de descarga cercana al 100%, sin daño. Ostenta

27

una mayor eficiencia a baja temperatura, soportando una alta combinación de

temperatura y humedad ambiente. Aunque el costo de éstas es muy superior al

de las otras baterías (aprox. 6 a 8 veces el de una Plomo-ácido), el costo a

largo plazo es mucho menor que una batería Plomo-ácido debido a su larga

vida útil y baja mantención. Usualmente se forman grupos de baterías

conectadas en serie y paralelo constituyendo bancos de baterías con el objetivo

de aumentar la capacidad de energía. Las conexiones en paralelo aumentan la

intensidad de corriente y las en serie aumentan la tensión de salida.

2.1.3.2 Características Eléctricas de las Baterías

Las características eléctricas más relevantes de las baterías son las siguientes:

Carga: Es el proceso por el cual se convierte la energía eléctrica generada por

una fuente externa en energía química almacenada en la batería.

Descarga: Es la conversión de la energía química de una batería en la energía

eléctrica que se utiliza en un dispositivo de consumo eléctrico.

Ciclo: Cuando se refiere a las baterías, un ciclo es el proceso por el cual a

partir de cierto nivel de energía almacenada la batería se descarga y

posteriormente se carga hasta alcanzar el nivel original de energía.

Ciclos de vida: Es la cantidad de ciclos de carga y descarga, bajo condiciones

determinadas, que una batería puede soportar antes de disminuir a las

condiciones de capacidad que determinan el término de su vida útil.

Densidad de energía: Es la energía disponible de una batería por unidad de

volumen ( /Wh lts ) o por unidad de peso ( /Wh kg ). El fabricante entrega este

valor como característica inicial.

28

Densidad de potencia: Es la potencia disponible de una batería por unidad de

volumen ( /W lts ) o de peso ( /W kg ). El fabricante entrega este valor como

característica inicial.

Régimen de descarga: Valor de corriente que se extrae de la batería.

Normalmente se expresa como una fracción de la capacidad nominal de la

batería o se referencia la cantidad de horas de duración de la descarga.

Días de reserva: Es la cantidad de días que una batería con carga completa

puede satisfacer una determinada demanda de energía, a una cierta tasa de

descarga.

Profundidad de descarga: Son los Amperes-hora ( Ah ) extraídos desde una

batería con carga completa, expresados como el porcentaje de su capacidad

nominal a una tasa de descarga específica.

Descarga profunda: Se habla de descarga profunda cuando la batería entrega

una cantidad de energía de hasta un 80% de su capacidad nominal, es decir

mantiene un 20% de su capacidad.

Descarga superficial: Es cuando la batería entrega una cantidad de energía

hasta un 20% de su capacidad nominal.

Tasa de descarga: Es la intensidad, en Amperes, en que la corriente eléctrica

es entregada por la batería a una resistencia eléctrica conectada en sus bornes

bajo condiciones específicas de operación.

Capacidad de energía: Es la energía, expresada en unidades de Amperes-

hora ( Ah ), que una batería puede entregar a una tasa de descarga

29

especificada a partir de un nivel de carga completa hasta descarga completa.

Es usual expresar esta capacidad en cantidad de Amperes-hora considerando

tensiones nominales en la batería, sea de 6, 12, 24, 48 Volts (V) según

corresponda.

Horas de capacidad: Es el número de horas que una batería puede entregar

una corriente constante antes de alcanzar un nivel de descarga específica

(80%, 60%) partiendo de carga nominal.

Sobrecarga: Es la corriente que se continúa entregando a la batería después

que ésta a alcanzado su plena carga. Esta energía adicional produce daño a las

baterías ya que se producen transformaciones electroquímicas que deterioran

los componentes internos.

Capacidad nominal: Es un dato proporcionado por el fabricante que indica la

cantidad de Amperes-hora que puede ser extraído desde la batería con plena

carga a una tasa de descarga específica y a temperatura de operación nominal

hasta que se alcanza el valor de descarga nominal.

Pérdidas de capacidad: Es el proceso por el cual la capacidad disponible de la

batería disminuye por efectos de las reacciones químicas internas de sus

componentes básicos. Esta pérdida de capacidad puede ser paulatina producto

del envejecimiento de los componentes o de forma imprevista producto de una

operación inapropiada (descarga completa, falla en mantenimiento ó

cortocircuito en sus bornes).

Tensión en circuito abierto: Diferencia de potencial, expresada en Volt, que

aparece en los bornes de una batería cuando se encuentra en circuito abierto,

esta tensión o voltaje depende del nivel de carga de la batería siendo mayor en

la medida que tiene más carga.

30

Tensión nominal: Es la tensión que aparece en los terminales de la batería en

condiciones de plena carga y con intensidad de corriente de descarga.

Tensión de descarga: Es la tensión que aparece en los terminales de la

batería en condiciones de descarga o cuando se alcance un nivel de descarga

determinado. Es recomendable que el fabricante proporcione el valor de la

tensión en los bornes de salida en función del porcentaje de carga de la batería.

Baterías de ciclo profundo: Son aquellas que se fabrican especialmente para

soportar descargas profundas sin sufrir deterioro en su conformación interna.

Baterías selladas: Son aquellas que constan de un sistema de protección que

impide el derramamiento del electrolito.

2.1.3 Inversor.

El inversor es el dispositivo encargado de transformar la energía eléctrica

entregada por los paneles FV en forma de corriente continua (CC) a corriente

alterna (CA). Es decir transformar de 12 ó 24 ( CCV ) al estándar en Chile de 220

( CAV ) y 50 Hertz (Hz). Esto permite utilizar los aparatos eléctricos habituales

diseñados para funcionar en CA.

2.1.3.1 Funcionamiento del Inversor.

La conversión de CC a CA se puede realizar mediante varios métodos, el mejor

es aquel que proporciona la onda más cercana a la sinusoidal típica de la CA.

El inversor de CC-CA, mediante un circuito electrónico con transistores o

tiristores, es capaz de cortar muchas veces cada segundo la corriente continua

que recibe, produciendo una serie de impulsos alternativos de corriente que

simulan las características de la corriente alterna convencional. Existen además

31

inversores de diferentes tipos de onda: onda cuadrada, onda modificada o casi

sinusoidal, pulso modulado, onda sinusoidal y síncronos.

Los primeros inversores proporcionaban un voltaje de salida con forma de onda

cuadrada. Con posterioridad aparecieron en el mercado modelos con una forma

de onda de salida que representa una aproximación de la sinusoidal, la que

recibe el nombre de “casi-sinusoidal” o “modificada”, ver Figura 2.11. Inversores

de este tipo están en uso aún hoy y gozan de una amplia aceptación. Por

razones que veremos de inmediato, los inversores que proporcionan una onda

cuadrada han sido descontinuados y varios fabricantes ofrecen, en la

actualidad, inversores que proporcionan un voltaje cuasi o sinusoidal.

Los aparatos eléctricos estándar de CA trabajan con una forma de onda

sinusoidal de baja frecuencia (50 o 60 Hertz). Cuando la forma de onda de

salida del inversor se aleja de la forma sinusoidal, aumentan las armónicas de

la frecuencia. Esto es muy importante ya que las armónicas tienen frecuencias

altas que producen pérdidas por calor en transformadores y motores eléctricos,

interferencias en aparatos electrónicos (ruidos en equipos de audio, rayas en

monitores y tv).

Figura 2-11 La figura muestra tres formas de onda en la salida de un inversor

CC-CA.

32

Debido al consumo del circuito del inversor, la potencia de entrada es siempre

mayor que la entregada a la carga, demandando un mayor valor para la

corriente de entrada del inversor. Si el estado de carga del banco de baterías es

bajo su voltaje disminuye, forzando corrientes de entrada aún más elevadas.

Por eso es común que los inversores tengan circuitos de protección que,

automáticamente, desconectan la carga cuando el voltaje de batería está por

debajo del mínimo requerido por la unidad. La potencia de trabajo de un

inversor está especificada para un determinado rango de temperatura ambiente,

como se indica en las especificaciones. Esta capacidad disminuye al aumentar

la temperatura ambiente, ya que el equipo no alcanza a transferir al exterior

todo el calor generado internamente.

Figura 2-12 Inversor CC-CA.6

El parámetro eléctrico más importante es la máxima potencia de trabajo que el

inversor puede manejar en forma continua. Este valor depende de la

temperatura ambiente. Al seleccionar una unidad es conveniente incrementar el

valor de la potencia de trabajo dado por el diseño en un 25%, para cubrir

6 Fuente: Solener.

33

transitorios de carga, cargas reactivas y temperaturas ambientes mayores a la

dada por la hoja de especificaciones.

La conversión de CC a CA se lleva a cabo con una eficiencia que oscila entre el

75 y el 91 %. Esto significa que las pérdidas varían entre el 25 y el 9% de la

potencia suministrada a la entrada. Los valores porcentuales más elevados

corresponden a los modelos que manejan un bajo valor de potencia. Esto se

debe a que el consumo del circuito del inversor no crece proporcionalmente con

el aumento de la potencia que éste puede manejar. Porcentualmente, estas

pérdidas representan un menor valor cuando la potencia que maneja el inversor

se eleva. Modelos de 100 a 200 W pierden entre 20 y 25 %. Modelos de más de

400 W pierden entre el 9 y el 15 %. Dentro del rango de trabajo especificado

para la unidad, el porcentaje de pérdida varía con la carga.

En los inversores de baja potencia el consumo del circuito interno no varía aún

cuando permanecen inactivos (stand by, en inglés). Los modelos de alta

potencia tienen circuitos más elaborados, los que reducen el consumo de

reposo a menos del 1,5% de la máxima potencia que pueden manejar. Esto

permite reducir las pérdidas en el sistema sin que el usuario se vea obligado a

desconectar manualmente la entrada del inversor.

2.1.3.2 Características Eléctricas del Inversor

Entre las características eléctricas más relevantes del inversor CC-CA, se

encuentran:

Tensión de entrada ( inV ): Es la tensión de entrada, expresada en Volts en CC,

que debe aplicarse en su entrada para que el dispositivo opere correctamente.

Habitualmente la tensión de entrada es un rango de valores comprendidos entre

un mínimo y un máximo.

34

Tensión de entrada Nominal ( NominCCV ): Es la tensión de entrada nominal,

expresada en Volts en CC, para la cual fue diseñado el inversor.

Tensión de salida ( OutV ): Es la tensión que los inversores entregan en sus

terminales de salida en la forma de una onda periódica en el tiempo o corriente

alterna (CA), caracterizada por un valor efectivo de tensión, expresado en Volts

RMS (VRMS).

Tensión de salida Nominal ( NomCAV ): Es el valor de la tensión efectiva de

salida, expresado en RMSV , en condiciones normales de operación del inversor.

La tensión deberá ser de 220 Volts.

Intensidad de salida ( OutI ): Es la intensidad de salida del inversor, expresada

en Amperes RMS ( ), a tensión nominal con una carga conectada en sus

terminales de salida.

Potencia de salida Nominal ( OutNomP ): Es el valor de la potencia, expresada en

Watt, que el inversor entrega en forma permanente en la salida operando en

condiciones nominales.

Potencia máxima momentánea ( ( )P t ): Es la potencia máxima, expresada en

Watt, que el inversor puede entregar en la salida durante intervalos de tiempo

reducidos, expresados en minutos.

Rendimiento de la conversión de potencia: Es la relación, expresada en

porcentaje (%) entre la potencia de salida y la potencia de entrada del inversor.

35

El rendimiento de los inversores variará en alto grado según el tipo y la

demanda de carga de los artefactos eléctricos.

Forma de onda: Es la forma de onda alterna que genera el inversor en la

salida.

Frecuencia Nominal ( f ): Es la frecuencia de la forma de onda alterna que el

inversor entrega en su salida, operando en condiciones nominales.

Regulación de frecuencia: Es la estabilidad con que la frecuencia en la salida

del inversor se mantiene, se expresa en porcentaje (%) de la frecuencia

nominal.

Regulación de tensión: Es la estabilidad con que la tensión en la salida del

inversor se mantiene, se expresa en porcentaje (%) de la tensión nominal.

A continuación en la Figura 2-13, el diagrama de conexión general de los

componentes de un sistema fotovoltaico.

36

Figura 2-13 Diagrama de conexión general para equipos fotovoltaicos.

Panel

SolarConsumo Baterías

Paneles

SolaresBaterías

Consumo CC/CA.

Regulador de Carga

Conexión

Serie/Paralelo

Voltaje de Operación

12-24-48 Volts

Conexión

Serie/Paralelo

Voltaje de Operación

12-24-48 Volts

DIAGRAMA DE CONEXIÓN

GENERAL DE EQUIPOS PARA

SISTEMAS DE ENERGÍA SOLAR.

Inversor

CC/CA

37

2.2 Instalaciones fotovoltaicas.

2.2.1 Bloques funcionales de la instalación.

De forma muy esquemática, y de cara a poder realizar un estudio y

dimensionado de las instalaciones fotovoltaicas los más riguroso posible, es

pertinente dividir las instalaciones fotovoltaicas en una serie de bloques

funcionales, compuestos por los elementos descritos en la primera parte de

éste capítulo. La incorporación de unos bloques u otros modificará

sustancialmente el comportamiento y diseño de cualquier instalación.

2.2.2 Bloque de generación.

Los paneles fotovoltaicos forman el generador fotovoltaico. Este junto con sus

cajas de conexión y elementos de protección forman el llamado bloque de

generación. El número de paneles fotovoltaicos depende de varios factores,

entre ellos:

La irradiación solar del lugar.

El valor energético de la carga.

La máxima potencia de salida del panel.

El rendimiento del panel.

La orientación de los paneles.

La temperatura ambiente.

El rendimiento del resto de componentes de la instalación.

38

2.2.3 Bloque de acumulación o almacenamiento.

El bloque de acumulación básicamente está compuesto por tres componentes:

El acumulador usa en la mayoría de las instalaciones, casi

exclusivamente, baterías de plomo ácido.

El regulador de carga cumple las funciones de:

Garantizar un régimen de carga adecuado para las baterías.

Evitar la descarga del acumulador a través de los paneles durante la

noche.

Limitar el nivel máximo de descarga de las baterías.

Monitorizar el proceso de carga y descarga.

La caja de conexión con los elementos de protección evita que se produzca en

el acumulador un cortocircuito accidental entre los bornes de salida o de

sobrecargas accidentales.

2.2.4 Bloque de Cableado.

El bloque de cableado está compuesto por todos los conductores eléctricos de

la instalación. Es uno de los bloques básicos del sistema porque su

dimensionamiento correcto puede representar una reducción muy importante de

las pérdidas de energía. Deberá recordarse que en cuanto nace una

oportunidad, para un mismo nivel de consumo, la corriente es mayor si el

sistema es de bajo voltaje. Una corriente mayor significa un incremento de las

pérdidas por disipación y en la caída de voltaje.

Es necesario mencionar que el bloque de cableado está presente en todas las

instalaciones fotovoltaicas, independiente de incorporar o no otros bloques.

39

2.2.5 Bloque de conversión.

Este bloque puede tener dos tipos de conversores los de CC/CC y los CC/CA o

inversores. En las instalaciones fotovoltaicas este bloque es de suma

importancia ya que es el que va a adaptar la corriente eléctrica a las

características de la carga.

2.2.6 Bloque de control.

Este bloque es el encargado de recoger los datos de funcionamiento de la

instalación y dar las órdenes para su correcto funcionamiento. Este bloque ha

tomado cada día más importancia, ya que su aplicación ha permitido mejorar el

funcionamiento de las instalaciones, aumentar su rendimiento, reducir sus

costes y prolongar su vida útil.

El bloque de control, en el caso de no estar incorporado en otros equipos, está

compuesto por un computador dotado de las interfaces necesarias para

comunicarse con los diferentes equipos de la instalación.

2.2.7 Bloque de carga.

Por carga se entiende a todo equipo o sistema que va a utilizar la energía

producida en un sistema. Es decir, el sistema se diseña e instala para

suministrar energía a una carga. Pero también es posible modificar, ajustar y

optimizar la carga, para que la instalación sea más económica, rentable y

eficiente.

2.2.8 Bloque de sistemas auxiliares.

Las instalaciones fotovoltaicas pueden estar funcionando con otros generadores

de energía eléctrica, como pueden ser instalaciones eólicas o hidráulicas. Estos

40

sistemas se denominan sistemas híbridos y los elementos no pertenecientes al

sistema fotovoltaico se agrupan en los denominados sistemas auxiliares.

2.2.9 Tipos de instalaciones fotovoltaicas.

Todas las instalaciones llevan incorporadas los bloques de generación,

cableado y carga, llamados bloques generales, y llevan alguno o todos de los

demás bloques indicados. Algunas de las instalaciones están dotadas de un

generador fotovoltaico con sistemas de seguimiento o de concentración, pero

esto no inválida el actual diseño de bloques, simplemente modifica el

dimensionado de los módulos ya que su rendimiento no es el mismo. A

continuación en la figura 2-14, se muestran los diversos tipos de instalaciones

fotovoltaicas.

Figura 2-14 Tipos de instalaciones fotovoltaicas.

Energía Solar FV.

Instalaciones aisladas de la red.

Electrificación rural.

Aplicaciones agroganaderas.

Bombeo.

Telecomunicaciones.

Alumbrado autónomo, señalización y alarma.

Instalaciones conectadas a la red.

Centrales generadoras.

Integración en edificios.

Instalaciones Híbridas.

41

2.2.10 Instalaciones aisladas de la red.

Las instalaciones aisladas de la red necesitan, además de los bloques

generales, los bloques de acumulación, conversión y control, entre ellas se

encuentran:

Instalaciones de energía solar fotovoltaica para iluminación de

viviendas e instalaciones aisladas.

Instalaciones de energía solar fotovoltaica para aplicaciones

agrarias diversas.

Instalaciones de energía solar fotovoltaica para instalaciones de

comunicaciones, señalización y otros.

Instalaciones de protección catódica.

Instalaciones móviles de todo tipo y los vehículos experimentales.

A veces la configuración general se puede ver modificada y desaparecer

algunos bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes:

- El sistema de control está incluido en otros elementos de la instalación.

- No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC.

- No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.

2.2.11 Instalaciones para bombeo.

Las instalaciones de bombeo necesitan, además de los bloques generales, el

bloque de conversión.

Las características específicas de la instalación dependerán de diversos

factores, pero un aspecto fundamental en el ámbito de los componentes será el

utilizar bombas de CC o de CA.

42

A veces esta configuración se puede ver modificado y desaparecer algunos

bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes:

No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC.

No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.

2.2.12 Instalaciones conectadas a la red eléctrica.

Las siguientes instalaciones conectadas a la red eléctrica necesitan, además de

los bloques generales, los bloques de conversión y control:

Las grandes centrales eléctricas fotovoltaicas.

Instalaciones de energía solar fotovoltaica en edificaciones para

suministro a la red eléctrica.

Instalaciones de energía solar fotovoltaica para refuerzo en finales

de línea.

Figura 2-15 Esquema general de instalaciones conectadas a la red.

43

La estructura y componentes específicos de estas instalaciones, dependen

estrictamente del tamaño definido en el desarrollo de la ingeniería necesaria

para estos proyectos.

2.2.13 Instalaciones con sistemas híbridos.

Son muy parecidas a las instalaciones aisladas de la red eléctrica, pero en ellas

aparece un segundo generador, no fotovoltaico, que constituye un bloque

específico, que puede tener diversas configuraciones.

A veces esta configuración se puede ver modificada y desaparecer algunos

bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes:

El sistema de control está incluido en otros elementos de la

instalación.

No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC.

No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.

2.3 Clasificación de los parámetros ambientales.

La luz, sea ésta de origen solar, o generada por un foco incandescente o

fluorescente, está formada por un conjunto de radiaciones electromagnéticas de

muy alta frecuencia, que están agrupadas dentro de un cierto rango, llamado

espectro luminoso. Las ondas de baja frecuencia del espectro solar (infrarrojo)

proporcionan calor, las de alta frecuencia (ultravioleta) hacen posible el proceso

de fotosíntesis o el bronceado de la piel. Entre esos dos extremos están las

frecuencias que forman la parte visible de la luz solar. La intensidad de la

radiación luminosa varía con la frecuencia. La Figura 2.16 muestra, la

composición del espectro luminoso.

44

Figura 2-16 Composición del espectro luminoso y las respectivas longitudes de

onda.

El “color” de la luz solar depende de la composición del espectro de

frecuencias. Los fabricantes de focos luminosos, consientes de este fenómeno,

tratan de dar a éstos un espectro de radiación luminosa similar al de la luz solar

que llega a la Tierra cuando el sol alcanza la posición del zenit (luz blanca). La

intensidad y frecuencias del espectro luminoso generado por el sol sufren

alteraciones cuando la luz atraviesa la atmósfera. Ello se debe a la absorción,

reflexión y dispersión que toma lugar dentro de ésta. Los gases presentes en la

capa atmosférica actúan como filtros para ciertas frecuencias, las que ven

disminuida su intensidad o son absorbidas totalmente. El proceso fotovoltaico

responde a un limitado rango de frecuencias dentro del espectro visible, de

manera que es importante definir el espectro de radiación de la fuente luminosa

que se utiliza para evaluar la celda fotovoltaica. Esto se hace especificando un

parámetro denominado Masa de Aire.

2.3.1 Masa de Aire.

La posición relativa del sol respecto a la horizontal del lugar determina el valor

de la masa de aire. Cuando los rayos solares caen formando un ángulo de 90°

respecto a la horizontal, se dice que el sol ha alcanzado su zenit. Para esta

45

posición la radiación directa del sol atraviesa una distancia mínima a través de

la atmósfera. Cuando el sol está más cercano al horizonte, esta distancia se

incrementa, es decir, la “masa de aire” es mayor. La Figura 2.17 ilustra esta

situación:

Figura 2-17 Masa de Aire

A la posición del zenit se le asigna una masa de aire igual a 1 (M1). Cualquier

otra distancia tendrá una masa de aire que puede calcularse usando la

expresión:

Masa de Aire 1

( )Cos (2.1)

Donde " " es el ángulo formado entre la posición de zenit y la posición del sol

en ese momento, y "cos( )" es el valor del coseno de ese ángulo, el que varía

entre 1 y 0, cuando éste varía entre 0 y 90°. Para valores de " " mayores que

cero "( 0)" , el valor del "cos( )" es siempre menor que la unidad "cos 1" ,

de manera que el valor de la masa de aire aumenta. Valores para la masa de

aire mayores que la unidad indican que la radiación directa debe atravesar una

46

distancia mayor dentro de la atmósfera. El ángulo de inclinación respecto a la

posición del zenit (vertical) puede ser calculado de la expresión anterior.

2.3.2 Variación del Espectro Luminoso.

Al incrementar la distancia, la absorción, reflexión y dispersión de la luz solar

también aumentan, cambiando el rango de frecuencias que integran el espectro

luminoso, así como la intensidad del mismo. Esto explica las variaciones de

intensidad y color de la luz solar durante la salida y puesta del sol. La fuente

luminosa usada para medir la potencia de salida de un panel FV tiene un

espectro luminoso correspondiente a una masa de 1,5 (M=1,5), el que ha sido

adoptado como estándar. La intensidad es muy cercana a 21( / )kW m .

2.3.3 Radiación.

Existen dos términos que se utilizan habitualmente para referirse a este

concepto, estos son:

2.3.3.1 Irradiancia.

Es la potencia de la radiación solar por unidad de superficie y se expresa en la

unidad correspondiente del Sistema Internacional, el Watt dividido por metro

cuadrado ( ). Será máxima sobre un plano que se encuentre en posición

normal a la dirección de propagación de radiación (es decir que le dé de frente

a la superficie) y será mínima si la superficie o plano es paralelo a la fuente de

propagación (es decir de canto).

47

Es posible clasificar la irradiancia entre los siguientes tipos:

Directa: es la que se recibe directamente desde el sol en línea recta, sin

que se desvíe en su paso por la atmósfera. Es la mayor y las más

importante en las aplicaciones fotovoltaicas.

Difusa: es la que se recibe del sol después de ser desviada por

dispersión atmosférica. Es radiación difusa la que se recibe a través de

las nubes, así como la que proviene del cielo azul. De no haber radiación

difusa, el cielo se vería negro, aún de día, como sucede por ejemplo en

la luna.

Albedo: es la radiación directa y difusa que se recibe por reflexión en el

suelo u otras superficies próximas.

2.3.3.2 Irradiación.

Es la energía que incide por unidad de superficie en un tiempo determinado, y

que se expresa en las unidades correspondientes del Sistema Internacional, es

decir, en Joule dividido por metro cuadrado (J/m2)o sus múltiplos (normalmente,

el Mega Joule (MJ/m2). En este último caso y, por razones prácticas, también se

emplea otra unidad de energía, el kilowatt-hora dividido por metro cuadrado

(kWh/m2). Donde:

(2.2)

Además la relación existente entre Irradiación e Irradiancia es:

(2.3)

Los fabricantes de paneles fotovoltaicos determinan la máxima potencia

eléctrica de salida usando una fuente con una potencia luminosa de

. Este valor, conocido con el nombre de SOL, se ha convertido en un

48

estándar para la industria, facilitando la comparación de paneles de distintos

orígenes. Se sabe qué 2 21( ) 10.000( )m cm , y que 1( ) 1.000( )kW W , por lo tanto:

2 21( ) 1 100

kW mWSOL

m cm

(2.4)

Ambas cantidades son usadas en las especificaciones técnicas de los paneles

solares presentes en el mercado.

2.3.4 Día Solar Promedio.

El valor de la irradiación varía al variar la Masa de aire, esta cambia

constantemente desde el amanecer al anochecer. Para simplificar el cálculo de

la energía eléctrica generada diariamente por un panel FV, se acostumbra a

definir el día solar promedio. Éste valor es el número de horas, del total de

horas entre el amanecer y el anochecer, durante el cual el sol irradia con una

potencia luminosa de 1 SOL. Por ejemplo, si el promedio de irradiación diaria en

una locación es de 10 2( / )kWh m . Y si este valor es dividido por un SOL, se

obtiene el valor (en horas) del día solar promedio para esa locación y esa

inclinación del panel. Para el ejemplo será:

2

2

10 (kWh/m ) Día Solar ( .) = 10 .

1 (kW/m )hrs hrs (2.5)

Al recordar que los paneles son evaluados usando una intensidad luminosa de

1 (2/kW m ), es decir un SOL, la duración del día solar promedio representa la

cantidad de horas, del total de horas de luz diaria, en que el panel es capaz de

generar la potencia máxima de salida especificada por el fabricante.

49

2.3.5 Declinación del Sol

La declinación del sol es el ángulo de variación que tendrá la incidencia de la

luz solar sobre la superficie terrestre, respecto del equinoccio, ver Figura 2-18,

tomando valores positivos y negativos, dependiendo del día del año. Su signo

varía según la época del año, es positivo entre el 22 de marzo y el 22 de

septiembre Para calcular y dimensionar el sistema fotovoltaico se utiliza el día

más desfavorable del año, para el hemisferio sur corresponde al día 172 según

la tabla de datos y declinación solar 7.

Figura 2-18 Declinación Solar.

La declinación solar se anula en los equinoccios de primavera (22 al 23 de

Septiembre) y de otoño (20 al 21 de Marzo). En estos días el Sol se encuentra

en el ecuador, y la duración del día es igual a la de la noche en toda la Tierra,

7Tabla de datos y declinación solar en ANEXO A.

Declinación

Solsticio

de

Invierno

Equinoccio

Solsticio

de

Verano

90º-L

-23,45

23,45

Plano Horizontal

50

además, las posiciones de salida y de puesta del Sol coinciden con el Este y

con el Oeste, respectivamente.

En el solsticio de verano (21 al 22 de Junio) la declinación es de +23.45º y el

Sol se encuentra en el Trópico de Cáncer lo que en el hemisferio Norte se

traduce en el día más largo y la noche más corta. En el solsticio de invierno

(21/22 de Diciembre) la declinación es de -23.45º y el Sol se encuentra en el

trópico de capricornio lo que se traduce en el hemisferio Norte en el día más

corto y la noche más larga del año. En el hemisferio Sur ocurriría lo contrario.

La declinación solar está dada por la expresión:

360

23,45 81365

sen d

(2.6)

Dónde:

d : Es el día del año más desfavorable, enumerando al día 1 el 01 de Enero y el

día 365 el 31 de Diciembre.

La ecuación (2.6) adquiere valores positivos y negativos dependiendo del

período estacional en el cual se ubica el día seleccionado. Es decir, en el

período Otoño-Invierno el valor ( ) será negativo y en el período Primavera-

Verano ( ) será positivo, independiente del hemisferio en el cual se ubique el

lugar seleccionado.

Al desarrollar los cálculos para Santiago que se ubica en el hemisferio sur, con

d = 172 8, Entonces:

8 Día más desfavorable del año para el hemisferio sur, durante el periodo otoño-invierno.

51

36023,45 (172 81)

365

23º ,45

sen

(2.7)

2.3.6 Cálculo de Horas Peak y Parámetros según la localidad

Los datos del lugar presentados a continuación corresponden a la ubicación del

DIE-USACH, estos son los siguientes:

Tabla. 2.1 Datos de Ubicación e Irradiación para Santiago.

Ubicación Santiago, Región Metropolitana.

Latitud 33º45` Sur

Locación Geográfica Sur del Ecuador

Irradiación Invierno: Junio

Irradiación Verano: Enero

2.3.6.1 Horas Peak en plano horizontal (H.P.h)

El concepto de Horas Peak se refiere a la cantidad de irradiación solar que

incide sobre un plano horizontal a una intensidad de 1000 (W/m2). Para obtener

este valor es necesario usar la siguiente expresión:

2

. .860

h

kCal

m díaH P

(2.8)

Por lo tanto utilizando los valores entregados en el ANEXO A, el valor de Horas

Peak en plano horizontal para Santiago en los meses de junio (invierno) y enero

(verano) son:

52

Tabla 2.2 Horas Peak o de Sol plano horizontal para Santiago.

Horas Peak en Plano Horizontal Invierno Verano

Santiago Junio Enero

Irradiación (kCal/m 2 *día) 1140 5530

H.P.h 1,33 6,43

2.3.6.2 Horas Peak en Plano Inclinado (H.P.i)

Este concepto se refiere a la cantidad de horas que incide irradiación solar

sobre una superficie inclinada, cuyo ángulo se denomina “β”, respecto del plano

tierra, en dirección al Ecuador. Este dato es usado para analizar la irradiación

solar que incide sobre los paneles solares, cuando están inclinados y de este

modo aumentan su efectividad. El ángulo de inclinación del panel “β” se

muestra en la figura 2-19.

Figura 2-19 Ángulo de Inclinación “β” de un Panel Fotovoltaico.

53

Al apreciar la figura 2.19, se observa que los rayos solares deben formar un

ángulo de 90º con el panel fotovoltaico, con esto se obtiene la siguiente

expresión:

90º 180º (2.9)

Luego de (Ec.2.10) se obtiene:

90º (2.10)

Dónde:

: Es el ángulo de incidencia de la luz solar al panel solar y al plano tierra, en

grados.

: Es el ángulo óptimo de inclinación del panel fotovoltaico, en grados.

El ángulo de inclinación se relaciona directamente con la Latitud del lugar en

el cual se encuentra el panel fotovoltaico, ya que éste ángulo será de valores

iguales o aproximados a la Latitud del lugar9. Para obtener el valor de en las

diferentes ciudades del país, se cuenta con el Registro Solarimétrico10.

Para el caso de estudio, Santiago se encuentra en Latitud: 33º45` Sur. Por lo

tanto, al considerar el ángulo de inclinación del techo del Block C del DIE-

USACH, el ángulo de inclinación inicial considerado para los módulos,

corresponde a:

(2.11)

(2.12)

(2.13)

Al aplicar la Ec.2.10 el ángulo de incidencia solar en el panel será:

(2.14)

9 Universal Technical Standard for Solar Home Systems, Version 2, 2001.

10 Irradiancia Solar en territorios de la República de Chile, CNE/PNUD/UTFSM, 2008.

54

(2.15)

Con estos valores es posible obtener las Horas Peak en un plano inclinado

(H.P.i), con la ayuda de la siguiente expresión:

( )

. . . .( )

i h

senH P H P

sen

(2.16)

Así, para el caso de estudio y utilizando (2.13) se obtiene:

Tabla 2.3 Horas Peak de Sol plano inclinado, calculadas para Santiago.

Horas Peak en Plano Inclinado Invierno Verano

1140 5530

H.P.i 1,74 8.39

2.4 Grado de Disponibilidad de un Sistema Fotovoltaico.

El mejor diseño para un sistema fotovoltaico es el que incorporando el menor

número de paneles y baterías, satisface las condiciones impuestas por el

consumo, con un determinado grado de disponibilidad para el sistema. Este se

expresa en forma porcentual (%), es la relación entre el tiempo durante el cual

el sistema fotovoltaico puede suplir los requerimientos de la carga y el tiempo

en que ésta debe permanecer activa.

El grado de disponibilidad de un sistema indica el costo de éste, mientras mayor

es el grado mayor es el costo. Para un sistema fotovoltaico éste grado

representa en cada instante, un balance entre el consumo y la capacidad de

satisfacer ese consumo.

Para servicios médicos, sistemas de comunicaciones o redes de distribución

domiciliarias, bien llamados “críticos” el grado de disponibilidad se aproxima al

55

100%. Los servicios no considerados críticos pueden tener una disponibilidad

cercana al 90%.

En un sistema fotovoltaico con régimen de uso continuo (día y noche), los días

sin sol introducen un desbalance en la zona generadora, que debe ser

corregido incrementando la capacidad de reserva de las baterías o

suplementando la generación con la red, creando un sistema híbrido de

generación eléctrica.

Las variaciones en el consumo varían el grado de disponibilidad. Una reducción

temporal del consumo puede ofrecer una solución de costo muy bajo para

restablecer el balance energético del sistema durante cortos períodos de

insolación nula.

Por otra parte, la introducción de cargas no previstas en el diseño original

disminuirá el grado de disponibilidad del sistema, ya que el equilibrio energético

se verá afectado por el aumento del consumo. Es importante recordar que aún

los sistemas convencionales de generación y distribución de electricidad nunca

alcanzan el 100% de disponibilidad debido a las fallas inherentes a todo

sistema.

En el siguiente capítulo se describen las etapas a seguir en el proceso de

dimensionar y diseñar el sistema fotovoltaico correspondiente. El procedimiento

no presenta un esquema rígido y varios de los pasos es posible considerarlos

en forma simultánea o en distinto orden.

56

CAPÍTULO 3. NORMATIVA NACIONAL PARA INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS.

3.1 Marco regulatorio nacional.

En este capítulo se indica el marco regulatorio nacional basado en ERNC y se

realiza un estudio de la normativa técnica vigente, aplicado a la instalación

eléctrica de paneles solares fotovoltaicos.

La favorable ubicación y la particular geografía del territorio chileno ofrecen un

gran potencial para la utilización de ERNC11. Sin embargo, la inversión y

desarrollo no han sido los esperados debido a variados inconvenientes, tales

como: la inexistencia de estímulos a la inversión; la incertidumbre de los

mercados y la inexistencia de un marco regulatorio específico para estas

tecnologías.

Desde el gobierno, han surgido claras señales de estímulo al desarrollo de las

ERNC. En primer lugar, al desarrollar programas tendientes a superar estas

barreras, ya que históricamente ha existido un marco regulatorio neutral

respecto a la diversificación de las tecnologías empleadas para la generación

eléctrica, debiendo competir las nuevas tecnologías, en similares condiciones

que las fuentes convencionales de generación.

Así se está dando un impulso paulatino para que a futuro ingrese un porcentaje

significativo de ERNC en la matriz energética del país. En efecto la CNE12

estima el 5,3% para el año 2015 y un 17,5% para el 2025, de la matriz

energética nacional.

11

ERNC: Energías Renovables No Convencionales. 12

CNE: Comisión Nacional de Energía.

57

Con anterioridad a la introducción de modificaciones legislativas, el desarrollo

de las ERNC estaba sometido a su competitividad tanto en precios como en

calidad y seguridad de suministro, frente a las fuentes convencionales. Sin

embargo existían distorsiones en el mercado, debido a una sensación de riesgo

para el inversionista, asociado a la falta de regulación específica del rubro. En

este sentido el gobierno, a través de la CNE, se ha propuesto identificar y

eliminar las barreras, para fomentar el desarrollo de las ERNC.

En Chile no existen limitaciones reglamentarias a la incorporación de fuentes de

ERNC, sin embargo sólo a partir del 13 de marzo del 2004 tras la publicación de

la Ley Nº 19.940 (Corta I), se indican los primeros incentivos para invertir en

este tipo de fuentes. A continuación el 19 de mayo del 2005 se publica la Ley Nº

20.018 (Corta II). Gracias a estas leyes se dio por primera vez un trato

diferenciado a las fuentes de ERNC, mejorando la viabilidad técnica y

económica de este tipo de proyectos, del siguiente modo:

3.1.1 Ley Nº 19.940 (Ley Corta I).

Se asegura el derecho a la venta de energía en el mercado mayorista a

cualquier generador de electricidad independiente de su tamaño.

Se establecen condiciones no discriminatorias para los pequeños

generadores, menores a 9 MW, mediante la estabilización de los precios.

Se da certeza jurídica de acceso a las redes de distribución para evacuar

la energía producida para generadores menores a 9 MW.

Se libera total o parcialmente el pago de peajes de transmisión troncal de

energía para las fuentes no convencionales:

o Exención total para centrales generadoras menores a 9 MW.

o Exención parcial para centrales generadoras entre 9 y 20 MW.

58

3.1.2 Ley Nº 20.018 (Ley Corta II).

Establece la obligación de parte de las distribuidoras de suministrar hasta el 5%

de la energía, a sus clientes regulados, proveniente de fuentes de ERNC.

A lo anterior, se suman los esfuerzos que realizan la CNE y la Corporación de

Fomento a la Producción (CORFO), para promover el desarrollo de una cartera

de proyectos, a través del programa de “Promoción y atracción de inversiones

para la generación de energías a partir de fuentes renovables”. Así el estado se

comprometió a otorgar subsidios para materializar una cartera de proyectos.

Sólo pueden participar de este beneficio empresas que contemplen iniciativas

de generación inferiores a 20 MW y que presenten costos iguales o superiores

a US $ 400.000, pero inferiores a US $ 2 millones.

El Programa Nacional de Electrificación Rural (PER), creado por la CNE, a fines

del 1994, ha constituido un fuerte estímulo para el desarrollo de las ERNC,

fuera del sistema de distribución. El objetivo principal es mejorar la calidad del

abastecimiento de energía en comunidades aisladas, fomentando el uso de

ERNC.

En el marco del PER, el Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF) ha

financiado el proyecto “Remoción de Barreras para la Electrificación Rural con

Energías Renovables”. Para este programa, en septiembre del 2001, la CNE, el

Ministerio de Relaciones Exteriores y el Programa de las Naciones Unidas para

el Desarrollo (PNUD), firmaron un convenio. Gracias a éste se han desarrollado

un conjunto de normas en nuestro país, relacionadas con ERNC, entre ellas las

normas referidas con energía solar fotovoltaica.

59

3.1.3 Ley 20.571 Regulación de pago a la generación residencial. Establece desde el año 2012, el derecho de los clientes regulados que tengan

medios de generación ERNC o de cogeneración a inyectar los excedentes de

energía a la red de distribución. Este derecho se encuentra establecido para los

clientes regulados que cuenten con medios de generación que no superen los

100kW.

Las inyecciones de energía que realicen estos medios de generación serán

valorizadas al precio que las empresas de distribución traspasan a sus clientes

la energía conforme a los precios regulados fijados por decreto. La

remuneración por las respectivas inyecciones de energía será descontada de la

facturación del mes correspondiente y en caso de existir un remanente, se

trasladará a los meses siguientes, ajustados según el IPC. En caso que no sea

posible descontarlo de futuras facturas, dicho monto deberá ser pagado al

cliente a todo evento.

Un elemento final de la Ley 20.571 dice relación con que los ingresos obtenidos

por los clientes finales no constituyen renta y no estarán afectas a IVA. Por lo

anterior, a este beneficio no se podrán acoger los contribuyentes de Primera

Categoría.

60

3.2 Normativa técnica nacional relacionada a energía fotovoltaica.

3.2.1 Normas Fotovoltaicas

La normativa nacional fotovoltaica es relativamente nueva, esto debido a la

importancia que ha alcanzado en los últimos años el uso y aplicación de este

tipo de ERNC. El objetivo de estas normas es reunir y proporcionar los criterios

necesarios para resguardar a los usuarios, asegurar la calidad del servicio,

permitir una adecuada mantención, preservar el medio ambiente y velar por el

correcto funcionamiento de los equipos y componentes que integran una

instalación. A la fecha se han publicado las normas señaladas a continuación:

Tabla 3.1 Normas fotovoltaicas nacionales e internacionales.13

Normas Descripción

NCh. 2898-IEC 61277 Parámetros característicos

de sistemas fotovoltaicos autónomos.

NCh. 2902-IEC 61836 Sistemas de energía solar

fotovoltaica-Términos y símbolos.

NCh. 2903/1-IEC 60904-1

Dispositivos fotovoltaicos

Parte 1: Medición de las características

corriente-tensión fotovoltaica.

NCh. 2903/2-IEC 60904-2


Parte 2: Requisitos de las celdas solares

de referencia.

NCh. 2903/3-IEC 60904-3


Parte 3: Principios de medición de dispositivos

solares fotovoltaicos terrestres con datos de

Irradiación espectral de referencia.

NCh. 2903/10-IEC 60904-10 Dispositivos fotovoltaicos

Parte 10: Métodos de medición de linealidad.

13

Fuente: Comisión Nacional de Energía.

61

Normas Descripción

NCh. 2896-Thermie B SUP 995-96

Especificaciones generales

para sistemas fotovoltaicos domésticos.

Requisitos.

NCh. 2925-IEC 61701

Ensayo de corrosión en

módulos fotovoltaicos-Método de niebla salina.

NCh. 2940-IEC 61173

Protección contra las

sobretensiones de los sistemas generadores

fotovoltaicos, Guía.

NCh. 2956-IEC 61646

Módulos fotovoltaicos

de lámina delgada para aplicaciones terrestres.

Calificación del diseño y aprobación de tipo.

NCh 2927-IEC 61277

Sistemas generadores

fotovoltaicos terrestres - Generalidades y guía.

NCh 2922-IEC 61721

Sistemas fotovoltaicos.

Susceptibilidad de un módulo fotovoltaico al

daño por impacto accidental.

NCh 2970-IEC 61683

Sistemas fotovoltaicos.

Acondicionadores de potencia –Procedimientos

para la medición de rendimiento.

NCh 2976-IEC 61215

Módulos fotovoltaicos.

de silicio cristalino para aplicaciones terrestres.

Calificación del diseño y aprobación de tipo.

3.2.2 Normativa eléctrica en Chile.

Sin duda el estudio, análisis y elaboración de normas fotovoltaicas colaboran

con reglamentar las instalaciones solares, pero es necesario que estas se

apliquen junto a la normativa eléctrica del país. Debido a que establecen las

disposiciones técnicas específicas para instalaciones eléctricas de alta y baja

tensión. Dichas normas se presentan a continuación:

62

Tabla 3.2. Normas Eléctricas Nacionales.14 Normas Descripción

NCh.Elec. 2/84

Establece disposiciones técnicas que deben cumplirse en

la elaboración y presentación de proyectos relacionados

con instalaciones eléctricas.

NCh.Elec 4/2003

Establece las condiciones mínimas de seguridad que

deben cumplir las instalaciones eléctricas de consumo en

baja tensión.

N.Seg 5.E.N71

Norma de instalaciones eléctricas de corrientes fuertes.

N.Seg 8.75

Norma que estipula los niveles de tensión de los sistemas

e instalaciones eléctricas.

NCh.Elec. 10/84

Indica los procedimientos a seguir para la puesta en

servicio de una instalación interior.

Hoy en Chile, a la hora de desarrollar y llevar a la práctica cualquiera sea el tipo

de proyectos generadores de energía eléctrica, es necesario cumplir con toda la

normativa. Debido a que el objetivo principal de la normativa es asegurar el

correcto funcionamiento de las instalaciones, permitir adecuadas mantenciones,

ampliaciones y proveer de seguridad a las personas.

Las normativas hacen referencia a los requisitos que deben cumplir las

instalaciones y sus componentes, pero, como se ha mencionado con

anterioridad, los equipos deben cumplir con estos requerimientos. La

certificación de estas características para los equipos fotovoltaicos, hoy se

encuentra en manos de organismos extranjeros. En Chile el organismo

certificador, encargado de homologar equipamiento y dispositivos es la

Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

14

Fuente: Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

63

3.2.3 Normativa de diseño estructural.

En el desarrollo de cualquier proyecto técnico otra de las áreas importantes a

considerar, es la relacionada con las edificaciones y estructuras involucradas.

Normalmente una instalación fotovoltaica está compuesta por las estructuras

que soportan los módulos o paneles. En relación a las normas civiles, en la

tabla 3.3 se listan las relacionadas al asunto de este trabajo.

Tabla 3.3. Normas para diseño estructural.15

Normas Descripción

NCh. 0432-2010.

Diseño estructural-Cargas de viento.

NCh. 1537.Of2009.

Diseño estructural- Cargas permanentes y cargas de uso.

NCh. 3171.Of2010.

Diseño estructural-Disposiciones generales y

combinaciones de carga.

3.3 Documentación necesaria para solicitar aprobación de proyectos en la

Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles al igual que para cualquier

proyecto eléctrico, solicita que el instalador encargado de la ejecución de este,

presente información técnica que respalde el correcto funcionamiento de las

instalaciones y defina niveles mínimos de seguridad para las personas, de

acuerdo a la normativa vigente.

15

Fuente: Instituto Nacional de Normalización.

64

En primer lugar, la información técnica solicitada por la SEC es:

1. Formulario TE-116, que incluye:

Destino de la propiedad.

Dirección.

Potencia total declarada.

2. Memoria de Cálculo del proyecto, para instalaciones de 20kW o más.

3. Planos del proyecto, que deben incluir además de los datos técnicos:

Croquis de ubicación.

Diagramas unilineales.

Cuadro de cargas.

Cuadro resumen de láminas.

La presentación de esta información se puede realizar:

Vía presencial en formato impreso: Oficinas SEC, Avda. Libertador

Bernardo O´Higgins 1465, Santiago, Chile.

Vía electrónica en formatos “.doc”, “.jpg”, “.pdf”, “.CAD” según

corresponda, en el portal web de la SEC https://ww6.sec.cl/edeclarador/

Luego de entregar la información, esta será revisada y se informará en un plazo

no mayor a 15 días hábiles, si la instalación posee comentarios que deben ser

corregidos o ha sido aprobada.

16

Declaración de instalaciones eléctricas interior.

https://ww6.sec.cl/edeclarador/

65

CAPITULO 4. INGENIERIA CONCEPTUAL DEL PROYECTO FOTOVOLTAICO.

Al considerar la existencia de diversos tipos de instalaciones fotovoltaicas, es

pertinente conocer las condiciones que generan la necesidad de llevar a cabo el

proyecto y los parámetros técnicos, a partir de los cuales se definen los

conceptos generales requeridos para elaborar la ingeniería de detalle.

4.1 Descripción general de la instalación.

El DIE-USACH se encuentra en la avenida Ecuador # 3519, en el campus de la

Universidad de Santiago de Chile situado en la Región Metropolitana, comuna

de Estación Central. En la figura 4-1, se muestra una fotografía aérea de su

ubicación referencial.

Figura 4-1 Fotografía aérea de la ubicación referencial del DIE-USACH.17

17 Fuente: Google Earth.

66

4.1.1 Consumo energético.

El DIE-USACH se compone de 44 oficinas, 14 salas de clases y 26 laboratorios.

Para el correcto funcionamiento de todas estas instalaciones es necesario el

consumo de una gran cantidad de energía eléctrica y consecuentemente una

gran cantidad de recursos. La compañía de distribución de electricidad Chilectra

S.A. perteneciente al grupo Enersis, es la encargada de suministrar la energía

al establecimiento. Los datos generales del suministro de la instalación se

presentan en la Tabla 4.1.

Tabla 4.1 Datos generales del suministro eléctrico.

COMPAÑÍA CHILECTRA S.A.

CLIENTE DIE- USACH.

RUT 60.911.000-7

GIRO FISCAL

DIRECCIÓN ECUADOR # 3519

COMUNA ESTACIÓN

CENTRAL

N° CLIENTE 177963-K

ÁREA 1ª

TARIFA AT3

N° MEDIDOR 18389464/18389464R

Al observar los gráficos en las Figuras 4-2 y 4-3, con facilidad es posible

identificar la conducta de los requerimientos energéticos de la instalación, en

donde el periodo de invierno y verano se encuentran definidos por el mayor y

menor consumo de electricidad.

67

Figura 4-2 Consumo anual de energía, DIE- USACH, 2011.18

Al analizar los costos por energía en la Figura 4-3, es posible notar que los

mayores consumos de energía no están relacionados con los mayores costos.

Por ejemplo, durante el mes de noviembre se registra el mayor gasto en

energía, no siendo el mes con el mayor consumo. Este fenómeno se debe, en

particular, a la conocida variación que presentan los precios de la energía en

Chile. Lo anterior es resultado de la regulación vigente y a la relación que existe

con los precios del petróleo en el mundo. Cualquier análisis energético objetivo

comienza por registrar el constante aumento que registran los precios del

combustible, siendo el petróleo el de mayor importancia en el mundo.

18 Fuente: Elaboración propia.

19.200

8.400

15.000

25.800 24.600

28.800

31.800 30.000

22.800

25.800

30.600

27.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

kWh.

Consumo anual de energía . DIE-USACH 2011.

68

Figura 4-3 Costo anual de energía, DIE- USACH, 2011.19

Este periodo de la civilización se caracteriza, en especial por la necesidad

constante de crecer económicamente y aumentar de forma sostenida el

consumo de energía, inclusive este último es un indicador referencial de

crecimiento. La situación ha comenzado a generar escasez de variadas

materias primas y aumento en los costos de la energía. La humanidad se

encuentra ante un panorama crítico, en cuya solución de mediano y largo plazo

juegan un papel importante las nuevas tecnologías involucradas en la

generación de energía eléctrica.

El análisis del comportamiento de consumo entrega información relevante para

tomar medidas al respecto. Una de estas medidas consiste en introducir la

19 Fuente: Elaboración propia.

0 500.000

1.000.000 1.500.000

2.000.000 2.500.000

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEM.

OCTUB…

NOVIEM.

DICIEM.

1.541.807

877.731

1.325.559

1.886.274

1.824.704

2.107.328

2.295.645

2.133.412

1.617.980

1.858.389

2.489.494

1.975.925

$ (Pesos Chilenos).

Costo anual de energía. DIE-USACH 2011.

69

generación de energía fotovoltaica, a modo de reducir el consumo, gastos y

dependencia de la compañía distribuidora, apuntando hacia la introducción de

energías renovables no convencionales.

4.2 Evaluación de las características climatológicas del DIE-USACH.

Es pertinente investigar el comportamiento climatológico y la potencialidad del

recurso solar en la zona donde se encuentra ubicado el DIE-USACH. Por otra

parte estos datos servirán en el capítulo siguiente, para obtener entre otros

parámetros, la generación anual esperada del proyecto.

El Ministerio de Energía, del Gobierno de Chile, a través del Departamento de

Geofísica de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad

de Chile permite examinar a través de un reporte online, las características

solares y climatológicas, mediante la modelación numérica de la transferencia

de radiación solar en la atmósfera y la recopilación de datos satelitales de alta

resolución. Para ello se ha utilizado la información satelital proveniente del

satélite GOES EAST para los años 2009 y 2010.

Esta base de datos fue utilizada para identificar la nubosidad y sus

características radiativas a partir del modelo CLIRAD-SW, algoritmo de

transferencia radiativa que se caracteriza por su eficiencia computacional. El

modelo separa la radiación del sol en 11 bandas espectrales y considera

interacciones de cada banda de manera independiente.

70

4.2.1 Ubicación y mapa topográfico del terreno.

Las características geográficas principales del sitio en cuestión son presentadas a

continuación:

Tabla 4.2 Ubicación geográfica del DIE-USACH.

Coordenadas

Latitud 33.45 ° S

Longitud 70.68 ° O

Elevación 527 metros.

En la Figura 4-4 se muestra el mapa de ubicación del sitio y su entorno geográfico

para relacionar las características climatológicas del sector. La posición en latitud y

longitud correspondientes, se indica por medio de un triángulo de color rojo. La imagen

sombreada del terreno se basa en el modelo de terreno digital SRTM20 de 90 metros

de resolución.

20 Shuttle Radar Topography Mission.

71

Figura 4-4 Ubicación geográfica y entorno topográfico del DIE-USACH21.

21

Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/

http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/

72

4.2.2 Características climatológicas del DIE-USACH.

A continuación es necesario identificar el comportamiento de las variables

climatológicas más relevantes al momento de trabajar en la ingeniería

conceptual de un proyecto fotovoltaico. Las Figuras 4-5,4-6 y 4-7, mostradas a

continuación exponen estos comportamientos en diversos gráficos.

Figura 4-5 Ciclo estacional de viento en el DIE-USACH22.

22 Fuente: http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/


73

Figura 4-6 Ciclo estacional de temperatura en el DIE-USACH23.

Figura 4-7 Ciclo estacional del Albedo en el DIE-USACH24.

23


24




74

4.2.3 Radiación Global Horizontal del sitio.

La cantidad de radiación recibida en un punto depende del ángulo de incidencia

de los rayos con respecto a la superficie receptora. La irradiancia Global

Horizontal (GHI) es la radiación que se recibe en una superficie perpendicular al

campo de gravedad de la Tierra y por lo tanto va recibiendo con distinto ángulo

la radiación directa del sol a través del día. La GHI es la suma de las

componentes directa y difusa de la radiación.

Como parte de la ingeniería conceptual y para fundamentar la realización de

cualquier proyecto fotovoltaico es relevante indagar en los niveles de radiación

existentes en la zona. A continuación se muestra una serie de gráficos que

muestran las características del terreno en el cual se encuentra ubicado el DIE-

USACH.

En la Figura 4-8 se aprecia un gráfico comparativo de la radiación anual

recibida en el DIE-USACH versus, Andalucía en España y Los Ángeles en

Estados Unidos. Dos de las ciudades que han desarrollado mayor actividad en

estos últimos años, en cuanto a la introducción de proyectos fotovoltaicos se

refiere. Es visible, como el sitio en estudio presenta un promedio anual de

radiación superior que las ciudades analizadas.

75

Figura 4-8 Comparativa del promedio anual de radiación captada en Santiago,

Andalucía y Los Ángeles, 201025.

Por otra parte, al analizar en detalle los niveles de radiación para cada mes

durante un año y comparar estos datos del sitio en estudio con las ciudades

antes mencionadas, resulta evidente como la ubicación del DIE-USACH recibe

niveles de radiación superiores. Lo anterior sucede incluso al contrastar las

distintas estaciones, discordantes naturalmente por estar ubicadas en distintos

hemisferios.

25 Fuente: Elaboración propia a partir de los datos obtenidos de:


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

6,34

4,79

5,41

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

Promedio Anual.

kWh

/m2

/día

Comparativa promedio anual de radiación. Santiago-Andalucía-Los Angeles.

DIE-USACH, Santiago, Chile.

Andalucía, España.

Los Angeles, EEUU.



76

Figura 4-9 Comparativa de radiación mensual recibida en el DIE-USACH,

Andalucía y Los Ángeles, 201026.

El valor de radiación presentado en la Figura 4-9, es el valor promediado

durante un año de la radiación sumada sobre todas las horas del día. Este valor

podría ser una sobreestimación en lugares de topografía abrupta que se

encuentren encajonados y donde la duración del día sea menor a la duración

del día en un sitio llano, a la latitud, longitud y elevación correspondientes. Pero

como lo mostraba anteriormente la Figura 4-4 donde las características

topográficas del sitio, son del todo normales y sin cambios abruptos.

26 Fuente: Elaboración propia a partir de los datos obtenidos de:



0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

kWh

/m2

/día

Comparativa de radiación mensual.

Santiago-Andalucía-Los Angeles.

DIE-USACH, Santiago, Chile.

Andalucía, España.

Los Angeles, EEUU.



77

4.2.4 Ciclo Anual de GHI.

En la figura 4-10 se muestra el Ciclo anual de la radiación diaria promedio.

Donde cada punto representa el promedio de 24 horas de la radiación y por lo

tanto incluye el día y la noche.

Figura 4-10 Ciclo anual de la radiación diaria promedio sobre el DIE-USACH27.



78

4.2.5 Ciclo Anual de GHI, año 2009 y 2010.

En la figura 4-11 se muestra el ciclo anual de la radiación diaria promedio para

los años 2009 y 2010. Donde cada punto representa el promedio de 24 horas

de la radiación y por lo tanto incluye el día y la noche.

Figura 4-11 Ciclo anual de la radiación diaria promedio sobre el DIE-USACH,

año 2009 y 201028.



79

4.2.6 Promedio mensual de la radiación diaria.

La figura 4-12 presenta el ciclo diario de la radiación para cada mes en valores

promedio. Donde el tamaño del intervalo entre un mes y otro representa 24

horas.

Figura 4-12 Promedio mensual de la radiación diaria sobre el DIE-USACH29.

29



80

4.2.7 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria.

La Figura 4-13 enseña el ciclo diario estacional de la radiación diaria promedio

en (W/m2). Donde en cada casillero se muestra el valor promedio de la

radiación para una cierta hora del día y un cierto mes.

Figura 4-13 Ciclo diario y estacional de la radiación diaria promedio sobre DIE-

USACH, en (W/m2)30.

30



81

4.2.8 Nubosidad.

En la Figura 4-14 se presenta la frecuencia de la nubosidad estimada a partir de

los datos satelitales. La frecuencia de nubosidad es un número entre 0 y 1, que

indica la fracción de tiempo en que el sitio examinado estuvo cubierto por

nubes, a una determinada hora y/o mes. En seguida, la Figura 4-15 muestra el

ciclo anual de la frecuencia de nubosidad diurna promedio entre las 08:00 y

20:00 horas.

Figura 4-14 Ciclo anual de la frecuencia de nubosidad diurna sobre DIE-

USACH31.

31



82

4.2.8.1 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad.

En la Figura 4-15 se expone en valores de porcentaje el ciclo diario y

estacional de la frecuencia de nubosidad del sitio en análisis.

Figura 4-15 Ciclo diario y estacional de la frecuencia de nubosidad sobre DIE-

USACH, expresada en porcentaje32.

32



83

4.3 Identificación de lugares de instalación.

Una vez identificadas las características de la zona y el tipo de instalación

fotovoltaica a confeccionar, el siguiente paso consiste en realizar un

levantamiento de las características constructivas de la edificación.

En la Figura 4-16 se muestra un esquema general con la identificación de cada

sector del DIE-USACH y su ubicación con respecto al norte geográfico. El DIE-

USACH se encuentra identificado en su construcción interna en tres Blocks A, B

y C respectivamente. Además la figura incluye las dimensiones de cada sector,

las que se detallan en la tabla 4.3.

Figura 4-16 Esquema general de áreas disponibles para la construcción de una

instalación fotovoltaica.

84

Tabla 4.3 Detalle de áreas disponibles para la construcción de una instalación

fotovoltaica en el DIE-USACH.

Block Área disponible

A 123.75

B 226.8

C 212.5

Entre las opciones disponibles para ubicar el bloque generador fotovoltaico, se

encuentra el techo del Block A y C. Pero debido a la ubicación de una gran

cantidad de equipos de aire acondicionado como se muestra en la Figura 4.16.

Se opta por el techo del Block C que a pesar de tener equipos de aire

acondicionado, cuenta con una mayor área disponible, tal y como lo indican las

Figuras 4-17, 4-18, 4-19 y 4-20.

Figura 4-17 Fotografía superficie de techumbre Block A del DIE-USACH.

85

Figura 4-18 Superficie de techumbre Block C del DIE-USACH.

86


87


88

Figura 4-21 Superficie de techo Block C del DIE-USACH.

89

4.4 Modelo general de la instalación.

Entre los distintos tipos de instalaciones fotovoltaicas mencionadas en el

capítulo 2, la principal característica para la selección de un tipo u otro, se basa

en las necesidades del usuario o tipo de carga a la cual el sistema generador

inyectará la energía eléctrica.

La característica energética de un edificio como el DIE-USACH consta de altas

demandas de energía, durante todo el año académico y e incluso parte del

período estival debido a las labores docentes y de investigación.

Figura 4-22 Instalación fotovoltaica conectada a la red y sus principales bloques

constructivos.

Bloque Generador.

Bloque Inversor.

Bloque de protecciónes y cableado.

90

Las instalaciones fotovoltaicas buscan dar solución a diferentes necesidades,

en este caso el principal objetivo del proyecto es incorporar la generación de

energía eléctrica en edificaciones, sin interrumpir su normal funcionamiento,

esto incluye tener una visión sustentable que permita generar la propia energía

requerida y a la vez tener la capacidad de inyectar a la red la energía no

utilizada en la misma instalación.

En este sentido, es razonable en la selección de la configuración fotovoltaica,

inclinar la balanza hacia las del tipo “on-grid” o conectadas a la red. Por otro

lado, desde el punto de vista de la implementación, estas requieren menor

cantidad de equipos, tal y como se detalla en uno de los capítulos anteriores, ya

que no requieren obligatoriamente un bloque de almacenamiento.

91

CAPITULO 5. INGENIERIA DE DETALLE PARA EL DISEÑO DE LA INSTALACION.

5.1 Módulos fotovoltaicos.

Uno de los componentes principales que forma parte de una instalación solar,

corresponde al bloque generador de energía, es decir, los módulos

fotovoltaicos. El proyecto considera equipos de las características que se

presentan a continuación.

Tabla 5.1 Especificaciones técnicas de los módulos fotovoltaicos considerados

en el proyecto.

Módulo Fotovoltaico

Especificaciones Eléctricas

Marca Jinko Solar

Modelo JKM250M

Potencia máxima STC (Pmax) 250Wp

Voltaje peak máximo (Vmp) 49.5V

Corriente peak máxima(Imp) 5.05V

Voltaje circuito abierto (Voc) 59.9V

Corriente de cortocircuito (Isc) 5.61A

Eficiencia del módulo(%) 14.67%

Temperatura de operación (°C) -40/+85°C

Voltaje máximo del sistema 1000V DC

Valor máximo de fusible serie 15A

Tolerancia de potencia 0/+3%

Coeficiente de temperatura de Pmax -0.43%/°C

Coeficiente de temperatura de Voc -0.32%/°C

Coeficiente de temperatura de Isc 0.04%/°C

Temperatura de operación nominal de la célula (NOCT) 45+/-2°C

STC: Irradiancia 1000W/m2

Temperatura del módulo 25°C

Masa de aire (AM) 1.5

Cantidad a utilizar 12

92

En total son 12 módulos fotovoltaicos y cada uno posee un arreglo de 96 celdas

fotovoltaicas, tal y como se muestra en las Figuras 5-1 y 5-8.

Figura 5-1 Módulo fotovoltaico, marca Jinko Solar, modelo JKM 250M.33

33

Fuente:www.jinkosolar.com

93

5.1.1 Características eléctricas del módulo fotovoltaico.

En relación al comportamiento que presentan estos módulos fotovoltaicos y

luego de mencionar en el capítulo 2 las diferentes curvas que los caracterizan,

en las siguientes figuras se presentan las curvas de operación del módulo tipo,

al analizar distintas situaciones a las que eventualmente se enfrentaría.

Figura 5-2 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de temperatura del módulo

fotovoltaico.

94

Figura 5-3 Gráfico Corriente vs Voltaje con variación de irradiación sobre el

módulo fotovoltaico.

Figura 5-4 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de temperatura del módulo

fotovoltaico.

95

Figura 5-5 Gráfico Potencia vs Voltaje con variación de irradiación sobre el

módulo fotovoltaico.

5.1.2 Eficiencia del módulo fotovoltaico.

Entre las características que definen a un módulo fotovoltaico, la eficiencia

resulta ser una de las más relevantes, debido a su incidencia como indicador de

la cantidad de energía que el conjunto es capaz de generar.

Entre los equipos existentes en el mercado, la eficiencia media o estándar

varía entre el 7% y el 15%, en función de la tecnología aplicada por el

fabricante. En las Figuras 5-6 y 5-7 se presentan los distintos niveles de

eficiencia del módulo frente a variaciones de temperatura e irradiación

respectivamente. Particularmente en la Figura 5-6 la máxima eficiencia

alcanzada corresponde al 14,67% y en la Figura 5-7 valores aproximados al

16%, al considerar ambos análisis, se comprueba de manera cuantitativa el

valor de eficiencia del módulo seleccionado. Esta información permitirá, más

adelante, elaborar estimaciones de generación.

96

Figura 5-6 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, para distintas temperaturas

del módulo fotovoltaico, marca:Jinko Solar, modelo:JKM 250M.

Figura 5-7 Gráfico eficiencia vs irradiancia global, para distintas irradiancias

sobre el módulo fotovoltaico, marca:Jinko Solar, modelo:JKM 250M.

97

5.1.3 Características mecánicas del módulo fotovoltaico.

Las principales características mecánicas del módulo fotovoltaico marca Jinko

Solar, Modelo 250M-96, son las siguientes:

Tabla 5.2 Especificaciones mecánicas de los módulos fotovoltaicos.

Especificaciones Mecánicas

Tipo de celda Mono-Cristalina 125x125 mm (5 pulg.)

Número de celdas 96 (8x12)

Dimensiones 1575x1082x45mm (62.01x42.60x1.77 pulg.)

Peso 20 kg. (44.1 lbs)

Vidrio frontal 3.2 mm, vidrio templado de alta resistencia.

Marco Aleación de aluminio anodizado.

Caja de conexiones IP65

Cables de salida TUV 1x4.0 mm2/UL 12 AWG, L=900mm.

100

5.2 Estructura soporta módulos.

Los módulos fotovoltaicos se montan comúnmente en lugares aislados, pero en

estos momentos como las actuales tendencias apuntan a la generación de

pequeños propietarios hacia la red, las instalaciones se integran a las

edificaciones en la ciudad. Este es el caso del DIE-USACH, por lo que el diseño

de la estructura soporta módulos, responderá a los detalles y características

mecánicas que se presentan a continuación.

Figura 5-10 Tipo de perfil Metalcon a utilizar en la estructura soporta módulos.

El material seleccionado para diseñar la estructura es el Metalcon, metal

elaborado principalmente de acero liviano galvanizado. Este es un nuevo

sistema constructivo, que permite concretar de manera veloz cualquier

estructura, esto debido a que es unido entre si por tornillos auto perforantes, lo

que facilita la unión de los perfiles con otros elementos aledaños.

101

Tabla 5.3 Dimensión de perfiles para el diseño de la estructura fotovoltaica.

Dimensiones Perfiles de Metalcon.

Tipo A (mm) B (mm) C (mm) e (mm) Peso (kg/m)

C1 40 38 8 0.85 0.83

C2 40 20 8 0.85 0.58

En la Figura 5-11, se presenta una vista lateral de la estructura diseñada para el

soporte de módulos fotovoltaicos. Además es posible identificar la dirección de

posición, dimensiones y el ángulo de inclinación β=β1+βb2. Donde:

= Ángulo de inclinación final de módulos FV (40°).

= Ángulo de inclinación de estructura soporta módulos FV (35°).

= Ángulo de inclinación de techo de la instalación FV (5°).

Figura 5-11 Estructura soporta módulos FV, posición y dimensiones34.

34 Para más detalles de la estructura FV, véase el plano 8 de 8 del ANEXO F.

102

Al considerar las principales características técnicas del material seleccionado

para el diseño, también se hace necesario tomar en cuenta otros factores que

influirán en el correcto funcionamiento de la estructura y que definirán si el

diseño cumple o no con los requerimientos técnicos mínimos. En la siguiente

sección se analizan los requerimientos mínimos que especifican las normativas

nacionales e internacionales que definen el comportamiento civil de estructuras.

5.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento, basado en

normas nacionales.

Debido al tamaño, ubicación y características del material de la estructura

construida para sostener los módulos fotovoltaicos, se aplicará el método

simplificado presentado en el capítulo 6 de la norma NCh 0432-2010. Este

método se basa en determinar las presiones de viento simplificadas que

intervienen en la estructura analizada. Las presiones corresponden a dos áreas

de la edificación:

Sistema principal resistente a las fuerzas del viento.

Los elementos secundarios y de revestimiento.

5.2.1.1 Sistema principal resistente a las fuerzas del viento (SPRFV).

Las presiones de viento simplificadas , para el SPRFV, representan las

presiones netas aplicadas sobre proyecciones verticales y horizontales de las

superficies de la estructura como se muestran en la Figura 5-12.

103

Figura 5-12 Zonas de aplicación de las presiones de viento en el SPRFV para

el método simplificado. 35

La presión simplificada se determina con la expresión:

(5.1)

35

Fuente: Norma NCh0432-2010.

104

Dónde:

Factor de ajuste para altura y exposición de construcciones36.

Factor topográfico evaluado a la altura media del techo, según el capítulo

7.7 de la norma NCh0432-2010. El factor toma valor unitario ( , debido

a la localización de la estructura que no corresponde a una colina, cima o

escarpe

Factor de importancia, según el capítulo 7.5 de la norma NCh0432-2010, el

factor toma el valor 1.15 ( . Este valor corresponde a un recinto

universitario, que pertenece a la categoría III de acuerdo a la categoría de

ocupación de edificios y otras estructuras establecida en la norma NCh3171

Presión simplificada de diseño.37

La carga de viento para este análisis38, no debe ser menor que la carga límite

. Los resultados de acuerdo a la tabla 5.4 indican que el SPRFV cumple.

Tabla 5.4 Resultados para la edificación en el SPRFV.

Presión del viento para SPRFV.

Zona Ɵ(°) λ Kzt I Ps30 (kN/m2)

Ps (kN/m2)

A (m2)39

F (kN) Psneta (N/m2)

Plímite (N/m2)

Cumple

Presión simplificada horizontal

A 5.00 1.00 1.00 1.15 0.47 0.54 373.10 201.66 529.00 480.00 Sí.

B 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.24 -0.28 188.60 -52.05

C 5.00 1.40 1.00 1.15 0.31 0.50 373.10 186.21 483.00 480.00 Sí.

D 5.00 1.60 1.00 1.15 -0.14 -0.26 188.60 -48.58

Presión simplificada

vertical

E 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.56 -0.64

188.60 -

121.46 -1012.00

-90528.00 Sí.

F 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.32 -0.37 188.60 -69.40

G 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.39 -0.45 188.60 -84.59 -736.00 -90528.00 Sí.

H 5.00 1.00 1.00 1.15 -0.25 -0.29 188.60 -54.22

36

Véase ANEXO C. 37

Véase ANEXO C. 38 39

Véase Capítulo 4, figura 4.15.

105

5.2.1.2 Elementos secundarios y de revestimiento.

La presión neta de diseño para elementos secundarios y de revestimiento de

edificios, representa las presiones netas que se deben aplicar a cada superficie

del edificio como se muestra en la Figura 5-13.

Según la expresión que define a la presión neta de diseño como:

(5.2)

Dónde:

Factor de ajuste para altura y exposición de construcciones40.

Factor topográfico evaluado a la altura media del techo, según el capítulo

7.7 de la norma NCh0432-2010. El factor toma valor unitario ( , debido

a la localización de la estructura que no corresponde a una colina, cima o

escarpe

Factor de importancia, según el capítulo 7.5 de la norma NCh 0432-2010, el

factor toma el valor 1.15 ( . Este valor corresponde a un recinto

universitario, que pertenece a la categoría III de acuerdo a la categoría de

ocupación de edificios y otras estructuras establecida en la norma NCh 3171

Presión simplificada de diseño para los elementos secundarios y de

revestimiento.41

40

Véase ANEXO C. 41

Ídem.

106

Figura 5-13. Zonas de aplicación de las presiones de viento en elementos

secundarios y de revestimiento para el método simplificado. 42

42

Fuente: norma NCh. 0432-2010.

107

La carga de viento positiva para este análisis no debe ser menor que la

carga límite . Los resultados de acuerdo a la tabla 5.5 indican que la

presión para elementos secundarios y de revestimientos, cumple lo estipulado

por la normativa.

Tabla 5.5 Resultados para la edificación en elementos secundarios y de

revestimiento.

Presión elementos secundarios y de revestimiento.

Zona Ɵ(°) λ Kzt I Pnet30

(kN/m2) Pnet30´ (kN/m2)

Pnet (N/m2)

Pnet lím (N/m2)

Cumple

2 5.00 1.00 1.00 1.15 0.21 -0.53 483 480 Sí.

5.2.2 Normas estructurales internacionales.

La estructura soportante de los módulos fotovoltaicos debe resistir las

sobrecargas del viento más extremo y en el caso meteorológico más exagerado

para la zona. Al usar como referencia para este análisis técnico, la norma NBE-

AE-88, a continuación se consideran los casos más desfavorables para la

instalación.

5.2.2.1 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por viento

Para las siguientes expresiones, se considera que todos los módulos

fotovoltaicos están sobre un mismo plano o una estructura compuesta,

formando una superficie rígida, sobre la que actúa la fuerza del viento.

La velocidad del viento puede provocar valores de presión dinámica peligrosos.

La presión dinámica depende de la velocidad del viento, que se relaciona

directamente con la altura de la estructura que sostiene los módulos.

108

La Tabla 5.6 muestra la velocidad del viento y la presión dinámica. Según las

características del proyecto en estudio del DIE-USACH, las condiciones de

ubicación, la inclinación de las aguas del techo y la existencia en la parte

anterior a los paneles, de equipos de aire acondicionado que disminuyen la

acción del viento sobre los puntos de torque críticos, la velocidad del viento es

de 40 (m/s) y la presión dinámica es de 50 (kg/m²).

Tabla 5.6 Presión dinámica del viento.43

Presión dinámica del viento

Altura sobre el terreno

(m)

Velocidad

Viento

Presión

Dinámica (w)

Normal Expuesta (m/s) (kg/m²)

0 a 10 - 28 50

11 a 30 - 34 75

31 a 100 0 a 30 40 100

más de 100 31 a 100 45 125

- más de100 49 150

Luego es necesario definir cómo afecta esta presión a la estructura que soporta

a todos los paneles. La figura 5-14 presenta la distribución de fuerzas sobre la

estructura soportante.

43

Fuente: Tabla 5.1 de norma NBE-AE-88.

109

Figura 5-14 Distribución de fuerzas sobre la estructura soporta módulos.

La fuerza que ejerce el viento en la estructura se obtiene a partir de la siguiente

expresión:

(5.3)

Dónde:

Fuerza del viento a soportar por la estructura (kg).

Presión dinámica del viento (100kg/m²).

: Superficie del conjunto de paneles que forman parte de la estructura

(20.45m²).

: Ángulo de inclinación de los paneles respecto a la horizontal (40°).

Cada módulo posee las características mencionadas en la tabla 5.2 y de

acuerdo a la disposición de estos, se tiene:

1314.5 (kgf).= 12.89 kN (5.4)

110

También es importante conocer, el coeficiente eólico de sobrecarga, que se

obtiene a partir de la tabla 5.2 de la norma NBE-AE/88, en la siguiente

expresión:

(5.5)

Dónde:

Peso de sobre carga (kg/ m²).

Coeficiente eólico de sobrecarga (+0.4).

Presión dinámica del viento (100kg/m²).

40 (kg/m²). (5.6)

Finalmente la presión resultante se obtiene en la siguiente expresión:

(kg/m²). (5.7)

Al realizar la equivalencia correspondiente, el valor es mucho menor a la carga

mínima de diseño44 establecida en el punto 5.2.1.2, por lo que la estructura

cumple con la normativa estructural.

5.2.2.2 Cálculos estructurales de fuerzas generadas por una sobrecarga de nieve.

En caso de que el clima lo amerite, es necesario considerar la nieve como una

condición extrema de carga sobre la estructura soporta módulos fotovoltaicos.

De acuerdo a la norma NBE-AE-88 el caso más desfavorable es una

sobrecarga de nieve con granizo, con una carga de 400 (kg/m³).

44

111

La estructura metálica soporta 12 módulos a una inclinación de 40° sobre la

horizontal. De acuerdo a la normativa mencionada, para inclinaciones menores

a 60°, se acepta la siguiente expresión:

(5.8)

Dónde:

Peso de sobre carga para condiciones de nieve (kg/ m³).

Peso de sobre carga estandarizado por normativa (kg/ m³).

: Ángulo de inclinación de los paneles respecto a la horizontal (°).

El valor de sobrecarga para nieve es:

(kg/ m³). (5.9)

Al valor obtenido es necesario aplicar la cantidad máxima de nieve que se

podría acumular sobre los módulos y que efectivamente ejercerían la carga.

Esto correspondería a 30 cm. De nieve que es un valor 20% sobre el valor de la

máxima nevada ocurrida en Santiago de Chile. Con esto, se tiene el dato final

de la sobrecarga por nieve, que corresponde a:

(kg/ m³). (5.10)

Al realizar la equivalencia correspondiente, el valor es mucho menor a la carga

mínima de diseño establecida en el punto anterior 5.2.1.2. Por lo que la

estructura cumple con la normativa estructural.

112

5.3 Dimensionado del inversor.

El segundo componente de mayor relevancia en la composición de una

instalación solar, corresponde al bloque conversor de la señal de corriente

continua, entre la zona de generación hacia la zona de distribución de la

energía, donde la señal es alterna, es decir, el inversor. El proyecto considera el

equipo de las características que se presentan a continuación.

Tabla 5.7 Especificaciones técnicas del inversor considerado en el proyecto.

INVERSOR DC/AC

Especificaciones

Marca Powerinverter

Modelo Inversor Grid Tie 3500W

Potencia de salida AC (W) 3500

Rango de voltaje AC de salida 190~250 V

90~130 V

Rango de frecuencia de salida AC 50 Hz for 220V

60 Hz for 110 V

THD <5%

Factor de potencia 0.99

Rango de voltaje DC de entrada

14~28 V

28~52 V

50~100 V

Peso (kg) 11

Dimensiones (mm) 650 * 230 * 160

Eficiencia peak del inversor 85%

Forma de onda de la corriente de salida Sinusoidal pura

Función MPPT Si

Forma de onda de sobrecorriente Si

Protección de sobre temperatura Si

Protección de polaridad inversa Si

Protección de funcionamiento en modo isla Si

Cantidad a utilizar 1

113

De acuerdo a las especificaciones presentadas, el equipo seleccionado cumple

con las normativas mencionadas en el capítulo 3, referidas a:

Disponer de los dispositivos internos necesarios para operar con una

potencia de entrada variable, siendo capaz de extraer en todo momento

la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar

durante el día.

Incluir características básicas como: seguimiento automático del punto

de máxima potencia o MPPT45, autoconmutables, utilizar el principio de

funcionamiento de una fuente de corriente y evitar por cualquier motivo la

operación en isla o modo aislado.

Incorporar protecciones frente a: cortocircuitos en corriente alterna;

tensión y frecuencia fuera del rango nominal; sobretensiones, mediante

varistores o similares; perturbaciones que pudiesen existir en la red como

microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red.

Poseer las señalizaciones necesarias para su correcta operación, junto

con los controles automáticos que aseguren su adecuada supervisión y

manejo.

Poseer al menos los controles manuales encargados de el encendido y

apagado general del inversor, además de la conexión y desconexión del

inversor a la interfaz de corriente alterna.

Garantizar la operación en las siguientes condiciones ambientales: entre

0°C y 40°C de temperatura y entre 0% y 85% de humedad relativa.

45

Maximum power point tracking.

114

Figura 5-15 Inversor de corriente continua a corriente alterna de potencia

nominal 3500 (W).46

5.4 Dimensionado y cálculos eléctricos de equipos fotovoltaicos.

5.4.1 Número máximo de módulos por rama, conexión serie.

En una instalación fotovoltaica que incluya inversor, la tensión de entrada a este

corresponde a la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la

temperatura del módulo es mínima. Es posible definir un valor mínimo de

temperatura ambiente igual a -5 (°C) y respectivamente una irradiancia mínima

igual a 100 (W/m²). La temperatura del módulo en estas condiciones:

(5.11)

Dónde:

46

Fuente: http://www.powerinverter.cl

115

Temperatura del módulo (°C).

Temperatura ambiente (-5 °C).

Temperatura nominal de la célula FV (45 °C)

Irradiancia mínima (100 W/m²).

La característica entregada por el fabricante en el Data Sheet47 corresponde al

coeficiente de variación de voltaje abierto por temperatura (

(5.12)

Entonces:

] (5.13)

(5.14)

(5.15)

Voltaje en circuito abierto a temperatura mínima (V).

Temperatura del módulo (°C).

Voltaje en circuito abierto en condiciones nominales estándar (V).

: Factor de variación de voltaje abierto por temperatura (-0.32).

En un día de invierno con baja temperatura, es posible que el inversor

interrumpa su funcionamiento debido a algún tipo de falla y al volver en

operación, la tensión en circuito abierto sea mayor en el arreglo de módulos

impidiendo la generación de energía a la red. Por este motivo la tensión en

47 Véase ANEXO H Data Sheet JKM250M-96.

116

circuito abierto del arreglo fotovoltaico debe ser menor a la tensión máxima de

entrada del inversor. Esta es la razón que determina el número máximo de

módulos por rama en serie, como:

(5.16)

Dónde:

Voltaje máximo de entrada en el inversor (100 V).

Voltaje en circuito abierto a temperatura mínima (64,33 V).

El valor resultante determina el número 1,66 módulos, por lo que la cantidad a

conectar en serie será 1 módulo fotovoltaico, y de este modo no generar

interrupciones en la generación.

5.4.2 Número mínimo de módulos por rama.

El número mínimo de módulos está definido por la tensión mínima de entrada al

inversor y la tensión en el punto de máxima potencia del módulo a una

temperatura extrema, considerada como aproximada en 70°C.

El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser mayor o igual que

la tensión de potencia mínima del generador fotovoltaico, existente al momento

de máxima temperatura en el módulo.

Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador

fotovoltaico 48, está bajo el nivel de entrada mínima del inversor en

la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia el inversor no

será capaz de seguir el punto de máxima generación y en el peor de los casos,

interrumpir su funcionamiento.

48

Véase ANEXO H Data Sheet JKM250M-96.

117

] (5.17)

] (5.18)

(5.19)

Voltaje de máxima potencia del módulo (V).

Temperatura máxima del módulo (70°C).

Voltaje de máxima potencia en condiciones nominales estándar

(49,5 V).

: Factor de variación de voltaje por temperatura a potencia

máxima (-0,43)

Entonces, el número mínimo de módulos por rama es:

(5.20)

Dónde:

Voltaje mínimo de seguimiento de máxima potencia del inversor (50 V).

El valor resultante, cumple la exigencia inicial:

(5.21)

Con un valor igual a 1,2, que se ajustará a 1 módulo, para trabajar en el rango

indicado de máxima potencia.

5.4.3 Número de ramales en paralelo

El número de ramales en paralelo debe cumplir que la corriente de cortocircuito

máxima de un ramal por el número de ramales conectados sea menor que la

corriente máxima admisible por el inversor en su entrada. Entonces:

118

(5.22)

Número total de ramales a conectar en la instalación.

Corriente máxima de entrada en el inversor (70 A).

Corriente máxima de cortocircuito por ramal (5,61 A).

El valor obtenido es de 12,47 módulos conectados en paralelo, por lo que se

instalarán en total 12 módulos.

5.4.4 Potencia de la instalación.

Para la instalación fotovoltaica, es necesario definir una serie de parámetros. La

definición depende de la configuración propuesta, los equipos involucrados y las

características definidas por los fabricantes.

En condiciones nominales óptimas, sin considerar la eficiencia de los equipos

para trabajar con valores máximos, la potencia de la instalación será:

(5.23)

(5.24)

(5.25)

Potencia total del sistema.

Potencia máxima de los módulos en STC.

119

5.5 Dimensionado y cálculos de la instalación eléctrica.

5.5.1 Cableado.

La instalación eléctrica será dimensionada principalmente para dos zonas, la

zona de corriente continua (en adelante zona DC49) y la zona de corriente

alterna (en adelante zona AC50). El elemento encargado de separar ambas

zonas es el inversor dc/ac.

La zona dc comprende desde los módulos fotovoltaicos hasta la entrada del

inversor. Para realizar los cálculos es necesario tener en cuenta las siguientes

indicaciones:

La intensidad admisible de los conductores debe ser: , de

acuerdo la ITC-BT-40 y norma NCh. Elec..4/2003.

Los conductores serán canalizados de acuerdo a la norma NCh. Elec.4/2003,

capítulo 8.

Los conductores poseerán tensión asignada, no inferior a 0,6-1,0 kV con

recubrimiento que garantice operación a la intemperie.

La temperatura de trabajo del conductor será de 50°C, como referencia a la

norma UNE 20.460-5-523.

La caída de tensión máxima será de 3.0% de acuerdo a la norma NCH

ELEC.4/2003, capítulo 7.

El conductor a utilizar será al menos de características similares a un conductor

del tipo THHN, doble aislación o RVK 51(XLPE).

49

Del inglés direct current. 50

Del inglés alternating current. 51

Cable Polietileno reticulado con poliolefina termoplástica libre de halógenos.

120

Para la intensidad admisible de los conductores o capacidad de transporte de

corriente, se considerará:

Factor corrector debido a la temperatura ambiente del aire a 50°C. Según la

norma UNE 20460-5-523 este factor es de 0,9.

Factor corrector debido a la cantidad de conductores en ducto.

A continuación se describen las expresiones requeridas para calcular la sección

de conductor en cada tramo.

5.5.1.2 Selección de los conductores en Zona DC.

5.5.1.2.1 Conductor para conexión modulo a caja de conexionado.

La corriente de cortocircuito en cada rama, rectificada a 50°C y dimensionada

un 25% extra de su valor original es:

(5.26)

(5.27)

Dónde:

Corriente de cortocircuito del módulo en condiciones STC (5,61

A).

Incremento de temperatura respecto a las condiciones STC (50°-25°).

Coeficiente de variación por temperatura, para de cada módulo

(0,04).

121

5.5.1.2.2 Caída de tensión entre conexión modulo a caja de conexionado.

La caída de tensión para este tramo, se calcula con la siguiente expresión:

(5.28)

(5.29)

Luego será necesario conocer a qué porcentaje corresponde la caída de

tensión, como:

(5.30)

Dónde:

Sección del conductor (4 mm²).

Longitud del conductor (2,0 m).

Corriente de máxima potencia en condiciones STC (5,05 A).

Caída de tensión admisible para el tramo (3 %).

Voltaje del ramal en condiciones STC (49,5 Vdc).

Resistividad del conductor (0,017).

El valor obtenido indica que la sección considerada cumple con la normativa,

siendo:

(5.31)

122

5.5.1.2.3 Conductor alimentador para conexión caja de conexionado a inversor.

La corriente de cortocircuito en cada rama, rectificada a 50°C y dimensionada

un 25% extra de su valor original es:

(5.31)

(5.32)

Dónde:

Corriente de cortocircuito total en condiciones STC (67,32 A).

Incremento de temperatura respecto a las condiciones STC (50°-25°).

Coeficiente de variación por temperatura, para de cada módulo

(0,04).

5.5.1.2.4 Caída de tensión en alimentador para conexión caja de conexionado a inversor.

La caída de tensión para este tramo, se calcula con la siguiente expresión:

(5.33)

(5.34)


tensión, como:

(5.35)

123

Dónde:

Caída de tensión del tramo en estudio.

Sección del alimentador (33,6 mm²).

Longitud del alimentador (24 m).

Corriente de máxima potencia del alimentador en condiciones

STC (60,6 A).

Caída de tensión admisible para el tramo alimentador.

Voltaje a máxima potencia del alimentador en condiciones STC (49,5

Vdc).

Resistividad del conductor (0,017).


siendo:

(5.36)

5.5.1.3 Selección del conductor en Zona AC.

En esta zona el tramo del conductor será de una longitud máxima de 2 metros,

esto debido a la proximidad de los tableros mediante los cuales se interconecta

la salida del inversor en AC. Por otra parte, la sección del conductor estará

dada por la potencia entregada hacia la red y la tensión de salida del inversor,

como se determina en el siguiente análisis.

5.5.1.3.1 Conductor alimentador para conexión inversor a la red.

Al considerar condiciones nominales de operación y consecuentemente

generación máxima, las características de esta zona son:

124

(5.37)

(5.38)

(5.39)

(5.40)

Dónde:

Corriente nominal a la salida del inversor.

Potencia total o máxima a generar por el sistema (3000 W).

Voltaje nominal en bornes del inversor (220 V).

Factor de potencia (0,93).

Corriente máxima aceptable de cortocircuito en el lado AC.

En estas condiciones el conductor a utilizar debería ser capaz de transportar a

lo menos, una corriente de 14,6 (A).

Debido a su ubicación en el interior de la edificación, esta sección de cableado

no se encontrará expuesta a variaciones climáticas de temperatura extrema.

Por lo tanto, el análisis de capacidad de transporte por variación de temperatura

ambiente hasta 40°C, se realiza en base a las Tablas N° 8.7 y N° 8.9 de NCh.

Elec 4/2003 y como se detalla a continuación:

(5.41)

(5.42)

(5.43)

Dónde:

Intensidad de corriente admisible para conductores aislados THHN a

temperatura ambiente de 30°C, Sección= 3,31 mm², Grupo A.

Factor de corrección de la capacidad de transporte de corriente por variación

de temperatura ambiente, para secciones métricas (0,87).

125

Capacidad de transporte de corriente corregida por variación de

temperatura.

Finalmente se demuestra que la corriente calculada de cortocircuito es inferior a

la capacidad de transporte de corriente,

(5.44)

Por lo que el conductor satisface las necesidades de transporte en las peores

condiciones, cumpliendo la normativa.

5.5.1.3.2 Caída de tensión en alimentador para conexión inversor a la red.

Además, la caída de tensión para este tramo, se calcula con la siguiente

expresión:

(5.45)

(5.46)


tensión, como:

(5.47)

Dónde:

Caída de tensión del tramo en estudio.

Sección del alimentador (3,31 mm²).

Longitud del alimentador (2 m).

Corriente de máxima potencia del alimentador en condiciones

STC (14,6 A).

Factor de potencia (0,93).

Caída de tensión admisible para el tramo alimentador.

126

Voltaje a máxima potencia del alimentador en condiciones STC (220

Vac).

Resistividad del conductor (0,017

).


siendo:

(5.48)

5.6 Protecciones.

5.6.1 Selección de protecciones en Zona DC.

En esta zona, los dispositivos encargados de proteger los módulos y los

conductores serán de características especiales, ya que deben operar en

corriente continua, a continuación los detalles y cálculos involucrados en su

selección.

5.6.1.1 Fusible de protección modulo a tablero de conexionado.

Cada caja o tablero de conexionado incluirá:

1 Fusible 6(A).

5.6.1.2 Disyuntor general DC conexión en caja de conexionado a inversor y en tablero del inversor.

El tablero de conversión DC/AC, que posee al inversor, incluirá:

1 Disyuntor termomagnético DC, 63 (A) 1P o 2P,C.

5.6.2 Selección de protecciones en Zona AC.

5.6.2.1 Disyuntor y protector diferencial en conexión del inversor a la red.

El tablero de conexionado incluirá:

127

1 Disyuntor termomagnético AC, 16(A), 1P o 2P, C, 15kA.

1 Protector diferencial AC 2x25 (A), 30mA.

5.6.2.2 Operación en ISLA.

La instalación debe evitar el funcionamiento no intencionado u operación en isla

con la red, en el caso de desconexión de la red general. La protección anti isla

es entregada por el equipo inversor, encargándose de detectar la desconexión.

5.7 Sistema de puesta a tierra.

En cumplimiento con la normativa eléctrica nacional e internacional, todas las

masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como alterna,

estarán conectadas a una única puesta a tierra. Este sistema de puesta a tierra,

será independiente a la comprendida por el neutro de la empresa distribuidora.

Precisamente, la instalación eléctrica del DIE-USACH posee dos sistemas de

puesta a tierra, estos son los descritos a continuación.

128

5.7.1 Sistema de puesta a tierra en BT52.

Este sistema de puesta a tierra existente, será utilizado para conectar la

instalación fotovoltaica y todas sus masas, para evitar tensiones peligrosas y

proteger a las personas y equipos que puedan estar en riesgo eléctrico.

Las principales características del sistema de puesta a tierra, son las siguientes:

Tabla 5.8 Características de la malla de B.T. existente.53

Especificaciones técnicas sistema de puesta a tierra.

Malla en BT.

Medida de resistividad de terreno

Configuración 2 capas.

Primera capa 42 m

Espesor 1,2 m.

Segunda capa 63 m

Espesor Infinito.

Características de la malla.

Resistencia de la malla 2,00

Tipo de Conductor 53.5 mm2 o 1/0 AWG.

Longitud 149 m.

Tipo de union Cadwell.

Tipo de barra Copperweld 5/8"x 3m.

La malla de puesta a tierra existente de BT se presenta en la Figura 5-16.

52

Baja tensión. 53

Para detalles de ubicación, disposición y medidas ver plano ANEXO F.

129

Figura 5-16 Malla de puesta a tierra existente de BT.

5.7.2 Sistema de puesta a tierra en AT54

Este sistema de puesta a tierra existente, fue diseñado con motivo de la

Subestación propiedad del DIE-USACH, formada por dos (2) transformadores

de las siguientes características:

54

Alta Tensión.

130

Tabla 5.9 Características de la Subestación propiedad del DIE-USACH.

Especificaciones técnicas

Subestación DIE-USACH.

Transformador N°1

Potencia 300 kVA

Tensión 12/0,38 kV

Impedancia Z 4%

Transformador N°2

Potencia 300 kVA

Tensión 12/0,38 kV

Impedancia Z 4%

Las principales características del sistema de puesta a tierra, son las siguientes:

Tabla 5.10 Características de la malla de A.T. existente.55

Especificaciones técnicas sistema de puesta a tierra.

Malla en AT.

Medida de resistividad de terreno

Configuración 2 capas.

Primera capa 42 m

Espesor 1,2 m.

Segunda capa 63 m

Espesor Infinito.

Características de la malla.

Resistencia de la malla 2.05

Tipo de Conductor 21,2 o 4 AWG.

Longitud 168 m.

Tipo de union Cadwell.

55

Para detalles de ubicación, disposición y medidas ver ANEXO F.

131

La malla de puesta a tierra existente de AT se presenta en la Figura 5-17.

Figura 5-17 Malla de puesta a tierra existente de AT.

5.7.3 Aislación Galvánica.

La instalación debe poseer un dispositivo encargado de aislar galvánicamente

la zona AC de la zona DC, es decir separar respectivamente, la instalación de

baja tensión con la instalación generadora fotovoltaica. Esta protección la

entrega el inversor entre sus funciones internas y características constructivas

provee del aislamiento galvánico requerido a la instalación.

132

5.8 Dispositivos de monitoreo.

Se recomienda considerar un sistema de monitorización de variables eléctricas

y solares. A continuación se definen los requerimientos mínimos que deberían

cumplir estos equipos.

5.8.1 Monitoreo eléctrico.

El sistema de monitoreo eléctrico proporcionaría al menos las siguientes

variables:

Voltaje y corriente a la entrada y/o salida del inversor.

Potencia de entrada y/o salida del inversor.

Los requerimientos técnicos mínimos serán:

Clase de precisión B/1 según norma EN 50470-3/EN 61053-21.

Índice de protección: IP 20.

Temperatura de funcionamiento: -10°C a +55°C.

Temperatura de almacenamiento: -20°C a +70°C.

Consumo: <10 VA.

Frecuencia de referencia: 50/60 Hz.

Sistema de comunicación de datos: RS 485/Ethernet.

Disipación térmica: ≤6W.

Potencia mínima: 3000 W.

Tensión de referencia: 220-240 Vac / 12-52 Vdc.

Tensión límite de funcionamiento: 110-254 Vac / 12-52 Vdc.

133

5.8.2 Monitoreo solar.

El sistema de monitoreo solar proporcionaría al menos las siguientes variables:

Radiación solar en el plano de los módulos, medida con un módulo o

célula de tecnología equivalente.

Temperatura ambiente de la zona.

Los requerimientos técnicos mínimos serán:

Tipo: Célula FV de características similares a módulos del proyecto.

Rango de medida: 0-1500 .

Precisión: ± 5% de la media anual.

Calibración: Debe incluir certificado de calibración.

Garantía: 2 años mínimo.

Peso: No mayor a 1 kg.

Conexión: sistema de 2 hilos.

Cableado: Resistente a rayos UV.

Temperatura de operación: -10°C a +60°C.

134

CAPÍTULO 6. ESTIMACIONES DE GENERACIÓN Y EVALUACIÓN ECONÓMICA.

A la hora de definir las características constructivas principales de cualquier

instalación generadora de electricidad, es de suma importancia realizar la

evaluación de la energía estimada a generar, así como los niveles estimados de

pérdida y el comportamiento que presentará el rendimiento y estimaciones de la

eficiencia del sistema en general.

El software PVsyst56 es un software para estudiar sistemas fotovoltaicos,

desarrollado por investigadores de la Universidad de Ginebra en Suiza. Entre

las diversas opciones de estudio que brinda, se encuentra la posibilidad de

realizar estimaciones anuales de sistemas fotovoltaicos de distintas

características, entre ellas analizar instalaciones aisladas y conectadas a la red,

considerando la marca, modelo y especificaciones de los equipos que el

especialista desee utilizar en el proyecto.

A continuación se presentará el análisis anual de las variables más relevantes

involucradas en el proyecto con el objetivo de estimar el comportamiento de la

instalación.

6.1 Estimación de comportamiento del sistema para condiciones iniciales, inclinación .

En las condiciones de diseño iniciales, la estimación generalizada del sistema

contempla las variables más importantes que definen la instalación fotovoltaica,

según la estructura presentada en la Figura 6-1, para luego representar los

resultados entregados por el software, en gráficos que permiten analizar el

56

Para más detalles como versión del software, véase ANEXO D.

135

comportamiento mensual y anual del sistema, visto desde la cantidad de

energía captada, la cantidad de generación y hasta el nivel de eficiencia.

Figura 6-1 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico del sistema, al

utilizar el software PVsyst.

6.1.1 Radiación global.

Una instalación fotovoltaica siempre será dependiente de los niveles de

radiación que esta reciba, según su ubicación, equipos y diseño, para luego

transformar la energía y ser capaz de generar electricidad. La Figura 6-2.

expone los niveles de radiación global incidente 57en los módulos fotovoltaicos,

para cada mes durante el periodo de un año.

57 La radiación global incidente incluye los valores de radiación horizontal, inclinada y de albedo, según los datos meteorológicos de PVsyst.

Estimación anual FV de generación, pérdidas y

rendimiento para 40.

Radiación Global incidente.

Generación de energía.

Energía total antes y después del inversor FV.

Pérdidas del sistema.

Eficiencia y rendimiento del sistema.

Eficiencia general y del bloque generador.

Rendimiento general del sistema.

136

Figura 6-2 Radiación global incidente captada por los módulos fotovoltaicos a

una inclinación 40°.58

El análisis se centra en los puntos extremos que resultan ser los más altos,

donde diciembre y enero aportan con un 17,1% y 16,4% respectivamente. Es

decir, en estos dos meses los módulos captan cerca del 34% de la energía

anual. En cambio el mes de junio, resulta ser uno de los meses de invierno más

desfavorables, captando apenas el 3% del total de energía anual disponible

para esta zona.

58

Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.

160,3

111,6

81,3

45 30,8

24 27,3 38,2

54,3

100,1

136

166,9

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180 kW

h/m

² Radiación global incidente mensual.

Radiación incidente mensual Radiación media anual (81,3 kWh/m²)

137

6.1.2 Energía generada antes y después del inversor.

Un aspecto interesante a considerar consiste en la cantidad de energía que

efectivamente se inyecta a la red, con respecto del total generado. El gráfico de

la Figura 6-3 muestra la brecha existente, entre la energía generada en bornes

de los módulos fotovoltaicos y la energía a la salida del inversor o que se

inyecta a la red.

La principal causa de esta diferencia se debe al rendimiento propio del inversor

y en particular al permanente consumo de energía que el equipo requiere para

realizar su labor en el sistema.

Figura 6-3 Energía total generada mensualmente, en los módulos y

considerando pérdidas en el inversor DC/AC a inclinación β= 40°59.

La mayor diferencia se da en los meses donde existe mayor nivel de

generación, en particular los meses de noviembre (17 kWh), diciembre (20

kWh) y enero (19,5 kWh).

59 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

kWh

Energía generada antes y después del inversor fotovoltaico a

inclinación =40°.

Energía en bornes de módulos FV.

Energía inyectada a la red.

138

En términos más amplios, la diferencia total existente antes y después del

inversor consiste en 145 kWh anuales, dato no menor sin mencionar otros

factores que influyen en las pérdidas del sistema y que se revisa en el siguiente

gráfico.

6.1.3 Pérdidas del sistema.

En relación al punto anterior, las pérdidas del sistema son uno de los aspectos

más importantes a la hora de estimar todo tipo de sistema que genere o

consuma energía, independiente del tipo que esta sea. Es por esto, que

conocer los factores que generan pérdidas y cómo se comportan durante un

periodo determinado, se convierte en un elemento muy importante de análisis.

En el gráfico mostrado en la Figura 6-4, es posible identificar que las principales

pérdidas se deben a cuatro factores o áreas. Estas son:

Pérdidas debidas al rendimiento del inversor.

Pérdidas debidas a caídas de tensión por la resistencia natural de los

conductores.

Pérdidas debidas al mismatch60, es decir la dispersión natural existente

en los parámetros de equipos no ideales, que incluye además el

conexionado de estos.

Pérdidas debidas a la calidad de los módulos fotovoltaicos, generadas

por variaciones de temperatura de operación.

60 Mismatch: termino usualmente utilizado en sistemas FV. Tal como se traduce del inglés significa dispersión o desajuste. Se refiere a las pérdidas inherentes de los materiales y equipos por no ser ideales.

139

Figura 6-4 Clasificación y comportamiento anual de las pérdidas más relevantes

de la instalación fotovoltaica, con inclinación β= 40°.61

Los factores que mayor cantidad de pérdidas generan al sistema, son

identificables a primera vista. En términos porcentuales estas son las pérdidas

generadas por el inversor que corresponden al 61 % del total anual, segundo

las pérdidas por mismatch con 22% y en tercera posición se encuentran las

pérdidas debidas a la calidad del módulo fotovoltaico con un 16,5%.


0

5

10

15

20

25

30

35

40

Pérdidas del sistema β=40° (kWh) .

Pérd. inversor.

Pérd. resistivas.

Pérd. mismatch.

Pérd. calidad módulo.

140

Figura 6-5 Influencia porcentual de los factores de pérdidas en una instalación

fotovoltaica62.

El factor de menor influencia viene dado por las pérdidas generadas en las

caídas de tensión que corresponden al 0.5% del total anual de pérdidas.

La información entregada por el gráfico de la Figura 6-5 resulta de gran utilidad,

puesto que permite fijar la atención en los factores y áreas en los cuales es

posible actuar para disminuir o evitar el aumento de las pérdidas por este

concepto. En específico, sólo es posible poner cuidado en las pérdidas

generadas por caídas de tensión en los conductores y por mismatch. Lo anterior

se logra al utilizar los conductores que disminuyan la caída de tensión y que

cumplan con la normativa, además de utilizar equipos certificados y de realizar

las conexiones eléctricas según los métodos comprobados y que se sugieren

en la NCh. Elec 4/2003, asegurando la fijación mecánica de todos los

dispositivos involucrados.


17%

22%

0%

61%

Influencia porcentual de los factores de pérdidas en el sistema.

Pérd. calidad módulo. Pérd. mismatch. Pérd. resistivas. Pérd. inversor.

141

6.1.4 Eficiencia del bloque generador y del sistema.

El gráfico de la Figura 6-6 expone mes a mes el comportamiento de la eficiencia

del arreglo de módulos fotovoltaicos y del sistema. Esta comparativa tiene un

motivo, el cual explica la importancia que revisten los módulos fotovoltaicos en

una instalación, ya que definen en gran medida la eficiencia general del

sistema. Los otros factores que inciden en la eficiencia global de la instalación

son la eficiencia del inversor (85%), las pérdidas por mismatch, caídas de

tensión, etc.

Figura 6-6 Eficiencia del bloque generador y general de la instalación a

inclinación β=40°. 63

La eficiencia del conjunto de módulos fotovoltaicos presenta una diferencia

importante respecto a la eficiencia de cada módulo según la eficiencia

asegurada por el fabricante en su hoja de datos o data sheet64, -3.38% como

diferencia máxima respecto al valor de cada módulo. En respuesta a estas

63 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst. 64

Véase hoja de datos de módulo JKM 250-M96 en ANEXO H.

11,94 11,83 11,63

11,29

11,76 11,65 11,75 11,76 11,98

12,14 12,15 12,1

11,35 11,21

10,91

10,34 10,57

10,33 10,48

10,69

11,1

11,45 11,53 11,52

9

9,5

10

10,5

11

11,5

12

12,5

(%) Eficiencia del bloque de generación y del sistema .

Eficiencia módulos FV. Eficiencia general del sistema.

Eficiencia media módulos FV (11,83%) Eficiencia media del sistema (10,96%).

142

diferencias, es que nace el término mismatch o dispersión de datos donde no

cabe duda que todos los módulos del mismo modelo y marca no son 100%

iguales. Esta mezcla de diferencias incide en la cantidad de energía que se

generará, disminuyendo la eficiencia global del sistema.

El análisis del gráfico conduce directo a poner atención a los meses de abril

hasta septiembre, puesto que es en estas fechas donde la eficiencia del

sistema disminuye en gran medida. Durante el mes de mayo hasta junio, meses

de invierno, es en donde la eficiencia general del sistema disminuye en más de

un 1,00 % con respecto a la eficiencia de los módulos fotovoltaicos.

La conclusión que corresponde mencionar, relaciona la disminución de niveles

de radiación solar con disminución en la eficiencia general de la instalación, es

decir, durante los meses de invierno se reduce la capacidad de generación del

sistema.

6.1.5 Rendimiento del sistema.

El indicador más importante a la hora de puntualizar la cantidad de energía que

es capaz de entregar una instalación de energía renovable, es el rendimiento

del sistema. En el gráfico de la 6-7 es posible observar el rendimiento estimado

de la instalación fotovoltaica para los distintos meses, con una inclinación de

de los módulos fotovoltaicos.

Analizar el comportamiento del rendimiento a través de los distintos meses del

año consiste en conocer de manera resumida los niveles de generación del

sistema. Luego los mayores niveles de generación ocurrirán durante los meses

de noviembre (78,6%), diciembre (78,5%), octubre (78,1%) y enero (77,4%).

Por otro lado, el menor rendimiento será para los meses de julio (70,4%), abril

(70,5%), julio (71,5%) y mayo (72,1%).

143

Figura 6-7 Comportamiento del factor de rendimiento de la instalación

fotovoltaica durante un año65.

El rendimiento promedio que resulta de la estimación corresponde a 74,7% es

decir, un rendimiento aproximado de 75%. Este es un rendimiento intermedio

para instalaciones como las consideradas en el proyecto, cabe mencionar que 6

y aproximadamente 7 de los 12 meses el rendimiento se ubica en el rango o en

el nivel superior de la media, confiando niveles de generación por sobre el valor

medio durante la mayor parte del año.

6.2 Estimación de operación del sistema para distintos ángulos de inclinación.

El ángulo de inclinación de los módulos fotovoltaicos ofrece la posibilidad de

contar con diferentes valores de generación, es decir esta variable brinda la


77,40

76,40

74,40

70,50

72,10

70,40

71,50

72,80

75,70

78,10 78,60 78,50

66,00

68,00

70,00

72,00

74,00

76,00

78,00

80,00

(%)

Rendimiento mensual del sistema.

Inclinación 40°

Rendimiento mensual

Rendimiento medio anual (74.7%)

144

posibilidad de ser un elemento sensible del sistema y que permite también

estimar cómo se comportará la instalación para diferentes inclinaciones. El

análisis por áreas, es similar al realizado en el apartado anterior, con la

salvedad de que en esta etapa se incluye y compara en detalle las distintas

pérdidas del sistema.

Figura 6-8 Estructura de análisis del comportamiento fotovoltaico del sistema

con diferentes ángulos de inclinación, al utilizar el software PVsyst.

6.2.1 Radiación global.

El gráfico de la Figura 6-9 exhibe la sensibilidad que presenta toda instalación

fotovoltaica ante la variación del ángulo de inclinación (β), en el cuál módulos

Estimación anual FV de generación, pérdidas y

rendimiento, para distintos valores de

40;30;20;10;05.

Radiación Global incidente.

Generación de energía.

Energía total antes y después del inversor FV.

Generación total anual del sistema.

Pérdidas Mismatch, resistivas, módulos e

inversor.

Pérdidas totales del sistema.

Eficiencia y rendimiento del sistema.

Eficiencia general del sistema.


Rendimiento anual.

145

fotovoltaicos captan la radiación solar. Los datos en particular corresponden a la

radiación global incidente mensual66.

Al analizar el comportamiento anual, este no difiere a la curva presentada en el

caso de inclinación inicial, que también se incluirá de aquí en adelante. Lo

anterior queda claro, al observar los meses de verano e invierno que destacan

por ostentar respectivamente, los mayores y menores niveles de radiación.

Figura 6-9 Radiación global incidente anual, para distintos ángulos de

inclinación.67

Una de las variaciones importantes se observa en la disminución cercana al

19% en enero y del 17% en diciembre, entre β=40° y β=05°, siendo estos los

meses de mayor radiación disponible por las condiciones climatológicas de esta

estación del año. En cambio durante los meses de invierno la diferencia entre

los datos se observa en junio con un 19%.

66 La radiación global incidente incluye los valores de radiación horizontal, inclinada y de albedo, según los datos meteorológicos de PVsyst. 67 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.

0

50

100

150

200

250

kWh

/m2

Radiación global incidente mensual del sistema.

β= 05°

β= 10°

β= 20°

β= 30°

β= 40°

146

En esta línea de análisis, cabe mencionar que entre la inclinación inicial de

β=40° y la inclinación mínima a la cual los módulos se podrían ajustar β=05°,

existe una variación media entre los indicadores cercana al 18%. Claro está,

que estas diferencias nacen a partir de estimaciones por lo que si bien resultan

una herramienta base para estimar el comportamiento futuro, de todas formas

es imprescindible la comprobación empírica en el lugar de emplazamiento de la

instalación fotovoltaica.

En resumen, la sensibilidad frente al ángulo de inclinación adelanta que la

estimación de parámetros basada en la especificación de los equipos del

software PVsyst, proyectará variaciones similares en los indicadores de energía

generada, pérdidas, factores de eficiencia y rendimiento.

6.2.2 Energía generada antes y después del inversor.

De la misma forma que el caso inicial, es posible realizar el análisis de la

energía generada versus la efectivamente inyectada a la red. En este caso, al

disponer de diversas combinaciones resultantes de los ángulos de inclinación,

investigar el comportamiento para la zona DC y la zona AC es aún en mayor

detalle. Así es posible observar en los gráficos de las Figuras 6-10 y 6-11 la

conducta energética de la instalación, antes y después del inversor.

La energía mensual estimada a generar por los módulos fotovoltaicos es mayor

mientras menor es el ángulo, en este caso al ángulo de inclinación del techo, el

menor disponible de la instalación que corresponde a β=05°.

Otro punto importante, se basa en la diferencia que existe en los meses de

mayor y menor generación. En el mes de diciembre la variación porcentual,

147

entre el ángulo de menor y mayor inclinación, corresponde al 17%. Este valor

corresponde a casi la mitad, de la gran variación existente en el mes de junio,

donde la diferencia alcanza el 38%.

Figura 6-10 Generación total anual de energía en bornes del arreglo

fotovoltaico, para distintos ángulos de inclinación68.

Figura 6-11 Generación total anual de energía inyectada a la red, para distintos

ángulos de inclinación69.


0

100

200

300

400

500

600

kWh

Energía mensual generada en módulos FV. Antes del inversor.

β= 05°

β= 10°

β= 20°

β= 30°

β= 40°

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

kWh

Energía mensual inyectada a la red. Después del inversor.

β= 05°

β= 10°

β= 20°

β= 30°

β= 40°

148

Para el caso de la estimación de energía inyectada a la red, como se indica en

el gráfico de la Figura 6-11, las cifras siguen el mismo patrón anterior. Esto se

debe a la dependencia del ángulo de inclinación y a la eficiencia del inversor, en

la cantidad de energía que se inyectará a la red.

El análisis para la estimación de energía que se inyectará a la red, se enfoca en

particular a la diferencia que existe con la energía en bornes de los módulos

fotovoltaicos. El gráfico de la Figura 6-12 expone la estimación anual de energía

generada antes y después del inversor.

Figura 6-12 Generación total anual de energía en bornes del arreglo fotovoltaico

y en bornes del inversor, para distintos ángulos de inclinación70.

El ángulo de inclinación β, protagonista del análisis incide de forma similar

antes y después del inversor. Por lo tanto la diferencia generada en los valores

antes y después del inversor corresponde a:

69 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst. 70 Fuente: Elaboración propia a partir de los resultados del software PVsyst.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Energía en bornes de módulos FV. Energía inyectada a la red.

3393,5

3214 3290,9

3115,2 3032

2865,5 2713,7

2557,9 2380

2235,4

2962,02

2797,6

kWh Generación anual de energía .

Estimada antes y después del inversor.

β=05°

β=10°

β=20°

β=30°

β=40°

Energía promedio.

149

5.28% para β=05°.

5.33% para β=10°.

5.49% para β=20°.

5.74% para β=30°.

6.07% para β=40°.

Esta variación porcentual resulta natural, al variar el nivel de energía y conocer

el rendimiento nominal que posee el inversor en condiciones estándar.

6.2.3 Pérdidas del sistema.

El impacto de las pérdidas del sistema, en el contexto de la variación del ángulo

de inclinación de los módulos se presenta en el gráfico de la Figura 6-13.

Figura 6-13 Pérdidas anuales del sistema, detalladas según el tipo, para

distintos ángulos de inclinación71.


56,811 55,11 50,823 45,55 40,022 49,6632

74,53 72,3 66,67 59,757

52,51 65,1534

2,611 2,446 2,061

1,641 1,238

1,9994

181,22 177,52 168,44

157,65

146,59

166,284

0

50

100

150

200

250

300

350

05° 10° 20° 30° 40° Pérd. Promedio.

Pérdidas anuales detalladas del sistema (kWh). Distintos ángulos de inclinación.

Pérd. inversor.

Pérd. resistivas.

Pérd. mismatch.

Pérd. calidad módulo.

150

El comportamiento resulta ser similar al primer análisis de pérdidas, pero la

información contenida en el gráfico permite diferenciar entre ángulo β mayor y

menor, de modo que es posible conocer la variación en cada elemento o factor

generador de las pérdidas. La mayor variación reside entre β=05° y β=40° y

corresponde a:

19,1% del total de pérdidas en el inversor.

52,6% del total de pérdidas resistivas.

29,5% del total de pérdidas debidas a mismatch.

19,1% del total de pérdidas en el inversor.

29,5% del total de pérdidas debidas a la calidad de los módulos FV.

Las pérdidas detalladas por sector, se encuentran graficadas en la Figura 6-14

y muestran los distintos niveles que alcanzan al variar el ángulo β. Es natural

que la sensibilidad ante el ángulo β, se reflejará de manera similar en cada

sector. Pero en las pérdidas resistivas el impacto de β se aproxima al 10% de

variación entre ángulos de inclinación.

152

6.2.4 Eficiencia del sistema.

En el gráfico que se indica en la Figura 6-15, se observa el comportamiento de

los distintos niveles de eficiencia en cada mes al variar el ángulo β. Sin duda, la

conducta del sistema se inclina a mostrar mayores niveles de eficiencia durante

los meses de mayor radiación, estos son: noviembre, diciembre, enero y

febrero. En términos generales para distintos β, la eficiencia promedio se

aproxima al 11,5%. Por otro lado, el sistema resulta menos eficiente durante los

meses de menor radiación, siendo estos abril, mayo, junio, julio y agosto, con

valores cercanos a 10,5 %.

Figura 6-15 Eficiencia global del sistema durante un año, para distintos ángulos

de inclinación72.


9

9,5

10

10,5

11

11,5

12 Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Eficiencia global del sistema (%).

β= 40°

β= 30°

β= 20°

β= 10°

β= 05°

153

6.2.5 Rendimiento teórico del sistema.

El rendimiento es por excelencia el concepto que define la capacidad real de

producción del sistema. Para distintos β el máximo alcanzado, se obtiene en los

menores valores que toma el ángulo. Esto queda demostrado en la figura 6-16,

donde el valor máximo corresponde a 82% para β=05°. El menor nivel de

rendimiento corresponde a un 69% para β=30°.

En general la conducta de las diferentes curvas anuales de rendimiento

estimado, es relativamente similar, a excepción del rendimiento para β=40°, el

que presenta una diferencia marcada entre los meses de marzo y junio.

Figura 6-16 Rendimiento mensual del sistema, para distintos ángulos de

inclinación73.

La causa principal de esta anomalía tiene relación con el rendimiento propio de

cada panel, puesto que al exponer un módulo a mayor inclinación, la radiación

disminuye debido a la reducción en el ángulo de incidencia (α). Entonces, al

agregar el mismatch de los módulos más un comportamiento variable de la

nubosidad durante los meses de marzo, abril y mayo la consecuencia será

variaciones cercanas a 2 puntos porcentuales del total.


62,00

64,00

66,00

68,00

70,00

72,00

74,00

76,00

78,00

80,00

82,00 (%)


β= 05°

β= 10°

β= 20°

β= 30°

β= 40°

154

El gráfico de la Figura 6-17 muestra la relación directa que existe entre el

ángulo de inclinación del conjunto de módulos fotovoltaicos, con el rendimiento

general del sistema. Si bien el ángulo β no impacta en gran medida el

rendimiento de una instalación fotovoltaica, la disminución del rendimiento es un

hecho importante a considerar puesto que indicará los límites de generación de

la instalación fotovoltaica.

Figura 6-17 Rendimiento anual del sistema, para distintos ángulos de

inclinación74.

Al resumir los niveles de rendimiento en el sistema a valores anuales, es

posible obtener una visión generalizada para cada ángulo de inclinación, tal y

como se presenta en la Figura 6-17. En este caso, independiente de la

comparativa mensual es posible apreciar que el mayor rendimiento alcanza un

78,7%, para β=05° manteniéndose en un valor cercano al 78% hasta β=20°. La

mayor variación es de 2,3% entre β=05° y β=40° de inclinación.

74

Ídem.

78,70 78,50

78,00

77,20

76,40

77,76

75,00

75,50

76,00

76,50

77,00

77,50

78,00

78,50

79,00

05° 10° 20° 30° 40° Rendimiento promedio

%

Rendimiento anual del sistema, para distintos valores de β.

155

6.3 Evaluación económica del proyecto.

Continuando con el estudio de evaluación económica, para el proyecto de

instalación fotovoltaica, se procederá a presentar el estudio de factibilidad

económica. Este estudio, corresponde al enfoque costo-beneficio para poder

identificar, medir y valorar los beneficios del proyecto, determinando si el valor

de ellos supera al valor de los costos.

6.3.1 Proyecciones económicas

Para realizar las proyecciones económicas, se utilizará la tasa de descuento

social establecida por el Ministerio de Planificación (MIDEPLAN), para el año

2013 en adelante, el cual, estableció una tasa social de descuento (TSD) a

emplear del 6%.75 La tasa social de descuento representa el costo en que

incurre la sociedad cuando el sector público extrae recursos para financiar sus

proyectos. Por ser la Universidad un organismo público, y no existir una tasa de

descuento para el sector de educación superior, la TSD representará su costo

de capital.

Como indicadores económicos del proyecto, se considerara el Valor Actual Neto

(VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Periodo de Recuperación de la

Inversión (PRI o Payback).

Se realizarán las proyecciones sobre los actuales consumos de energía

eléctrica y los respectivos gastos de mantención de la implementación del

proyecto. Puesto que es recurrente evaluar proyectos de inversión a una

duración aproximada de 10 años76, se calculará la viabilidad económica del

proyecto sobre esta base.

75

Ministerio de Planificación. Precios Sociales para la evaluación social de proyectos. http://sni.ministeriodesarrollosocial.gob.cl/postulacion_links/78_precios_sociales_nip_2013.pdf

156

6.3.2 Impacto en los actuales requerimientos de energía.

A partir de las estimaciones antes mencionadas, resulta interesante conocer el

impacto del proyecto en la demanda actual del edificio. Indudablemente al

generar energía a partir de paneles FV, se generará una reducción en el

consumo actual de la energía suministrada por la compañía distribuidora de

electricidad. En ese entendido, la Figura 6-18 expresa el impacto de la

instalación FV en la demanda mensual del DIE-USACH.

Figura 6-18 Energía suministrada por la compañía distribuidora de electricidad,

antes y después del proyecto.

6.3.3 Flujo de efectivo

Para determinar los flujos de efectivo futuros que tendrá el proyecto, se

considerará, además de la inversión inicial, la mantención de los equipos y los

ahorros por concepto de energía eléctrica generada. A continuación, se

presenta la determinación de cada factor.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

kWh

Energía mensual suministrada por la compañía eléctrica,

antes y después del proyecto.

Antes del proyecto.

Después del proyecto

157

6.3.3.1 Proyecciones de ahorro por concepto de energía.

Para determinar el ahorro generado por el proyecto fotovoltaico, se

considerarán las tarifas de suministro eléctrico para clientes sujetos a

regulación de precios, que aplica Chilectra S.A. puesto que la tarifa contratada

es AT-3 (a). A contar del 2013 y de acuerdo a la valorización para la tarifa

mencionada en el cargo por energía, más cargos por demanda máxima se

considerarán un valor sin IVA77 de $107 78. Además se considerará un

aumento en el costo del kWh de un 8% anual79.

6.3.3.2 Inversión del Proyecto

En este punto, se considera el costo de los equipos y la mano de obra para la

instalación. De acuerdo a las cotizaciones realizadas, se considerarán los

equipos que involucren un menor costo, tanto de instalación como de

adquisición, según la tabla 6.1.

Otra consideración relacionada a la inversión inicial, se verá reflejada en el flujo

de caja del proyecto donde se consideran 2 casos, que se definen como:

Caso “A”: Considera en la inversión inicial la compra de los módulos

fotovoltaicos.

Caso “B”: No considera en la inversión inicial la compra de los módulos

fotovoltaicos.

El análisis de ambos casos por separado, se debe a la disponibilidad actual de

los 12 módulos para la realización del proyecto, gracias a una donación, por lo

que la evaluación será aún más certera al considerar la posibilidad efectiva de

77

Impuesto al valor agregado. 78

http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/ngchl/ChilectraCl/Hogar/Cuentaconsu/Todo+Sobre+Tarifas/ 79

http://www.cne.cl/estadisticas/energia/electricidad

http://www.cne.cl/estadisticas/energia/electricidad

158

invertir en los paneles fotovoltaicos, versus el caso de invertir solo en los

equipos restantes.

Para el costeo de la mano de obra, se considerará el sueldo diario estimado de

un funcionario de mantención de planta en la Universidad. Se estima que el

proyecto se instalará durante 5 días. Considerando que el sueldo base de un

funcionario de mantención, más todo los otros egresos que le significan a la

Universidad este personal, bordea los $300.000. Con esta información, se

estima el costo de instalación en $75.00080. En este mismo aspecto será

necesario realizar la mantención de la instalación que se valorará de acuerdo a

su programación trimestral, es decir un total anual de $60.00081, monto que en

el flujo de caja incluye un aumento anual de 3%.82

80

Costo de funcionario de mantención en 5 días de instalación: ($300.000/20días*5días) = $75.000; Total $75.000, es decir $15.000/día- 81

Costo de mantención anual $60.000 (corresponde a 4 mantenciones al año, cada una a un costo de $15.000 pesos). 82

En base a la información entregada por el Servicio de Impuestos Internos SII en su página web: http://www.sii.cl/pagina/valores/utm/utm2012.htm

http://www.sii.cl/pagina/valores/utm/utm2012.htm

159

Tabla 6.1 Detalle de inversión del proyecto.

Inversión.

Equipos83

Cant. Costo p.u. Costo total

Tablero intemperie 3 24.845 74.535

Tablero DC/AC 1 74.165 74.165

Conector FV macho y hembra 26 3.000 78.000

Cable (F+N) RVK 80 501 40.046

Cable (F+N) RVK 60 4.160 249.600

Cable Multiflex (T) 35 2.269 79.415

Cable THHN (F+N+T) 12 137 1.648

Borne Tetrapolar 125 A 2 5.610 11.220

Fusible DC 12 1.109 13.308

portafúsible 12 947 11.364

Disyuntor DC 1 69.600 69.600

Surge Arrester (S) 1 55.890 55.890

Disyuntor DC 1 69.600 69.600

Disyuntor AC 1 4.458 4.458

Diferencial AC 1 25.370 25.370

Módulo Fotovoltaico 250Wp 12 190.000 2.280.000

Estructura soporta módulos 1 150.000 150.000

Ferretería 1 20.000 20.000

Inversor DC/AC 1 649.900 649.900

Sensor de radiación Spektron 210 1 245.902 245.902

Central de medida multifunción 1 395.350 395.350

Módulo comunicación 1 72.690 72.690

Montaje e instalación Cant. Costo p.día. Costo total

Mano de obra 5 15.000 75.000

Total 4.747.061

En tabla 6.1, al sumar los costos de estos equipos más la mano de obra se

obtiene un monto total estimado del proyecto de $4.747.061, siendo esta la

inversión inicial para el caso A y $2.467.061 para el caso B.

83

Valor de equipos en base a cotización, proveedores y códigos de referencia según ANEXO H.

161

6.3.4 Análisis de los Indicadores económicos del proyecto.

En relación a los cálculos precedentes, a continuación se presentan los

indicadores que determinarán la factibilidad económica del proyecto.

6.3.4.1 Análisis Período de Recuperación de la Inversión

Para determinar la cantidad de períodos que debiera operar el proyecto para

que los flujos cubran la inversión, incluyendo el costo de capital involucrado, se

calculó el Periodo de Recuperación de la Inversión o Payback. Los resultados

obtenidos permiten concluir que la inversión se recupera en siete años

aproximadamente.

Figura 6-19 Gráfico de flujos netos acumulados de efectivo del proyecto, para los casos A y B.

En el gráfico de la Figura 6-19, se establecen los flujos netos acumulados de

efectivo, es decir, el ahorro esperado menos la inversión inicial y los costos de

mantención. Se aprecia claramente que el caso “A” en el año 11 aún no genera

recuperación de la inversión. En cambio, el caso “B” recupera la inversión y

comenzaría a generar utilidades en el año 7, donde la curva que representa los

flujos del proyecto, se intercepta con el eje correspondiente a los años.

-6.000.000

-5.000.000

-4.000.000

-3.000.000

-2.000.000

-1.000.000

-

1.000.000

2.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

$CLP

Retorno de inversión del proyecto casos A y B.

A

B

162

6.3.4.2 Análisis Valor Actual Neto.

En el flujo de caja de efectivo expuesto anteriormente, se expresa el valor

monetario de la diferencia entre los flujos de ingresos (perteneciente al ahorro

por consumo de energía eléctrica) restada la inversión inicial, todo descontado

al momento de inicio del proyecto. Como resultado, se obtienen los siguientes

valores para el VAN:

Tabla 6.3 VAN obtenido para los casos A y B.

Caso A B

VAN -1.820.719,77 1.673.859,96

Tal y como se observa en la tabla 6.3 y según este método de evaluación de

proyectos, el caso B presenta un VAN positivo por lo que sería un proyecto que

posee rentabilidad económica y es viable de realizar, no así el caso A.

6.3.4.3 Análisis Tasa Interna de Retorno.

Con el fin de medir la rentabilidad porcentual, se calculó la TIR, correspondiente

a la tasa interna de retorno, o costo de capital, que logra que el VAN del

proyecto sea cero, o que la inversión inicial sea exactamente igual al valor

actual del flujo neto de fondos.

Tabla 6.4 TIR obtenida para los casos A y B.

Caso A B

TIR -2,15% 9,28%

La TIR presentada en la tabla 6.4, muestra que sólo en el caso “B” el valor

obtenido es mayor al 6%, tasa de descuento utilizada para evaluar el proyecto.

Desde este punto de vista, solo el caso “B” posee una rentabilidad aceptable.

163

Todos los antecedentes de este capítulo, permiten establecer que el proyecto

es factible económicamente, sólo en el caso B considerando un plazo de

recuperación de la inversión no menor a los 7 años.

Desde un punto de vista estricto y según los indicadores analizados

anteriormente, ambos proyectos poseen un riesgo de inversión bastante alto,

siempre y cuando se considere desde una visión, en donde la búsqueda es

conseguir puramente ganancias económicas. Pero si se asume el costo de

introducir nuevas tecnologías para realizar investigaciones y docencia

universitaria, que permita generar avances tecnológicos en este tipo de

proyectos, los beneficios serán mayores, por el hecho de que se producirán no

sólo para un proyecto en particular, si no que para todos los que incorporen

dicha tecnología en el futuro.

CAPÍTULO 7 RECOMENDACIONES DE PUESTA EN MARCHA Y MANTENIMIENTO.

7.1 Puesta en marcha.

7.1.1 Consideraciones generales.

Desde un punto de vista práctico es necesario prever la mayor variedad de

condiciones posibles de encontrar a la hora de diseñar y poner en marcha una

instalación solar fotovoltaica. Con este propósito, tanto en la etapa de diseño

como en el proceso de instalación, se hace necesario considerar las

recomendaciones que permitan elegir en todo momento la solución más

sencilla, práctica y económica posible. Las consideraciones son las siguientes:

Hasta el momento de la instalación mantener todo el material en

sus cajas y embalajes originales para evitar deterioros, prestando

especial atención a las indicaciones de fragilidad.

164

Se debe tener cuidado de no exponer a la intemperie aquellos

elementos que no están preparados para ello.

Leer detenidamente la información proporcionada por el fabricante

de cualquiera de los equipos utilizados, antes de instalarlos. El

conocimiento de las limitaciones de un producto o la secuencia a

seguir durante su montaje o conexionado no sólo facilitará su

instalación, también evitará problemas y costes adicionales.

Utilizar el apoyo técnico que brindan los fabricantes o su

representante local para verificar si la decisión técnica tomada es

la más acertada.

Seguir siempre las normas básicas de seguridad.

Diseñar e instalar el sistema pensando que, en algún momento,

deberá ser mantenido, reparado o ampliado. Esto implica que

todos los componentes en la instalación deben tener un acceso

fácil y un diseño modular.

Recordar que la temperatura y humedad ambientes, ya sean muy

elevadas o muy bajas, afectan al funcionamiento y la vida útil de

todos los componentes del sistema, especialmente a las baterías,

reguladores e inversores.

Realizar las operaciones de montaje de forma lógica y ordenada

para evitar, accidentes, daños de materiales o dificultades

adicionales en el montaje de la instalación.

Actuar con sentido común y planteamiento práctico, teniendo en

cuenta que el conocimiento técnico es fundamental y que

preguntar es un signo de inteligencia y no hace daño a nadie.

165

7.1.2 Normas de seguridad.

Es fundamental que las tareas de instalación y mantenimiento se realicen

teniendo en cuenta las normas de seguridad básicas destinadas a proteger a

quien las lleva a cabo. En cualquier caso, se deben instalar las señales

indicativas normalizadas, que avisen de los posibles accidentes o de las

acciones de peligro que se deben evitar, en todos los lugares de la instalación

que sean necesarias.

Además, en las instalaciones fotovoltaicas deben adoptarse las mismas

medidas de seguridad personal que en cualquier otra instalación eléctrica,

establecidas por los organismos competentes. Algunas de las más básicas son:

Tomar las medidas necesarias para evitar las descargas eléctricas

debidas a contactos directos o indirectos accidentales con las

líneas de corriente.

Asegurarse de que todas las cajas de conexiones se encuentran

cerradas y aisladas convenientemente.

No manipular cables o conexiones sin haberse asegurado de las

tensiones de trabajo.

No manipular un conductor activo mientras el otro conductor activo

pueda ser tocado accidentalmente.

Tener mucha precaución al manipular instalaciones eléctricas en

locales con humedad o en presencia de ambientes potencialmente

inflamables.

El montaje de una instalación fotovoltaica implica involucrar al personal técnico

en situaciones laborales de riesgo personal, por lo que deben adoptarse las

medidas de seguridad establecidas por los organismos competentes para

instalaciones a la intemperie. Algunas de las más básicas son:

166

Evitar el trabajo en condiciones de fuerte insolación para

evitar que pudieran producirse accidentes por agotamiento

o pérdida de conciencia.

Utilizar casco, guantes y botas de protección, para evitar

posibles golpes provocados durante la manipulación de

material.

Utilizar gafas de sol adecuadas, para evitar pérdida

momentánea de visión que puedan provocar accidentes.

Utilizar siempre que sea necesario cuerdas, arneses,

cinturones de seguridad redes. No confiarse al realizar

trabajos a cierta altura.

Asegurarse de que las superficies de los tejados son

suficientemente resistentes y están en condiciones

adecuadas para desplazarse por ellas y no hacerlo nunca

sin asegurarse.

Asegurarse de la correcta colocación, equilibrio y fijación de

los andamios y escaleras.

Mover el material con cuidado y utilizando grúas y sistemas

de sujeción que impidan posibles daños al trabajador, por

pérdidas de equilibrio o esfuerzos excesivos, o que puedan

provocar daños por golpes o caídas al material.

7.1.3 Puesta en marcha de la instalación.

La puesta en funcionamiento de una instalación fotovoltaica debe seguir un

protocolo de actuaciones que garantice su correcto funcionamiento inicial. El

protocolo de puesta en marcha de una instalación debe estar diseñado para

cada instalación fotovoltaica específica. En principio y de forma general, una

vez realizada toda instalación se recomienda proceder de la siguiente forma:

167

i. Realizar las mismas operaciones recogidas posteriormente

como acciones de mantenimiento que sean aplicables y

descritas con las siglas AT1, ET1, ET2, CT1 y TT1.

ii. Comenzar a conectar paulatinamente la instalación,

siguiendo la secuencia lógica desde el generador

fotovoltaico hasta la carga.

iii. Realizar las mismas operaciones recogidas posteriormente

como acciones de mantenimiento que sean aplicables y

que se describen como AT2, ET3, ET4 y CT2.

iv. Provocar diversas situaciones extremas en la instalación,

como introducir cargas máximas de consumo, desconectar

la carga, etc.

v. Comprobar que todos los equipos actúan correctamente.

vi. Comprobar que no se producen vibraciones, fallos,

alarmas, calentamientos zumbidos o cualquier otro

fenómeno extraño en la instalación.

Para la puesta en marcha, suelen ser necesarios los siguientes documentos y

materiales:

Esquemas eléctricos de la instalación.

Especificaciones técnicas de la instalación.

Manuales de funcionamiento de los diferentes equipos.

Instrumental indicado en cada operación de mantenimiento.

7.2 Plan de mantenimiento anual.

El hecho de tener una instalación adecuadamente diseñada y realizada con los

materiales adecuados no garantiza su correcto funcionamiento. Es necesario

seguir de forma continua un protocolo de mantenimiento de los diferentes

168

elementos de la instalación para alargar la vida de la instalación y evitar averías

de muy costosa reparación.

Figura 7-1 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos.

Todas las operaciones indicadas pueden ser realizadas por el servicio de

mantenimiento si así se acuerda con el usuario de la instalación, aunque es

recomendable que el usuario también participe en estas tareas, ya que esto

garantiza un mejor seguimiento del funcionamiento de la instalación.

Como norma general, las operaciones de mantenimiento con periodicidad

menor de un año deben ser realizadas por el usuario de la instalación y las

operaciones con periodicidad anual, o mayor, deben ser realizadas por el

servicio técnico de mantenimiento.

El plan de mantenimiento es el listado de protocolos de actuación destinados a

garantizar el correcto funcionamiento de la instalación, en el que se deben

incluir las fechas de aplicación de cada una de las operaciones. El plan de

mantenimiento debe contemplar inspecciones periódicas del sistema, así como

169

el registro e historial de algunas de las mediciones hechas en el mismo. Este

plan debe dar prioridad a los componentes más susceptibles de sufrir deterioro.

La frecuencia de las inspecciones estará dictada por las condiciones de uso, la

edad del sistema, los problemas potenciales que se hayan identificado, o por

situaciones fortuitas (tormentas o períodos de baja insolación).

A continuación se propone un ejemplo de hojas de seguimiento y control de las

operaciones de mantención. Estas operaciones pueden ser ampliadas o

variadas en frecuencia y contenido, según los criterios del diseñador de la

instalación o del estado de esta.

El control del mantenimiento se debe de realizar mediante un cuadernillo de

mantenimiento anual. En el mismo cuadernillo también deben estar indicadas

las operaciones de mantenimiento a realizar y las referencias a los esquemas

eléctricos de la instalación y a las características técnicas a tener en cuenta.

7.2.1 Mantenimiento de los módulos fotovoltaicos.

El correcto funcionamiento de los módulos es un aspecto fundamental del

funcionamiento de la instalación en su conjunto. Para garantizar el correcto

funcionamiento de los módulos, su vida útil y el rendimiento de la instalación es

necesario realizar una serie de operaciones que se mencionan a continuación.

7.2.1.1 Operación de mantenimiento GT1.

- Objetivo: realizar una revisión general de los módulos.

- Operaciones a realizar: se deben realizar todas las operaciones que realiza

habitualmente el propio usuario de la instalación para garantizar que el sistema

está en óptimas condiciones de mantenimiento. Estas operaciones son:

- Comprobar visualmente el correcto funcionamiento de los módulos y de sus

equipos de control.

170

- Comprobar visualmente el estado general de los módulos, su limpieza y las

sombras que hubieran aparecido.

- Elementos a utilizar: agua, trapos, productos de limpieza no abrasivos y

alcohol.

- Periodicidad: anualmente.

- Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.

7.2.1.2 Operación de mantenimiento GT2.

-Objetivo: comprobar la tensión e intensidad eléctricas producidas por el

generador fotovoltaico.

- Operaciones a realizar: en el momento de realizarse la comprobación, a partir

de la característica I-V de los módulos, los valores de irradiación solar y la

temperatura ambiente, se deben determinar la tensión teórica en circuito abierto

y la corriente teórica de cortocircuito de las ramas y del conjunto de los

módulos. En la caja principal de conexiones, desconectar los terminales positivo

y negativo principales actuando sobre los interruptores termomagnéticos y

comprobar que la tensión existente entre los terminales positivo y negativo de

los módulos es la calculada para las condiciones ambientales del momento. En

caso de que no se cumpla la condición anterior se debe comprobar el estado de

las protecciones de las diferentes ramas de paneles, fusibles, diodos, varistores

y termomagnéticos. En el caso de que se observen daños en alguno de ellos se

debe proceder a su sustitución. En caso de que a pesar de haber realizado la

operación anterior, el generador fotovoltaico sigue sin suministrar el voltaje

adecuado, se debe proceder a comprobar que la tensión existente entre los

terminales positivo y negativo de cada rama en paralelo de los módulos, es la

calculada para las condiciones ambientales del momento, teniendo en cuenta el

número de módulos de cada rama y los módulos que ya tienen alguna serie de

células dañadas. En caso de que se descubra una rama con un

171

comportamiento incorrecto se procederá a comprobar panel por panel hasta

descubrir el módulo o módulos dañados y se procederá a su reparación,

anulación o sustitución. En el caso de que no se observen problemas en el

voltaje de los módulos en circuito abierto se debe proceder a comprobar el

correcto funcionamiento de los módulos midiendo la corriente de cortocircuito,

conectando los terminales positivo y negativo con un conductor adecuado a la

corriente que debe circular. En caso de que no se cumpla la condición anterior

se debe comprobar que la corriente de cortocircuito de cada rama en paralelo

de los módulos es la calculada para las condiciones ambientales del momento,

teniendo en cuenta el número de módulos de cada rama y los módulos que ya

tienen alguna serie de células dañadas. En caso de que se descubra una rama

con un comportamiento incorrecto frente a la corriente se procederá a

comprobar panel por panel hasta descubrir el módulo o módulos dañados y se

procederá a su reparación, anulación o sustitución.

Elementos a utilizar: plano de conexionado de los módulos.

Manual de características de los módulos utilizados. Multímetro o

pinza amperimétrica, cables para cortocircuitar el generador

fotovoltaico y medidor de resistencia de aislación.

Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de algún

fallo de funcionamiento o de que el generador fotovoltaico ha sido

alcanzado por una tormenta eléctrica.

Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.

172

Figura 7-2 Mantenimiento de módulos fotovoltaicos.

7.2.1.3 Operación de mantenimiento GT3

- Objetivo: comprobar el aislamiento eléctrico de los módulos fotovoltaicos.

- Operaciones a realizar: comprobar, con un medidor de aislamiento eléctrico, el

aislamiento de los paneles y conductores de los módulos. Los malos

aislamientos pueden originar corrientes de fuga peligrosas y daños a la

instalación. Todas las operaciones se realizarán según las instrucciones

específicas del equipo de medición utilizado.

- Elementos a utilizar: medidores de resistencia de aislación, Normativa de

aislamiento eléctrico para instalaciones situadas en el exterior.

- Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo de

funcionamiento.

- Realiza la operación: personal técnico de mantenimiento.


- Objetivo: comprobar la instalación eléctrica de los módulos.

- Operaciones a realizar: comprobar que los cables de conexión entre módulos

están correctamente conectados, no están tensos debido a movimientos de los

173

módulos y están convenientemente sujetos a las cajas de conexión. En caso

contrario aplicar las medidas correctoras necesarias, incluidas la recolocación

de los módulos o sustitución de los cables. Comprobar en las cajas de

conexiones principales y de los módulos que los pasacables cierran

correctamente y que los cables están correctamente fijados; su longitud en el

interior es la adecuada para que las conexiones no estén sometidos a esfuerzos

innecesarios; están correctamente conectados a los terminales con el apriete

necesario; y que los terminales no presentan indicios de corrosión. En caso

contrario aplicar las acciones correctoras necesarias, incluidas la sustitución de

pasacables, cables o terminales. Siempre que se abran y revisen las cajas, se

deben proteger las conexiones y terminales con elementos específicos contra

la corrosión como grasas adecuadas y asegurarse de que las cajas de conexión

quedan completamente estancas una vez cerradas. Comprobar que no se han

producido nidos de insectos en las cajas de conexiones o en algún rincón de los

paneles. En caso de detectarse alguno de estos hechos deberán eliminarse con

los medios adecuados para ello. Comprobar que no se aprecian daños en los

conductores aéreos de los paneles a suelo por ataques de roedores. En caso

de detectarse alguno de estos hechos se deberán de sustituir los cables y

proceder a protegerlos con algún tipo de blindaje adecuado.

Elementos a utilizar: planos de conexionado de las cajas, juego de

llaves y atornilladores adecuados y grasa de protección de

conexiones.

Elementos selladores como siliconas para intemperie.

Periodicidad: anualmente o cuando informe el usuario de avería.


174


- Objetivo: comprobar el estado de la estructura de soporte de los paneles.

- Operaciones a realizar: comprobar que los paneles se encuentran en su

posición correcta y no ha sufrido movimientos por efecto del viento, el peso de

la nieve o el desplazamiento de tierras. Comprobar que los paneles están bien

fijados a sus estructuras de soporte, no se encuentran sueltos por falta de

apriete de los tornillos de sujeción o por tornillos perdidos a causa de la

vibración. Comprobar que la estructura no presenta deformaciones anómalas.

Comprobar que no aparecen puntos de corrosión en la estructura de soporte ni

en los puntos de puesta a tierra. Comprobar que la base de soporte de la

estructura de los paneles no presenta grietas o roturas, que puedan provocar el

desmoronamiento de la estructura de soporte. En caso de detectar algún fallo

en alguno de los puntos indicados anteriormente se han de aplicar las medidas

correctoras adecuadas al fallo detectado, incluidas la obra civil necesaria para

garantizar el correcto funcionamiento de la estructura de soporte.

Elementos a utilizar: especificaciones mecánicas indicando

ajustes y niveles de torque, llaves y destornilladores

dinamométricos y materiales necesarios para reponer la obra civil.


fallo.


7.2.2 Mantenimiento de otros equipos de la instalación.

El resto de los equipos, aparte de los módulos y del acumulador, tienen una

importancia básica en el funcionamiento del sistema, por lo que para garantizar

el correcto funcionamiento de la instalación es necesario realizar una serie de

operaciones que se mencionan a continuación.

175

7.2.2.1 Operación de mantenimiento ET1.

- Objetivo: Comprobar el estado de las conexiones del inversor y otros aparatos

o accesorios.

- Operaciones a realizar: Comprobar que los cables están correctamente

conectados. Si se observa algún cable suelto o con su sistema de conexión

flojo, se debe volver a conectar el cable o apretar el elemento de conexión.

Comprobar en las cajas de conexiones que los cables están correctamente

fijados; su longitud en el interior es la adecuada para que las conexiones no

estén sometidos a esfuerzos innecesarios; están correctamente conectados a

los terminales con el apriete necesario; y que los terminales no presentan

indicios de corrosión. En caso contrario aplicar las correcciones necesarias,

incluidas la sustitución de pasacables, cables o terminales. Siempre que se

abran y revisen las cajas, se deben proteger las conexiones y terminales con

elementos específicos contra la corrosión como grasas adecuadas y asegurarse

de que las cajas de conexión quedan completamente estancas una vez

cerradas, en el caso de estar a la intemperie. Comprobar que no se han

instalado nidos de insectos en las cajas de conexiones o en algún rincón de los

paneles. En caso de detectarse alguno de estos hechos deberán eliminarse con

los medios adecuados para ello. Comprobar que no se aprecian daños en los

conductores por ataques de roedores. En caso de detectarse se deberán de

sustituir los cables y proceder a protegerlos con algún tipo de blindaje

adecuado.

Elementos a utilizar: planos de conexionado de las cajas, juego de

llaves adecuado y atornilladores.


fallo.


176

7.2.2.2 Operación de mantenimiento ET2

- Objetivo: comprobar que la superficie de soporte de los equipos no presenta

grietas, desprendimientos o pérdida de elementos de sujeción.

- Operaciones a realizar: en caso de detectar algún fallo realizar las

operaciones necesarias para asegurar la fijación de los equipos.

Elementos a utilizar Los necesarios en función de la obra civil a

realizar.

Periodicidad: anualmente.


7.2.2.3 Operación de mantenimiento ET3

- Objetivo: comprobar el funcionamiento del inversor y otros aparatos y

accesorios.

- Operaciones a realizar: comprobar que el inversor o el convertidor suministran

a la carga la corriente y el voltaje adecuados, según las condiciones específicas

de la instalación. Comprobar que el regulador suministra al acumulador la

corriente y el voltaje adecuados, según las condiciones específicas de la

instalación. Comprobar el correcto funcionamiento de indicadores, interruptores

y alarmas de todos los equipos. En caso de detectar algún fallo proceder a

reparar o sustituir el equipo averiado.

Elementos a utilizar: especificaciones técnicas de la instalación.

Multímetro y pinza amperimétrica.


fallo.


177

7.2.3 Mantenimiento del cableado.

El cableado es un elemento que sufre daños con cierta frecuencia debido a sus

propias características, por esta razón es conveniente realizar las siguientes

operaciones de mantenimiento.

7.2.3.1 Operación de mantenimiento CT1

- Objetivo: comprobar el estado del cableado en toda la instalación.

- Operaciones a realizar: realizar una inspección visual para comprobar que el

cableado, de los módulos y los cableados externos e internos se encuentran en

buen estado. Los cableados aéreos deben estar correctamente sujetos y

limpios de elementos, pesos o tensiones que los puedan perjudicar. Los

cableados exteriores no aéreos, sus protecciones y las canalizaciones deben

estar en buen estado sin presentar signos de impacto, movimiento por raíces,

desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de roedores, etc. Los cableados

interiores, sus protecciones y las canalizaciones deben estar en buen estado sin

presentar signos de impacto, desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de

roedores, etc. Se deberán aplicar las medidas correctoras pertinentes y en caso

necesario sustituir los elementos dañados, introducir nuevas protecciones,

sujetar por otros procedimientos los cables o cualquier otra acción necesaria.

Elementos a utilizar: los necesarios en función de la reparación a

realizar.

Periodicidad: anualmente o cuando el usuario detecte daños en el

cableado.

Realiza la operación: el propio usuario de la instalación.

7.2.3.2 Operación de mantenimiento CT2

- Objetivo: comprobar la caída de tensión en los diferentes conductores de la

instalación.

- Operaciones a realizar: comprobar con una pinza amperimétrica que la

corriente que circula por los circuitos del generador-regulador, regulador

178

acumulador, regulador- inversor, regulador-convertidor, inversor conexión a red,

convertidor-carga o inversor-carga, son las previstas según el diseño y

condiciones de funcionamiento de la instalación y se encuentran dentro de los

márgenes fijados por las especificaciones técnicas. Comprobar con un

Multímetro que las diferencias de potencial entre bornes a la entrada y a la

salida de los circuitos generador-regulador, regulador-acumulador, regulador-

inversor, regulador-convertidor, inversor-conexión a red, convertidor-carga o

inversor-carga, son las previstas según el diseño y condiciones de

funcionamiento de la instalación y se encuentran dentro de los márgenes fijados

por las especificaciones técnicas. En caso de detectarse caídas de tensión o

corrientes eléctricas no adecuadas se deberá proceder a medir la resistencia

eléctrica de los cables y comprobar que se encuentra dentro de los márgenes

de diseño. En el caso de detectar conductores con un funcionamiento

incorrecto, se deberá proceder a inspeccionar las conexiones y limpiarlas y

apretarlas.

Inspeccionar los cables y detectar posibles problemas y si es necesario a

sustituirlos.

Elementos a utilizar: especificaciones técnicas de la

instalación.

Esquema eléctrico de la instalación.

Multímetro y pinza amperimétrica, llaves y destornilladores

adecuados.

Periodicidad: anualmente.


7.2.4 Mantenimiento de la puesta a tierra.

Las puestas a tierra son un elemento básico en la seguridad de cualquier

instalación eléctrica situada a la intemperie. Por tanto, garantizar su correcto

179

funcionamiento es un aspecto fundamental para garantizar la vida de la

instalación.

7.2.4.1 Operación de mantenimiento TT1

- Objetivo: Comprobar el estado de los sistemas de toma a tierra.

- Operaciones a realizar: Comprobar que los registros de las tomas a tierra

tienen el suelo humedecido. Se debe accionar el pulsador de prueba de los

interruptores diferenciales, para comprobar su buen funcionamiento. En caso de

que no respondan adecuadamente se debe poner en conocimiento del servicio

técnico de mantenimiento. Comprobar la resistencia de las tomas de tierra para

verificar que presentan una resistencia adecuada. Comprobar que no aparecen

señales de oxidación en los puntos de conexión ni en los cables de las líneas

de puesta a tierra. Comprobar la resistencia entre las líneas de conducción y la

toma de tierra de los componentes de acoplamiento como los varistores. Esta

operación debe realizarse anualmente pero también se debe realizar en caso

de que el usuario comunique que el módulo fotovoltaico ha sufrido una

descarga eléctrica debida a una tormenta, ya que cada vez que los varistores

deben intervenir se degradan de manera irreparable. Todas las operaciones se

realizarán según las instrucciones específicas del equipo de medición utilizado.

Elementos a utilizar: se deben utilizar medidores de

resistencia a tierra en los electrodos de toma de tierra y

camarillas de inspección definidas.

Periodicidad: anualmente o cuando el usuario informe de

algún fallo de funcionamiento.


180

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES.

El desarrollo alcanzado por la tecnología de las instalaciones fotovoltaicas ha

llegado a un nivel donde la inversión ya no significa un riesgo directo. Es más,

en Chile, ya es posible realizar cotizaciones con diversos proveedores. Hecho

relevante que permite evaluar a cabalidad un proyecto, es decir sin dejar de

lado aspectos económicos y técnicos.

La importancia de esta nueva realidad en el mercado nacional impacta

especialmente en la oportunidad que existe hoy de llevar a cabo proyectos de

energías renovables no convencionales, que hace cinco o diez años hubiesen

sido descartados al primer momento de definir su tecnología.

En relación a los objetivos planteados al inicio de este trabajo de titulación, es

posible mencionar lo siguiente:

Se puede destacar que al finalizar el desarrollo de la ingeniería, los resultados

aseguran la viabilidad técnica y constructiva del proyecto además de cumplir

con las especificaciones y estándares técnicos exigidos por la normativa

vigente. Por lo tanto, se ha comprobado la factibilidad técnica del proyecto

estudiado.

Luego de realizar la ingeniería conceptual, es posible asegurar que la zona de

ubicación presenta condiciones de topografía, viento y temperatura óptimas

para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos.

El análisis de los requerimientos de energía eléctrica del DIE-USACH, indica

que el comportamiento de consumo está directamente relacionado a las

estaciones del año, donde el mayor y menor nivel se deben al invierno y verano

respectivamente.

181

Es necesario destacar que el consumo durante el año 2011 presenta

diferencias con respecto al gasto por concepto de energía, luego de manera

concluyente se tiene que los mayores consumos de energía no están

relacionados con los mayores costos. La causa observada, resulta ser la

variación de los precios de la energía en el país.

La estimación del comportamiento del proyecto, ha permitido conocer la

conducta que presentaría una instalación fotovoltaica conectada a la red

durante periodos mensuales y anuales. Este hecho ha sido posible, gracias al

tiempo dedicado por el autor en el aprendizaje del software, exclusivo para

aplicaciones fotovoltaicas y de elaboración Suiza, PVsyst.

La utilización del software PVsyst para la estimación de generación del proyecto

cumplió con las expectativas, entre ellas es posible mencionar la potencialidad

de entregar estimaciones referenciales de las pérdidas totales, pérdidas

detalladas, rendimiento de equipos, rendimiento del sistema y porcentajes de

eficiencia del proyecto. Todo lo anterior permitió cumplir con uno de los

objetivos planteados al inicio de este trabajo.

Con respecto al tipo de tecnología, el estudio del proyecto de ingeniería de una

instalación fotovoltaica conectada a la red ha permitido definir las ventajas que

posee sobre las instalaciones aisladas, sobretodo en un sector urbano. En

particular destaca la capacidad de prescindir de sistemas de respaldo de

energía o baterías lo que conlleva a una disminución en la inversión cercana a

un 30%, disminución en el espacio requerido para el almacenamiento y

reducción en el costo por mantención, por ser equipos que involucran riesgos

explosivos.

Por otra parte, el análisis de las pérdidas, eficiencia y rendimiento de un sistema

fotovoltaico es relevante en el desarrollo de la ingeniería sobre todo porque esta

182

tecnología aún se encuentra en desarrollo. En relación al proyecto estudiado es

posible decir lo siguiente:

Las pérdidas de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red se deben a 4

áreas específicas, las que inciden de mayor a menor medida en la instalación,

según se lista a continuación:

El inversor

El mismatch existente en celdas y conexiones

La calidad de los módulos

La resistencia natural de equipos y conductores.

La eficiencia de una instalación fotovoltaica estará definida en gran parte por el

fabricante y la calidad del inversor. Este equipo juega un papel primordial al ser

el encargado de inyectar a la red, con el menor nivel de pérdidas posible

(siendo este el equipo que produce la mayor cantidad de pérdidas) la energía

generada por los paneles.

En el ámbito de la evaluación económica del proyecto y su viabilidad es posible

concluir lo siguiente:

El análisis de los dos casos planteados permitió conocer la factibilidad

económica y su dependencia en el monto de la inversión inicial. Siendo esta

una de las características más importantes que definen el estudio de proyectos

que involucren energías renovables no convencionales.

El primer análisis comparativo desarrollado, fue el tiempo en el cual se recupera

la inversión. De donde, para el periodo estudiado el caso A no recupera la

inversión en el periodo de análisis. No así, el caso B que en el año siete

comienza a generar retornos de inversión

183

En el caso A, la alta inversión inicial, debida a los módulos fotovoltaicos trae

como consecuencia la no factibilidad económica del proyecto.

En el caso B, como la inversión inicial es aproximadamente un 50% menor a la

del caso A, los indicadores económicos entregan un VAN positivo y la TIR un

3,28% por sobre la tasa considerada.

Desde un punto de vista financiero, ambos proyectos poseen un riesgo de

inversión alto, pero el caso B cumple con lo estipulado en los métodos clásicos

resultando un proyecto viable.

Al perseguir fines de investigación o de carácter académico, la búsqueda

basada en conseguir puramente ganancias económicas adquiere otra

connotación. Ya que al asumir el costo de introducir nuevas tecnologías para

realizar investigaciones que permitan generar avances tecnológicos en este

campo, los beneficios serán mayores, por el hecho de que se producirán no

sólo para un proyecto en particular, si no que para todos los que incorporen

dicha tecnología.

Por ejemplo, una de las principales tareas para el país se debería enmarcar en

fomentar, aún más, el uso de estas nuevas formas de generar electricidad. La

construcción de laboratorios experimentales que permitan realizar la medición

constante de las variables solares de cada comuna en Chile, sería el pie inicial

para ofrecer información empírica, que facilitaría los estudios requeridos para la

implementación de futuros proyectos fotovoltaicos.

Como recomendación previa a una futura implementación, se sugiere la

validación de las estimaciones realizadas con el software PVsyst. Lo anterior

con miras a realizar un trabajo de investigación a largo plazo, basado en el

184

comportamiento de las variables solares de la zona y la elaboración de un

registro que facilite la evaluación de estos proyectos.

En base a los futuros trabajos de investigación que se pudiesen realizar, otra

recomendación considerable es la evaluación de implementar una asignatura

dedicada al estudio de las energías renovables no convencionales, que permita

mediante una preparación teórica, realizar experiencias de laboratorio

innovadoras en el sistema educacional universitario.

En la región Metropolitana existen escasas instalaciones fotovoltaicas, una de

ellas está ubicada en las inmediaciones de la Universidad Tecnológica

Metropolitana en la comuna de Macul y posee una potencia instalada de

aproximadamente 4kW. La ingeniería de este proyecto fue elaborado por la

empresa de distribución de energía eléctrica Chilectra S.A. Pero desconocer la

utilidad, junto con el potencial de utilizar la tecnología, permiten más bien

aceptar los paradigmas asociados. Por lo anterior, se hace necesario el

desarrollo de más estudios y evaluaciones que persigan la solución de la

problemática energética actual de Chile.

185

9 Referencias.

1 Título: Política energética.

Nuevos lineamientos. Transformando la crisis energética en una

oportunidad.

Autor: Profesionales de la Comisión Nacional de Energía (CNE), bajo la

coordinación del Jefe de Estudios, Claudio Huepe.

Año : 2008.

2 Título: Las ERNC en el mercado eléctrico chileno.

Autor: Dr. Rodrigo Palma Behnke, Guillermo Jiménez Estévez, Ignacio

Alarcón Arias.

Año : 2009.

3 Título: Impacto de la ley de ERNC en Chile.

Análisis de los proyectos y avances concretos logrados.

Autor: Hugh Rudnick Van De Wyngard, Pablo Bückle, Ignacio Maturana.

Año : 2009

4 Título: Impacto de las Energía Renovables en la operación del sistema.

Autor: VALGESTA ENERGÍA S.A.

Año : 2011.

5 Título: Estudio de la política energética chilena, respecto a la sustentabilidad

del sector eléctrico.

Autor: Luis Rau Andrade

Año : 2008.

Código Bibliotecas USACH: TUS-ADP 2008 A189e.

186

6 Título: Estudio energético mediante el uso de energía solar fotovoltaica en

el DIE-USACH.

Autor: Roberto Velásquez Céspedes.

Año : 2008

Código Bibliotecas USACH: TUS-ELEC; 2008;V434e

7 Título: Normas Energías Renovables. Energía Solar Fotovoltaica.

Autor: Comisión Nacional de Energía. PNUD.

Año : 2008

Código Bibliotecas USACH: 621.31244 E56f

8 Título: Proyecto de Diseño y Normalización de una Instalación Solar.

Autor: Luis Rau Andrade

Año : 2002

Código Bibliotecas USACH: TUS-ELEC 2002R239p.

9 Título: Características de Equipos, Células Fotovoltaicas y Colectores

Solares.

Autor: José Santiago Quiroz Pizarro, Linda Geraldine Silva Fredes.

Año : 2009

Código Bibliotecas USACH: TUS-TIND;2009;Q8c

10 Título: Indicadores de gestión para energías renovables no convencionales

en Chile.

Autor: Rodrigo Herrera Jeno.

Año : 2011

Institución: Universidad de Chile.

187

11 Título: Propuestas para Incentivar el Uso de ERNC en Nuestro País.

Autor: Leonardo Valencia M.

Año : 2011

Institución: Universidad Adolfo Ibáñez.

12 Título: Análisis de un sistema de iluminación, utilizando ampolletas de

bajo consumo y alimentado por paneles fotovoltaicos.

Autor: Danilo Pérez Garrido.

Año : 2009

Institución: Universidad Austral de Chile.

13 Título: Energías Renovables no Convencionales.

Autor: Wilfredo Jara Tirapegui.

Año : 2006

Institución: Empresa Nacional de Electricidad S.A. ENDESA.

14 Título: Energías renovables y generación eléctrica en Chile.

Autor: Ramón Galáz A.

Año : 2007

Institución: Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD)

15 Título: Estudio de contribución de ERNC al SIC al 2025 Informe Final

Autor: Roberto Leiva Illanes, Cynthia Herrera Reyes, Rafael Bolocco.

Año : 2008

Institución: Universidad Técnica Federico Santa María

188

16 Título: Estimación del aporte potencial de las Energías Renovables No

Convencionales y del Uso Eficiente de la Energía Eléctrica al Sistema

Interconectado Central (SIC) en el período 2008-2025

Autor: Programa de Estudios e Investigaciones en Energía del Instituto de

Asuntos Públicos de la Universidad de Chile. Núcleo Milenio de Electrónica

Industrial y Mecatrónica y Centro de innovación en Energía de la

Universidad Técnica Federico Santa María

Año : 2008

Institución: Universidad de Chile.

Universidad Técnica Federico Santa María.

17 Título: “Comportamiento del Consumidor Residencial y su Disposición a

Incorporar Aspectos de Eficiencia Energética en sus Decisiones y Hábitos”

Autor: Yael Baytelman Finkelstein, Raúl Gurovich.

Año : 2005

Institución: Comisión Nacional de Energía.

18 Título: “Comportamiento y validación de software de modelación para

sistemas solares fotovoltaicos”

Autor: César Araya Moreno.

Año : 2011

Institución: Universidad de Santiago de Chile.

189

10 ANEXOS

190

ANEXO A.

A.1 Gráfica de datos sobre declinación Solar para hemisferios Norte y Sur.

Figura A-1 Gráfica de declinación solar para los hemisferios Norte y Sur.

Declinación Solar (

Hemisferios Norte y Sur

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

0

50

10

0

15

0

20

0

25

0

30

0

35

0

Día del Año

De

clin

ac

ión

So

lar

( )

Declinación Norte Declinación (SUR)

191

ANEXO B.

Niveles de radiación solar por día, entregados por el Reporte Solar del

Explorador de Energía Solar, elaborado por el Departamento de Geofísica de la

Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas perteneciente a la Universidad de

Chile.

B.1 Radiación Global Horizontal del sitio.

Tabla B.1. Energía solar diaria sobre el DIE-USACH84.

Año

2009 19,68 5,47

2010 20,52 5,70

Promedio 20,10 5,58

84



192

B.2 Radiación Global Horizontal mensual.

El valor de radiación presentado en la tabla B.2 es el valor del promedio

mensual de la radiación sumada sobre todas las horas del día, durante los años

2009 y 2010 sobre DIE-USACH seleccionado.

Tabla B.2. Radiación solar diaria para cada mes, durante los años 2009 y

201085.

2009

2010

Mes

M J/m2 k W h/m2

M J/m2 k W h/m2

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

31,37 8,71

29,21 8,11

24,08 6,69

17,98 4,99

10,76 2,99

8,28 2,30

9,86 2,74

10,38 2,88

15,98 4,44

21,16 5,88

24,53 6,81

32,55 9,04

31,62 8,78

29,30 8,14

23,87 6,63

16,68 4,63

11,50 3,20

8,82 2,45

10,82 3,00

13,02 3,62

17,82 4,95

22,37 6,21

28,88 8,02

31,53 8,76

Promedio 19,68 5,47 20,52 5,70

85



193

B.3 Radiación Global Horizontal mensual en cielo despejado.

El valor de radiación presentado en la tabla B.3 es el valor del promedio

mensual de la radiación sumada sobre todas las horas del día para el caso de

cielo despejado, durante los años 2009 y 2010 sobre DIE-USACH seleccionado.

Tabla B.3. Radiación solar horizontal diaria para cada mes en cielo despejado,

durante los años 2009 y 201086.

2009 2010

Mes M J/m2 k W h/m2 M J/m2 k W h/m2

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

32,27 8,96

29,64 8,23

24,70 6,86

18,69 5,19

13,68 3,80

11,22 3,12

12,27 3,41

16,00 4,44

22,10 6,14

27,50 7,64

32,01 8,89

33,55 9,32

32,56 9,04

29,61 8,22

24,54 6,82

18,92 5,26

13,83 3,84

11,58 3,22

12,69 3,52

16,47 4,57

21,68 6,02

27,31 7,58

31,58 8,77

33,11 9,20

Promedio 22,80 6,33 22,82 6,34

86



194

ANEXO C.

C.1 Tablas y datos correspondientes a normativa de construcción y

cálculo de estructuras civiles.87

Tabla C.1 Factor de ajuste por altura y exposición para construcciones .

Tabla C.2 Velocidad básica de viento para distintas zonas del país.

Tabla C.3 Factor de importancia para las distintas construcciones según

categoría de ocupación de edificios y otras estructuras establecida en

NCh3171.

87 Fuente: NCh. 0432-2010.

195

Tabla C.4 Presiones de viento en el SPRFV para el método simplificado en

.

196

Tabla C.5 Presiones de viento en elementos secundarios para el método

simplificado en

197

ANEXO D.

D.1 Acerca del Software PVSYST.

El software PVSYST ha sido creado por los investigadores pertenecientes al

Grupo de Energía del Instituto de Ciencias del Medio Ambiente de la

Universidad de Ginebra, Suiza. Entre ellos es posible mencionar al Dr. André

Mermoud, Físico, diseñador del software. A continuación en la figura 1.8 se

presenta información relativa a la versión del software, dirección, datos de

contacto de sus oficinas y la fecha de copyright.

Figura D-1 Ventana Informativa del software PVsyst.

198

D.2 Base de datos solarimétricos y meteorológicos del software PVSYST.

En la tabla D.1 se presentan las bases de datos utilizadas por el software

PVSYST para realizar las simulaciones. Entre las características de cada base

de datos es posible encontrar, la zona del mundo a la cual pertenece la

información, el formato de entrega de datos, el método de obtención, el periodo

de adquisición, las variables ofrecidas así como la disponibilidad de entrega que

ofrece cada base de datos.

Tabla D.1 Bases de datos utilizados por el software PVsyst.

Database Region Values Source Period Variables Availability PVsyst import

Meteonorm Worldwide Monthly 1700 Terr. Stations

1960-1991

Gh, Ta Wind

Others

Software Direct by file (300

stations in PVsyst

DB)

Interpolations Averages

1995-2005 (V 6.0)

Averages

Meteonorm worldwide Hourly Synthetic idem Gh, Dh, Ta

Software Direct by file

generation WindVel

Satellight Europe Hourly Meteosat 1996-2000

Gh Web free Direct by file

Any pixel of about 5x7 km

2

No Ta

US TMY2 USA Hourly NREL, 239 stations

1960-1990

Gh, Dh, Ta,

Web free Included in database

TMY samples WindVel

ISM-EMPA Switzerland Hourly 22 stations 1981-1990

Gh, Dh, Ta,

Included in PVsyst

Includded in

database

DRY samples WindVel

Helioclim Europe Hourly Meteosat From 02/2004

Gh Web restricted

Direct by copy/paste

(SoDa) Africa No Ta 2005 free

NASA-SSE Worldwide Monthly Satellites 1983-1993

Gh, Ta Web free Direct

1°x1° cells (111x111

km2)

averages

WRDC Worldwide Hourly 1195 stations 1964-1993

Gh Web Direct by copy/paste

Daily/Monthly each No Ta free

199

Database Region Values Source Period Variables Availability PVsyst import

PVGIS-ESRA

Europe Monthly Europe : 566 stations

interp. 1x1 km

2

1981-1990

Gh, Ta Web free Direct by copy/paste

averages Linke turbidity

Africa Africa : Meteosat

1985-2004

(Helioclim-1 database)

Helioclim -1

Europe Monthly Meteosat 1985-2005

Gh Web Direct by copy/paste

(SoDa) Africa 50x50 km2 each

year No Ta Restricted

1985-89 free

RETScreen Worldwide Monthly Compil. 20 sources

1961-1990

Gh, Ta Software, Direct by copy/paste

Incl. WRDC - NASA

averages WindVel free

SolarGIS Europe Hourly Meteosat From 1994

Gh, Dh, Ta

Web, paid access

Direct

Africa, Asia Approx. 4x5 km

2

-1999

Brazil,

West Australia

200

ANEXO E.

E.1 Tablas de datos obtenidas de las simulaciones realizadas en el

software PVsyst.

Simulación PVsyst,

Balances y resultados principales.

Tabla E.1 Simulación PVsyst, Balances y resultados principales.

GlobHor

T

Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid EffArrR EffSysR

kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh % %

199 20.5 197.9 191.2 485.5 462.3 12 11.42

157 19.6 154 148.5 379.9 361.8 12.06 11.49

134 18.1 129.5 124.1 321.9 305.5 12.16 11.54

92 14.9 87.1 82.5 217.5 205.3 12.21 11.53

58 11.8 54.7 51.6 136.3 127.1 12.19 11.36

40 9.1 37.8 35.6 92.8 85.2 12.01 11.04

47 8.4 44.4 41.8 109.9 101.6 12.11 11.19

70 9.9 66.6 63.1 169.6 158.9 12.44 11.66

80 11.4 77.8 74.3 197.3 185.6 12.4 11.66

142 14.1 139 133.6 353.7 335.8 12.44 11.81

174 16.6 172.3 166.4 431.6 410.8 12.25 11.66

201 18.7 200.5 193.9 497.4 474 12.13 11.56

1394 14.4 1361.7 1306.6 3393.5 3214 12.19 11.54

201

Pérdidas.

Tabla E.2 Simulación PVsyst, Pérdidas.

ModQual MisLoss OhmLoss EArrMPP InvLoss

kWh kWh kWh kWh kWh

Enero 8.111 10.64 0.479 485.6 23.33

Febrero 6.339 8.32 0.331 380 18.23

Marzo 5.381 7.06 0.247 322 16.53

Abril 3.635 4.77 0.119 217.7 12.34

Mayo 2.303 3.02 0.05 136.5 9.4

Junio 1.591 2.09 0.028 92.9 7.66

Julio 1.881 2.47 0.034 110.2 8.62

Agosto 2.846 3.74 0.072 169.7 10.83

Septiembre 3.314 4.35 0.104 197.5 11.92

Octubre 5.907 7.75 0.266 353.8 18.07

Noviembre 7.205 9.45 0.396 431.6 20.73

Diciembre 8.297 10.88 0.486 497.5 23.56

Año 56.811 74.53 2.611 3395.2 181.22

202

Coeficientes de rendimiento normalizados.

Tabla E.3 Simulación PVsyst, Coeficientes de rendimiento

normalizados.

Yr Lc Ya Ls Yf

kWh/m².día kWh/kWp/día kWh/kWp/día

Enero 6.38 1.162 5.22 0.25 4.97

Febrero 5.5 0.978 4.52 0.215 4.31

Marzo 4.18 0.716 3.46 0.176 3.28

Abril 2.9 0.486 2.42 0.136 2.28

Mayo 1.76 0.299 1.47 0.099 1.37

Junio 1.26 0.228 1.03 0.084 0.95

Julio 1.43 0.25 1.18 0.089 1.09

Agosto 2.15 0.327 1.82 0.115 1.71

Septiembre 2.59 0.402 2.19 0.131 2.06

Octubre 4.49 0.682 3.8 0.193 3.61

Noviembre 5.74 0.949 4.8 0.23 4.56

Diciembre 6.47 1.119 5.35 0.252 5.1

Año 3.73 0.632 3.1 0.164 2.94

203

Simulación PVsyst,



GlobHor

T



199 20.5 195.6 189 480.6 457.5 12.01 11.44

157 19.6 150.2 144.7 370.4 352.7 12.06 11.48

134 18.1 124.3 118.9 308.3 292.5 12.13 11.51

92 14.9 81.8 77.1 203.1 191.4 12.14 11.45

58 11.8 51.2 48.1 126.5 117.6 12.09 11.24

40 9.1 35.4 33.2 86.1 78.8 11.9 10.88

47 8.4 41.6 39.1 102.3 94.2 12.02 11.06

70 9.9 63 59.5 159.3 149 12.37 11.57

80 11.4 75.3 71.9 190.7 179.2 12.38 11.63

142 14.1 135.4 130 344.2 326.6 12.43 11.8

174 16.6 169.7 163.8 425.4 405 12.26 11.67

201 18.7 198.8 192.4 494 470.8 12.15 11.58

1394 14.4 1322.3 1267.6 3290.9 3115.2 12.17 11.52

204

Pérdidas.



kWh kWh kWh kWh kWh

Enero 8.027 10.53 0.461 480.6 23.07

Febrero 6.18 8.11 0.31 370.6 17.87

Marzo 5.153 6.76 0.223 308.5 16.04

Abril 3.394 4.45 0.102 203.2 11.86

Mayo 2.144 2.81 0.042 126.7 9.11

Junio 1.485 1.95 0.023 86.3 7.48

Julio 1.758 2.31 0.029 102.6 8.4

Agosto 2.679 3.52 0.062 159.5 10.52

Septiembre 3.203 4.2 0.095 190.9 11.68

Octubre 5.745 7.54 0.248 344.3 17.7

Noviembre 7.101 9.31 0.379 425.4 20.45

Diciembre 8.239 10.81 0.472 494.1 23.36

Año 55.11 72.3 2.446 3292.7 177.52

205



normalizados.

Yr Lc Ya Ls Yf

kWh/m².día

kWh/kWp/día

kWh/kWp/día

Enero 6.31 1.143 5.17 0.248 4.92

Febrero 5.36 0.955 4.41 0.21 4.2

Marzo 4.01 0.693 3.32 0.171 3.14

Abril 2.73 0.469 2.26 0.13 2.13

Mayo 1.65 0.29 1.36 0.096 1.26

Junio 1.18 0.223 0.96 0.081 0.88

Julio 1.34 0.243 1.1 0.087 1.01

Agosto 2.03 0.318 1.71 0.111 1.6

Septiembre 2.51 0.392 2.12 0.128 1.99

Octubre 4.37 0.666 3.7 0.189 3.51

Noviembre 5.66 0.931 4.73 0.227 4.5

Diciembre 6.41 1.103 5.31 0.25 5.06

Año 3.62 0.617 3.01 0.16 2.84

206

Simulación PVsyst,



GlobHor

T



199 20.5 187.8 181.2 461.8 439.6 12.02 11.44

157 19.6 140.1 134.4 344.8 328 12.03 11.45

134 18.1 112 106.3 275.8 261.1 12.05 11.4

92 14.9 70 65.4 171.3 160.7 11.97 11.23

58 11.8 43.6 40.6 105.6 97.2 11.84 10.9

40 9.1 30.5 28.3 72.2 65.2 11.58 10.47

47 8.4 35.9 33.5 86.4 78.7 11.77 10.73

70 9.9 54.9 51.4 136.8 127.2 12.18 11.33

80 11.4 69.4 65.9 174.6 163.6 12.3 11.53

142 14.1 126 120.5 319.1 302.5 12.39 11.74

174 16.6 161.8 155.9 405.5 385.9 12.26 11.66

201 18.7 192.3 185.8 478.3 455.7 12.16 11.59

1394 14.4 1224.3 1169.3 3032 2865.5 12.11 11.45

207

Pérdidas.



kWh kWh kWh kWh kWh

Enero 7.712 10.12 0.41 461.9 22.25

Febrero 5.746 7.54 0.259 344.9 16.91

Marzo 4.602 6.04 0.172 276 14.86

Abril 2.873 3.77 0.07 171.5 10.82

Mayo 1.809 2.38 0.028 105.8 8.52

Junio 1.264 1.66 0.016 72.3 7.11

Julio 1.506 1.98 0.019 86.7 7.97

Agosto 2.316 3.04 0.045 137 9.82

Septiembre 2.934 3.85 0.076 174.7 11.13

Octubre 5.32 6.98 0.206 319.2 16.75

Noviembre 6.766 8.87 0.332 405.5 19.63

Diciembre 7.975 10.46 0.427 478.4 22.64

Año 50.823 66.67 2.061 3033.9 168.44

208


Tabla E.9 Simulación PVsyst, , Coeficientes de rendimiento

normalizados.

Yr Lc Ya Ls Yf


Enero 6.06 1.094 4.97 0.239 4.73

Febrero 5 0.9 4.1 0.2 3.9

Marzo 3.61 0.646 2.97 0.158 2.81

Abril 2.33 0.43 1.9 0.118 1.79

Mayo 1.41 0.272 1.14 0.09 1.05

Junio 1.02 0.214 0.8 0.077 0.72

Julio 1.16 0.229 0.93 0.082 0.85

Agosto 1.77 0.301 1.47 0.103 1.37

Septiembre 2.31 0.373 1.94 0.122 1.82

Octubre 4.06 0.632 3.43 0.179 3.25

Noviembre 5.39 0.888 4.51 0.218 4.29

Diciembre 6.2 1.06 5.14 0.242 4.9

Año 3.35 0.585 2.77 0.152 2.62

209

Simulación PVsyst,



GlobHor

T



199 20.5 175.9 169 431.8 410.8 12 11.42

157 19.6 127.1 121.1 310.8 295.3 11.96 11.36

134 18.1 97.5 91.6 237 223.7 11.89 11.22

92 14.9 57.4 52.7 136.8 127.1 11.66 10.84

58 11.8 36.1 33.2 84.9 77.1 11.5 10.45

40 9.1 25.8 24 60.1 53.5 11.4 10.15

47 8.4 30.3 28.1 71 63.8 11.46 10.29

70 9.9 46.3 42.8 112.4 103.5 11.88 10.93

80 11.4 62.3 58.8 155 144.7 12.17 11.36

142 14.1 114.1 108.4 286.8 271.4 12.29 11.63

174 16.6 150.5 144.3 376 357.5 12.22 11.62

201 18.7 181.5 174.8 451 429.5 12.15 11.57

1394 14.4 1104.7 1048.9 2713.7 2557.9 12.01 11.32

210

Pérdidas.



kWh kWh kWh kWh kWh

Enero 7.202 9.447 0.344 431.8 21.07

Febrero 5.17 6.781 0.203 311 15.66

Marzo 3.953 5.186 0.122 237.2 13.49

Abril 2.316 3.041 0.044 137 9.84

Mayo 1.48 1.942 0.018 85 7.96

Junio 1.071 1.405 0.011 60.3 6.77

Julio 1.261 1.655 0.013 71.4 7.56

Agosto 1.928 2.531 0.03 112.7 9.16

Septiembre 2.615 3.432 0.058 155.2 10.51

Octubre 4.776 6.266 0.161 287 15.58

Noviembre 6.264 8.216 0.274 376 18.49

Diciembre 7.513 9.854 0.365 451 21.55

Año 45.55 59.757 1.641 2715.5 157.65

211



normalizados.

Yr Lc Ya Ls Yf


Enero 5.68 1.033 4.64 0.226 4.42

Febrero 4.54 0.839 3.7 0.185 3.52

Marzo 3.15 0.596 2.55 0.143 2.41

Abril 1.91 0.393 1.52 0.107 1.41

Mayo 1.16 0.251 0.91 0.084 0.83

Junio 0.86 0.191 0.67 0.073 0.59

Julio 0.98 0.214 0.76 0.078 0.69

Agosto 1.49 0.284 1.21 0.096 1.11

Septiembre 2.08 0.353 1.72 0.115 1.61

Octubre 3.68 0.596 3.08 0.166 2.92

Noviembre 5.02 0.838 4.18 0.205 3.97

Diciembre 5.86 1.006 4.85 0.231 4.62

Año 3.03 0.548 2.48 0.142 2.34

212

Simulación PVsyst,



GlobHor

T



199 20.5 160.3 153 391.5 372 11.94 11.35

157 19.6 111.6 105.1 269.8 255.7 11.83 11.21

134 18.1 81.3 75.1 193.4 181.4 11.63 10.91

92 14.9 45 40.7 103.8 95.1 11.29 10.34

58 11.8 30.8 29.5 74.1 66.6 11.76 10.57

40 9.1 24 23 57.2 50.7 11.65 10.33

47 8.4 27.3 26.2 65.7 58.6 11.75 10.48

70 9.9 38.2 35.6 92 83.6 11.76 10.69

80 11.4 54.3 50.8 133.1 123.4 11.98 11.1

142 14.1 100.1 94.2 248.6 234.4 12.14 11.45

174 16.6 136 129.6 337.9 320.9 12.15 11.53

201 18.7 166.9 159.8 413 393 12.1 11.52

1394 14.4 975.8 922.6 2380 2235.4 11.93 11.2

213

Pérdidas.



kWh kWh kWh kWh kWh

Enero 6.515 8.545 0.27 391.5 19.54

Febrero 4.48 5.878 0.147 269.9 14.2

Marzo 3.238 4.25 0.079 193.5 12.12

Abril 1.791 2.351 0.026 104 8.98

Mayo 1.309 1.718 0.014 74.3 7.7

Junio 1.025 1.345 0.01 57.4 6.69

Julio 1.175 1.542 0.011 66 7.41

Agosto 1.603 2.105 0.02 92.2 8.63

Septiembre 2.262 2.97 0.041 133.3 9.88

Octubre 4.14 5.432 0.117 248.7 14.27

Noviembre 5.617 7.367 0.212 338 17.07

Diciembre 6.867 9.007 0.293 413.1 20.1

Año 40.022 52.51 1.238 2382 146.59

214



normalizados.

Yr Lc Ya Ls Yf


Enero 5.17 0.961 4.21 0.21 4

Febrero 3.98 0.772 3.21 0.168 3.04

Marzo 2.62 0.543 2.08 0.128 1.95

Abril 1.5 0.345 1.15 0.097 1.06

Mayo 0.99 0.197 0.8 0.081 0.72

Junio 0.8 0.165 0.64 0.072 0.56

Julio 0.88 0.175 0.71 0.076 0.63

Agosto 1.23 0.245 0.99 0.09 0.9

Septiembre 1.81 0.332 1.48 0.108 1.37

Octubre 3.23 0.557 2.67 0.152 2.52

Noviembre 4.53 0.78 3.75 0.189 3.57

Diciembre 5.38 0.942 4.44 0.215 4.23

Año 2.67 0.5 2.17 0.132 2.04

215

ANEXO F.

F.1 Listado de planos.

En la tabla F.1 se presenta el listado de los planos elaborados para el proyecto

fotovoltaico. El formato de presentación de los planos es “.pdf” y se encuentran

disponibles en el CD adjunto.

Tabla F.1 Listado de planos para el proyecto fotovoltaico

Listado de planos.

Plano N° Descripción

1 PLANO-1-8-DIAGRAMA GENERAL DE PLANTA.

2 PLANO-2-8-DIAGRAMA GENERAL FOTOVOLTAICO.

3 PLANO-3-8-CIRCUITO ELÉCTRICO DC/AC.

4 PLANO-4-8-DIAGRAMA UNILINEAL EXISTENTE.

5 PLANO-5-8-DIAGRAMA UNILINEAL FOTOVOLTAICO.

6 PLANO-6-8-UBICACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

7 PLANO-7-8-SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

8 PLANO-8-8-DETALLES ESTRUCTURA SOPORTANTE.

216

ANEXO G.

G.1 Equipos y características según recopilación de cotizaciones

realizadas a partir de los códigos de referencia señalados en tabla G.1

Tabla G.1 Códigos de referencia según cotización a proveedores nacionales de

equipos y materiales eléctricos.

Equipo Características Proveedor/Marca Cód.ref88

Tablero intemperie 400*300*200 Elfle/Sinmarca K20150300

Tablero DC/AC 800*600*200 Elfle/Sinmarca K20150600

Conector FV macho y hembra MC4 Digishop/Sinmarca Sin código.

Cable (F+N) RVK 4.00mm2(12 AWG) Gobantes/Araflex 607009

Cable Multiflex (T) 35 mm2(2 AWG) Gobantes/Araflex 607014

Cable THHN (F+N+T) 33.6 mm2(2 AWG) Elfle/ D05110500

Borne Tetrapolar 125 A 2.08mm2(14AWG) Elfle/Sinmarca D05104100

Fusible DC 2 Perf. 16mm 5 Perf. 10mm Gobantes/Araflex 608179

portafúsible 6 (A), TO/ TI Elfle/Legrand J40100250

Disyuntor DC Riel Din Elfle/Sin marca J40101300

Surge Arrester (S) 63 (A), 2P Schneider A9N61539

Disyuntor DC 1P, 1.2 kV, 15 kA-8/20 microseg. Legrand 3940

Disyuntor AC 63 (A), 2P Schneider A9N61539

Diferencial AC 16 (A), C,10 kA, 1P Elfle/Legrand C20100150

Módulo Fotovoltaico 250Wp 16 (A), 30mA, 2P Elfle/Legrand C20850180

Estructura soporta módulos Sin Marca Sin código.

Ferretería 3500W, 48 Vdc Sin Marca Sin código.

Inversor DC/AC De 0 a 1.500 W/m2-118 x 50 x 44 mm Powerinverter Sin código.

Sensor de radiación Spektron 210

sobrepuerta 96x96x60mm LCD/RS485 Sumsol/Spektron Sin código.

Central de medida multifuncion Medición kW, kWh, V, I, cosphi. Legrand 14668

Módulo comunicación RS485 Legrand 14671

Módulo comunicación Medición de impulsos. Legrand 14671

88 Código de referencia en base a catálogos 2012-2013 de cada proveedor.

217

ANEXO H.

H.1 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar 250M-96.

Figura H-1 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página 1 de 2.

218

Figura H-2 Data sheet módulo fotovoltaico Jinko Solar, página 2 de 2.

Proyecto de Instalación Solar Fotovoltaica en El Departamento de Ingeniería Eléctrica de La...

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