Energías Renovables Sistemas Fotovoltaicos ángel Antonio Bayod Rújula

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ENERGÍAS RENOVABLES

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

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SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Ángel Antonio Bayod Rújula

FICHA CATALOGRÁFICA BAYOD RÚJULA, Ángel Antonio Sistemas fotovoltaicos / Ángel Antonio Bayod Rújula. — Zaragoza : Prensas Universitarias de Zaragoza, 2009 336 p. ; 23 cm. — (Textos docentes ; 154. Energías renovables) Bibliografía: p. 329-330. — ISBN 978-84-92521-94-4 Energía solar 620.97 No está permitida la reproducción total o parcial de este libro, ni su tratamiento informático, ni la transmisión de ninguna forma o por cualquier medio, ya sea electrónico, mecánico, por fotocopia, por registro u otros métodos, ni su préstamo, alquiler o cualquier forma de cesión de uso del ejemplar, sin el permiso previo y por escrito de los titulares del Copyright.

© Ángel Antonio Bayod Rújula © De la presente edición, Prensas Universitarias de Zaragoza 1.ª edición, 2009 Colabora: CIRCE Coordinación técnica de la serie: Amaya Martínez Gracia y Eva Llera Sastresa

Colección de Textos Docentes, n.º 154. Serie Energías renovables

Prensas Universitarias de Zaragoza. Edificio de Ciencias Geológicas, c/ Pedro Cerbuna, 12, 50009 Zaragoza, España. Tel.: 976 761 330. Fax: 976 761 063 [email protected] http://puz.unizar.es

Prensas Universitarias de Zaragoza es la editorial de la Universidad de Zaragoza, que edita e imprime libros desde su fundación en 1542.

Impreso en España Imprime: Servicio de Publicaciones. Universidad de Zaragoza D.L.: Z-1494/2009

Presentación: Las energías renovables y tu compromiso con el futuro La energía solar es la madre de todas las energías renovables. Todos los ciclos naturales se mueven con ella, y ese movimiento da origen a las diferentes energías renovables como la energía hidráulica, la eólica, o la biomasa y otras. Aunque multiplicáramos por mil los consumos humanos actuales, la energía solar disponible no se agotaría. Es una cuestión de tecnología, economía y voluntad política. Si la energía solar mantiene la vida en este planeta, ¿por qué no va a poder mantener a los seres humanos también? El problema es que el ser humano ha hecho trampas con la naturaleza en el siglo XX y ha preferido quemar los combustibles fósiles que son energía solar acumulada durante millones de años, en vez de desarrollar tecnológicamente las necesidades crecientes de energía conforme se iban necesitando. Hemos creado un monstruo social que vive de las rentas en vez de vivir de lo que se produce día a día. Necesitaremos quizás todo el siglo XXI para volver al Sol. Y será esto o no tendremos futuro como especie en la Tierra. En menos de 50 años habremos agotado todas las reservas o estas estarán en franco declive. La demanda de energía, agua y materiales no deja de crecer, a pesar de que hoy hemos quemado la energía fósil que ha sido necesaria para mover todo el siglo XX y la primera década del XXI. A pesar de la certeza de que queda menos, en vez de moderar el consumo, lo estamos acelerando. Como no hay agua suficiente, planteamos desalar consumiendo más energías fósiles, y la extracción de minerales y combustibles fósiles necesita cada vez más energía por unidad de material extraído ya que las mejores minas y pozos se han ido agotando. Y ello solo es una parte del problema; la otra son los cambios climáticos a los que nos estamos viendo sometidos por esos excesos. Solo volviendo al Sol hay esperanza. Un siglo de excesos en el despilfarro y la irresponsabilidad energética necesitará quizás más de un siglo de reparaciones. Y no es seguro que las reparaciones puedan surtir efecto. Algunas pérdidas serán irreversibles. Necesitamos el Sol para reparar el daño, y cuanto antes mejor. Es claro que el siglo XX nos ha permitido acelerar el desarrollo tecnológico. Muchas cosas, quizás las más básicas como la electricidad o el transporte motorizado, no habrían sido posibles sin los combustibles fósiles; por ello, un punto de vista conciliador en la visión del hombre sobre el planeta sería que hemos tomado prestado estas energías para acelerar el desarrollo, porque, contrariamente a lo que se cree, las energías renovables, y por ello tradicionales, requieren una tecnología mucho más

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avanzada que las energías convencionales. La oferta energética del Sol es variable, con la latitud, con la estación, con el día y la noche. Lo mismo pasa con el viento, la biomasa y todas ellas. Hay que aprender a almacenarla, ya que nuestra demanda no coincide con la oferta que el Sol directa o indirectamente nos provee. Tenemos que aprender a integrarlas, a hacer sistemas baratos y ubicuos. Hay que aprender a mejorar su eficacia. Ello requiere mucha investigación, toda aquella que en el siglo XX no se ha hecho, y una fabricación masiva que la convierta en económicamente alcanzable para todo el mundo. Cuanto más tarde se den estas condiciones, más difícil será gestionar los peligros medioambientales y sociales a los que el mundo se enfrenta en este siglo. Las guerras por los recursos escasos o las catástrofes medioambientales van a ser comunes en este siglo. Aunque parezca poco evidente hoy invertir masivamente en energías renovables, es la mejor manera de invertir en la paz y en un futuro sostenible de la humanidad en el largo plazo. Para ello, es necesario tecnología, economía y liderazgo. Si hay alguna filosofía que subyace más profundamente en el espíritu de las personas que formamos CIRCE, es la creencia de que podemos contribuir a poner nuestro grano de arena en crear un mundo más sostenible. Investigamos para mejorar los sistemas energéticos, enseñamos para que el conocimiento se difunda y se multiplique, y contribuimos a crear líderes justamente aprendiendo a liderar proyectos, empresas e iniciativas sociales. Así que esta colección de libros que tú, lector, tienes en tus manos es producto de una idea, y es que queremos que seas una pieza clave para cambiar la sociedad que te ha tocado vivir. Te necesitamos como líder social, como empresario y como creador. Y estos libros te pasan el testigo. Antonio VALERO Director de CIRCE

Prólogo El Sol nos proporciona una energía sin la cual no sería posible la vida sobre la Tierra, al menos tal y como la conocemos. Desde siempre hemos aprovechado su luz y su calor, e incluso ha sido venerado por muchas civilizaciones y religiones. No dejo de asombrarme y admirar la capacidad de científicos y técnicos cuyos trabajos han contribuido al desarrollo de la energía fotovoltaica, por la cual, de un elemento estático sometido a la radiación solar, somos capaces de convertir de forma directa la energía del Sol en una fuente de suministro de energía eléctrica, esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad. El objetivo del presente texto docente es servir de introducción al estudio de los sistemas fotovoltaicos, proporcionando al lector los conocimientos esenciales para el diseño de instalaciones solares fotovoltaicas aisladas o conectadas a la red eléctrica. Se estudian los distintos subsistemas y elementos presentes en una instalación fotovoltaica, métodos de dimensionamiento y ciertos aspectos legales y administrativos relacionados con la producción de energía eléctrica mediante energía solar fotovoltaica en España. También se expone la situación del sector en el momento de su publicación, aún a sabiendas de que su rápida evolución va a dejar pequeña, en pocos años, cualquier indicación de potencia instalada o energía producida. En la redacción del texto se ha intentado responder, lo más claramente posible, a las preguntas que formulaban los alumnos, dentro y fuera del aula en los distintos cursos y máster que se imparten desde el Centro de Investigación en Recursos y Consumos Energéticos (CIRCE) de la Universidad de Zaragoza. Me gustaría dedicar el libro a quienes trabajan en tareas de investigación, fabricación, legislación y administración, promoción, suministro, instalación, formación y divulgación de la energía solar fotovoltaica y a los que deciden invertir su dinero en instalaciones fotovoltaicas. En particular a Cristina, Lorena, Silvia, Susana, Luis, Abel, Eva y Amaya, que derrochan día a día esfuerzo en asistir y ayudar a todo aquel que acude a CIRCE para obtener una formación en energías renovables. Y por supuesto a ti, que depositas en este libro tu confianza para mejorar tu formación, en la creencia, que yo comparto, de que un mejor escenario energético es posible, en el que probablemente la energía fotovoltaica tendrá un papel muy destacado. El autor

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1. Aspectos generales de la energía solar fotovoltaica 1.1. Introducción El Sol es una fuente de energía formidable. Como todas las estrellas, el Sol es un gigantesco reactor nuclear (su masa es el orden de 330.000 veces la de la Tierra) en el que la masa se convierte en energía radiante continuamente. Está formada por diversos elementos en estado gaseoso (hidrógeno, principalmente). Tiene un diámetro de 1,4 millones de km. En su interior existen elevadas presiones, y temperaturas de varios millones de grados, que hacen que en el seno del Sol se produzcan, de manera continua, reacciones nucleares mediante las cuales dos átomos de hidrógeno se fusionan (dando lugar a un átomo de helio) liberando una gran cantidad de potencia (del orden de 389 • 1024 W). Este es el origen de la energía solar. De esta energía, solo una parte llega de manera efectiva a la superficie de la Tierra en forma de radiación ya que constituye una superficie de captación casi insignificante, al encontrarse a 150 millones de kilómetros. Aún así, la potencia que llega es unas 10.000 veces mayor que la que proporcionan todas las fuentes energéticas que el hombre emplea. No obstante, hemos de tener en cuenta algunas dificultades que se nos presentan a la hora de emplear esta energía. En primer lugar, la energía nos llega a la Tierra de una manera bastante dispersa, y además presenta oscilaciones. Según las horas del día, las condiciones climatológicas, las coordenadas en que nos encontremos y la estación del año recibiremos cantidades diferentes de radiación solar. La cantidad de energía solar recibida por unidad de superficie y por unidad de tiempo (por término medio) sobre una superficie enfrentada al Sol (perpendicular a los rayos solares), situada en el límite de la atmósfera, a la distancia media entre la Tierra y el Sol, es de unos 1.353 W/m2, cantidad que se conoce como constante solar. Viene a indicarnos la energía media que llega a la capa más externa de la atmósfera terrestre. Esta energía que llega en realidad es una radiación electromagnética (por eso, la llamamos radiación solar). Como en la atmósfera se refleja parte de la radiación que llega del sol, y otra parte se absorbe, a la superficie de la Tierra llega, lógicamente, una cantidad menor que la que se tiene en el exterior de la atmósfera. Viene a ser de unos 900 W/m2. Motivados por los problemas ambientales del sector energético, y, concretamente, por los compromisos adquiridos para la reducción de emisiones de CO2, los gobiernos de la Unión Europea se han lanzado en apoyo decidido de las energías renovables. La mayoría de las energías renovables procede de una transformación, directa o indirecta, de la energía solar, como se puede ver en el siguiente esquema.

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El sol Energía solar indirecta Efecto sobre la atmósfera

Eólica

Energía solar directa Efecto sobre la hidrosfera

Hidráulica

Efecto térmico

Olas

Energía solar térmica

Efecto fotónico Energía solar fotovoltaica

Biomasa

FIGURA 1.1. Esquema de las energías renovables procedentes de la transformación de la energía solar.

Los sistemas de aprovechamiento de la energía solar se clasifican en dos tipos: ! Sistemas solares térmicos, en los que los rayos del Sol se usan para generar calor en colectores solares (con objeto de obtener agua caliente sanitaria, por ejemplo, aunque incluso se puede producir vapor para generar electricidad en las denominadas centrales termosolares). También puede considerarse en este apartado la aplicación de conceptos bioclimáticos en la construcción de edificios, en donde la radiación solar se aprovecha para mejorar el confort térmico en un edificio por medio de elementos arquitectónicos bioclimáticos. ! Sistemas solares fotovoltaicos, que se emplean para la obtención de energía eléctrica directamente. La palabra fotovoltaica proviene de photos, que significa luz, y voltaica, que hace referencia a la electricidad (en relación a Alessandro Volta, famoso, entre otras cosas, por ser el inventor de la famosa pila). Los sistemas fotovoltaicos convierten la energía solar en energía eléctrica, es decir, se genera electricidad a partir de la luz mediante el empleo de dispositivos llamados células solares. En una primera gran división, las instalaciones fotovoltaicas se pueden clasificar en dos grandes grupos: instalaciones autónomas ―aisladas de la red eléctrica, en donde la energía generada a partir de la conversión fotovoltaica se utiliza para cubrir pequeños o moderados consumos eléctricos en el mismo lugar donde se produce la demanda― e instalaciones conectadas a la red eléctrica. La energía fotovoltaica está experimentando un auge importante en los últimos años debido a la construcción de grandes centrales conectadas a red.

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FIGURA 1.2. Ejemplos de instalaciones fotovoltaicas, autónoma (izda.) y conectada a red (dcha.).

1.2. Historia de la energía solar fotovoltaica El efecto fotovoltaico fue descubierto por el francés Edmund Becquerel en 1839, cuando experimentaba con dos electrodos metálicos en una solución conductora, y apreció un aumento de la generación eléctrica con la luz. En 1873, Willoughby Smith descubre el efecto fotovoltaico en sólidos, en el selenio, y en 1877 W. G. Adams y R. E. Day producen la primera célula fotovoltaica de selenio. En 1904, Albert Einstein publica su artículo sobre el efecto fotovoltaico, al mismo tiempo que un artículo sobre la teoría de la relatividad. En 1921, Einstein gana el premio Nobel por sus teorías de 1904, explicando el efecto fotovoltaico (recibe el premio y lee el discurso en Gotemburgo, Suecia, en 1923). La tecnología fotovoltaica tuvo un importante desarrollo a finales de los años cincuenta como parte de los programas espaciales, con la finalidad de desarrollar una fuente de energía económica e inagotable. En 1954, los investigadores D. M. Chapin, C. S. Fuller y G. L. Pearson de los Laboratorios Bell en Murray Hill, New Jersey, producen la primera célula de silicio, publican el artículo «A New Silicon p-n junction Photocell for converting Solar Radiation into Electrical Power», y hacen su presentación oficial en Washington (26 abril). En 1955, se le asigna a la industria americana la tarea de producir elementos solares fotovoltaicos para aplicaciones espaciales. Hoffman Electronic, empresa de Illinois (EE.UU.), ofrece células del 3% de 14mW a 1.500 $/Wp y en 1957 Hoffman Electronic alcanza el 8% de rendimiento en sus células, y el 10% en 1959.

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El 17 de marzo de 1958, se lanza el Vanguard I, el primer satélite alimentado con energía solar fotovoltaica. El satélite lleva 0,1 W, en una superficie aproximada de 100 cm2, para alimentar un transmisor de respaldo de 5 mW, que estuvo operativo 8 años. La Unión Soviética muestra, en la Exposición Universal de Bruselas, sus células fotovoltaicas con tecnología de silicio. En 1962, se lanza el primer satélite comercial de telecomunicaciones, el Telstar, con una potencia fotovoltaica de 14 W. En 1963, Sharp consigue una forma práctica de producir módulos de silicio; en Japón se instala un sistema de 242 W en un faro, el más grande en aquellos tiempos. En 1964, el navío espacial Nimbus se lanza con 470 W de paneles fotovoltaicos. En 1966, el observatorio astronómico espacial lleva ya 1 kW de paneles solares. En 1977, la producción de paneles solares fotovoltaicos en el mundo es de 500 kW. En 1980, ARCO Solar (después Siemens, después Shell Solar) es la primera empresa con una producción industrial de 1 MW de módulos al año. Gracias al descenso de los costes y a la mejora del rendimiento, los sistemas fotovoltaicos han extendido su utilización a numerosas aplicaciones, incrementándose sustancialmente la potencia instalada.

1.3. Ventajas e inconvenientes de la energía solar fotovoltaica La transformación directa de la energía solar en electricidad mediante la conversión fotovoltaica presenta como ventajas claras su sencillez, fiabilidad y operatividad. De hecho, algunas de las primeras aplicaciones fueron la alimentación de equipos en los que se necesitaba una elevada fiabilidad (satélites espaciales, telecomunicaciones). Además, el recurso es abundante y gratuito, inagotable a escala humana (la radiación solar). Otra de las propiedades de los sistemas fotovoltaicos es modularidad, existiendo aplicaciones desde milivatios hasta decenas de megavatios de potencia, y puede ser rápidamente instalado (y desmantelado) en cualquier parte. La vida útil de las instalaciones fotovoltaicas es elevada. No hay partes móviles y el mantenimiento que se requiere para conservar la instalación en perfectas condiciones es reducido. En particular, la vida esperada de los módulos es de más de 40 años, igual que la de los elementos auxiliares que componen la instalación cableado, canalizaciones, cajas de conexión, etc. La de la electrónica, puede cifrarse en más de treinta años. Por otra parte, merecen resaltarse sus buenas propiedades respecto a las consideraciones medioambientales en el punto de utilización ya que no hay combustión,

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no produce ruidos ni emisiones nocivas o gases polucionantes, como se verá en el siguiente apartado. Todo ello hace que su campo de aplicación sea muy amplio, desde la utilización en productos de consumo, como relojes y calculadoras, hasta las grandes instalaciones de generación eléctrica, pasando por la electrificación de viviendas aisladas o pequeñas comunidades de vecinos, las señalizaciones terrestres y marítimas, las comunicaciones o el alumbrado público. La tecnología disponible en la actualidad hace que las instalaciones fotovoltaicas tengan un interés especial en aquellos lugares alejados de la red eléctrica, de manera que en muchos casos constituyen la mejor opción en términos económicos, de operatividad y de fiabilidad de suministro. Se trata de una fuente de energía autóctona y, por lo tanto, reduce la dependencia energética del exterior. La energía fotovoltaica contribuye al equilibrio interterritorial porque suele instalarse en zonas rurales. El principal inconveniente es su elevado coste, que hace que, de momento, la participación actual de la energía fotovoltaica en el balance energético sea aún reducida. Su coste es hoy en día más elevado que el de las alternativas convencionales, pero experimenta una rápida reducción y se espera que el mercado europeo siga creciendo a un ritmo entre el 15 y el 35% anual. De hecho, las aplicaciones de electrificación en emplazamientos aislados ya pueden competir con los sistemas clásicos de suministro eléctrico, tal como lo demuestran los proyectos de electrificación rural que se han llevado a cabo en diferentes regiones de Europa. Existe actualmente un apoyo a la energía solar fotovoltaica basado en la suposición, que hasta ahora se ha mostrado cierta, de que si hay cada vez más volumen de producción e instalación, más aplicaciones, su coste, y con él el de la electricidad generada, se situará en valores competitivos con el resto de las energías que constituyen nuestro sistema de generación eléctrica.

1.4. Consideraciones medioambientales Una de las principales ventajas de la energía solar fotovoltaica es que se trata de una energía limpia, sin gran incidencia negativa en el medioambiente. Al no producirse ningún tipo de combustión, no se generan contaminantes atmosféricos en el punto de utilización, ni se producen efectos como la lluvia ácida, efecto invernadero por CO2, etc. Tampoco se produce alteración de los acuíferos o aguas superficiales ni por consumo, ni contaminación por residuos o vertidos. Su incidencia sobre las características fisicoquímicas del suelo o erosionabilidad es nula.

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Al ser una energía fundamentalmente de ámbito local, evita pistas, cables, postes, no se requieren grandes tendidos eléctricos, y su impacto visual es reducido. Tampoco tiene unos requerimientos de suelo necesario excesivamente grandes (1 kWp puede ocupar entre 10 y 15 m2). Prácticamente se produce la energía con ausencia total de ruidos. Además, no precisa ningún suministro exterior (combustible) ni presencia relevante de otros tipos de recursos (agua, viento). El Silicio, elemento base para la fabricación de la mayoría de las actuales células fotovoltaicas, es muy abundante, no siendo necesario explotar yacimientos de forma intensiva. No obstante, hay que considerar que las células solares requieren bastante energía para su fabricación (en mayor o menor medida, dependiendo del material y tecnología utilizados) y que también se producen en esa fase restos de dopantes (P, B, As…), disoluciones de metales, aceites, ácidos y bases de limpieza, disolventes, etc. El Reglamento de Actividades Molestas, Insalubres, Nocivas y Peligrosas (RAMINP), define las características de una actividad para ser considerada como tal: ! Molesta: La que constituye una incomodidad por los ruidos o vibraciones, humos, gases, olores, nieblas, o que, por cualquier otro motivo, moleste a las personas. ! Insalubre: La que eche o evacue productos que puedan resultar directa o indirectamente perjudiciales para la persona humana (aguas contaminantes, residuos sólidos, humos, polvo, etc.). ! Nociva: La que pueda causar daños a la riqueza agrícola, forestal, pecuaria o piscícola. ! Peligrosa: La que fabrique, manipule, expida o almacene productos susceptibles de originar riesgos graves de explosiones, combustiones, radiaciones u otros de análoga importancia para las personas y sus bienes. Pues bien, una instalación de generación eléctrica fotovoltaica, produce electricidad por la simple exposición de una superficie al Sol, sin partes móviles, sin ruidos, sin producción de humos, efluentes, etc. Los elementos que acompañan a los módulos generadores son una electrónica, cables, elementos de protección, etc., que igualmente no producen molestia o la producen de forma insignificante (pequeño zumbido del inversor audible a solo unos pocos metros). No hay base para calificarla como actividad molesta. No desprenden ningún producto salvo la electricidad objeto de su actividad que evacua por cables. No hay nada que pueda justificar calificar esta actividad como insalubre.

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Para una persona ajena a la explotación donde se produce la generación eléctrica, no se puede hablar de que se le causen daños, salvo temas medioambientales como el posible impacto visual a los propietarios de terrenos o instalaciones anexas, reflejos momentáneos de la superficie de paneles, etc. La instalación de los paneles que es removible, no causa daños en ningún caso a la riqueza pecuaria, ni a la riqueza agrícola o forestal existentes salvo casos excepcionales que igualmente son controlados, cuando procede, por la evaluación del impacto ambiental. El potencial daño medioambiental se evalúa por normativa independiente específica a nivel estatal y autonómico. La actividad fotovoltaica se puede decir que, para las personas y sus propiedades, no es nociva. Por último, la actividad de generar electricidad no es susceptible de originar riesgos graves por explosiones, combustiones, radiaciones u otros de análoga importancia para las personas y sus bienes. El peligro para las personas, por ser una instalación eléctrica, viene controlado, como cualquier otra instalación eléctrica, por el cumplimiento del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, RD 1663/2000, etc., lo cual es avalado por el proyecto, el permiso de Industria o entidad autonómica competente, las inspecciones de esa entidad, etc. El hecho que sea una instalación eléctrica no la convierte en actividad peligrosa, según el RAMINP, por lo que la actividad de generación fotovoltaica tampoco puede calificarse, por su peligro eléctrico (único factor de riesgo presente), de peligrosa.

1.5. Estado actual y perspectivas Como se ha indicado, la energía fotovoltaica fue inicialmente usada para aplicaciones espaciales o para electrificación en lugares remotos. Pero desde la última década del siglo XX, sin embargo, se ha convertido en una tecnología en creciente desarrollo, con un aumento anual en la producción (y, por tanto, en las ventas e instalación), desde 1997, de más de un 30% anual. En 2000, la potencia instalada a nivel mundial superó los 1.000 MWp, y en los países en vías de desarrollo más de medio millón de hogares se benefician ya de algún grado de electrificación a partir de sistemas fotovoltaicos. En 2002, el proyecto de instalación fotovoltaica sobre el tejado más grande del mundo se realizó en Holanda, donde uno de los edificios de la exhibición hortícola Floriade contó con un tejado de 2,3 MWp. Las aplicaciones más prometedoras para la energía FV son, por un lado, del sector de las grandes instalaciones, de tamaño de MW, y, por otro, las pequeñas instalaciones (decenas de millones) de electrificación rural en países en vías de desarrollo,

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denominadas SHS, Solar Home Systems, sin olvidar las instalaciones en edificios, conectadas a las redes públicas de distribución de electricidad. Añadido a esto, los sistemas FV pueden aportar más cosas además de la producción de electricidad, como son la mejora en aspectos estéticos de los edificios, la posibilidad de reemplazar materiales tradicionales de construcción (existen, por ejemplo, tejas fotovoltaicas), mejorar la calidad de suministro local, disminuir o retardar las inversiones requeridas para aumentar la red eléctrica, proporcionar puestos de trabajo, etc., lo que constituye un valor añadido. Incluso, la energía fotovoltaica encaja bien en la tendencia general de pasar de una red eléctrica centralizada a un sistema más descentralizado, generación distribuida. Además, las instalaciones en edificios alcanzan tamaños que antes se consideraban de gran planta FV. En el caso de generación a mayor escala ya existen en España grandes instalaciones (a menudo propiedad de varios propietarios, en los denominados huertos solares), de incluso de más de 20 MW. En Portugal, concretamente en Amaraleja (Alentejo), se sitúa la planta fotovoltaica por el momento más grande del mundo, con una potencia de 46 MWp, que ocupa una superficie de 250 hectáreas. Por otra parte, la electrificación rural convencional en países en vías de desarrollo es de poco interés para las compañías eléctricas, debido al alto coste de las líneas eléctricas junto con las comparativamente bajas cifras de venta de electricidad (aparte de otros inconvenientes, como por ejemplo medioambientales, de impacto en la construcción de líneas, etc.). Aquí la energía FV tiene también fuertes posibilidades de crecimiento. No obstante, en este sector el crecimiento del mercado es inferior al esperado, debido a diversos factores que obstaculizan, como son, la posibilidad de financiación, los servicios post venta poco desarrollados en esas zonas, falta de información, etc. Sin pretender realizar un análisis exhaustivo, se muestran a continuación algunos datos del sector.

1.5.1. Situación en el mundo El crecimiento del mercado fotovoltaico mundial anual (producción de módulos fotovoltaicos) en los últimos años es muy elevado, del orden del 40% anual, como se muestra en la figura 1.3. Los datos de la potencia instalada en el mundo, mediante sistemas solares fotovoltaicos, varían según las fuentes consultadas. Greenpeace y la Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica (EPIA) calculan en el informe Solar Generation V 2008 que la potencia fotovoltaica total instalada alcanzó los 9.162 MWp, en 2007, resultado de la evolución que se muestra en la figura 1.4.

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Producción mundial de células fotovoltaicas (MWp) 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000

0

1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

500

FIGURA 1.3. Evolución de la producción fotovoltaica en el mundo.

10.000

9.162

9.000 8.000

6.770

MWp

7.000 6.000

5.167

5.000

3.847

4.000 3.000 2.000 1.000 0

502

580

669

795

945 1.150 1.428

1.762

2.201

2.769

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

FIGURA 1.4. Evolución de la potencia fotovoltaica instalada en el mundo. Fuente: Solar Generation V, Greenpeace, EPIA.

En la Unión Europea se tenía el objetivo de alcanzar los 3 GWp (3.000 MWp), para el año 2010, objetivo que fue superado en 2006, y en Japón se esperaba superar los 5GWp para esa fecha. Las perspectivas son que este crecimiento va a ser sostenido.

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Por países, Alemania ha venido liderando el mercado fotovoltaico (a pesar de no disponer de una radiación solar muy elevada). En segundo lugar se encuentra Japón. Se muestra, a continuación, la potencia que había instalada en la Unión Europea en los últimos años según algunas fuentes. Datos de España más precisos, se mostrarán en el siguiente epígrafe. País Alemania España Italia Holanda Francia Austria Luxemburgo Portugal Reino Unido Grecia Bélgica Suecia Finlandia Rep. Checa Dinamarca Chipre Resto Total UE

Potencia instalada (MWp) en países de la UE 2002 277,6 20,42 22,0 26,33 17,05 10,34 1,57 1,67 4,14 2,37 0,73 3,30 3,05

2003 431 26,911 26 43,44 14,245 16,833 13 2,069 5,903 3,244 0,927 3,8 3,402

2004 794 38,696 30,3 47,74 20,119 19,833 26 2,275 7,803 4,544 1,461 4,14 3,702

1,59

1,845

2,245

392,15

593,584

1.004,063

2005 1.910 57,6 46,3 50,776 26,273 24,021 23,561 2,989 10,877 5,444 2,058 4,237 4,002 2,65

2.172,826

2006 2.743,000 174,995 50,000 52,705 33,865 25,585 23,696 3,416 14,260 6,695 4,161 4,850 4,521 2,900

3.148,292

2007 3.846,000 515,815 100,200 55,005 46,659 28,600 23,793 17,870 17,660 9,170 6,161 6,150 5,000 3,961 3,12 1,700 <MWp (c.u.) 4.689,496

TABLA 1.1. Potencia fotovoltaica instalada en la Unión Europea (MWp); datos de países con más de 1 MWp (Fuente: Elaboración propia a partir de EurObserv’ER 2004, EurObserv’ER 2005, EurObserv’ER 2007, EurObserv’ER 2008). Datos de 2007 provisionales.

En cuanto a la fabricación, en 2007, se produjo en Europa algo más de la cuarta parte de las células fotovoltaicas (28,5% del total mundial en 2007). En Japón el 24,6%; en China se produjo el 22%; en Taiwán el 9,96%; un 7,1% en los Estados Unidos, un 1,1% en India y en el resto del mundo un 6,8%. Resulta importante conocer cuáles son las compañías líderes a nivel mundial en la producción de módulos y células fotovoltaicas (ver tabla 1.2). Existen más fabricantes entre los que se puede citar Schott Solar (RWE, ASE) (Alemania), Photowatt (Francia), Kanaka, Matsushita, Hoxan, Canon, todos ellos de Japón, Eurosolar (Italia), Intersolar (UK), Dunasolar (Hungría), Helios (Italia); Free Energy Europe (Holanda), Konkar (Croacia), R&S (Holanda), ENE (Bélgica), etc.

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Lista de la producción de los principales fabricantes de células solares (MWp) Fabricante 1999 Q-cells (Alemania) Sharp (Japón) 30,0 Suntech Power (China) Kyocera (Japón) 30,3 First Solar (USA) Motech (Taiwán) Sanyo (Japón) 13,0 SunPower (USA-Filipinas) Boading Yingli (China) Siemens Solar 22,2 Shell Solar Deutsche Cell/Shell (Alemania/USA) Solar world /Deutsche Solar (Alemania) Mitsubushi (Japón) BP Solar (UK-USA) 32,5 JA Solar (China) Solarfun (China) Isofotón (España) 6,1 Otras 201,3 Total Mundial

2000

2001

2002 2003 2004 9,0 28,2 75 50,4 75,02 123,1 198 324 42,0 54,0

60,0

72,0

105

2005 160 428 80/100 142

17,0 19,0

30,0

35,0

65

60 125

55,5

62,0 28

59 38

2006 253 434 158 180 60 102 155 63 35

2007 389 363 327 207 207 196 165 150 143

28,0 39,0

12,0 14,0 41,9 54,2

9,5 18,02 287,6 336,2

24,0 71,4

42,0 69,3

75 85

27,4

35,2

53

557,8

763,6 1.256

86

130 111 121 86 102 25 113 25 88 53 61 85 640 948 1.814,7 2.535,6 3.733 100 90

TABLA 1.2. Lista de la producción de los principales fabricantes de células solares. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de PV News Marzo 2006, Photon, March 2007, y Prometheus Institute, «Asian Cell Producers Swamping the Boat: A Look at the First Half of 2007», PVNews, vol. 26, n.º 9 (September 2007), EurObserv’ER 2008.

1.5.2. Situación en España En España el apoyo normativo ha permitido a la industria solar fotovoltaica dar un salto cualitativo durante los últimos años. España es uno de los países de Europa donde el recurso solar es más abundante y homogéneo. Además, destaca entre los países en los que social y empresarialmente esta forma de generación está teniendo una mayor acogida. La versatilidad de la energía solar fotovoltaica, la posibilidad de acometer proyectos de muy diversos tamaños y emplazamientos son algunas de sus ventajas. Por ello, presenta unas importantes expectativas de crecimiento. En España, la situación es, en general, muy favorable, encontrándose la industria fotovoltaica en pleno proceso de expansión, gracias a la actividad desarrollada, tanto por fabricantes autóctonos de proyección internacional, como por fabricantes foráneos, que ven en nuestro país importantes oportunidades de negocio para su lanzamiento. La actividad empresarial se ve asimismo reforzada por la presencia de numerosos centros tecnológicos y de investigación.

22

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Las plantas fotovoltaicas mayores de 1 MW están siendo promovidas por agrupaciones de distintos titulares en la forma de los denominados “huertos solares”, conjunto de instalaciones individuales que utilizan la tecnología fotovoltaica, con potencias individuales no superiores a 100 kW y que comparten todas ellas, directa o indirectamente, una misma línea de evacuación y punto de conexión con la red de transporte o distribución. Este tipo de plantas se beneficia de unos precios menores de instalación y menores costes de operación y mantenimiento, al tener unificada la gestión y aprovechar el efecto de escala. Estas plantas están incorporando seguidores solares que, en el caso de seguidores en un eje, suponen un incremento de la producción estimado en un 25% medio. Con seguimiento a dos ejes este porcentaje puede ser superior al 40%. El Real Decreto 436/2004, sobre Régimen Especial, establecía un régimen económico garantizado para toda la vida de la instalación, actualizando y refundiendo el régimen jurídico que afecta a la energía solar fotovoltaica. El RD 436/2004 limitaba a los primeros 135 MWp las primas y tarifas de la fotovoltaica, lo que se convertía en el primer obstáculo normativo al desarrollo del sector. En el aspecto económico, podemos decir que, antes de este decreto, los titulares de una instalación fotovoltaica en España no tenían una seguridad jurídica de que recibirían una prima por el kWh fotovoltaico inyectado en red durante los años necesarios para alcanzar el retorno de la inversión. El mercado necesitaba subvenciones importantes que disminuyeran esa inquietud, subvenciones que limitaban el mercado a los pocos MW al año para los que había ayuda. El RD 436/2004 dio a la mayoría de los inversores la seguridad de que va a tener una rentabilidad razonable, lo que en los años 2005 y 2006 propició, junto con un interés generalizado por esta tecnología, por su adecuación medioambiental, sencillez y fiabilidad, un aumento del número de proyectos y del tamaño medio de instalaciones, con una media superior a los 3 kW de hacía solo tres o cuatro años. Por otro lado, en el RD 661/2007 se estableció la modificación del hito de potencia instalada para la revisión de las tarifas, primas e incentivos, desde 150 MW ―establecido en el RD 436/2004― a 400 MW. Este objetivo fue alcanzado ya en la segunda mitad de 2007. Junto con estos Reales Decretos, el Real Decreto 1663/2000, sobre conexión a la red eléctrica de baja tensión, y la Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, que contiene el modelo de contrato tipo con la empresa distribuidora, constituyen el núcleo legislativo referente a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red. De manera adicional, en el plano autonómico, numerosas Comunidades Autónomas han desarrollado sus propias reglamentaciones, que se suman a las ordenanzas solares que han sido aprobadas ya por numerosos municipios españoles.

Aspectos generales de la energía solar fotovoltaica

23

En el año 2008, el sector fotovoltaico experimentó un «boom», multiplicando hasta por nueve sus propios objetivos, alcanzando los 3.000 MW de potencia instalada, e incluso superando a Alemania como primer mercado fotovoltaico del mundo. Pero con la publicación del Real Decreto 1587/2008, del 26 de septiembre de 2008, se ha pasado a un crecimiento mucho más moderado, planificado temporalmente tanto en la capacidad instalada como en la evolución de las tarifas de retribución del kWh de origen fotovoltaico. En particular, en 2009 y 2010 se instalarán con conexión a red unos 500MW cada año, es decir, menos de la cuarta parte de lo instalado en 2008. Según la CNE, en España, la capacidad instalada y conectada a red y el número de instalaciones son los siguiente: Potencia instalada (MW) 22 46 146 692 2.973

2004 2005 2006 2007 2008

Número de instalaciones 3.028 5.300 9.714 19.967 46.730

TABLA 1.3. Capacidad instalada, conectada a red y facturando, y número de instalaciones, según datos de la CNE.

800

7

700

6

600

5

500

4

400

%

MW

Puede resultar interesante ver los datos de potencia instalada por comunidades autónomas y la participación de la energía fotovoltaica en la demanda de comunidad, a fecha de diciembre de 2008.

3

300

2

200

Ceuta-Melilla

Asturias

Cantabria

Galicia

País Vasco

Madrid

Baleares

Canarias

La Rioja

Aragón

Navarra

Cataluña

Com. Valenciana

Murcia

Extremadura

0

Castilla-León

0

Andalucía

1 Castilla-La Mancha

100

FIGURA 1.5. Potencia fotovoltaica (MW) instalada en España (barras) y participación de la energía fotovoltaica en la demanda (%), por CC.AA. Elaboración propia, a partir de datos de la Comisión Nacional de la Energía y REE, diciembre 2008.

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Comunidades autónomas

Potencia instalada (MW)

Participación en la demanda (%)

Castilla-La Mancha Andalucía Castilla y León Extremadura Murcia Comunidad Valenciana Cataluña Navarra Aragón La Rioja Canarias Baleares Madrid País Vasco Galicia Cantabria Asturias Ceuta y Melilla

791 357 354 344 280 215 158 156 110 74 48 36 23 16 7 1 0 0

4,64 0,6 1,61 5,23 2,25 0,55 0,21 2,28 0,48 1,44 0,48 0,29 0,07 0,04 0,03 0,02 0,00 0,01

TABLA 1.4. Potencia fotovoltaica (MW) instalada en España y participación de la energía fotovoltaica en la demanda (%), por CC.AA. Elaboración propia, a partir de datos de la Comisión Nacional de la Energía, diciembre 2008.

Como se ve, la potencia no guarda relación con los niveles de insolación, habiendo fuertes diferencias entre comunidades autónomas. La participación de la energía fotovoltaica sobre la demanda eléctrica a nivel nacional es del 0,88%. El sector industrial fotovoltaico español está presente en el mercado internacional desde los inicios de la industria fotovoltaica en el mundo. Ha contado siempre con una gran proyección internacional con presencia en todos los continentes, encontrándose entre los primeros fabricantes en el ranking mundial. Es una industria en pleno proceso de expansión, como demuestra la continua ampliación de la capacidad productiva de los fabricantes de módulos fotovoltaicos en nuevas instalaciones, y la incorporación al mercado español de nuevos fabricantes de módulos que vienen a reforzar el sector con nuevos productos. Durante los últimos años, la industria fotovoltaica española, acompañada por centros de investigación y de apoyo, ha realizado un notable esfuerzo de desarrollo tecnológico, empresarial e industrial.

Aspectos generales de la energía solar fotovoltaica

25

Fotovoltaica de silicio metalúrgico Fotovoltaica de polisilicio (fut.) Fotovoltaica de obleas Fotovoltaica de células y módulos Fotovoltaica de módulos Fotovoltaica de inversores Otras industrias fotovoltaicas FIGURA 1.6. Distribución geográfica de la industria fotovoltaica española. Fuente: ASIF.

Algunos de los principales fabricantes que han contribuido al crecimiento de la capacidad de producción de módulos son Isofotón, BP Solar, Atersa, Gamesa Solar, Siliken, Grupo Solar, Guascor, Solaria, Instalaciones Pevafersa, Ensol, Vidursolar, Grupo Unisolar, T-Solar, Cuantum Solar, Sol3G, etc. Y en el campo de la electrónica para el sector fotovoltaico se puede citar a Atersa, Ingeteam, Zigor, Enertron, Solener, Fagor, etc. También, gracias a los segmentos de fabricación de sistemas (estructuras de soporte y seguimiento, equipos de control, monitorización, etc.), y de instalación y mantenimiento, el desarrollo del sector ha dado lugar a la creación de un importante número de empresas de reducido tamaño. Estas empresas dan servicios auxiliares críticos para la industria y son clave en la creación de empleo, especialmente en las zonas más desfavorecidas. Se estima que la fotovoltaica ya ha generado más de 25.000 empleos entre puestos directos e indirectos.

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2. Células y módulos fotovoltaicos 2.1. Teoría básica de semiconductores. Efecto fotovoltaico La conversión fotovoltaica se basa en el efecto fotovoltaico, es decir, en la conversión de la energía lumínica proveniente del Sol en energía eléctrica. Para llevar a cabo esta conversión se utilizan unos dispositivos denominados células solares, constituidos por materiales semiconductores en los que, artificialmente, se ha creado un campo eléctrico constante (mediante una unión p-n). A continuación, vamos a tratar de entender de una forma cualitativa cómo se convierte la luz en electricidad. Esto exige recordar algunos conceptos de física y química. El material semiconductor por excelencia es el silicio dada su extraordinaria abundancia, el 60% de la corteza terrestre está compuesto por sílice que tiene un alto contenido del mismo, además de sus interesantes propiedades electrónicas. El 90% de las células solares actuales están hechas de silicio, y las otras están gobernadas por la misma física, por eso vamos a estudiar las de silicio. No obstante, también se utilizan otros materiales. Cabe citar el arseniuro de galio con mejores cualidades que el silicio para la producción de energía eléctrica, pero su escasez en la naturaleza lo hace tan caro, que solo se utiliza en aplicaciones en las que los costes no son relevantes como es el caso de las aplicaciones espaciales, en las que es habitual el uso de células solares fabricadas con arseniuro de galio por su elevada eficiencia.

VIIIA 5

B

6

Al

14

Ga

32

In

50

Tl

82

10,811

IB 29 47

Cu

30

Ag

48

Au

80

63,54 107,870

79

196,967

IIB

13

Zn

31

Cd

49

Hg

81

65,37

69,72

204,37

C

7

Si

15

Ge

33

Sn

51

Pb

83

12,011

114,82

112,40

200,59

26,982

28,086 72,59

N

8

P

16

As

34

Sb

52

Bi

84

14,007

118,75

207,19

VIA

VA

IVA

IIIA

121,75

208,980

9

S

17

Se

35

Te

53

Po

85

32,064 78,96

F

10

Cl

18

Br

36

I

54

At

86

35,453 79,909

He

4,003

Ne

20,183

Ar

39,948

Kr

83,80

Xe

131,30

126,904

127,60

(210)

2

18,998

15,999

30,974 74,922

O

VIIA

(210)

FIGURA 2.1. Porción de la tabla periódica de interés en aplicaciones fotovoltaicas.

Rn

(222)

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Otros materiales son el selenio (Se), el germanio (Ge), el telururo de cadmio (Te Cd), diseleniuro de cobre e indio (denominado habitualmente CIS), antimoniuro de indio (Sb In), etc. En la tabla periódica (se muestra, a continuación, la parte de interés) se pueden localizar estos elementos y compuestos de interés para la industria fotovoltaica. El silicio está en la cuarta columna de la tabla periódica, denominada Grupo IV. Las propiedades químicas de los elementos están relacionadas en buena medida con el número de electrones que tienen los materiales en su última capa, y por cuántos electrones faltan para completarla. Un átomo de silicio tiene 14 electrones. En la última capa (la 3) tiene cuatro electrones, y le faltan otros cuatro para completarla. Esos cuatro electrones de su última capa (de valencia), están disponibles para asociarse con otros átomos. El silicio cristaliza en una red similar a la del diamante. Mediante enlaces covalentes, muy estables y fuertes, cada átomo de silicio comparte uno de sus cuatro electrones de valencia con otros cuatro átomos (quedando así en una estructura estable, con su última capa llena, con 8 electrones). Como los electrones tienden a ocupar los niveles energéticos más bajos, la mayor parte de ellos están enlazados, y en el cero absoluto de temperatura, la totalidad. A la temperatura ambiente algunos adquieren suficiente energía para escapar del enlace, y pueden entonces desplazarse por el material (conducción). Este comportamiento no es exclusivo de los semiconductores sino que se manifiesta en todos los materiales; lo peculiar es la cantidad de energía necesaria para liberar un electrón del enlace. La teoría cuántica describe las diferencias entre conductores (metales) y semiconductores usando diagramas de bandas de energía. Los electrones presentes en un átomo aislado pueden ocupar únicamente unos niveles energéticos permitidos; existen otros niveles que no pueden ser ocupados y que se denominan niveles prohibidos. Cuando un átomo aislado pasa a formar parte de una estructura cristalina determinada, interacciona con otros átomos próximos del cristal y los niveles energéticos se ven afectados produciéndose un desdoblamiento de los mismos que da origen a bandas de energía. Los electrones tienen energías que se sitúan en bandas. De la misma forma que los electrones en un átomo no pueden tener cualquier energía, los electrones en un cristal tampoco pueden tomar cualquier energía. Y así como los últimos niveles energéticos en un átomo definen las propiedades químicas del átomo, las últimas bandas de energía definen las propiedades electrónicas de un cristal. En la banda energética más externa los electrones se encuentran libres de moverse entre los distintos átomos. Esta banda más energética se denomina banda de conducción. Los electrones que se encuentran en esta banda de conducción son los que contribuyen al flujo de corriente. En los metales, esta banda está parcialmente

Células y módulos fotovoltaicos

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llena, pero, para semiconductores a temperatura del cero absoluto, está totalmente vacía. A temperatura ambiente, solo uno de cada 1010 electrones se encuentra en la banda de conducción.

Banda de conducción

Eg

Banda de energía prohibida

Banda de valencia

FIGURA 2.2. Esquema de bandas.

Los electrones de las capas más externas que intervienen en los enlaces químicos, llamados electrones de valencia, ocupan una banda energética (banda de valencia, la anterior a la de conducción en cuanto a niveles energéticos) que puede solaparse con la banda de conducción o quedar separada de ella. Los espacios entre bandas permitidas son bandas prohibidas. La más importante es la que separa la banda de conducción de la banda más energética totalmente llena. La energía que un electrón debe adquirir para saltar esa banda prohibida se llama energía del gap, Eg. La unidad que suele usarse es el electrón-Volt (eV), que es la energía que adquiere un electrón cuando aumenta su voltaje en 1 Voltio (1eV u 1,6 10i19 J). En función de la anchura (energética) de la banda del gap (anchura del gap), los materiales exhiben distinto comportamiento eléctrico, dando lugar a: ! Materiales conductores: la banda permitida se solapa con la banda de conducción.

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30 ! !

Materiales aislantes: la banda prohibida es amplia, del orden de 10 eV. Materiales semiconductores: la banda prohibida es del orden de 1 eV.

En definitiva, la cantidad de energía necesaria para liberar un electrón del enlace es un valor propio de cada material y se denomina energía de la banda prohibida porque, entre el nivel energético que ocupa el electrón ligado y el electrón libre, no hay ningún valor de energía permitido. En el caso de los metales, esta energía es nula, es decir, todos los electrones están libres para desplazarse por el material. En los materiales aislantes, la energía requerida es tan elevada que el número de electrones libres es despreciable, aun a temperaturas elevadas. La cantidad de energía necesaria, en el caso de los semiconductores (1,12 eV para el silicio a 25 ºC), permite un control efectivo de los flujos de cargas y es lo que hace a estos materiales tan adecuados para la electrónica y para la generación de energía eléctrica cuando el semiconductor recibe radiación solar. ¿De dónde puede provenir esa cantidad de energía capaz de liberar un electrón? Térmicamente, o en el caso del efecto fotovoltaico, de la energía de los rayos de Sol, de los fotones. Como ejemplo de interés para nosotros, consideremos que en un cristal de silicio a 0 K, los átomos presentan cuatro electrones de valencia (y se representan por un núcleo iónico con carga eléctrica 4c) y por cuatro electrones que forman enlaces con átomos vecinos. A temperatura del cero absoluto, el silicio es un aislante perfecto. No hay electrones libres para moverse como en el caso de los metales. Conforme aumenta la temperatura (los átomos reciben un aporte de energía exterior), algunos electrones tienen la energía suficiente para liberarse de su núcleo y pueden llegar a alcanzar la banda de conducción dejando el correspondiente hueco en la banda de valencia, haciendo posible un flujo como corriente eléctrica. Tanto los electrones en la banda de conducción como los huecos en la banda de valencia son capaces de moverse bajo la acción de un campo eléctrico, debido en este último caso a que los huecos pueden ser ocupados por electrones de valencia de los átomos contiguos, produciéndose el movimiento del hueco como si de una carga positiva se tratara. El número de pares electrón hueco así creados es relativamente bajo a temperatura ambiente y depende exponencialmente de iEgap/KT, donde K es la constante de Boltzman y T es la temperatura expresada en grados Kelvin. Cuanto mayor es la temperatura, más electrones pueden constituir la corriente, por lo que la conductividad aumenta con la temperatura (en contraste con los metales, en los que la conductividad decrece). La conductividad del silicio a temperatura ambiente es muy baja (es un material semiconductor), pero añadiendo cantidades diminutas de otros materiales (dopado), la conductividad puede aumentarse fuertemente.

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Supongamos que sobre la red cristalina incide una radiación luminosa que en un análisis atómico del comportamiento se caracteriza mediante cuantos de energía: fotones, en el caso de la luz, con una energía determinada por su longitud de onda. La radiación solar que alcanza la Tierra, que se distribuye desde un rango de longitudes de onda que van desde 300 nm a 4 micras, aproximadamente, es parcialmente reflejada por la atmósfera y en parte transmitida a la superficie de la Tierra. Las aplicaciones fotovoltaicas utilizadas en el espacio, en satélites o naves espaciales, tienen una radiación solar disponible diferente a la de aplicaciones fotovoltaicas terrestres. La radiación fuera de la atmósfera se distribuye a lo largo de diferentes longitudes de onda de un modo similar a la radiación de un «cuerpo negro», de acuerdo con la ley de Planck, mientras que en la superficie de la Tierra la atmósfera selectivamente absorbe la radiación de ciertas longitudes de onda. Se denomina irradiancia espectral a la potencia (lumínica) recibida por un área de superficie unidad en una longitud de onda diferencia dλ. Las unidades son W/m2µm (A la integral de la irradiancia espectral a lo largo de todas las longitudes de onda de interés se le denomina irradiancia).

2,0 1,8 1,6 Irradiancia (W/m2)

1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

λ(nm)

FIGURA 2.3. Irradiancia frente a longitud de onda (la línea de puntos corresponde a 1.1 eV), Espectro AM 1.5.

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Los fotones se caracterizan por su frecuencia o por su longitud de onda, así como por su energía. Estos tres parámetros están relacionados. cuλν donde c es la velocidad de la luz (3 108 m/s), ν es la frecuencia en Hz y λ es la longitud de onda, en metros. Por otra parte, E u h ν u hc/λ donde E es la energía de un fotón (en Julios, J) y h es la constante de Planck, (6,626 10i34 Js). La misma ecuación puede expresarse de forma simplificada si se substituyen las constantes por su valor, Efotón(eV) u 1.240 / λ(nm) Las probabilidades de que los fotones interactúen con la red cristalina son muy elevadas, máxime si se considera que una oblea de silicio, una lámina de espesor inferior a las 500 µm, es opaca a la radiación solar. Cuando un fotón interactúa con un enlace, transfiere su energía a este. Si la cantidad de energía es igual o superior a la energía del gap, el electrón se libera del enlace y pasa a ser un portador de carga libre para desplazarse por el cristal. Haciendo el cálculo simple podemos deducir que la longitud de onda mínima para que el fotón pueda comunicar energía a un electrón para crear un par electrón hueco en el silicio (anchura de banda prohibida de 1,1 eV) es de 1,12 10i6 mu1,12 µm (micrómetros). Fotones con longitudes de onda superiores no tienen la suficiente energía para excitar el electrón, creando pares electrón hueco que contribuyan a crear corriente, por lo que toda la energía se pierde. Por otra parte, fotones con longitudes de onda inferiores crean el par electrón hueco pero toda la energía en exceso se pierde en calor. La tabla 2.1 muestra los valores de anchura de gap para otros materiales. Otro parámetro de interés, sobre todo para describir el funcionamiento de las células solares, y que ya hemos mencionado al discutir los mecanismos de generación-recombinación radiativos, es el coeficiente de absorción (α). Este parámetro describe con qué facilidad el semiconductor absorbe un fotón y crea un par electrón hueco, e-h. Depende del valor del semiconductor y de la naturaleza, indirecta o directamente del bandgap.

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Material

Anchura gap (eV)

Si SiC CdAs2 CdTe CdSe CdS CdSnO4 GaAs GaP Cu2S CuO Cu2Se CulnS2 CulnSe2 CulnTe2 InP In2Te3 In2O3 Zn3P2 ZnTe ZnSe AIP AISb As2Se3 Sb2Se3 Ge Se

1,11 2,60 1,00 1,44 1,74 2,42 2,90 1,40 2,24 1,80 2,00 1,40 1,50 1,01 0,90 1,27 1,20 2,80 1,60 2,20 2,60 2,43 1,63 1,60 1,20 0,67 1,60

TABLA 2.1. Energía del gap de materiales candidatos para células fotovoltaicas.

Podemos decir que en el momento en que se produce la absorción ha empezado, potencialmente, la conversión de luz en electricidad. Solo es necesario que estos pares e-h puedan extraerse de la célula y circulen por un circuito exterior en forma de corriente eléctrica. Hay semiconductores en los que el proceso de absorción es más fácil. Son los semiconductores denominados de gap directo como el GaAs. Se trata de materiales muy absorbentes y dan lugar a que las capas activas que constituyen la célula sean muy delgadas (pocas micras) porque con poco material se puede absorber toda la luz. En otros, como el silicio, de gap indirecto, este proceso es menos probable. Son materiales mucho menos absorbentes y las capas activas que constituyen las células fabricadas con estos materiales son muy gruesas (más de 100 micras).

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El coeficiente de absorción, que suele medirse en cmi1, es función del valor de la longitud de onda, tomando valores de varios órdenes de magnitud de una longitud de onda a otra. El valor del coeficiente de absorción del silicio toma valores mayores que cero en un rango de longitudes de onda mayores que para células de GaAs o silicio amorfo. 107

Coeficiente de absorción λ(cmi1)

106 GaAs InP Germanio Silicio

105 104 103 102 101 100

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

Longitud de onda λ (µm) FIGURA 2.4. Coeficiente de absorción de algunos materiales semiconductores.

Este hecho tiene una enorme importancia en el diseño de las células solares porque los fotones son absorbidos de acuerdo con la ley de Lambert: Φ(x) u Φ(0)eiαx siendo Φ(x) el flujo espectral de fotones a una profundidad x , Φ(0) el flujo espectral de fotones en la superficie del emisor. Si el valor de α es alto, los fotones son absorbidos dentro de una pequeña distancia desde la superficie, mientras que si el valor de α es pequeño, los fotones pueden viajar largas distancias dentro del material. En el caso extremo de que α sea cero, los fotones pueden atravesar completamente el material, el cual se puede hacer ahora transparente para ciertas longitudes de onda. Teniendo en cuenta las diferentes formas y valores del coeficiente de absorción, se puede calcular la longitud de la trayectoria óptica requerida dentro de un material particular para absorber la mayoría de los fotones que forman parte del espectro del Sol, concluyendo que son

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necesarios algunos micrómetros si el material es GaAs, en general, mientras que para el silicio son necesarios algunos cientos de micrómetros. Esto nos permite concluir que, para los diseños de las células solares de silicio modernas, incluyendo el confinamiento óptico dentro de la célula solar, se realizan para proporcionar largas longitudes de la trayectoria del fotón para obleas de silicio de unos cientos de micras aproximadamente. Resumiendo, en un cristal de silicio puro, cada átomo comparte sus electrones de valencia con cuatro átomos vecinos en enlaces covalentes. Este enlace bastante fuerte entre un electrón y los dos átomos que ayuda a unir puede ser roto comunicando suficiente cantidad de energía: 1,1 electronvoltios (eV) o más. Esto corresponde a un fotón de luz de longitud de onda de 1,12 µm o menos (todos los colores del espectro visible y bastantes en el infrarrojo). Estos electrones liberados se mueven por el cristal de la misma forma que se mueve libremente en un metal, no enlazado a ningún átomo. Es libre para acelerarse en presencia de un campo eléctrico, es decir, toma parte en la conducción de electricidad. En esta transición deja atrás un «hueco», un lugar en el que falta un electrón. Los electrones vecinos pueden dejar sus enlaces para llenar el hueco, esencialmente cambiando la posición. Por tanto, tanto los electrones como los huecos pueden moverse por el cristal. Esto se denomina efecto fotoconductivo. Si no se hace nada, en un cierto tiempo, t (llamando vida media de los portadores minoritarios), el electrón encontrará otra posición en donde exista un hueco, por lo que quedará ligado. El electrón ya no se desplazará por el material, y tampoco existirá ese hueco que ha llenado. Este proceso se denomina recombinación, y produce otro fotón (calor). Al proceso de incrementar la energía de un electrón, desde la que tenía en el enlace hasta la que le permite desplazarse libremente por el cristal, se le denomina generación y al proceso inverso recombinación, que se produce cuando un electrón libre vuelve a formar parte de un enlace y libera la energía en forma de calor. De un cristal de silicio, como el descrito hasta ahora, no se puede extraer energía eléctrica cuando se le expone a la radiación solar. La razón es que las cargas eléctricas generadas mediante la radiación luminosa no siguen ninguna dirección preferencial de movimiento. Se mueven de forma errática por el cristal y son rápidamente atrapadas por los enlaces insatisfechos, es decir, se recombinan. Lo que se necesita es un modo de separar los electrones y los huecos de forma que no se recombinen en el cristal, y una trayectoria para conducir estos electrones fuera, para realizar trabajo en una carga. Lo primero se consigue mediante una unión entre dos semiconductores con diferentes cargas electrostáticas. Lo segundo, simplemente mediante unos contactos metálicos en cada lado de la unión. A continuación, analizaremos el primer punto.

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2.2. Dopado Para poder construir una célula solar efectiva es necesario impurificar de forma controlada el cristal de silicio. Se introducen dos tipos de impurezas en muy pequeña cantidad, respecto al número total de átomos de silicio, con lo que no modifican sustancialmente la red cristalina. Cuando en la estructura cristalina de un semiconductor puro (intrínseco) se introducen impurezas de otro elemento con distinto número de electrones de valencia, resulta otro tipo de semiconductor denominado semiconductor extrínseco. Si añadimos una pequeña cantidad (del orden de una parte por millón) de fósforo en el cristal de silicio, de forma que los átomos de fósforo ocupen posición en la estructura del cristal de silicio, se dice que hemos dopado el cristal con fósforo. El fósforo es del grupo V del sistema periódico, ya que tiene cinco electrones de valencia (uno más que el Si). Los núcleos y los electrones interiores de los átomos de P se establecen en las posiciones del cristal, y cuatro de los cinco electrones participan en enlaces covalentes con electrones de los 4 átomos de Si vecinos. El quinto electrón está muy débilmente unido al átomo de fósforo, tanto que, de hecho, a temperatura ambiente es excitado térmicamente y liberado. El dopado con elementos como el fósforo, con un electrón de valencia más que los átomos del cristal se llama dopado de tipo n (n de negativo), y el dopante se llama donador porque aporta electrones fácilmente. Dopando el Si con boro, se consigue exactamente el efecto opuesto. El boro es del grupo III, es decir, tiene tres electrones de valencia (uno menos que el Si). Se sitúa en la estructura del cristal de Si (uno por cada 10 millones de átomos de Si) pero solo tiene electrones para formar tres enlaces covalentes con los átomos vecinos, dejando un hueco. Este hueco, de forma idéntica al hueco fotogenerado explicado antes, se mueve por la estructura del cristal fácilmente a la temperatura ambiente. Para el silicio, el boro es un dopante tipo p (positivo), denominado aceptor porque aporta un hueco que captura fácilmente electrones libres. Los dos elementos que se utilizan para impurificar el silicio tienen 3 y 5 electrones de valencia, respectivamente; es habitual utilizar boro y fósforo para cada caso porque sus átomos tienen un tamaño similar al del silicio. El procedimiento de impurificación, denominado dopaje, se realiza sobre un cristal que en su fabricación ya se impurificó con uno de los dos elementos. El otro se añade de forma que cada lado del cristal en forma de oblea contenga un tipo de impureza, finalmente. En la región con fósforo, zona n, abundan los electrones que no están enlazados y, en consecuencia, los átomos de fósforo se ionizan con facilidad, es decir, los electrones no enlazados, uno por cada átomo de fósforo, requieren muy poca ener-

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gía para ser cargas móviles; es suficiente con la temperatura ambiente. En la región con boro, zona p, lo que faltan son enlaces completos y eso facilita el desplazamiento de electrones que ocupan un enlace hacia enlaces no satisfechos. Este comportamiento se caracteriza mediante el uso de una partícula ficticia, el hueco, que tiene carga positiva y permite un análisis físico matemático mucho más sencillo que el requerido para representar grandes paquetes de electrones en movimiento. ¿Qué es más fácil, analizar el movimiento de una burbuja de aire en un recipiente con agua o el de las moléculas de agua en torno a la burbuja?

2.3. Diodos Las células fotovoltaicas son diodos con una gran superficie expuesta al Sol. Un diodo es una capa tipo n unida a una capa p. El espacio donde se unen las dos capas se denomina unión. Cada región tiene partículas móviles de distinta carga. En el instante en que se forma el diodo, los billones de electrones libres cerca de la unión en el material de tipo n inmediatamente se avalanzan para llenar los huecos del material tipo p, dejando el lado n (que era electrostáticamente neutro) con una carga neta positiva. De la misma forma, los huecos del lado p emigran al material de tipo n, dejando el lado p de la unión con una carga electrostática neta negativa. Es como si el lado n tuviera una alta presión de electrones y el lado p baja presión de electrones. Al formarse la unión se abre la válvula para que este gas de electrones fluya de la región de alta a la de baja presión. Es decir, a medida que los átomos pierden cargas y se ionizan se producen zonas con cargas que no son móviles. Estas cargas fijas se van a oponer a que sigan viniendo otras cargas iguales (cargas del mismo signo se repelen; cargas de distinto signo se atraen).

E

N

c c c c

i i i i

P

FIGURA 2.5. Unión pn.

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Este proceso conduce a que haya un equilibrio dinámico entre los movimientos de electrones y huecos y la creación de un dipolo eléctrico, en torno a la zona de interfase que produce un campo eléctrico en dirección perpendicular a la interfase que desplaza las partículas en sentido inverso. En milisegundos el proceso alcanza el equilibrio ya que la fuerza estadística que empuja los electrones del lado n a llenar los huecos del lado p se equilibra con la fuerza del campo eléctrico creado por los electrones y huecos que se han movido de sus materiales originales. El campo eléctrico presenta una barrera para que sigan cruzando los portadores mayoritarios (electrones en el lado n y huecos en el lado p). Pero la unión no impide el flujo de portadores minoritarios. Si hay electrones en el lado p (y no habrá muchos porque hay más huecos ahí) y alcanzan la unión, serán acelerados a través hacia el lado n. En el lado p junto a la unión no habrá por tanto electrones (ya que enseguida se llevan hacia el lado n), por lo que vendrán electrones, desde algo más lejos en la zona p, a cubrir sus huecos. Esta corriente se llama corriente de difusión. De la misma forma sucede con los huecos, portadores minoritarios en el lado n. La descripción anterior explica de forma muy simplista el funcionamiento de la unión pn, clave para toda la electrónica de estado sólido. Veremos a continuación que si sobre un dispositivo de esta naturaleza incide una radiación luminosa, las cargas eléctricas generadas seguirán la dirección impuesta por el campo eléctrico de tal modo que pueden extraerse por los contactos metálicos del cristal hacia el exterior; este dispositivo electrónico es una célula solar.

2.4. Conversión de luz solar en electricidad Volvamos al efecto fotoconductor: un fotón choca con un átomo (un átomo de Si más probablemente ya que hay millones más de ellos, pero también posiblemente de P o B) y libera un electrón, dejando detrás un hueco. Supongamos que esta creación de un par electrón-hueco tiene lugar en el lado de material tipo p. El electrón y el hueco vagan alrededor de la estructura cristalina con una velocidad determinada por un parámetro dependiente del material denominado movilidad. El electrón del par electrón-hueco tiene un relativamente corto tiempo en el que es libre porque es muy probable que se recombine con alguno de los numerosos huecos que hay en ese material p. Sin embargo, si el par electrón-hueco es creado lo suficientemente cerca de la unión, hay bastante probabilidad de que se difunda en la unión, y cuando lo haga será acelerado a su través por el campo eléctrico. Si el hueco llega hacia la unión, será repelido.

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El electrón, una vez ha cruzado la unión, quedará en el lado n ya que rara vez tiene la energía para volver a saltar la barrera hacia el lado p. Tiene poco peligro de recombinarse con un hueco porque hay pocos huecos en el lado n. Una situación similar sucede cuando el par electrón-hueco se crea por la luz en el lado n. En este caso es el hueco el que se difunde en la unión siendo acelerado hacia el lado p donde hay muy pocos electrones. El único trabajo realizado por la luz es la separación de electrones y huecos en un átomo. El desequilibrio de carga en una célula iluminada (electrones apilados en el lado n y huecos en el lado p) crea una diferencia de potencial, y si los dos lados se conectan mediante un cable exterior, fluirá una corriente de electrones desde el lado n hacia el p (donde hay menos electrones) realizando trabajo en una carga exterior.

2.5. Estructura básica de una célula solar Un semiconductor, sin estructura p-n, aunque se ilumine no provoca la circulación de corriente eléctrica. Si lo expusiéramos a la luz lo único que conseguiríamos es que el semiconductor se calentase ya que, simplemente, los pares electrón-hueco que generase la luz desaparecerían, a lo más, en otro punto dentro del semiconductor. La unión p-n hace posible la circulación de la corriente eléctrica gracias a la presencia de un campo eléctrico.

Fotones

Carga

Flujo de electrones

Corriente Flujo de «huecos»

Luz Silicio tipo n Unión Silicio tipo p FIGURA 2.6. Esquema de generación fotovoltaica.

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Prácticamente todas las células solares disponibles en la actualidad están constituidas por una unión p n como la descrita anteriormente. En las células de silicio, que son las más empleadas en la práctica, la unión se consigue difundiendo una capa de fósforo en una oblea de silicio que originalmente está toda ella impurificada con boro. La unión es muy superficial, con valores típicos de anchura de la capa difundida (región n) de 0,2 a 0,5 m. Es común denominar emisor a esta capa. Es necesario fabricar una unión p-n de manera que la red cristalina del semiconductor no se interrumpa al pasar de una región a otra. Es necesario, pues, el empleo de tecnologías especiales, por ejemplo, la difusión de dopantes para las células de silicio y las técnicas de epitaxia en fase líquida y de compuestos metalorgánicos (MOCVD) para las células de GaAs. Como se ha indicado, la existencia de la unión p-n hace posible la existencia de un campo eléctrico en la célula, con la dirección del lado n al lado p que separa los pares e-h. Este campo dirige los huecos hacia el contacto del lado p lo que provoca la extracción de un electrón desde el metal que constituye el contacto, y dirige los electrones hacia el contacto del lado n inyectándolos en el metal.

FIGURA 2.7. Malla de metalización frontal y buses colectores.

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La célula es una lámina de silicio (oblea), de unos 300 µm de espesor, con una unión pn muy próxima a la superficie ―el mayor número de generaciones se produce en las primeras micras por lo que conviene que el campo eléctrico de la unión pn esté próximo a la superficie para conducir las cargas hacia los contactos metálicos con eficiencia―. El otro concepto importante en la estructura de una célula solar es el que hace referencia al diseño de lo que denominamos malla de metalización frontal, los contactos metálicos que se han de realizar para extraer la corriente eléctrica de la célula. No debe olvidarse que un metal es un material absorbente a la luz. La cara frontal de la célula, la que recibe la radiación solar, tiene un contacto metálico en forma de rejilla que al mismo tiempo que colecta las cargas tiene que permitir el paso de los fotones al interior del cristal. En consecuencia, al menos el contacto que denominamos frontal, el del lado de la célula que queda directamente expuesto al Sol, no puede recubrir completamente la superficie de la célula. El porcentaje de superficie que recubre se denomina factor de recubrimiento o de sombra, FS. Puede pensarse entonces que ha de ser lo más pequeño posible pero si se hace excesivamente pequeño, uno de los parámetros de la célula solar cuya influencia estudiaremos más tarde, la resistencia serie, aumenta y eso significa una pérdida de eficiencia de la célula. Así pues, hemos de llegar a un compromiso en el valor del factor de recubrimiento de forma tal que sea lo suficientemente bajo como para permitir el paso de la luz del Sol y lo suficientemente alto como para que la resistencia serie de la célula se mantenga en unos niveles tolerables. El diseño de la rejilla tiene que compatibilizar estos dos objetivos que son contrapuestos: el factor de recubrimiento, superficie ocupada por el metal respecto al área total de la célula, es del orden del 4%. La solución de compromiso que suele adoptarse consiste en utilizar contactos en forma de peine. Por contra, el contacto eléctrico sobre la cara no iluminada cubre toda el área. Habitualmente la cara iluminada se cubre con una capa de material antirreflectante para aumentar el porcentaje de la energía solar absorbida. La coloración habitual de las células es azul oscuro mate para evitar que los fotones se reflejen en la superficie. Como las obleas de silicio son bastante especulares y de color gris metálico claro es necesario aplicar una capa antirreflexiva o, también, realizar un ataque químico sobre la superficie que produce una capa compuesta por tetraedros microscópicos. Con la aplicación de cualquiera de estas técnicas, en ocasiones con ambas, se consigue minimizar las pérdidas por reflexión hasta cifras despreciables. Actualmente, se están desarrollando otras coloraciones de células para ampliar el catálogo

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de productos destinado a la integración en edificios; aunque la eficiencia de conversión disminuye. Cobre químico Contacto superior

Nitruro de silicio

Nc Ncc P

Cobre químico Contacto posterior

Aluminio

FIGURA 2.8. Esquema de célula fotovoltaica de contactos enterrados.

El grosor de la célula es un compromiso entre dos factores: minimizar las pérdidas de transmisión, asociadas a fotones que no encuentran enlace con el que interaccionar, o lo que es lo mismo a la transparencia de la oblea; y minimizar las recombinaciones, cuanto más largo es el camino que tienen que recorrer las cargas hasta la metalización, mayor es la probabilidad de que se recombinen. Es de importancia observar que el grosor de las obleas es del mismo orden de magnitud que el de los útiles usados para cortar el lingote de silicio cristalino en estas. Prácticamente el 40% del material se pierde en el corte.

2.6. Principio de funcionamiento de una célula solar Si se ilumina una célula solar que se encuentra conectada a una carga externa, se producirá una diferencia de potencial en dicha carga y una circulación de corriente que sale al circuito exterior por el terminal positivo y vuelve a la célula por el negativo. En estas condiciones de funcionamiento la célula se comporta como un generador de energía y presenta el máximo interés desde nuestro punto de vista. Los fenómenos que tienen lugar en el interior del dispositivo pueden describirse de la siguiente forma: Los fotones que inciden sobre la célula con energía igual o mayor que el ancho de la banda prohibida se absorben en el volumen del semiconductor y generan pares electrón hueco que pueden actuar como portadores de corriente.

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El campo eléctrico, o la diferencia de potencial, producida por la unión p-n es la causa de la separación de los portadores antes de que puedan recombinarse de nuevo y, por tanto, la causa de la circulación de la corriente por la diferencia de potencial externa, suministrando así energía a la carga. En resumen, la corriente entregada a una carga por un diodo semiconductor iluminado es el resultado neto de dos componentes internas de corriente que se oponen: a) La corriente fotogenerada o fotocorriente IL debida a la generación de portadores que produce la iluminación. b) La corriente de diodo o corriente de oscuridad ID debida a la recombinación de portadores que produce la tensión externa necesaria para poder entregar energía a la carga, que es a su vez función de la tensión.

2.7. Características de una célula solar 2.7.1. Característica V-I de iluminación Admitiendo que la célula responde linealmente a estas excitaciones de iluminación y voltaje (hipótesis cierta en gran número de células prácticas), la corriente neta que circula por el exterior vendrá dada por la suma algebraica de las dos componentes de corriente anteriores. En la siguiente figura se muestra en trazo discontinuo el lugar geométrico de los valores de tensión y corriente que pueden presentarse en un diodo. En trazo continuo, los valores de una célula solar iluminada, resultado de añadir a la corriente del diodo una cantidad IL, debido a la iluminación. Idi

Ui

Curva del diodo



20 V IL

0,5 V

 Ii

Udi Curva de la célula solar

FIGURA 2.9. Curvas V-I de un diodo y de una célula fotovoltaica iluminada.

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Para el estudio de las células fotovoltaicas es habitual cambiar las referencias de polaridad, considerando IL como una cantidad positiva (en lugar de negativa como aparece en la figura). Tomando como positivas las corrientes de generación, se puede escribir: I u IL i ID (V) que es la ecuación característica de la célula solar, válida en todos sus rangos de funcionamiento, incluido cuando el dispositivo actúa como un diodo receptor de energía porque la recombinación excede a la generación. El esquema eléctrico equivalente atendiendo a la expresión anterior es el mostrado en la figura 2.10. I ID IL

V

FIGURA 2.10. Esquema eléctrico equivalente simplificado de una célula solar.

Matemáticamente, y considerando para simplificar, que la corriente de diodo puede expresarse mediante el modelo de una sola exponencial, la ecuación característica del dispositivo es: eV I u IL i ID (V) u IL i Io exp i1 mkT donde e es la carga del electrón, k es la constante de Boltzmann y m es un parámetro adimensional que vale entre 0 y 1. (A veces mkT/e se denota como Vt; con m u 1, Vt (300 ºK) h 25 mV). Habitualmente, en el estudio de las células fotovoltaicas, se suele considerar solo la zona en la que la célula produce energía eléctrica. Esta forma de representación adopta el convenio de signos de considerar positivas las corrientes de generación (que es el contrario al habitualmente utilizado en los circuitos electrónicos que utilizan diodos). Con este convenio, el primer cuadrante del plano I-V corresponde al funcionamiento de la célula entregando corriente a una carga bajo tensión positiva; es decir, corresponde al funcionamiento del dispositivo como generador de energía.

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5,0 A

Corriente

4,0 A

3,0 A

2,0 A

1,0 A

0A i100 mV

0V

200 mV

400 mV

600 mV

Tensión FIGURA 2.11. Curva V-I para una célula fotovoltaica de silicio sometida a una determinada irradiancia.

Cuanto más grande sea la superficie de la célula expuesta al Sol, mayor será la corriente generada para el mismo valor de irradiancia, como se ve en la figura 2.12. 5,5 A 5,0 A

Corriente

4,0 A 3,0 A 2,0 A

A u 150 cm2 A u 140 cm2 A u 120 cm2 A u 100 cm2

1,0 A 0A 0V

100 mV

200 mV

300 mV

400 mV

500 mV

600 mV

Tensión FIGURA 2.12. Variación de la curva V-I con el área de la célula.

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35 mA

Corriente

3 mA

20 mA

10 mA Célula silicio Célula GaAs 0A 0V

0,2 V

0,4 V

0,6 V Tensión

0,8V

1,0V 1,1V

FIGURA 2.13. Curvas V-I para una determinada irradiancia para células de silicio y de arseniuro de galio.

Dentro de un amplio margen de funcionamiento, la fotocorriente de las células solares prácticas es directamente proporcional a la intensidad de la radiación incidente. En la siguiente figura se aprecia el cambio en la curva V-I variando la intensidad de iluminación. Resulta evidente que con un aumento de la irradiancia se va a conseguir un aumento de la potencia obtenible. 5,5 A 5,0 A

Corriente

4,0 A 3,0 A 2,0 A

Gu1.000 W/m2 Gu800 W/m2 Gu600 W/m2 Gu400 W/m2 Gu200 W/m2 Gu100 W/m2

1,0 A 0A 0V

100 mV

200 mV

300 mV

400 mV

500 mV

600 mV

Tensión FIGURA 2.14. Variación de la cuva V-I con el valor de irradiancia.

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Por tanto, dada una célula fotovoltaica, se tendrá una curva V-I para cada valor de irradiancia a la que se le someta.

2.7.2. Corriente de cortocircuito y tensión de circuito abierto Como puede observarse en la figura anterior, el mayor valor de la corriente en la región de generación se obtiene para condiciones de cortocircuito, Vu0. Según la ecuación anterior, la corriente de cortocircuito Icc (cc de cortocircuito; a veces se denota como Isc, sc de short circuit) viene dada por: Icc u I(Vu0) u IL Si el dispositivo se mantiene en circuito abierto (I u 0), este se autopolarizará con una cierta tensión, que es la mayor que puede soportar en la región de generación. Se trata de la tensión de circuito abierto, denotada a veces como Vca o como Voc (ca: circuito abierto; oc: open circuit) y su valor es tal que la fotocorriente queda completamente compensada por la corriente de polarización. Esto es, IL u ID(Vca), en condiciones de circuito abierto y, teniendo en cuenta la ecuación (1) que la define, resulta: Vca u m

kT e

1n

(I

IL o

c1

)

Además, para tener un modelo más cercano a la realidad que la célula ideal que hemos analizado hasta este momento habría que incluir dos elementos que son la resistencia serie y la resistencia paralelo, que afectan a la eficiencia de la célula. La resistencia serie de la célula, Rs, es una resistencia interna debida a factores como la resistencia del propio semiconductor con que se fabrica la célula. La corriente generada en las células solares circula hacia los contactos a través del material semiconductor resistente, circulando por la región de la base, que no se encuentra demasiado dopada en general y la región de emisión, la cual, aunque se encuentra en gran medida dopada, es muy estrecha. Además de lo considerado anteriormente, la resistencia de los contactos metálicos con el cristal contribuye a las pérdidas totales de la resistencia serie, además de la resistencia de la malla de metalización. Si el recubrimiento tiende a cero (la malla deja pasar más luz), la resistencia serie aumenta (tiende a infinito). Se asume comúnmente en la práctica que todas estas pérdidas resistentes pueden ser representadas mediante una resistencia que se denomina resistencia serie de la célula solar, Rs.

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La resistencia paralelo Rp aparece debido a imperfecciones en la calidad de la unión pn, y es responsable de la existencia de fugas de corriente. Teniendo en cuenta estas dos resistencias, el modelo equivalente de la célula queda como muestra la figura 2.15. Rs

I

ID Rp

IL

V

FIGURA 2.15. Esquema eléctrico simplificado a 4 elementos equivalente de una célula solar fotovoltaica.

Y la expresión matemática que relaciona corriente y tensión es: I u IL i ID (V) u IL i Io exp

e (V i Rs I) i1 i mkT

V c Rs I Rp

A continuación se muestran, de forma exagerada, la influencia de los valores de resistencia serie y paralelo en la cuva V-I para unas condiciones de irradiancia y temperatura dadas. 4,5 A 4,0 A

Corriente

3,0 A

2,0 A Rsu0,2 Ω Rsu0,1 Ω Rsu0,05 Ω Rsu0,01 Ω Rsu0,001 Ω Rsu0,0001 Ω

1,0 A

0A 0V

100 mV

200 mV

300 mV Tensión

400 mV

500 mV

600 mV

FIGURA 2.16. Efecto de la resistencia serie en la curva V-I.

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4,5 A 4,0 A

Corriente

3,0 A

Rpu10.000 Ω Rpu1.000 Ω Rpu100 Ω Rpu10 Ω Rpu1 Ω Rpu0,5 Ω Rpu0,2 Ω Rpu0,1 Ω

2,0 A

1,0 A

0A

0V

100 mV

200 mV

300 mV Tensión

400 mV

500 mV

600 mV

FIGURA 2.17. Efecto de la resistencia paralelo en la curva V-I.

2.7.3. Curva de potencia. Punto de máxima potencia Como ya se ha indicado anteriormente, la región de la curva característica comprendida entre ISC y VOC corresponde al funcionamiento de la célula como generador. Para cada punto de la curva V-I, se tiene un valor de tensión y de corriente de trabajo, es decir una potencia PuVI, que puede representarse como se muestra en la figura 2.18. Corriente 5,0 A Potencia

Pmax

2,0 W 4,0 A

Ipmp

3,0 A

2,0 A

1,0 W

1,0 A

0A

Vpmp

0W

0V

100 mV

200 mV

300 mV Tensión

400 mV

500 mV

FIGURA 2.18. Curva V-I y curva de potencia de una célula fotovoltaica.

600 mV

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Cuando se cortocircuita la célula, el valor de la corriente en este cuadrante de la curva V-I es el máximo, pero la tensión es cero, por lo que la potencia que se entrega es nula. De la misma forma, dejando la célula a circuito abierto (no conectándola a nada), la corriente es nula, por lo que, aún siendo elevada la tensión, la potencia entregada es cero. Si la energía es suministrada a una carga con resistencia no nula, la potencia entregada a la resistencia viene dada por el producto P u I V. Existirá un punto de funcionamiento (Ipmp, Vpmp) para el que la potencia entregada sea máxima: es el punto de máxima potencia. Los valores de Ipmp y Vpmp pueden obtenerse de la condición de máximo.

2.7.4. Factor de forma El producto Ipmp * Vpmp que da la potencia máxima, entregada a la carga, viene representado en la figura anterior por el área del rectángulo rayado, que es obviamente menor que la del rectángulo que representa el producto IscVoc de la mayor corriente que puede extraerse de la célula Isc por la mayor tensión Voc. Ambos productos se aproximan más cuanto más pronunciado sea el codo de la curva característica. Pero naturalmente en todos los casos reales el parámetro definido por el cociente FF u Vpmp * Ipmp/(Vca * Icc) 3,5 3,0 I

cc

Superficie A

Corriente (A)

Ipmp 2,5

PMP

Superficie B

2,0 1,5

Factor de forma FF u

1,0

Superficie B Superficie A

0,5 0 0

0,1

0,2

0,3 0,4 Tensión (V)

Upmp 0,5

FIGURA 2.19. Factor de forma.

Uca 0,6

0,7

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es siempre menor que la unidad. Este cociente, llamado factor de forma o factor de llenado (fill factor, en inglés), suele utilizarse como cuantificación de la forma de la curva característica. El factor de forma es un parámetro de gran utilidad práctica, que varía poco de unos dispositivos a otros y que toma valores que se sitúan alrededor de 0,7-0,8 para muchas células de semiconductores cristalinos (Si, GaAs, InP, etc.). Haciendo uso de la definición del factor de forma, la potencia máxima entregada por la célula puede escribirse como Pmáx u FF * Vca * Icc

2.7.5. Eficiencia de conversión de la célula La eficiencia de conversión energética de una célula solar se define como el cociente entre la máxima potencia eléctrica que se puede entregar a la carga y la potencia de la radiación G incidente sobre el dispositivo η u Pmáx/G Naturalmente, esta eficiencia y la potencia máxima se obtienen únicamente si la resistencia de carga es la adecuada, dada por Vpmp/Ipmp. Por ejemplo, cuando se dice que una célula comercial tiene una eficiencia del 15% significa que si tuviéramos una superficie de célula de 1 m2, por cada 100 W/m2 de radiación incidente se obtendrían únicamente 15 W eléctricos a entregar al resto del circuito. ¿Y cuál sería la máxima eficiencia que se puede esperar? Depende del material de la célula. En el caso del silicio, expuesto a la radiación solar (sin concentrarla), el 22% de la energía del espectro AM 1.5 no tiene suficiente energía para crear el par e-h; otro 32% se pierde debido a que los fotones tienen más energía que 1,11 eV. Por tanto, solo se podría convertir el 49,6% de la energía (eficiencia). Además: pérdidas de eficiencia por reflexión, resistencia interna, procesos de recombinación, etc. Otras definiciones de interés son: ! Eficiencia de colección: ratio entre el número de electrones que salen de una célula y el de fotones incidentes, en condiciones de cortocircuito. ! Respuesta (responsivity) espectral: la densidad de corriente de cortocircuito generada por unidad de irradiancia a una longitud de onda particular, representada en función de la longitud de onda.

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2.7.6. Influencia de la temperatura Como se ve en la figura, la corriente de cortocircuito aumenta ligeramente con la temperatura (casi no se aprecia en la figura), pero aparece una disminución fuerte de la tensión de circuito abierto por lo que el rendimiento de una célula solar decrece con la temperatura. La fotocorriente IL aumenta ligeramente con la temperatura debido, en parte, al aumento de las longitudes de difusión de los minoritarios y en parte al estrechamiento de la banda prohibida, que desplaza el umbral de absorción hacia fotones de menor energía. La mejora de la fotocorriente con la temperatura es más acusada en las células de GaAs que en las de Si pero, en todos los casos, la variación es pequeña y, en primera aproximación, IL puede considerarse independiente de la temperatura. La variación de las características de la célula con la temperatura se manifiesta, por tanto, de forma explícita en el término exponencial de la ecuación y de forma implícita a través de I0(T). La dependencia con la temperatura de la corriente inversa de saturación puede escribirse de la siguiente forma: Io (T) u kT3 exp i

EGO kT

siendo K y EGO (ancho de la banda prohibida a 0 ºK) dos constantes aproximadamente independientes de la temperatura. Teniendo en cuenta las ecuaciones anteriores se puede deducir la tensión de circuito abierto Vca (T) u

EGO kT i 1n e e

kT3 IL

que predice una disminución de Vca con la temperatura. La importancia de esta variación se aprecia mejor mediante la definición del coeficiente de variación con la temperatura dado por dVca u dT

1 T

EGO i Vca (T) e

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4,5 A 4,0 A

Corriente

3,0 A

T

2,0 A

T T T T T T T T

1,0 A

0A

0V

100 mV

200 mV

300 mV

400 mV

500 mV

u u u u u u u u

25 ºC 30 ºC 35 ºC 40 ºC 45 ºC 50 ºC 55 ºC 60 ºC

600 mV

Tensión FIGURA 2.20. Efecto de la temperatura en la curva V-I de una célula fotovoltaica sometida a una determinada irradiancia.

2,0 W

Potencia

1,5 W

T

1,0 W

T T T T T T T T

0,5 W

0W

0V

100 mV

200 mV

300 mV

400 mV

500 mV

u u u u u u u u

25 ºC 30 ºC 35 ºC 40 ºC 45 ºC 50 ºC 55 ºC 60 ºC

600 mV

Tensión FIGURA 2.21. Efecto de la temperatura en la potencia de salida de una célula fotovoltaica a una determinada irradiancia.

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Por tanto, la temperatura de operación de las células solares fotovoltaicas tiene un efecto muy significativo en la respuesta eléctrica del módulo. Teniendo en cuenta que, en aplicaciones terrestres, las células solares pueden fácilmente calentarse hasta los 70 ºC y que en aplicaciones espaciales la temperatura puede ser mayor, nos obliga a incorporar un adecuado modelado de los coeficientes de temperatura de los principales parámetros eléctricos.

2.7.7. Influencia de la concentración Existe una estrategia encaminada a reducir los costes de producción de energía fotovoltaica en grandes cantidades, que consiste en hacer incidir la luz sobre la célula después de concentrarla mediante un dispositivo óptico. Esta idea se representa esquemáticamente en la figura así como algunos sistemas concentradores elementales. En una primera aproximación, en los sistemas fotovoltaicos un sistema de concentración se basa en una óptica que colecte energía en una superficie y la transmita sobre la superficie de la célula. La idea subyacente en estos sistemas es cambiar área de célula por área de concentrador supuestamente mucho más económico.

FIGURA 2.22. Dos imágenes de células de concentración y lentes de Fresnel para la concentración.

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Como consecuencia del uso de un sistema concentrador, la célula se ve sometida a una irradiancia X veces superior. El número X se suele designar como número de soles y mide el nivel de concentración al que trabaja la célula (a veces se denota como C, índice de concentración). Como se ha indicado, dentro de un amplio margen de funcionamiento, la fotocorriente de las células solares prácticas es directamente proporcional a la intensidad de la radiación incidente. Esta proporcionalidad permite el siguiente planteamiento: Si la fotocorriente al nivel de iluminación definido como unidad (normalmente Sol u 1.000 W/m2) es IL1, la fotocorriente a un nivel de iluminación X (factor de concentración: X soles) veces superior es: IL u X IL1 Ha de tenerse en cuenta que, al trabajar en concentración, la célula va a operar a temperaturas más elevadas. El desarrollo de estos sistemas requiere prestar especial atención a los sistemas de refrigeración de la célula.

2.7.8. Condiciones estándar de medida, STC Hemos visto que el comportamiento eléctrico de una célula fotovoltaica, es decir, su característica I V, cambia según las condiciones de iluminación y temperatura. Para permitir la comparación entre células se han establecido unas condiciones estándares de medida (Standard Test Conditions, STC), de uso universal y definidas como sigue: ! Irradiancia : 100 mW/cm2 (1.000W/m2) ! Distribución espectral : AM 1,5 ! Incidencia normal ! Temperatura de la célula : 25 ºC Respecto a la distribución espectral, ha de considerarse que los rayos de Sol, al atravesar la atmósfera, sufren una modificación, de modo que parte, la radiación se refleja, y parte es transmitida. Las capas de aire hacen que parte de la radiación se disperse y otra se absorba. De este modo, no solo llega menor cantidad de energía a la superficie de la tierra respecto de la que llega al exterior de la atmósfera, sino que también cambia su distribución espectral. Se denomina Air Mass (AM) a la longitud de trayectoria a través de la atmósfera terrestre atravesada por el rayo de Sol directo, expresado como múltiplo de la trayectoria recorrida hasta un punto a nivel del mar con el Sol directamente encima (adimensional).

Ángel Antonio Bayod Rújula

56 Se calcula como AM u P/Po (1/senø)

donde P es la presión del aire local (Pa), Po es 1,013 ! 105 Pa (1,013 bar) y ø es el ángulo de elevación solar. El espectro cambia con el AM. El espectro AM 0 es el que se tiene en el exterior de la atmósfera (un rayo de Sol no atraviesa nada de masa de aire de la atmósfera). AM es igual a 1 al nivel del mar con un cielo sin nubes cuando el Sol está directamente encima y la presión del aire local es igual a Po. Está generalmente aceptado que el espectro terrestre más realista para un uso general está proporcionado por un ángulo de altura solar de 41,81º (el cual equivale a AM u 1,5). Como se ve, para las condiciones estándar de medida (STC) se considera que sobre el módulo incide una irradiancia de 1 kW/m2, con una distribución espectral AM 1,5. Para AM 1,5 el 2% de la energía cae en la porción del ultravioleta, 54% en el visible y el 44% en el infrarrojo.

2.8. Tipos de células Dentro de la energía solar fotovoltaica generalmente se acepta como método de clasificación de las diferentes tecnologías que se utilizan el de los materiales que en la célula solar realizan la conversión energía solar/energía eléctrica. La tecnología más extendida es la del silicio monocristalino, x-SI (o sc-Si, o mSi), seguida por la del silicio policristalino, p SI, el silicio amorfo, a Si, las células de alto rendimiento, generalmente GaAs o compuestos relacionados InP, InAs, TeCd, CIS, etc. Finalmente se presentan las células multiunión, las células bifaciales y las células de TiO2 y orgánicas.

2.8.1. Células solares de silicio monocristalino Las células de silicio monocristalino son las células a las que habitualmente nos referimos como células de silicio. Como su nombre indica, todo el volumen de la célula es un único cristal de silicio. Es el tipo de células cuya utilización comercial está más ampliamente extendida hoy en día. El proceso de fabricación de la oblea, toda ella, un único cristal de silicio, que constituirá la célula, comienza extrayendo el silicio de la arena. En este primer proceso de extracción, el silicio contiene todavía un gran número de impurezas no deseadas y normalmente nos referimos a él como silicio de grado metalúrgico. El proceso de refinado posterior pasa primero por fabricar con

Células y módulos fotovoltaicos

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él SiHCl3 (triclorosilano) que en una primera fase todavía contendrá un gran número de elementos indeseados. Esto se hace porque el SiHCl3 es un compuesto líquido, siendo los líquidos más fáciles de purificar que los sólidos. Después de este proceso de purificación se obtiene SiHCl3 de alta pureza. A continuación es necesario «recuperar» la forma sólida del silicio. Mezclando el SiHCl3 con H2 y calentándolo se obtiene polisilicio (sólido) y HCl. Este polisilicio, si bien está muy purificado, todavía no constituye un monocristal. La obtención final del monocristal se puede realizar mediante el proceso conocido con el nombre de Czochralski. El resultado final es una barra circular de silicio (ingot, lingote), que puede medir varios metros y tener un diámetro de varias pulgadas. Esta barra, mediante un proceso de corte, es de la que finalmente se extraen las obleas con las que se fabrican las células solares de silicio monocristalino. Durante los procesos de corte del silicio se desperdicia una gran cantidad de material (40 – 50%).

FIGURA 2.23. Célula de silicio cristalino.

FIGURA 2.24. Silicio.

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A modo de ejemplo, la siguiente muestra la estructura básica de la célula solar de silicio con la que se han conseguido las mayores eficiencias a un sol (24,7%). Ha sido fabricada por la Universidad de Nueva Gales del Sur y se denomina PERL (Passivated Emitter Rear Locally Diffused).

Pirámides invertidas Dedo de metalización

Pc n

nc

Contacto trasero

Óxido

Pc

Óxido

FIGURA 2.25. Esquema de la estructura de una célula PERL fabricada por la Universidad de Nueva Gales del Sur.

Comentaremos algunas de sus peculiaridades. La estructura de pirámides invertidas de la cara frontal se crea utilizándose técnicas de fotolitografía y sirve para disminuir las pérdidas por reflexión y para «atrapar» la luz que entra en la célula. Los dedos de metalización están depositados sobre una superficie plana, y no quebrada, como resultaría si se hubiese depositado directamente sobre las pirámides. De esta forma, su longitud efectiva resulta ser menor y, por lo tanto, también el valor de la resistencia serie que introduce en la célula. El dopaje n de la superficie frontal es diferente en las zonas situadas debajo del metal del resto. Se consigue así una disminución de la recombinación que tiene lugar en el emisor sin sacrificar la colección de luz. La parte posterior de la célula está recubierta de óxido de silicio, a fin nuevamente de pasivarla, y de la metalización. El metal contacta con el semiconductor a través de unos pequeños orificios abiertos en el óxido. Además, actúa como reflector posterior en la célula haciendo posible que esta posea un espesor más delgado manteniendo su capacidad de absorción de luz lo que, a su vez, permite reducir el volumen de recombinación no-radiativa en la célula.

Células y módulos fotovoltaicos

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2.8.2. Células solares de silicio policristalino La utilización de células de silicio policristalino constituye una estrategia de abaratamiento de costes mediante la reducción del coste de las obleas de partida con las que se fabrican las células. El silicio policristalino no es más que silicio constituido por granos de silicio cristalino. En principio sobre este material se pueden utilizar las mismas técnicas de fabricación que las utilizadas para la fabricación de células de silicio monocristalino aunque es necesario realizar las siguientes observaciones. La frontera entre granos del silicio policristalino constituye una fuente adicional de recombinación por lo que es de esperar que la eficiencia de estas células sea inferior que las de sus homólogas monocristalinas. La pérdida es debida a la Vca ya que se ha demostrado que, con las células de silicio policristalino se puede obtener prácticamente la misma corriente de cortocircuito que con las células de material monocristalino.

FIGURA 2.26. Célula de silicio policristalino.

Las longitudes de difusión más cortas requieren algunas modificaciones en el diseño de las células como el que se muestra en la figura en el que la existencia de una doble unión aumenta la eficiencia de colección de estos dispositivos. El material multicristalino provoca que algunos de los procesos tecnológicos descritos anteriormente tengan alguna dificultad adicional, especialmente aquellos que, como el texturado, dependen de la orientación cristalina del material. En el laboratorio se han conseguido eficiencias del 16,8% con células de gran área. Al nivel de producción industrial, las eficiencias límite de este tipo de células se sitúan en torno al 17%.

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n p n

n

n

FIGURA 2.27. Estructura de doble unión apropiada para la fabricación de células de silicio multicristalino.

Existe una convención respecto al tamaño de grano: ! >10 cm: Silicio monocristalino. ! 1 mm-10 cm: Multicristalino. ! 1 m-1 mm: Policristalino. ! <1 m: Microcristalino. Las eficiencias obtenidas están por encima del 14% para células de áreas grandes, y alrededor del 12% para módulos comerciales.

2.8.3. Tecnologías de lámina delgada Se entiende como células solares policristalinas en lámina delgada aquellas en que el espesor es de entre las décimas y varias micras, no más de 4 ó 5, formadas por múltiples granos, microcristales del material, agrupadas al objeto de formar la lámina en cuestión. El coste de la energía solar fotovoltaica es hoy en día la mayor barrera para su expansión. El desarrollo de los materiales policristalinos en lámina delgada y su aplicación en dispositivos fotovoltaicos está claramente dirigido a la reducción de los costes de producción, con los siguientes objetivos: ! Encontrar materiales semiconductores que puedan absorber la luz solar en capas extremadamente finas de los mismos, del orden de una micra frente a los cientos de micras requeridos para el silicio cristalino, por lo que se deberá reducir el coste asociado a los materiales. ! Poder depositar estas capas finas o láminas delgadas de material sobre sustratos baratos y asequibles como puede ser el plástico, el vidrio, etc. ! Poder depositar estas láminas delgadas por métodos simples y de fácil adaptación a procesos industriales en gran escala. Las capas más finas deben conducir a procesos más rápidos y a menores costes de capital.

Células y módulos fotovoltaicos

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Poder fabricar módulos completos durante el proceso de depósito de las películas delgadas y, de esta manera, reducir los costos de producción. ! Y, por ultimo, poder convertir la luz solar en electricidad de una manera eficiente manteniendo juntos todos estos objetivos parciales. !

Como resultado de más de veinte años de investigación, varios materiales han emergido como candidatos a cubrir los requerimientos industriales de eficiencia y coste de una forma competitiva. Estos materiales son el silicio amorfo (a Si), el silicio policristalino en lámina delgada, el telururo de cadmio (CdTe), el seleniuro de cobre e indio (CuInSe2) y el arseniuro de galio (AsGa). Todos estos materiales pueden ser depositados sobre sustratos asequibles, por una gran cantidad de métodos potencialmente aplicables a escala industrial y que van desde las técnicas de vacío a simples métodos de depósito químico. Durante los últimos años, diferentes materiales han sido estudiados para su aplicación en este tipo de células fotovoltaicas, CdSe, CuO, Cu2O, Zn3P2, Cd1iXHgXTe, p Si, GaAs, CdTe, CIS..., pero solo los dos últimos han emergido con la fuerza suficiente, para ser considerados como posible alternativa a la tecnología del silicio monocristalino en términos de coste de producción, eficiencia y estabilidad. Eficiencias en torno al 16 ó 17% han sido alcanzadas en ambas tecnologías. Varios procesos y caminos de reacción han sido identificados como capaces de producir láminas de alta calidad y, por lo tanto, dispositivos fotovoltaicos también de gran calidad. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30%

2000 2010 2020

20% 10% 0% c-Si

tf-Si

CIS/CdTe

DSC

FIGURA 2.28. Evolución prevista de la contribución de diferentes tecnologías al mercado fotovoltaico: c-Si: silicio cristalino; tf-Si: silicio en capa fina; CIS/CdTe: compuestos semiconductores en capa fina; DCS: nano-estructuras sensibilizadas. Fuente: PV NET.

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El espesor requerido a la lámina absorbente en un dispositivo depende del coeficiente de absorción, α, del material utilizado. Valores altos del coeficiente de absorción significan que la luz es absorbida por el material recorriendo un camino menor cuanto mayor sea el valor del coeficiente. Es decir, cuanto mayor es el coeficiente de absorción, menor es la llamada longitud de absorción efectiva y, por tanto, menor es el espesor de material requerido. La figura 2.29 representa la variación del coeficiente de absorción para varios semiconductores en función de la energía de la radiación (x-Si significa silicio cristalino; a-Si, silicio amorfo).

106

α (cmi1)

105

104

103

CIS CdTe a-Si x-Si

102 0,5

1,0

1,5 hv (eV)

2,0

2,5

FIGURA 2.29. Coeficientes de absorción de distintos materiales y tecnologías.

Se observa que en los materiales con muy altos coeficientes de absorción, como son el CuInSe2, y el CdTe, se absorbe el 90% de los fotones incidentes en menos de 1 µm. de espesor, mientras que en el caso del Si cristalino, con un coeficiente de absorción inferior, se necesitan decenas, si no cientos, de micras para alcanzar su fotocorriente máxima. Por tanto, el valor del coeficiente de absorción limita el número de materiales que pueden actuar como absorbentes válidos en lámina delgada. Una importante propiedad requerida al absorbente de una célula solar es que los portadores fotogenerados deben tener tiempos de vida, τ que sean lo bastante largos para permitir a estos portadores salir desde la región absorbente. En casi todos estos casos, las láminas delgadas son policristalinas. Los cristalitos individuales son generalmente de buena calidad, pero están interrumpidos por

Células y módulos fotovoltaicos

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numerosas fronteras de grano. Las fronteras de grano son regiones de desorden con grandes densidades de defectos estructurales e impurezas segregadas. Generalmente son también regiones de alta recombinación. Además, el atrapamiento de carga en los niveles de energía de las fronteras de grano puede formar barreras de potencial que dificultan o impiden el transporte de portadores. En muchos casos las fronteras de grano pueden llegar a dominar el funcionamiento de la célula solar policristalina, llegando a ser la eficiencia obtenida fuertemente dependiente del tamaño de grano del material implicado.

40

Spectrolab

36

NREL

32

NREL

Spire

% Eficiencia

28 Spire

24 20 16 12 8 4 0

Japan Energy

ARCO

No. Univ. Carolina Solanex

Stanford Varian

UNSW Georgia Tech

UNSW Sharp

NREL

Spectrolab NREL/ Spectrolab

UNSW UNSW UNSW Georgia Tech

UNSW NREL NREL

NREL NREL NREL NREL NREL Univ. So. Florida United Solar Euro-CIS Monosolar ARCO Boeing Univ. Matsushita Boeing ARCOAMETEK Groningen Boeing Lausana United Solar Siemens Princeton Univ. Univ. Solanex Boeing Maine Cambridge RCA Lausana NREL Kodak Univ. Linz RCA RCA Univ. RCA RCA Linz Linz Berkeley UCSB RCA RCA Westinghouse Kodak

1975

1980

Proton Energy

1985

1990

Concentradores de células solares (3 bandas) Concentradores de células solares (2 bandas) Células de silicio cristalino. Monocristalinas Células de silicio cristalino. Policristalinas

1995

2000

2005

Lámina delgada. CIGS Lámina delgada. CdTe Lámina delgada. Silicio amorfo 3.ª generación. Dye cells 3.ª generación. Células orgánicas

FIGURA 2.30. Coeficientes de absorción de distintos materiales y tecnologías.

Para otros materiales de gap directo con más alto coeficiente de absorción, como son el GaAs y el CuInSe2, o CIS, los tamaños de grano pueden ser pequeños (hasta dos órdenes de magnitud inferiores a los del Si) y aún así producir eficiencias muy aceptables, comparables a la del monocristal correspondiente.

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2.8.4. Células de silicio amorfo El silicio amorfo carece del ordenamiento de los átomos de silicio en forma de red cristalina. En consecuencia, debido a esta característica, no cabría esperar de este material ninguna propiedad semiconductora. Sin embargo, debemos mencionar que cuando en el contexto de las células solares se habla de silicio amorfo se debe entender que una cierta cantidad de hidrógeno se ha incorporado al material. Se habla entonces de silicio amorfo hidrogenado y se designa por a Si:H. Las células solares que habitualmente vemos en calculadoras y relojes son de silicio amorfo.

FIGURA 2.31. Silicio amorfo.

En el silicio amorfo cabría esperar una gran densidad de defectos que impedirían que el material exhibiese unas propiedades mínimas de transporte y de recombinación para que fuese factible desde el punto de vista fotovoltaico. Sin embargo, el hidrógeno tiende a incorporarse a aquellos enlaces de silicio que quedan libres y que son los principales responsables de las malas propiedades de transporte y de recombinación del material, disminuyendo su influencia, hasta el punto que el material resulta factible para fabricar células con una eficiencia en torno al 10%. Del carácter amorfo del material tampoco debería derivarse una estructura de bandas. Sin embargo, la reducción de defectos debida a la incorporación del hidró-

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geno nuevamente hace posible una estructura de bandas si bien no tan definida como en el silicio cristalino y que presenta un gap en torno a 1,7 eV. Comparado con el material cristalino, el silicio amorfo es mucho más absorbente (anchura de gap 1,7 eV, en lugar de 1,1eV) siendo necesarios únicamente espesores inferiores a la micra para absorber la mayor parte de la luz solar. En consecuencia, estas capas necesitan ser apoyadas en un sustrato mucho más ancho, transparente y opaco. Las células de silicio amorfo se fabrican depositando el silicio directamente sobre un substrato más barato (vidrio, plástico...) siendo posible la deposición en grandes superficies, del orden de metros cuadrados. Además su bajo consumo energético durante el ciclo de producción hace que el tiempo de retorno energético sea inferior a un año. Otra de las ventajas del silicio amorfo es que, aleándolo con nitrógeno o carbono se puede aumentar el valor de su gap y, con germanio, disminuirlo lo que hace posible la fabricación relativamente sencilla de células tándem o multigap. Se ha calculado que con ello debería ser posible una eficiencia del 24% combinado el silicio amorfo con aleaciones de germanio que diesen lugar a un gap aproximado de 1,45 eV y con C o N para obtener un gap de 2,0 eV en una estructura de dos terminales y tres uniones p-n.

2.8.5. Células solares de arseniuro de galio y semiconductores III-V Las propiedades de estos materiales han sido bien estudiadas, pues han sido muy utilizados en la tecnología de dispositivos ópticos de alta velocidad. El GaAs es un material de gap directo lo que implica que se trata de un material muy absorbente. Bastan unas pocas micras de material para absorber toda la luz incidente. En consecuencia, las capas fotovoltaicamente activas en esta célula están situadas en la parte superior del substrato sobre el que han sido crecidas, el cual, simplemente, desempeña un papel de soporte mecánico. Dado su elevado coste, las células de GaAs se investigan en el contexto de su utilización en sistemas de concentración. Desde la perspectiva industrial, las células solares de GaAs se utilizan frecuentemente en aplicaciones espaciales por su resistencia a la radiación. Las células de InP se utilizan en aplicaciones espaciales, también por su resistencia a la radiación. Han sido desechadas sus aplicaciones en tierra debido al alto coste de preparación del cristal, y el control de sus propiedades. Las eficiencias medidas están alrededor del 21% para homounión, 20,5% para AM 1,5, y 18% para homouniones superficiales, lo que le aparta de aplicaciones terrestres.

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2.8.6. Células solares de telururo de cadmio En principio el mayor atractivo del telururo de cadmio como candidato a material absorbedor de la energía solar es el valor de su energía de separación entre las bandas de conducción y de valencia, energía del «gap», que es de 1,4 eV y se corresponde con el valor teórico óptimo para el aprovechamiento del espectro solar, por lo que el interés de la comunidad científica fue grande sobre él, de tal manera que en pocos años su estudio pasó de la escala de laboratorio al desarrollo preindustrial.

FIGURA 2.32. Vista parcial de una planta fotovoltaica de 100kW de TeCd situada en Aragón.

La primera célula basada en el telururo de cadmio que consiguió una eficiencia mayor al 10% fue desarrollada por Kodak en 1982. Desde entonces varios grupos han trabajado intensivamente en el desarrollo de estas células, Ametek, Arco Solar, British Petroleum, Matsushita, etc.; habiéndose conseguido eficiencias superiores al 15%. En los últimos años los mayores logros en el desarrollo de células solares basadas en el CdTe han sido conseguidos por los investigadores de la Universidad del Sur de Florida (USF), los cuales han alcanzado eficiencias del 15,8%, lo que significa obtener las primeras células solares no basadas en monocristales que sobrepasan la barrera del 15% de eficiencia lo que se considera el límite para hablar de células de alta eficiencia.

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hv

hv

Vidrio SnO2 0,4 µm CdS 0,25 µm CdTe 3,0 µm

Grafito 10 µm

Metal 1,5 µm

FIGURA 2.33. Sección transversal de una célula dorsal de CdTe/CdS.

2.8.7. Células solares de seleniuro de cobre e indio El seleniuro de cobre e indio (CulnSe2 o CIS) fue uno de los primeros materiales en lámina delgada en alcanzar eficiencias superiores al 10%. La primera célula monocristalina de CulnSe2 con un 12% de eficiencia fue construida en los Laboratorios Bell en 1974. La utilización de monocristales no es útil, para su aplicación práctica, por lo que una vez demostrada la validez del material comenzó el desarrollo de dispositivos CIS en lámina delgada. La primera célula preparada por evaporación térmica fue desarrollada por Grindle en 1980 y alcanzó un rendimiento del 5%. Pero el desarrollo que definitivamente lanzó la carrera hacia la obtención de células CIS de alta eficiencia fue el realizado por Mickelsen y Chen en la empresa Boeing. Este dispositivo conocido como célula Boeing fue preparado por evaporación y obtuvo una eficiencia del 10%. Las características de la mayoría de los dispositivos de CuInSe2, con eficiencias superiores al 10%, son el haber sido fabricados con una disposición donde el CIS es depositado sobre vidrio o alúmina recubierto de una capa metálica de Mo, y el poseer una capa ventana compuesta generalmente por sulfuro de cadmio, CdS, o sulfuro de cadmio y zinc, CdxZn1ixS, en combinación con un óxido conductor transparente. Habiendo sido preparada la mayor parte de estas células por evaporación térmica o por selenización de aleaciones de cobre indio o de los precursores binarios, lnxSey, CuxSe,...

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Un grupo líder actualmente en la tecnología CIS fue la compañía Siemens Solar Industries (SSI) que desarrolló un módulo de 0,4 m2 de área y una eficiencia del 9,7%. Este desarrollo representó la más alta eficiencia conocida para un módulo basado en la tecnología de láminas delgadas. Por otro lado, la estabilidad de estos módulos fue contrastada por el NREL durante cuatro años, no habiéndose observado ninguna degradación en las características de los mismos. La posibilidad de producción de módulos fotovoltaicos basados en la tecnología CIS, con los requerimientos necesarios de bajo coste que los hagan competitivos frente a otras tecnologías fotovoltaicas, ha requerido de una mejora en la utilización de los materiales, simplificación de los procesos de producción, producción sobre substratos de gran área, incremento de la velocidad de los procesos y eliminación de los materiales potencialmente peligrosos durante la producción y en el producto terminado.

2.8.8. Células multiunión En las células basadas en un solo gap, no pueden absorberse los fotones cuya energía es menor que el valor de este gap y, por lo tanto, se pierde. Las células multiunión constituyen una estrategia para aprovechar estos fotones.

Intensidad relativa

1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0

300

400

500 600 700 Longitud de onda en nm

800

900

Respuesta espectral total de la célula triple. Célula absorbedora entre 300 y 650 nm. Célula absorbedora entre 400 y 850 nm. Célula absorbedora entre 500 y 1.000 nm.

FIGURA 2.34. Esquema de funcionamiento de células multiunión.

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Mientras que las células de un solo gap tienen el potencial de alcanzar eficiencias del 40,7% (suponiendo al Sol como un cuerpo negro a 5.759 K y máxima concentración), los sistemas de dos gaps tienen un potencial del 55,5% y los de tresgaps, del 63,4%. El proceso puede continuarse hasta considerar un número infinito de gaps obteniéndose entonces el límite de la eficiencia de conversión fotovoltaica, 86%. 100 90 86,8%

Eficiencia (%)

80

68,3%

70

63,4%

60

55,5%

50

40,7%

40 30

1

2

Número de células

3

4

FIGURA 2.35. Eficiencia y número de células en configuración tándem.

Existen dos tipos de configuraciones para los sistemas tándem o multigap: a) Sistemas apilados En estos sistemas, las células se sitúan unas detrás de otras en orden decreciente de su gap. Los fotones que no son absorbidos por las células precedentes pueden absorberse en las células siguientes. Se dice que el apilamiento es monolítico cuando todas las células se fabrican en la misma oblea y mecánico, cuando las células se fabrican por separado y después se unen, por ejemplo, utilizando un adhesivo especial. Uno de los mayores problemas que aparecen asociados a los sistemas monolíticos es el de cómo realizar la conexión eléctrica de las células. Para solucionarlo, uno de los procedimientos consiste en fabricar un diodo túnel (un diodo apenas rectificante) entre las dos células (figura 2.36a). Sin embargo, esta interconexión, a pesar de todo, introduce a menudo un valor de resistencia serie que resulta excesivo para la operación de la célula en concentración. Otra estrategia consiste en la utilización de una interconexión (figura 2.36b).

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Capa de frenado de ataque químico Célula superior pcc Célula inferior ni i

Capa conductora (b)

(a)

FIGURA 2.36. Diferentes procedimientos para interconectar las células en un sistema multigap: (a) Dos terminales mediante diodo túnel, (b) dos o tres terminales mediante interconexión metálica.

Con este procedimiento, la base de la célula superior se conecta con el emisor de la célula inferior mediante una sucesión controlada de ataques químicos y procesos de metalización. El mayor inconveniente de este método procede del incremento en el factor de sombra que resulta de la existencia de una segunda malla de metalización. Con esta técnica pueden fabricarse también dispositivos de tres terminales aunque son difíciles de aplicar en la práctica de forma inmediata en los sistemas fotovoltaicos actuales que están pensados para dispositivos de dos terminales. b) Sistemas de desdoblamiento espectral En un sistema de desdoblamiento espectral, la luz procedente del Sol se separa en diferentes componentes espectrales y se distribuye hacia las células por medio de una serie de filtros. Una de las ventajas de estos sistemas es que es compatible con la utilización de células de un gap ya existentes. Por ejemplo, se han conseguido eficiencias del 29,4% a 170 soles, mediante un sistema que utilizaba conjuntamente células de GaAs y Si de estructura convencional.

Lente Splitter

FIGURA 2.37. Desdoblamiento espectral.

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Los resultados con células tándem de GaInP/GaAs dieron en un primer trabajo con una célula de gran área (1 cm2,) resultados del 21,8% de eficiencia. El campeón en estos dispositivos ha tenido eficiencias del 29,5% (AM 1,5) y 30,2 (180 soles). Su estructura es la mostrada en la figura.

Au: 3 µm n -GaAs: 0,5 µm n-AlInP: 0,025 µm n-GaInP: 0,1 µm cc

Red de metalización frontal Capa de contacto Capa ventana

p-GaInP: 0,6 µm p-GalnP (alto Eg): 0,05 µm pcc-GaAs: 0,01 µm ncc-GaAs: 0,01 µm n-GaInP: 0,1 µm

Célula superior

n-GaAs: 0,1 µm

Célula inferior

p-GaAs: 3,5 µm

Campo posterior

Campo posterior Unión túnel Capa ventana

p-GaInP: 0,07 µm pc-GaAs: sustrato

Contacto trasero

FIGURA 2.38. Estructura de células tándem de GaInP/GaAs.

2.8.9. Células bifaciales Son células con las dos caras habilitadas para la transformación de energía. Tienen grandes ventajas en dispositivos de concentración estáticos aunque no ha sido muy aceptada de momento, debido sobre todo al complejo desarrollo de la estructura bifacial. Obviamente, para ello, requieren de la existencia de una rejilla de metalización en su cara posterior. En principio, su primera ventaja sobre las células solares monofaciales residiría en su capacidad para recoger la radiación de albedo (radiación solar reflejada en el suelo) una vez instaladas en módulos adecuados. Otra de sus potenciales ventajas reside, sin embargo, en su utilización en concentradores planos como el que se muestra en la figura. Como se aprecia en la figura, el concentrador plano dirige los rayos luz que inciden sobre la parte de su superficie que no está recubierta por célula hacia la parte posterior de esta. De este modo concentra la luz, dependiendo de su diseño concreto, en un factor de 2 a 4.

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Rayo de luz

Reflexión interna

Célula bifacial

Reflector

FIGURA 2.39. Célula bifacial situada en un concentrador plano.

2.8.10. Células de TiO2 nanoestructurado sensitivizado por colorante y células orgánicas Las células solares basadas en materiales nanoestructurados, tanto orgánicos como inorgánicos, representan una alternativa de bajo coste con un significativo potencial para superar el rendimiento de las células convencionales de unión p-n. Estas células se pueden formar combinando semiconductores nanoestructurados, polímeros conjugados, moléculas de colorante y electrolitos redox. Este tipo de células basa su interés en su potencial de producción a bajo coste tanto por los materiales a emplear como por los métodos posibles. La idea general es la creación de nanodominios dentro de la estructura de diferentes materiales que incrementen el área de contacto en las interfases fotoactivas, promoviendo la generación de fotoportadores y su recolección. El primer avance significativo fue publicado por Grätzel en 1991 con la utilización de películas mesoporosas de nanopartículas de dióxido de titanio (TiO2). El esquema de las llamadas células de Gräztel se muestra en la figura, las eiciencias actuales de estos dispositivos están alrededor del 11%. La célula solar de Graetzel está compuesta de cristales nanoscópicos de óxido de titanio (TiO2) recubiertos de un colorante orgánico (el sensibilizador). El TiO2 es un óxido semiconductor de gap grande (3,2 eV). Por su amplia banda prohibida, el TiO2 solo absorbe la parte ultravioleta de la emisión solar y, por lo tanto, se consigue muy poca eficiencia de conversión.

Células y módulos fotovoltaicos

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Se sumerge el TiO2 en un electrolito líquido conteniendo una pareja redox (Ii/Ii3). Los granos de TiO2 están en contacto los unos con los otros y aseguran la conducción de los electrones hasta el electrodo.

Trabajo

Corriente Nanoestructurado TiO Solución de electrolito ola

zs

Lu

Electrodo Negativo

r

Electrodo Positivo

FIGURA 2.40. Principios de operación de las células solares fotoelectroquímicas basadas en dióxido de titanio nanoestructurado sensitivizado con colorante.

Bajo iluminación, el colorante absorbe los fotones incidentes y acumula una energía suficiente para poder inyectar un electrón en la banda de conducción de TiO2 que se difunde por la matriz nanoestructurada de dióxido de titanio y es dirigido hasta el contacto con el circuito exterior, generando fotocorriente. El colorante se regenera con especies disueltas en el electrolito que transportan huecos hasta el contraelectrodo. Después de la inyección, la forma reducida de la pareja redox en solución, regenera el colorante oxidado, mientras que la forma oxidada de la pareja redox es reducida al contra-electrodo, cerrando así el proceso

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de regeneración. El contraelectrodo está cubierto de platino para catalizar la reducción del electrolito. El proceso se inspira en la fotosíntesis, proceso químico que permite a las plantas alimentarse consumiendo la energía luminosa. La clorofila situada en la superficie de las hojas absorbe la luz solar y distribuye los electrones, cuya energía se utiliza en otras partes de la planta. En su estado actual, las células solares sensitivizadas no pueden competir en cuanto a la eficiencia o durabilidad con otras alternativas del mercado de energía solar. Se han planteado dudas sobre la estabilidad del colorante, cuya degradación, aunque ocurra muy lentamente, inutilizaría la célula solar a medio o largo plazo. Otro inconveniente es la fase líquida, entre otras cosas porque no resulta fácil sellar perfectamente el disolvente orgánico, con lo que la célula se puede secar paulatinamente y quedar inservible. Por ello, muchas de las investigaciones actuales tienen como objeto simplificar el proceso de producción y, a la vez, conseguir mejores propiedades mecánicas, por ejemplo, dotar a la célula de flexibilidad. Otro objetivo consiste en realizar una célula sólida con semiconductor TiO2 nanoestructurado sensitivizado y un medio sólido que substituya al líquido como transportador de huecos. Se han realizado células de estado sólido con CuI como substituto del electrolito y, en principio, son estables, pero su eficiencia es menor, en particular porque no se puede evitar la formación de vacíos en la estructura. Otra aproximación a este concepto son los dispositivos basados completamente en materiales orgánicos conocidos como de heterounión masiva donde estos están dispuestos de manera desordenada a nivel macroscópico pero con nanodominios fotovoltaicamente eficientes.

2.9. Eficiencias récord A continuación, se muestran unas tablas con valores récord de eficiencia en distintos tipos de células y módulos fotovoltaicos. La tabla 2.2 muestra valores de células y submódulos para aplicaciones terrestres (no en el espacio), bajo condiciones STC, 1.000 W/m2, espectro AM 1,5 y temperatura de célula de 25 ºC. Para módulos, se tiene la tabla 2.3 de eficiencias, también bajo condiciones STC, 1.000W/m2, espectro AM 1,5 y temperatura de célula de 25 ºC. Por último, se muestra la tabla 2.4 con valores récord de eficiencia medidos, con concentración bajo espectro AM 1,5 y temperatura de célula 25 ºC.

Células y módulos fotovoltaicos

Clasificacióna

Eficiencia (%)

Áreab (cm2)

Células de silicio Si (cristalino) 24,7±0,5 4,00 (da) Si (multicristalino) 29,8±0,5 1,09 (ap) Si (thin film) 16,6±0,4 4,017 (ap) Células III-V GaAs (cristalino) 25,4±0,8 3,91 (t) GaAs (thin film) 23,3±0,7 4,00 (ap) 4,011 (t) GaAs (multicristalino) 18,2±0,5 InP (cristalino) 21,9±0,7 4,02 (t) Policristalino (thin film) CIGS (célula) 18,4±0,5 1,04 (ap) CIGS (submódulo) 16,6±0,4 16,0 (ap) CdTe (célula) 16,5±0,5 1,032 (ap) Si nanocristalino amorfo Si (nanocristalino) 10,1±0,1 1,199 (ap) Fotoquímico Nanocristalino dye 8,2±0,3 2,36 (ap) Nanocristalino dye (submódulo) 4,7±0,2 141,4 (ap) Células multiunión GaInP/GaAs 30,3 4,0 (t) GaInP/GaAs/Ge 32,0±1,5 3,989 (t) GaAs/CIS (thin film) 25,8±1,3 4,0 (t) a-Si/CIGS (thin film) 14,6±0,7 2,4 (ap)

75 Voc (V)

Joc FFc (mA/cm2) (%)

Centro de testd (fecha)

Descripción

0,706 0,654 0,645

42,2 79,5 32,8

82,8 82,8 78,2

Sandia (3/99) UNSW PERL Sandia (2/98) UNSW/Eurosolare FhG/ISE (7/01) Uni. Stuttgart, 45 µm de espesor

1,022 1,011 0,994 0,878

28,2 27,6 23,0 29,3

87,1 83,8 79,7 85,4

NREL (3/90) Kopin, AlGaAS NREL (4/90) Kopin, 5 mm CLEFT NREL (11/95) RTL, sustrato Ge NREL (4/90) Spix, epitaxial

0,669 2,643 0,845

35,7 8,35 25,9

77,0 75,1 75,5

NREL (2/01) NREL, CIGS vidrio FhG/ISE (3/00) Uni. Uppsala, 4 células en serie NREL (9/01) NREL, de vidrio

0,539

24,4

76,6

JQA (12/97)

Kareka, 2 µm de vidrio

0,726 0,795

15,8 11,3

71,2 59,2

FbG/ISE (7/01) FbG/ISE (2/98)

ECN INAP

2,488 2,622

14,22 14,37

85,6 85,0

JQA (4/96) Japan Energy, monolítico NREL (1/03) Spectrolab, monolítico NREL (11/89) Kopin/Boeing, 4 terminal NREL (6/88) ARCO, 4 terminal

TABLA 2.2. Valores de eficiencias en células y submódulos para aplicaciones terrestres (no en el espacio), bajo condiciones STC. Fuente: UNWS.

Clasificacióna

Eficiencia (%)

Áreab (cm2)

Si (cristalino) Si (multicristalino) Si (thin film) CIGSS CdTe a-Si/a-SiGe/a-SiGe (tándem)

22,7±0,6 15,3±0,4 8,2±0,2 13,4±0,7 10,7±0,5 10,4±0,5

778 (da) 1017 (ap) 661 (ap) 3459 (ap) 4874 (ap) 905 (ap)

Voc (V)

Joc FFc (mA/cm2) (%)

5,60 3,93 14,6 78,6 25,6 0,318 31,2 2,16 26,21 3,205 4,353 3,285

80,3 80,3 68,0 68,9 62,3 66,0

Centro de test (fecha)

Descripción

Sandia (9/96) UNSW/Gochermann Sandia (10/94) Sandia/HEM Sandia (7/02) Pacific Solar, 1-2 µm de vidrio NKEL (8/02) Showa Shell, Cd-free NKEL (4/00) BP Solarex NKEL (10/98) USSC, a-Si/a-Si/a-SiGe

TABLA 2.3. Valores de eficiencias en módulos para aplicaciones terrestres, bajo condiciones STC. Fuente: UNWS

Notas tablas 2.2 y 2.3: a. CIGS: CuInGaSe2; a-Si: aleación de silicio amorfo/hidrógeno. b. (ap): área de apertura; (t): área total; (da): área de iluminación designada. c. FF: fill factor. d. FhG-ISE: Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme; JQA: Japan Quality Assurance.

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Clasificación Células individuales GaAs GaInAsP Si InP CIGS (thin film) Pilas de dos células GaAs/GaSb (4 terminales) InP/GaInAs (3 terminales) GaInP/GaInAs (2 terminales) GaInP/GaAs (2 terminales) GaAs/Si (grande) (4 term.) Pilas de tres células GaInP/GaInAs/GaSb (4 term.) GaInP/GaAs/Ge (2 terminales) GaInP/GaAs/Ge (grande) Submódulos GaAs/GaSb GaInP/GaAs/Ge Módulos Si Espectro AOD bajo GaInP/GaAs/Ge (2 terminales) Excepciones importantes Si (grande) GaAs (sustrato Si) InP (sustrato GaAs)

Eficiencia (%)

Áreaa (cm2)

Intensidadb Centro de test (suns) (fecha)

27,6±0,8 27,5±0,4 26,8±0,8 24,3±1,2 21,5±1,5

0,160 (da) 0,075 (da) 1,60 (da) 0,075 (da) 0,102 (da)

255 171 96 99 14

Sandia (5/91) Spire NREL (2/91) NREL, cubierta Entech FhG-ISE (10/95) SumPower, volver contacto NREL (2/91) NREL, cubierta Entech NREL (2/01) NREL

32,6±1,7 0,053 (da) 31,8±1,6 0,063 (da) 30,2±1,2 0,1326 (da) 30,2±1,4 0,103 (da) 29,6±1,5 0,317 (da)

100 50 300 180 350

Sandia (10/89) Boeing, mecánica de pila NREL (8/90) NREL, monolítico NREL/FhG-ISE (6/01) Fraunhofez, monolítico Sandia (3/94) NREL, monolítico Sandia (9/88) Varian/Stanford/Sandia, mecánica de pila

33,5±1,7 0,1326 (da) 32,4±2,0 0,1025 (da) 30,6±1,5 1,050 (da)

308 414 234

FhG-ISE (6/01) Fraunhofez, mecánica de pila NREL (6/00) Spectrolab, monolítico NREL (9/00) Spectrolab, monolítico

Descripción

25,1±1,4 27,0±1,5

41,4 (ap) 34 (ap)

57 10

Sandia (3/93) NREL (5/00)

Boeing, 3 unidades mecánica de pila ENTECH

20,3±0,8

1875 (ap)

80

Sandia (4/89) Sandia/UNSW/ENTECH, 12 células

35,2±1,5

0,266 (da)

663

NREL (2/03) Spectrolab, espectro AOD bajo

21,6±0,7 21,3±0,8 21,0±1,4

200 (da) 0,126 (da) 0,075 (da)

11 237 85

Sandia (9/90) Sandia (5/91) NREL (2/91)

UNSW, láser acanalado Spire NREL, cubierta Entech

Notas tabla: a. (da): área de iluminación designada; (ap): área de apertura. b. Un sun correponde a una intensidad de 1.000 W/m2.

TABLA 2.4. Valores récord de eficiencia medidos con concentración, Tc u 25 ºC. Fuente: UNWS.

2.10. El módulo fotovoltaico Para su empleo práctico, las células solares se asocian eléctricamente en diferentes combinaciones que permiten obtener los valores de corriente y tensión necesarios para una aplicación determinada y se encapsulan entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie, las aísla eléctricamente del exterior y, por último, da rigidez mecánica al conjunto. El conjunto de células, conexiones, protecciones, soportes, etc., constituye lo que llamaremos el generador fotovoltaico.

Células y módulos fotovoltaicos

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Cuando se conectan en serie dos o más células fotovoltaicas, el conjunto se comporta con otra curva V-I equivalente. Al estar en serie, todas las células son recorridas por la misma intensidad de corriente, pero la tensión en los terminales del conjunto es la suma de las tensiones existentes en cada célula. 120 100 1 célula 2 células 3 células

Corriente I (A)

80 60 40 20 0

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0 1,2 Tensión V (V)

1,4

1,6

1,8

2,0

FIGURA 2.41. Curva V-I equivalente a la conexión de varias células iguales en serie.

120 100 1 célula 2 células 3 células

Corriente I (A)

80 60 40 20 0

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0 1,2 Tensión V (V)

1,4

1,6

1,8

2,0

FIGURA 2.42. Curva V-I equivalente a la conexión de varias células iguales en paralelo.

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Por el contrario, cuando se conectan varias células en paralelo, todas ellas quedan sometidas a la misma tensión, siendo la corriente a la salida del conjunto igual a la suma de las corrientes generadas por cada una de las células. Como puede verse, la corriente de cortocircuito y la tensión a circuito abierto de un módulo se pueden calcular a partir de las expresiones sencillas, Icc módulo u Icc célula ! NP Vca módulo u Vca célula ! Ns donde Ns y Np el número de células asociadas en serie y paralelo, respectivamente.

Ns

Np FIGURA 2.43. Disposición de células en serie y en paralelo en módulos fotovoltaicos.

En las conexiones del mismo número de células, sea en serie o en paralelo, se tiene el mismo valor de potencia máxima. Lo que cambia son los valores de tensión y corriente a los que se obtiene dicha máxima potencia. Las conexiones se realizan mediante cintas conductoras.

Células y módulos fotovoltaicos

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12 10

Corriente (A)

8

36s!1p 18s!2p 13s!3p

46 W

6

46 W

4 46 W 2 0

0

5

40

Tensión (V)

15

20

25

FIGURA 2.44. Curvas V-I para la conexión de 36 células iguales. s= conectadas en serie; p= conectadas en paralelo.

FIGURA 2.45. Parte posterior y frontal de una célula de silicio monocristalino.

Un módulo fotovoltaico es el conjunto más pequeño, completo medioambientalmente protegido, de células interconectadas. El tiempo de vida de los módulos, en condiciones normales de operación, debe ser superior a 25 años y viene determinado por la duración del encapsulado que debe ser impermeable al agua y resistir la fatiga térmica y la abrasión.

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Encintado

Cinta de Cu/Sn

Formación de cadenas

Matriz de células

FIGURA 2.46. Formación de matriz de células fotovoltaicas.

Otras características de interés son la facilidad de instalación y limpieza, la disipación de calor de las células y el bajo coste. El mercado ofrece diferentes tipos de módulos. En la actualidad, con la amplia gama de aplicaciones fotovoltaicas existentes y el incremento de nuevas aplicaciones como sistemas fotovoltaicos en edificios, el tamaño y características de los módulos presenta una gran variación, pudiendo encontrarse desde el módulo convencional con cubierta frontal transparente y con 36 células de silicio cristalino conectadas en serie (72 cuando existen dos series), todas de igual tamaño, y encapsuladas entre una lámina de vidrio y otra de tedlar que cubre la cara posterior (véase la figura) hasta módulos semitransparentes coloreados especialmente diseñados para su integración en edificios.

Células y módulos fotovoltaicos

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FIGURA 2.47. Células fotovoltaicas de colores.

Los detalles del ensamblado mecánico de un panel varían con cada fabricante. A pesar de ello existen puntos comunes para todas las realizaciones. Para proteger las células, estas son inmersas en un material encapsulante (habitualmente EVA, acetato de etilen-vinilo), formando una estructura tipo «sandwich». Tras una fase de laminado (curado), las células quedan totalmente embebidas en el encapsulante sin contacto posible con el aire o humedad y sin burbujas de aire. El frente del panel (zona expuesta a la luz solar), tiene un vidrio templado (resistente al impacto) que protege a las celdas de los agentes meteorológicos (lluvia, granizo, nieve, polvo) y los golpes. El vidrio usado tiene un bajo contenido de plomo, para no reducir la transmitividad de la luz a través del mismo. La parte posterior tiene una capa de material dieléctrico de protección (habitualmente Tedlar) o bien otra lámina de vidrio (en los paneles vidrio-vidrio que se utilizan en aplicaciones en la edificación). En los paneles sin vidrio posterior, un marco de aluminio suele servir para dar rigidez mecánica al conjunto, facilitando a su vez el montaje del panel al soporte. El marco exterior es de aluminio para evitar su deterioro por oxidación. Varios agujeros, ubicados en distintas partes de su perímetro, hacen innecesario el uso de máquinas de perforar, evitando el riesgo de dañar, accidentalmente, el panel FV.

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Perfil de goma Cristal frontal Material encapsulante Célula solar

Lámina posterior Marco

FIGURA 2.48. Esquema de las partes componentes de un módulo fotovoltaico.

En la parte trasera del panel se encuentran los contactos eléctricos, con una o dos cajas de conexiones de plástico, con tapa removible y agujeros laterales para la entrada y salida de los cables de conexión.

FIGURA 2.49. Ejemplo de caja de conexión que se coloca en la parte de atrás de un módulo fotovoltaico, con uno de los cables de conexión.

Células y módulos fotovoltaicos

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También hay espacio para permitir la instalación de diodos de protección cuya utilidad analizaremos más adelante. Tanto la tapa como los agujeros laterales están diseñados para brindar protección ambiental y permitir un mejor anclado mecánico para los cables de conexión. Dentro de la caja se hallan dos bornes de salida. El terminal positivo tiene el símbolo (c), o una marca de color rojo; el negativo tiene el símbolo (i), o una marca de color negro.

2.11. Características de un módulo fotovoltaico Como se ha indicado, un generador fotovoltaico está constituido de muchas células solares asociadas eléctricamente entre sí. Tales células no son, en general, idénticas por lo que la determinación exacta de la característica I V del conjunto, aun en el supuesto de conocer las características de cada célula individual, puede llegar a convertirse en un problema de cálculo muy complejo. Sin embargo y afortunadamente, la resolución de la mayoría de los problemas prácticos no precisa de tal exactitud y puede recurrirse al sencillo modelo que resulta de aceptar como válidos los supuestos siguientes: a) Los efectos de la resistencia paralela son despreciables. b) La corriente generada, IL, y la corriente de cortocircuito, Icc, son iguales. c) exp(VcIRs)/ mkT) > 1 en cualquier condición de trabajo. d) Todas las células de un mismo generador son idénticas y trabajan igualmente iluminadas y a la misma temperatura. e) Las caídas de tensión en los conductores que interconexionan las células son despreciables. El comportamiento eléctrico de un módulo fotovoltaico, es decir, su característica V-I, bajo unas determinadas condiciones de iluminación y temperatura, puede obtenerse a partir de la información característica que, conjuntamente con el módulo, debe suministrar el fabricante y que está constituida por varios parámetros obtenidos en unas condiciones estándares de medida (Standard Test Conditions, STC), ya citadas, de uso universal y definidas como sigue: ! Irradiancia : 100 mW/cm2 (1000 W/m2). ! Distribución espectral : AM 1,5. ! Incidencia normal ! Temperatura de la célula : 25 ºC. En estas condiciones se miden, al menos, la potencia máxima que puede entregar el módulo, PMÁX, la corriente de cortocircuito, Icc y la tensión de circuito abierto, Vca.

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La caracterización del módulo se completa con la medida de la Temperatura de Operación Nominal de la Célula, TONC, definida como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a las siguientes condiciones de operación: ! Irradiancia : 80 mW/cm2 (800 W/m2) ! Distribución espectral : AM 1,5 ! Incidencia normal ! Temperatura ambiente : 20 ºC ! Velocidad del viento : 1 m/s Existen otras condiciones, denominadas Standard Operation Conditions, que corresponden a 1.000 W/m2 de irradiancia sobre el plano, temperatura del dispositivo igual a la temperatura de operación nominal de la célula (TONC) o módulo, y masa de aire AM u 1,5. A continuación, se enumeran los parámetros que podemos encontrar en las hojas de características de distintos fabricantes.

2.11.1. Parámetros eléctricos Punto de máxima potencia El punto de máxima potencia es el punto donde el producto de tensión por corriente da una potencia máxima bajo unas condiciones de operación especificadas. En particular interesa saber el valor de la tensión y la intensidad en ese punto (a unas condiciones dadas), Tensión en el punto de máxima potencia (Vpmp), e Intensidad en el punto de máxima potencia (Ipmp). En particular, los fabricantes suelen proporcionar estos valores en las condiciones STC. Corriente de cortocircuito (Icc) Es la corriente de salida con los terminales cortocircuitados a una temperatura e irradiancia particulares, Icc. En particular, bajo condiciones STC se denomina IccSTC. Tensión a circuito abierto (Vca) Es la tensión con corriente cero en un dispositivo (abierto o descargado) a una temperatura e irradiancia particulares, Vca. Bajo condiciones STC: VcaSTC. Potencia máxima nominal (Pmáx) Es la máxima potencia bajo condiciones estándar de medida, STC. La unidad que se utiliza es el Wp, (leído: vatio pico), aunque no es una unidad recomendada.

Células y módulos fotovoltaicos

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La terminología correcta es «la potencia pico es 50 W» y no «la potencia es 50 Wp». No obstante, en el sector está ampliamente extendido el uso del Wp. Mínima potencia (Pmín) Es la potencia mínima garantizada por el fabricante para un módulo (de entre los valores de potencia máxima), en condiciones STC. Algunos fabricantes indican la banda de tolerancia entre la que puede estar la potencia máxima. Su medida está dada en Wp. Esta medida está dada para condiciones de pruebas estándar. Al no ser la temperatura de trabajo real de la célula la de esta prueba, aunque este valor es cercano al valor real de potencia que nos entrega el módulo, todavía este es menor. Curva V-I Como sabemos, la característica tensión-corriente nos muestra la corriente de salida de un generador fotovoltaico como función de la tensión de salida, a una temperatura e irradiancia determinadas, I u f(V). Algunos fabricantes indican la curva V-I estándar solamente. Otros indican varias entre ellas la de funcionamiento en condiciones de medida de la TONC, mucho más realista, aunque todavía por encima de sus parámetros reales de trabajo. Se echa de menos una curva de trabajo en condiciones medias reales aproximadas, o sea, TONC e irradiación media del lugar a comercializar el panel o una familia de curvas en distintas condiciones de trabajo (TONC y distintas irradiaciones), que sí estaría cercana a las posibilidades reales de trabajo y permitiría ajustar más fácilmente el diseño real de potencia de la instalación. En la figura 2.50 se muestra el resultado de una medida, realizada en los laboratorios del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Zaragoza, de la curva V-I de un determinado panel fotovoltaico, y la curva V-I extrapolada a condiciones STC. También suelen aparecer valores como el Fill factor, relación entre la máxima potencia de salida del dispositivo al producto de la tensión de circuito abierto y la corriente de cortocircuito. FF u Pmáx/(VcaIcc), y que se usa a veces para indicar la calidad, o la resistencia serie es una característica de las células solares, independiente de las condiciones particulares de operación. Otro parámetro de relevancia es la eficiencia de conversión, relación (adimensional, habitualmente expresada como porcentaje) entre la potencia eléctrica generada por un dispositivo a su irradiancia, medida bajo Condiciones de Medida Standard (STC).

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FIGURA 2.50. Resultado de la medida de un módulo fotovoltaica mediante un dispositivo de medida de curvas V-I.

Células y módulos fotovoltaicos

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2.11.2. Parámetros térmicos TONC Se define como la temperatura media de equilibrio de la célula dentro de un módulo bajo condiciones de referencia de 800 W/m2 de irradiancia, 20 grados de temperatura ambiente, velocidad de viento de 1 m/s, a circuito abierto, montado en open rack y con incidencia normal, al mediodía. Coeficiente temperatura para corriente cortocircuito El Coeficiente corriente-temperatura se define como el cambio de la corriente de cortocircuito de un dispositivo por unidad de cambio de temperatura. Pueden usarse valores absolutos o relativos. Símbolo: α. Coeficiente temperatura para la tensión de circuito abierto Es un coeficiente que nos indica la variación de la tensión a circuito abierto de un dispositivo por unidad de cambio de la temperatura de la célula. Símbolo: β. Coeficiente de variación de la máxima potencia con la temperatura Cambio de la máxima potencia de una célula por unidad de cambio de temperatura. Símbolo: γ. A veces se hace referencia a él simplemente como coeficiente de temperatura (aunque es más preciso utilizar su denominación completa). 140

Icc, Vca y Pm normalizados (%)

120 Icc

100 Pm

80

Vca

60 40 20 0

i50

i25

0 25 50 75 Temperatura de la célula (ºC)

100

FIGURA 2.51. Variación normalizada de los parámetros de corriente de cortocircuito Icc, tensión a circuito abierto, Vca y potencia máxima Pm para un determinado módulo.

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La figura 2.51 muestra cómo varían la potencia máxima, la tensión de circuito abierto y la corriente de cortocircuito frente a la temperatura. La gráfica está sacada de un catálogo de fabricante.

2.11.3. Parámetros físicos Estos son parámetros máximos o rangos para los cuales no se degradan sus condiciones iniciales. ! Temperatura admisible módulo: Rango de temperaturas de trabajo (ºC). ! Humedad relativa máxima (%). ! Tensión máxima del sistema: es la tensión eléctrica máxima que puede soportar, dado su aislamiento. ! Presión superficial (N/m2). ! Torsión máxima: Ángulo de torsión soportado (º). ! Granizo: Tamaño de grano (mm) y velocidad de impacto (m/s) que puede soportar. ! Dimensiones: Longitud (mm), Anchura (mm), Espesor (mm). ! Peso (kg). A veces se habla también del factor de empaquetado (Module packing factor), que es la relación entre el área total de células al área del módulo (en %).

2.11.4. Otras especificaciones Características de las cajas de conexión Resulta de interés mirar las características de la Caja de conexión (junction box) en donde se conectan eléctricamente los circuitos y donde pueden colocarse dispositivos de protección. Algunos fabricantes especifican las conexiones posibles del panel a distintas tensiones así como algún dibujo de estas conexiones. Por ejemplo, existen en el mercado módulos que pueden trabajar en sistemas a 6 V y a 12V sin más que realizar una conexión dentro de la caja de conexiones. Materiales y construcción No todos los fabricantes especifican los materiales de construcción del panel, y otros lo hacen de manera exhaustiva. Garantía Se distingue dos clases de garantía, la posterior a la instalación, durante un año normalmente, que cubre los defectos de instalación o materiales defectuosos, y la que garantiza la producción del módulo en las condiciones especificadas (la poten-

Células y módulos fotovoltaicos

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cia máxima en condiciones STC), que suele ser entre diez y veinticinco años, según los fabricantes. Hoy en día es común encontrarse garantías de 25 años. La extensión de las garantías hasta los 25 años se basa en los excelentes resultados de campo para módulos con 10 años de garantías y con pruebas de aceleración extensivas. Las publicaciones sobre fiabilidad de sistemas fotovoltaicos suelen indicar que los módulos fotovoltaicos son la parte más fiable del sistema. La fiabilidad de los módulos así como los periodos de garantías de módulos que ofrecen los fabricantes aumentaron rápidamente en los últimos años ochenta y en la década de los noventa. Antes del 87, los períodos de garantía de los módulos de silicio cristalino estaban en 5 años. Se fue ampliando a 10 años (1987-1993), 20 (1993-1999) y, desde entonces, se sitúa en 25 años. El aumento de los periodos de garantía se basó en los datos que indicaban que los módulos podían resistir este tiempo. El comportamiento en campo de los módulos así lo indicaba. No obstante, debido a la larga duración de tiempo implicado, la mayor parte de los datos vienen de pruebas de aceleración del envejecimiento. Usos y aplicaciones Debido a la variedad de aplicaciones de estos elementos, a veces especifican estas.

2.11.5. Comportamiento en condiciones cualesquiera de operación Es frecuente que los catálogos de los fabricantes incluyan otra información adicional como, por ejemplo, la curva V-I a varias iluminaciones y temperaturas, etc. No obstante, bajo los supuestos establecidos, el conocimiento de los cuatro parámetros mencionados es suficiente para calcular la curva V-I del módulo en cualquier condición de operación definida por un valor de irradiancia, G, y un valor de temperatura ambiente, Ta. Para abordar este cálculo, un buen compromiso entre sencillez y exactitud consiste en aceptar como válidas las siguientes hipótesis: ! La corriente de cortocircuito de una célula solar depende exclusivamente de la irradiancia y a través de una función lineal. Es decir: Icc (G) u C1G donde C1 es una constante de valor: C1 u

Icc (100 mW/m2) 100 mW/m2

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Esta hipótesis supone despreciar los efectos, sobre Icc, de la temperatura de la célula y de la distribución espectral de la radiación. En condiciones reales de operación, el error que ello supone es inferior al 0,5%. ! La tensión de circuito abierto de un módulo depende exclusivamente de la temperatura de sus células solares, Tc, y en el margen de condiciones reales de operación: β u dVca/dTc Esta hipótesis supone despreciar los efectos sobre Vca de la iluminación. Sin embargo, la fuerte variación de Io con la temperatura, hace que el error debido a no considerar la variación de Icc sea típicamente inferior al 1%. De forma análoga se tiene una variación de potencia dP/dTc. ! La temperatura de trabajo de las células depende exclusivamente de la irradiancia y de la temperatura ambiente, según la función lineal. Tc i Ta u C2G donde C2 es una constante de valor: C2 u

TONC (ºC) i 20 80 mW/cm2

Esta hipótesis supone despreciar los efectos sobre Tc, de la velocidad del viento, o lo que es lo mismo, pensar que la disipación del calor desde las células al ambiente está dominada por los mecanismos de conducción a través del encapsulado, frente a los de convección en la superficie de este último. Existe una amplia evidencia experimental de que esto es verdad. El valor de TONC de los módulos que constituyen el mercado actual, oscila entre 42 y 47 ºC, con lo que el valor de C2 lo hace entre 0,27 y 0,34 ºC/(mW/cm2). Una aproximación razonable, cuando no se conoce el valor de TONC, es suponer C2 u 0,3 ºC/(mW/cm2) aunque lo habitual es que el fabricante proporcione el valor de TONC. Por tanto, conocido el valor de potencia nominal de un generador fotovoltaico en condiciones STC, Pn, (y prescindiendo de considerar otro tipo de pérdidas que se estudiarán en el capítulo 4), para cada valor de irradiancia global incidente en la superficie del módulo fotovoltaico G, y tem-

Células y módulos fotovoltaicos

91

peratura ambiente, Ta, el generador presentará una potencia máxima Pm (potencia del punto de máxima potencia) que se puede obtener aplicando la siguiente expresión: Pm u Pn

G GSTC

1 i γ (Tc i 25)

donde Tc es la temperatura de célula, Tc u Tac

TONC i 20

G, TONC 800 es la temperatura nominal de operación, e s el coeficiente de variación con la temperatura de la potencia máxima y GSTC es la irradiancia en STC, 1.000 W/m2. A continuación, se presenta cómo varía la curva V-I en función de la irradiancia (manteniendo la temperatura de la célula a 25 grados centígrados). La gráfica ha sido extraída de hojas de catálogo de fabricante.

5

150

800 (W/m2)

4 Corriente (A)

180

1.000 (W/m2)

120

600 (W/m2)

3

90

2

60

1

30

0

i50

i25

0

25 50 Tensión (V)

75

0 100

Potencia (W)

6

Corriente vs. Tensión Potencia vs. Tensión

FIGURA 2.52. Variación de la curva V-I frente a la irradiancia, Tc u 25 ºC.

En la gráfica siguiente, se muestra cómo cambia la curva V-I (y la potencia máxima) en función de la temperatura. La gráfica ha sido extraída de hojas de catálogo de fabricante.

Ángel Antonio Bayod Rújula

92

7,5 7,0 6,5

Corriente (A)

6,0 5,5

260 W

5,0

226 W

4,5

200 W

4,0

175 W

3,5 3,0 2,2 2,0 0 ºC

1,5

25 ºC

1,0

45 ºC

0,5 0

60 ºC 0

4

8

12

16

20

24

28

32

36

40

44

48

Tensión (V) FIGURA 2.53. Variación de la curva V-I de un módulo con la temperatura de la célula, irradiancia G u 1000 W/m2.

2.12. Punto de trabajo de un panel fotovoltaico Vamos a analizar la tensión y corriente de trabajo en la conexión directa de un módulo o conjunto de módulos a una carga de corriente continua tal y como muestra la figura. Por simplicidad, la carga que vamos a considerar es una resistencia R. El punto de trabajo se puede obtener matemáticamente, resolviendo el sistema de ecuaciones compuesto por las ecuaciones de definición de los dos elementos exis-

Células y módulos fotovoltaicos

93

tentes en el circuito eléctrico, es decir, la expresión i u f (V) (característica V-I) del panel fotovoltaico y la ecuación de definición de la carga, V u RI en el caso de la resistencia. Gráficamente resulta muy intuitivo encontrar el resultado, haciendo la intersección de la característica I (V) del módulo y la recta de la corriente por la resistencia en función de la tensión entre sus terminales (recta de pendiente R). c

Módulo FV

Cargas CC

i FIGURA 2.54. Conexión directa de un módulo fotovoltaico a una carga de corriente continua.

En la figura se muestra la curva V-I de un determinado módulo para unas condiciones de irradiancia y temperatura dadas, y la recta correspondiente a una resistencia (de 3 Ω). El punto de operación al conectar estos dos elementos es el punto donde intersectan ambas curvas ( I u 4,4685 A y V u 13,405 V en la figura). Esta será la tensión común para la carga y el módulo FV para la temperatura e irradiancia definidas. 6 13,405 V - 4,4685 A 5

Corriente (A)

4 4

Punto de máxima potencia del módulo

2 1 0

0

4

8

12 Tensión (V)

16

20

22

FIGURA 2.55. Curva V-I equivalente a la conexión de varias células iguales en paralelo.

Ángel Antonio Bayod Rújula

94

La carga resistiva establece el punto de operación del módulo fotovoltaico, siendo en general, y como ocurre en este caso, un punto diferente al punto de operación del que proporciona la máxima potencia del módulo o sistema para esas condiciones (punto de máxima potencia). A lo largo del día, las condiciones de irradiancia y temperatura cambiarán, por lo que, aún estando el módulo o sistema de generación conectado a una misma carga, el punto de operación (intersección entre la curva V-I del sistema de generación fotovoltaica y la resistencia) va a cambiar. En la figura se muestra cómo la tensión y corriente de trabajo variarán conforme cambie la irradiancia (se ha mantenido constante la temperatura de célula), y por tanto la cantidad de potencia entregada a la carga e incluso la eficiencia en la transferencia de la potencia puesto que nos alejamos o acercamos del punto de máxima potencia a esas condiciones.

3,0 2,5

Corriente (A)

2,0 1,5 1,0 0,5 0

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Tensión (V) FIGURA 2.56. Evolución del punto de trabajo ante variaciones de irradiancia.

De la misma forma, si cambia la carga conectada directamente al sistema de generación fotovoltaica, cambiará el punto de trabajo, y con él, la tensión de trabajo, la intensidad de la corriente y la potencia.

Células y módulos fotovoltaicos

95

3,0 2,5

Corriente (A)

2,0 1,5 1,0 0,5 0

0

100

200

300

400 500 Tensión (V)

600

700

800

FIGURA 2.57. Evolución del punto de trabajo para varias cargas resistivas.

Como resultado se puede concluir que en el caso general de conexión directa, puede no trabajarse en el punto de máxima potencia, y no encontrarse optimizada la transferencia de potencia del generador fotovoltaico a la carga. Para mejorar esta situación se conectan ciertos circuitos intermedios entre estos dos componentes (sistemas de seguimiento del punto de máxima potencia).

2.13. Asociación de células con distinta iluminación. El problema del punto caliente Los cálculos descritos en los anteriores apartados se basan en la presunción de que todas las células y módulos de un generador fotovoltaico son iguales, y trabajan en idénticas condiciones de operación. La realidad, sin embargo, no es tan sencilla y las células y módulos exhiben una cierta dispersión en sus características. Existen, al menos, dos razones para ello: por un lado, la natural dispersión de parámetros, propia de cualquier proceso de fabricación y, por otro, las diferentes condiciones de operación que, simultáneamente, pueden producirse dentro del generador. Ejemplos de esto último son una zona sombreada por una nube, mientras que otra está totalmente al Sol, o una zona más sucia que otra, en la que, por ello, las células reciben menos radiación.

96

Ángel Antonio Bayod Rújula Esta dispersión tiene dos efectos significativos: ! La potencia máxima que puede entregar el generador es inferior a la suma de las potencias máximas de los módulos que lo constituyen. Cabe, por lo tanto, hablar de una pérdida por dispersión. Se denomina Pérdidas por desacoplo en módulos a la diferencia entre la potencia máxima total de los dispositivos conectados en serie o paralelo y la suma de cada dispositivo medido separadamente bajo las mismas condiciones. Es debido a diferencias en las características de V-I de cada dispositivo individual. Una forma de reducir las pérdidas de dispersión, relativamente sencilla de implementar, consiste en clasificar, primero, todos los módulos destinados a un generador en diferentes categorías establecidas en función del valor de Icc y construir, después, cada rama en serie con módulos pertenecientes a una sola categoría. ! En determinadas circunstancias, algunas células pueden llegar a convertirse en «cargas» y disipar la energía generada por las demás, para lo que se ven obligadas a elevar de forma notable su temperatura. Si esta llega a sobrepasar un cierto valor (entre 85 y 100 ºC) los materiales encapsulantes se dañan de forma irreversible y el módulo puede llegar a quedar inservible. Este fenómeno se conoce con el nombre de punto caliente.

Cuando dos o más elementos de un circuito eléctrico se encuentran en serie, se encuentran recorridos por la misma corriente, y la tensión del conjunto es la suma de las tensiones en cada uno de ellos. Supongamos que tenemos dos células fotovoltaicas idénticas. Bajo condiciones normales, es decir, las dos células igualmente iluminadas, la curva equivalente a las dos tendría como intensidad de corriente de cortocircuito la misma que presentan cada una de las dos células, pero la tensión de circuito abierto es la suma de las tensiones de circuito abierto de las dos, es decir, dos veces la de cada una de ellas. Pero consideremos el caso en el que alguna de las células solares conectadas en serie exhibe un valor de corriente de cortocircuito significativamente inferior a las demás, bien porque la célula en cuestión adolezca de un defecto de fabricación, o bien porque esté parcialmente sombreada, es decir, no recibe el mismo nivel de irradiancia. Esta es una situación común, debido a, por ejemplo, la presencia de suciedad en una de las células solares. Como se verá, la célula menos iluminada proporciona una corriente, pero puede comportarse como una carga si se le aplica una tensión inversa, absorbiendo parte de la energía generada por las células que se encuentran iluminadas y conectadas en serie, pudiendo llegar a la ruptura térmica de la célula (fenómeno del punto caliente).

Células y módulos fotovoltaicos

97

En la figura se muestran las curvas V-I (claramente deformadas con el fin de entender mejor el fenómeno) de dos células fotovoltaicas sometidas a distinto nivel de irradiancia, y en línea discontinua, la del conjunto equivalente a la asociación en serie. Puede verse, la tensión de circuito abierto de la asociación, serie de dos células solares sometidas a distinta irradiancia, suma de las tensiones de circuito abierto de ambas. B

A

IccA VG2 u VA2 c VB2 u 0 P

2

IccB VB2

VA2 u iVB2

1 VG1 u VA1 c VB1 VB1

VA1 V1 VG u VcaA c VcaB

VcaB

VcaA

FIGURA 2.58. Curva V-I de la asociación, serie de dos células distintas o sometidas a distinta irradiancia.

Cuando se conecta una carga, por ejemplo una resistencia R, al conjunto, el punto de trabajo será el de la intersección de la curva V-I equivalente y la recta correspondiente a la carga. Así, al conectar una resistencia tal que el punto de trabajo sea el punto 1, ambas células se encuentran recorridas por la misma intensidad de corriente, pero sometidas a distinta tensión, VA1 y VB1, respectivamente. Supongamos el caso límite en el que las células en serie están cortocircuitadas (R u 0). En estas condiciones, la corriente que circula por el circuito es la corriente de cortocircuito de la curva V-I del conjunto (tensión cero, punto 2). Para este valor de corriente, la tensión que genera la célula parcialmente sombreada, VB2, es igual en valor absoluto a la tensión de la otra célula, VA2, pero de valor negativo (tensión inversa). Recordemos que R u 0, y por tanto, la tensión en la resistencia es V u RI u 0, y como, por la segunda Ley de Kirchhoff, Vilum c Vsombr u VR u 0, se tiene que Vsombr u iVilum.

Ángel Antonio Bayod Rújula

98

I Vilum Ru0

VR u 0

Vsombr

FIGURA 2.59. Esquema eléctrico equivalente a dos células fotovoltaicas en serie, una de ellas parcialmente sombreada, conectadas a una resistencia de valor cero.

Si en lugar de 2 células en serie, tuviéramos n células, la tensión de la célula en sombra sería de un valor negativo igual en valor absoluto a la suma de las tensiones generadas por las (ni1) células iluminadas. Es decir, por la célula en sombra existe circulación de corriente positiva (está algo iluminada) pero tensión negativa, por lo que absorbe potencia, en este caso igual a la potencia que generan todas las células iluminadas. Si la resistencia no es nula, en ella habrá una caída de tensión, V u RI no nula. La tensión en la célula sombreada será la diferencia entre la de la resistencia y la tensión de todas las células iluminadas. Vsombr u VR i

∑V

ilum

ni1

Habrá un valor de R, Rlim para el que Vsombr u 0, es decir, la célula en sombra no disipa energía. Gráficamente esto se produce en el punto en el que se cortan la curva V-I del conjunto total y la curva V-I del conjunto de las células iluminadas (punto P en la figura). Para valores de resistencia superiores a Rlim, la célula sombreada también genera energía (lógicamente una cantidad menor que el resto, dado que se encuentra menos iluminada), que se aportará a la carga. Para valores de resistencia inferiores a Rlim, la energía generada en las células iluminadas se disipa tanto en la resistencia como en la célula sombreada. La disipación de potencia por parte de una célula solar simple hace que aumente su temperatura de operación. Se denomina punto caliente (hot spot) al sobrecalentamiento intenso y localizado en un punto de una cé-

Células y módulos fotovoltaicos

99

lula. Se crea un daño que, a su vez, produce una pequeña y localizada trayectoria a través de la cual fluye una gran cantidad de la corriente del módulo. Este efecto de punto caliente es de vital importancia en módulos fotovoltaicos. Es posible calcular las condiciones extremas bajo las cuales se produce algún daño en la célula solar o en el material de aislamiento. Se ha visto que la célula peor (o peor iluminada) se comporta como carga para las demás, por lo que se calienta, alcanzando una temperatura, TCP, dada por la expresión: TCP u Ta c ξm PDIS donde PDIS representa la potencia que disipa la célula peor y ξm, es una constante que puede estimarse de forma aproximada como: ξm (ºC/mW/cm ) u 2

TONC (ºC) i 20 S ! 80 (mW/cm2)

siendo S el área de la célula. Si el valor de TCP supera los 85 ºC se corre el riesgo de dañar irreversiblemente el módulo. Siguiendo con este ejemplo, para células cuadradas de 10 cm de lado y TONC u 45 ºC, tal temperatura se alcanza con un valor de PDIS u 16 W que típicamente corresponde a una irradiancia en el orden de los 40 mW/cm2. El calentamiento uniforme en una célula (hot cell) en un módulo es causado por una tensión de inversa resultante de la baja corriente de salida de esa célula. Esta baja salida puede ser debida a un total o parcial sombreado o por rotura de la célula.

FIGURA 2.60. Imagen termográfica de un módulo fotovoltaico con una célula caliente (hot cell).

Ángel Antonio Bayod Rújula

100

Como se ha indicado, una célula sombreada tiene la curva V-I desplazada hacia valores inferiores de corriente (respecto de las no sombreadas). En el caso límite (célula totalmente cubierta) la célula se comporta como un diodo. Supongamos la asociación en serie de dos células idénticas en la que una de ellas no recibe nada de luz, y que se encuentran conectadas a una determinada carga que consideraremos resistiva, R.

Iu0 Vilum R

VR u 0

Vsombr

FIGURA 2.61. Esquema eléctrico equivalente a dos células fotovoltaicas en serie, una de ellas totalmente tapada, conectadas a una resistencia de valor cero.

Por la segunda ley de Kirchhoff, VR u Vilum c Vdiodo u 0 La célula en oscuridad se comporta como un diodo polarizado en inversa no dejando pasar nada de corriente (en realidad pasará una pequeña cantidad de corriente, la corriente de difusión inversa). Es decir, la corriente que circula por el circuito es (prácticamente cero), por lo que no hay caída de tensión en la resistencia (V u RI), y en la célula iluminada, por la que tampoco pasa corriente, es decir está trabajando en circuito abierto (prácticamente), por lo que genera la tensión de circuito abierto Vca. Por lo tanto el diodo (esto es, la célula tapada), está sometido a una tensión negativa igual a la de la célula generadora. Vdiodo u iVilum u iVca Si en lugar de dos células, tuviéramos un módulo con, por ejemplo, 36 células, de las cuales solo una está tapada, razonando de la misma manera concluiríamos que la célula tapada estará soportando una tensión negativa de valor absoluto igual a la

Células y módulos fotovoltaicos

101

tensión a circuito abierto de las 35 células iluminadas, es decir, una tensión inversa de 35 veces la tensión a circuito abierto, Vca. Si esta tensión es superior a la tensión de ruptura inversa (Vrup) de la célula, se estropeará. Si por el contrario es menor, una vez destapada seguirá funcionando sin problemas. Esto nos da un criterio para determinar el máximo número n de células en serie que se pueden conectar sin riesgo de ruptura. |Vrup| > |(n i 1) Vca|,

n<

|Vrup| Vca

c1

Por tanto, como resumen, cuando alguna de las células está totalmente tapada puede deteriorarse por tensión inversa. Cuando alguna célula está sombreada, es decir, cuando le llega solo parte de la radiación (generalmente solo componente difusa de la radiación), sigue siendo capaz de generar tensión pero la corriente es mucho menor, y puede sufrir el fenómeno del punto caliente. La ruptura térmica depende de la duración e intensidad, pero el caso de ruptura por tensión inversa es prácticamente inmediato. Estos problemas pueden reducirse con el empleo de diodos de paso (o de by-pass).

2.14. Empleo de diodos de paso La práctica más extendida para evitar el fenómeno de sobrecalentamiento indeseado y el denominado punto caliente consiste en conectar diodos de paso en paralelo con grupos de células asociadas en serie.

Diodos de by-pass

FIGURA 2.62. Esquema de colocación de los diodos de paso o by-pass.

Ángel Antonio Bayod Rújula

102

Diodo de paso o de by-pass es un diodo conectado en paralelo con una o más células en el sentido de la dirección de la corriente positiva (forward current), para permitir que la corriente del módulo tenga un camino alternativo en el caso de existir células rotas o en sombra, para impedir daños por puntos calientes o célula caliente resultantes de la tensión inversa por otras células en ese módulo. Como la polaridad del diodo es opuesta a la de las células, cuando estas se polarizan inversamente aquel lo hace positivamente. Esto proporciona un fácil camino de paso a la corriente debida a los otros grupos de células del generador y limita la máxima potencia a disipar por una célula a, aproximadamente, la generada únicamente por las que componen su propio grupo.

IL1

ID1

Diodo Icélula1 u Icélula2 by-pass

VD1 IL2

ID2

Diodo by-pass

VD2

Diodo by-pass 12,0 10,0

1 célula 2 células 3 células Sombreada con by-pass

Corriente I (A)

8,0 6,0 4,0 2,0 0

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0 1,2 Tensión V (V)

1,4

1,6

1,8

2,0

FIGURA 2.63. Esquema de funcionamiento del diodo de paso y Curvas V-I características para conexión de tres células en serie, y con una de ellas totalmente tapada.

Células y módulos fotovoltaicos

103

Si en lugar de encontrarse la célula totalmente tapada se encuentra sombreada, esta determina el comportamiento de toda la configuración, reduciendo drásticamente la potencia de salida y pudiendo producirse la disipación de energía en ella. En cambio, con la conexión del diodo de paso, se tendría la curva V-I que se muestra en la figura 2.64 marcada con triángulos

IL1

ID1

Diodo Icélula1 u Icélula2 by-pass

VD1 IL2

ID2

Diodo by-pass

VD2 20% IL3

Diodo by-pass

12,0 10,0

1 célula 2 células 3 células Sombreado con by-pass Sombreado sin by-pass

Corriente I (A)

8,0 6,0 4,0 2,0 0

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

Tensión V (V) FIGURA 2.64. Esquema de funcionamiento del diodo de paso y Curvas V-I características para conexión de tres células en serie, y con una de ellas parcialmente sombreada.

104

Ángel Antonio Bayod Rújula

Los fabricantes dotan a sus módulos de tomas intermedias que permiten la instalación de diodos de paso. Como idea general, estos dispositivos serán siempre necesarios si la tensión es superior a 24 V. Pero sería excesivamente caro y difícil de implementar en un módulo el conectar un diodo de paso en paralelo con cada célula, por lo que habitualmente suelen colocar dos o tres diodos de paso. Como se ha dicho, un módulo fotovoltaico no es más que un caso particular de la asociación en serie y/o paralelo de células solares simples.

FIGURA 2.65. Diodo de paso colocado en una caja de conexión.

En aplicaciones terrestres, el número de células solares en serie es habitualmente 36 ó 72, aunque otros tipos de configuraciones son posibles. Los módulos formados por 36 células, normalmente, se encuentran conectados todos en serie mientras que en los compuestos por 72 células existen dos configuraciones principales: una en la que todas las células se conectan en serie y otra en la que se conectan 36 conjuntos en serie de dos células en paralelo cada conjunto. Vamos a analizar el caso del módulo de 36 células en serie. La figura 2.66 muestra dos configuraciones diferentes para la colocación de dos diodos de by-pass en este tipo de módulos.

Células y módulos fotovoltaicos

c D1

105

i

c

i

D2

1

18

19

36

1

18

19

36

2

17

20

35

2

17

20

35

3

16

21

34

3

16

21

34

4

15

22

33

4

15

22

33

5

14

23

32

5

14

23

32

6

13

24

31

6

13

24

31

7

12

25

30

7

12

25

30

8

11

26

29

8

11

26

29

9

10

27

28

9

10

27

28

Configuración 1

D1

D2

Configuración 2

FIGURA 2.66. Dos posibles configuraciones para la colocación de dos diodos de by-pass en un módulo de 36 células en serie.

Ángel Antonio Bayod Rújula

106 Redibujándolo de otro modo, se tiene:

c

1 c

2

1

8

2 D1

D1

9 10

17

11

18 19

26

20

27

D2

28

35

D2

29

36

i

35 36 i

Configuración 1

Configuración 2

FIGURA 2.67. Otra forma de representar las configuraciones 1 y 2.

Células y módulos fotovoltaicos

107

Es interesante observar que la configuración 2 ofrece la ventaja sobre la 1 de no producir cortocircuitos, en caso de confusión de polaridad del módulo. Evidentemente, el comportamiento será uno u otro dependiendo de dónde coloquemos la sombra en los módulos. Supongamos que la célula n.º 1 se encuentra totalmente tapada.

c

c

1

1

2

2

D1 (on)

D1 (off) 17

8

18

9

19

10

20

11

28

D2 (off)

D2 (on)

35 35

36

36 i

i

Configuración 1 FIGURA 2.68. Funcionamiento de los diodos de by-pass en la configuración 1.

108

Ángel Antonio Bayod Rújula

Configuración 1 Al estar la célula 1 tapada, la corriente que circule por las células de la 1 a la 18 será prácticamente cero, al estar limitada por la corriente generada por la célula menos iluminada. Sin embargo, por la rama que abarca al resto de células (la otra mitad, de la 19 a la 36), al estar todas completamente iluminadas podrá circular la corriente máxima generada, gracias a la operación de los diodos de by-pass. En este caso, el diodo 1 estará conduciendo, permitiendo «salvar» la corriente generada por la mitad de las células del módulo, mientras que el diodo 2 estará en corte. Es como si tuviésemos un módulo de 18 células en serie completamente iluminado. Lógicamente la tensión en circuito abierto se ha reducido a la mitad, y lo mismo ocurre con la potencia máxima. Algo similar ocurre cuando la célula tapada es, por ejemplo, la 28, pero ahora el diodo que conduce es D2 y el D1 se comporta como un circuito abierto. Configuración 2 La célula 1 en la configuración 2 solo está abarcada por el diodo 1, de tal manera que al sombrearse esta célula, todas las células que abarque este diodo quedarán inutilizadas. El diodo 1 estará conduciendo (al ser su tensión de ánodo mayor que la de cátodo) y el diodo 2 estará en corte (su tensión es negativa). Por ello, únicamente se podrá obtener del módulo la corriente generada por las células de la 28 a la 36, que se derivará por el diodo 1 hacia la salida positiva del módulo. Como estas células útiles son solo la cuarta parte de las totales del módulo, la tensión en circuito abierto también y la potencia disponible será la cuarta parte de la total del módulo sin sombras. Por tanto, para este caso y atendiendo a la potencia generada, la configuración 1, es mejor que la configuración 2, ya que se obtiene más potencia. Algo similar sucede si la célula tapada es la número 28. Pero si la célula tapada es alguna entre la número 10 y la 27, el comportamiento es diferente. Supongamos que es, por ejemplo, la número 10. Tanto el diodo 1 como el diodo 2 abarcan a la célula 10, y ambos están conduciendo, al ser la tensión que soportan positiva y mayor que la tensión de conducción. El diodo 1 permite la circulación hacia el Terminal positivo del módulo de la corriente generada por las células de la 28 a la 36 (1/4 del total). El diodo 2 permite la circulación de la corriente generada por las células de la 1 a la 9 (1/4 del total). De esta forma se consigue recuperar la energía generada por 2/4 de las células totales del módulo, es decir, la mitad de la potencia que se tendría con el módulo totalmente iluminado. Pero la disposición de los diodos hace que, en realidad, lo que obtenemos al estar la célula 10 sombreada es un módulo con dos ramas en paralelo de 9 células en serie cada rama. Luego en este momento se tiene una corriente de cortocircuito el doble que la que tiene el módulo sin sombras y una tensión en circuito abierto 1/4 de la del módulo sin sombras.

Células y módulos fotovoltaicos

109

c

D1 (on)

c

c

1

1

1

2

2

2

8

8

8

9

9

9

D1 (on)

10

10

D1 (on)

10

11

11

11

26

26

26

27

27

27

28 29

28

D2 (off)

29

28

D2 (off)

29

35

35

35

36

36

36

i

i Configuración 2

FIGURA 2.69. Funcionamiento de los diodos de by-pass en la configuración 2.

D2 (off)

i

Ángel Antonio Bayod Rújula

110

c

c D1

1

2

47

48

49

50

1

2

47

48

49

50

3

4

45

46

51

52

3

4

45

46

51

52

5

6

43

44

53

54

5

6

43

44

53

54

7

8

41

42

55

56

7

8

41

42

55

56

9

10

39

40

57

58

9

10

39

40

57

58

11

12

37

38

59

60

11

12

37

38

59

60

D1

D3

13

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13

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17

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31

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71

72

D2

D2

i Configuración 1

i Configuración 2

FIGURA 2.70. Dos posibles configuraciones, con dos y tres diodos de by-pass en un tipo de módulo de 72 células.

Células y módulos fotovoltaicos

111

Actualmente, dado que el tamaño de los módulos crece, y los requerimientos ante efectos de punto caliente se vuelven más exigentes, se comercializan módulos con más de 2 diodos de by-pass. Por ejemplo, en una configuración de 72 células por módulo, pueden plantearse diversas posibilidades de unión de las células (asociaciones serie/paralelo) y de colocación de diodos de by-pass. En la figura se muestran dos de ellas, con dos y tres diodos, respectivamente, a modo de ejemplo. Se deja al lector que analice la operación de dichos diodos cuando se encuentran tapadas alguna o varias células.

2.15. Módulos en paralelo. Diodos de bloqueo En la asociación de células y módulos en paralelo también es posible imaginar ocurrencias de punto caliente, debidas esta vez a diferencias de tensión entre los elementos de una asociación paralelo. En la figura 2.42 se muestra la curva V-I de tres células en paralelo con un cierto grado de irradiancia. Como se puede observar en la característica V-I, la corriente de cortocircuito total es la suma de la corriente de cortocircuito de cada célula por separado. Es por ello que mediante la asociación de células en paralelo podemos aumentar la corriente de nuestro sistema total, adaptándola a las necesidades requeridas. La figura describe el caso de dos módulos con diferentes valores de tensión a circuito abierto, asociados en paralelo. Corriente

I1 0

Vca2

Vca1 Tensión

I2 FIGURA 2.71. Punto de trabajo de módulos asociados en paralelo con distintas tensiones a circuito abierto (Vca1>Vca2).

112

Ángel Antonio Bayod Rújula

Un análisis similar al realizado para el apartado anterior muestra que, en esta condición, el módulo con menor tensión de circuito abierto se comporta como una carga que disipa la potencia generada por el otro para puntos de trabajo con tensión entre los valores de las dos tensiones de circuito abierto. Tal disipación se traduce en un incremento de temperatura que, de superar los 85 ºC, puede dañar el módulo. Para evitarlo, puede recurrirse a la instalación de diodos de bloqueo en serie con cada elemento de la asociación paralelo. No obstante, hay que señalar que la aparición de diferencias significativas entre las tensiones de los elementos módulos o grupos de módulos asociados en serie de una asociación paralelo es un fenómeno muy poco probable y, en consecuencia, la necesidad de tales diodos dista mucho de ser evidente. Como idea general, no son necesarios en generadores cuya tensión de operación sea inferior a 120 V.

FIGURA 2.72. Diodos de bloqueo (más oscuros) y diodos de paso en un generador fotovoltaico.

Células y módulos fotovoltaicos

113

Los diodos de bloqueo tienen otra aplicación cuando los generadores están conectados a un sistema de acumulación con baterías. Durante la noche, el generador fotovoltaico no está iluminado. Su tensión puede ser inferior al de la batería y ello proporciona una teórica vía de descarga de esta a través de aquel. Una práctica muy extendida para evitar esta descarga nocturna, consiste en intercalar un diodo de bloqueo entre generador y batería.

2.16. Normas relativas a dispositivos fotovoltaicos En la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), el comité técnico TC 82 se encarga de elaborar, modificar o aceptar las normas relativas a los sistemas de energía solar fotovoltaica (existen grupos de trabajo sobre nomenclatura, módulos, sistemas conectados a red, sistemas autónomos, y bombeo fotovoltaico) A continuación, se citan algunas normas relativas a dispositivos fotovoltaicos: ! UNE-EN 206001EX:97. Módulos fotovoltaicos: Criterios ecológicos. ! UNE-EN 60891:94. Procedimiento de corrección con la temperatura y la irradiancia de la característica I-V de dispositivos fotovoltaicos de silicio cristalino. ! UNE-EN 60904-1:94. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 1: Medida de la característica intensidad-tensión de los módulos fotovoltaicos. ! UNE-EN 60904-2:94. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 2: Requisitos de células solares de referencia. ! UNE-EN 60904-2/A1:98.Dispositivos fotovoltaicos. Parte 2: Requisitos de células solares de referencia. ! UNE-EN 60904-3:94. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 3: Fundamentos de medida de dispositivos solares fotovoltaicos (FV) de uso terrestre con datos de irradiancia espectral de referencia. ! UNE-EN 60904-5:96. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 5: Determinación de la temperatura de la célula equivalente (TCE) de dispositivos fotovoltaicos (FV) por el método de la tensión de circuito abierto. ! UNE-EN 60904-6:97. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 6: Requisitos para los módulos solares de referencia.

Ángel Antonio Bayod Rújula

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UNE-EN 60904-6/A1:98. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 6: Requisitos para los módulos solares de referencia. ! UNE-EN 60904-7:99. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 7: Cálculo de error introducido por desacoplamiento espectral en las medidas de un dispositivo fotovoltaico. ! UNE-EN 60904-8:99. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 8: Medida de la respuesta espectral de un dispositivo fotovoltaico (FV). ! UNE-EN 60904-10:99. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 10: Métodos de medida de la linealidad. ! UNE-EN 61173:98. Protección contra las sobretensiones de los sistemas fotovoltaicos (FV) productores de energía. Guía. ! UNE-EN 61194:97. Parámetros característicos de los sistemas fotovoltaicos (FV) autónomos. ! UNE-EN 61215:97. Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre. Cualificación de diseño y aprobación de tipo. ! UNE-EN 61277:00. Sistemas fotovoltaicos (FV) terrestres generadores de potencia. Generalidades y guía. ! UNE-EN 61646:97. Módulos fotovoltaicos (FV) de lámina delgada para aplicaciones terrestres. Cualificación de diseño y aprobación de tipo. ! UNE-EN 61724:00. Monitorización de sistemas fotovoltaicos. Guía para la medida, el intercambio de datos y el análisis. ! UNE-EN 61725:98. Expresión analítica para los perfiles solares diarios. ! UNE-EN 61727:96. Sistemas fotovoltaicos (FV). Características de la interfaz de conexión a la red eléctrica. ! Technical report 61836. Sistemas de energía solar fotovoltaica: términos y símbolos. Existen otras en fase de elaboración. Estas normas no son, en general, de obligado cumplimiento. Sin embargo, constituyen una excelente garantía de durabilidad y, por ello, es fuertemente aconsejable el empleo de módulos homologados. !

3. Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica En este capítulo se analizan otros elementos y subsistemas necesarios para la electrificación fotovoltaica, distintos de los elementos de generación fotovoltaica (células y módulos). Estos son: ! Subsistema de almacenamiento: Necesario para almacenar la energía cuando sea necesario consumirla en los momentos en los que no existe suficiente producción energética por parte del sistema de captación, ya que la radiación solar no está disponible continuamente (ciclos día-noche, variaciones estacionales, variaciones meteorológicas). ! Subsistema de regulación: Necesario para regular la entrada de la energía procedente del campo de captación dentro de la instalación. ! Subsistema de adaptación de corriente: Su función es adecuar las características de la energía a las demandadas por las aplicaciones. Además de estos subsistemas, las instalaciones fotovoltaicas incluyen otros equipamientos como pueden ser el cableado o los sistemas de protección y, por supuesto, los elementos de consumo de la energía obtenida, denominados también cargas y que se revisan en el capítulo 5.

3.1. El subsistema de almacenamiento energético En muchas ocasiones, debido a la variabilidad cíclica de la radiación solar (variabilidad diaria y estacional), la energía instantánea generada en el generador fotovoltaico es distinta de la requerida por el sistema. Se necesita algún dispositivo que acumule energía cuando la generada es mayor que la consumida, y que devuelva esa energía cuando la demanda supere a la producción. El elemento que se encarga de esto es el acumulador. En los sistemas fotovoltaicos se utilizan acumuladores electroquímicos: baterías recargables (salvo en sistemas fotovoltaicos de bombeo, donde la forma de acumular la energía puede ser acumulando agua bombeada a un depósito de agua situado a una cota más elevada). Además de cubrir la necesidad de acumular la energía suministrada por los paneles fotovoltaicos para su utilización posterior, debido a que la distribución temporal del consumo no es totalmente coincidente con las horas de insolación, la batería puede cumplir otras dos importantes misiones: ! Suministrar potencia (y energía, por tanto) en los periodos de tiempo en los que la demanda es superior a la que el campo de paneles puede gene-

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Ángel Antonio Bayod Rújula rar en ese instante (por ejemplo, en el arranque de un motor se absorbe una corriente que puede ser del orden de 6 veces la corriente nominal del mismo). ! Mantener un nivel de tensión estable: La tensión de salida del panel varía en función de la intensidad radiante, lo cual puede no ser adecuado para el funcionamiento de los aparatos. El acumulador proporciona una tensión estable y constante independiente de las condiciones de incidencia luminosa.

Una batería está constituida por uno o varios elementos electroquímicos que tienen la propiedad de convertir energía química en eléctrica. Cuando las reacciones químicas que se producen son irreversibles, la batería puede usarse solo una vez y recibe el nombre de primaria o pila. Una vez fabricadas no requieren ninguna carga inicial o proceso de activación y pueden suministrar energía eléctrica directamente.

FIGURA 3.1. Batería monoblock de plomo-ácido constituida por seis vasos.

Si las reacciones químicas son reversibles y se puede recargar el elemento convirtiendo la energía eléctrica en química, la batería es denominada secundaria. Las baterías secundarias no pueden suministrar directamente energía eléctrica y es necesario someterlas inicialmente a un proceso de carga. Pertenecen a este grupo todas las baterías recargables, conocidas también como acumuladores, como las de plomo-ácido y las de níquel-cadmio.

Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica

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A pesar de estar construidas de diferente forma y de tener un comportamiento diferente, desde el punto de vista químico están basadas en los mismos principios y componentes básicos. La clasificación de las baterías se suelen clasificar en función del uso: ! Baterías o acumuladores estacionarios: Suelen estar en una posición fija y están destinados para producir una corriente permanente o esporádica baja y nunca para grandes corrientes en breves periodos de tiempo. Son las más utilizadas en instalaciones fotovoltaicas. ! Baterías o acumuladores de arranque (baterías de automóvil): su misión es proporcionar gran intensidad en pocos segundos. Tiene una construcción especial por el hecho de tener que entregar esas grandes corrientes. Las placas de los electrodos son más gruesas que las de las baterías de las estacionarias. También tienen una menor duración. ! Baterías o acumuladores de tracción (pequeños vehículos eléctricos de transporte de equipaje de los aeropuertos): Su misión es proporcionar corrientes moderadamente altas durante varias horas. Otra clasificación, atendiendo a sus características y sus elementos constituyentes. ! De electrolito ácido. Dominan en el mercado las de plomo. Así se denominan plomo-ácido. Destacan las de placas tubulares. Este tipo de acumuladores son muy adecuados para las condiciones de trabajo de las instalaciones fotovoltaicas. ! De electrolito alcalino. Destacan las de níquel-cadmio y las de níquel-hierro. En los sistemas fotovoltaicos las baterías más usadas son las de plomo-ácido (Pb-ácido); y las de níquel-cadmio (Ni-Cd). En la actualidad son de aplicación generalizada las de plomo-ácido, debido al precio, varias veces menor. Por otra parte, las de níquel-cadmio son más fiables y resistentes, además no precisan de regulador, siendo posible que permanezcan durante largos periodos en un bajo estado de carga, suministrando un valor de tensión bastante estable, y necesitando menos mantenimiento que las de plomo-ácido. Entrando en más detalle en su funcionamiento interno, podemos empezar recordando que cualquier reacción química de oxidorreducción es capaz de generar una corriente eléctrica, siempre que el intercambio de electrones se efectúe por un circuito exterior al sistema químico Para conseguir este circuito externo, la reacción de oxidorreducción se descompone en dos reacciones parciales separadas en el espacio alrededor de unos electrodos que se utilizarán como bornes de conexión exterior. En uno de los elec-

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trodos la reacción dará lugar a la captura de electrones y, en el otro, a la liberación de electrones. El intercambio de estos electrones se efectuará por un conductor exterior en forma de corriente eléctrica. Para cerrar el circuito es necesario establecer un camino para las cargas en el interior del sistema. Esta función es efectuada por el electrolito, que consiste en un medio sólido o líquido interpuesto entre los electrodos y que posibilita un movimiento iónico. El electrodo donde se efectúa la oxidación se convierte en negativo y es el terminal catódico. El electrodo donde se realiza la reducción se convierte en positivo y es el terminal anódico. El electrolito completa el circuito eléctrico entre los dos electrodos mediante la conducción iónica. En algunos casos reacciona con los materiales de los electrodos y en otros no, por lo que su constitución variará según los pares de electrodos que se utilicen. Aunque la mayoría de los electrolitos utilizados son líquidos, cuando las baterías los utilizan embebidos en formas gelatinosas o semisólidas, estas reciben el nombre de baterías secas. Las pilas o baterías primarias se han efectuado siempre en forma seca, mientras que las baterías secundarias han sido siempre húmedas. Sin embargo, actualmente estas últimas se fabrican con electrolitos gelatinosos o soportados por estructuras absorbentes, recibiendo el nombre de secas o, más apropiadamente, herméticas. El desarrollo de las reacciones químicas que se producen en los elementos depende del nivel de difusión iónica, la temperatura, la superficie de los electrodos y la carga conectada en bornes de la batería. Cuando la batería llega al final de su vida útil, el electrolito se debilita progresivamente y los electrodos están parcialmente consumidos. La batería diseñada para el almacenamiento de la energía solar fotovoltaica debe tener un buen comportamiento frente a los ciclos de carga y descarga y una larga duración. Otras características necesarias son un mínimo mantenimiento, buena aceptación de la corriente, mínima autodescarga y alta fiabilidad.

3.1.1. La batería de plomo-ácido Una batería está formada por la asociación en serie de varios elementos, llamados vasos o celdas. En una batería de plomo-ácido cada uno de estos vasos consta de un electrodo de plomo (cátodo, electrodo negativo) y otro electrodo de óxido de plomo (ánodo, electrodo positivo), inmersos en una disolución electrolítica o electrolito (ácido sulfúrico diluido en agua destilada). Su funcionamiento está basado en los siguientes procesos:

Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica !

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Cátodo de plomo (electrodo i): descarga

r PbSO4 c 2ei Pb c SO42i R carga !

Ánodo de óxido de plomo (electrodo c): descarga

r PbSO4 c 2H2O Pb c SO42i c 4Hcc 2ei R carga El producto de reacción tanto en el ánodo como en el cátodo es el mismo: sulfato de plomo. Carga c

i

2e

c

2e 2H2O

PbO2

4Hc SO42i

Pb2 SO42i PbSO4

2H2SO4

i

2e PbSO4

Pb

2e SO42i PbSO4 SO42i

Pb2

Pb2

PbSO4

PbO2

4Hc

Pb2

2H2O

FIGURA 3.2. Procesos de descarga y carga de una batería de plomo-ácido.

Globalmente, PbO2 c Pb c 2SO4H2 2SO4Pb c 2H2O

carga

descarga

r 2SO4 c 2H2O

r PbSO4 c Pb c 2SO4H2

Es decir, descarga

r 2PbSO4 c 2H2O PbO2 c Pb c 2H2SO4 R carga

Pb

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En el modo de carga, la corriente Ibat fluye hacia la batería al terminal positivo, esto produce que la tensión de la batería Vbat aumente lentamente y el nivel de carga se incremente. Por el contrario, en el modo de descarga, la corriente fluye fuera del terminal positivo y la tensión de la batería, Vbat, se reduce al igual que el nivel de carga, al suplir la batería las necesidades de las cargas. Entre los electrodos se establece una diferencia de potencial que tiene un valor próximo a los 2 V, dependiendo del valor instantáneo del estado de carga de la batería. Las baterías más utilizadas en aplicaciones fotovoltaicas son de 12 ó 24 V de tensión nominal, es decir, constan de 6 ó 12 vasos en serie. Cuando la batería está cargada, el electrodo positivo tiene un depósito de dióxido de plomo y el negativo es plomo (como se ha mencionado antes). Al descargarse, la reacción química que toma lugar hace que, tanto la placa positiva como la negativa, tengan un depósito de sulfato de plomo. La figura siguiente ilustra estos dos estados.

Tapón de ventilación Ánodo

Tapón de ventilación Cátodo

Ánodo

Nivel del electrolito

Alta Densidad Dióxido de Pb

Pb

Cátodo

Baja Densidad

Sulfato de Pb

Sulfato de Pb

FIGURA 3.3. Esquema del estado de la batería cargada y descargada.

Como el proceso químico libera gases (hidrógeno y oxígeno) se necesita que el conjunto tenga ventilación al exterior. El diseño de las tapas de ventilación permite la evacuación de estos gases, restringiendo al máximo la posibilidad de un derrame del electrolito.

Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica

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Aunque con prestaciones excelentes, el acumulador de plomo no carece de inconvenientes: ! Corrosión debida al ácido sulfúrico. ! Autodescarga apreciable. ! Funcionan mal a bajas temperaturas. ! Su capacidad depende grandemente del régimen de descarga. Para mejorar sus características se han desarrollado diversos sistemas como son los acumuladores de plomo-antimonio (Pb-Sb) y los acumuladores plomocalcio (Pb-Ca). 3.1.1.1. Plomo-antimonio Los electrodos de la batería se construyen con una aleación de plomo y antimonio, este último necesario para dar la adecuada consistencia al material y garantizar la adherencia a la matriz de acero en que se deposita. Ahora bien, este antimonio es también responsable de las pérdidas de agua, la corrosión de los terminales y pérdidas de capacidad de almacenamiento. Admite descargas moderadamente altas, aunque el número de ciclos de carga y descarga y, por lo tanto, la vida útil será mayor cuanto menor sea la profundidad de descarga a la que se vea regularmente sometido. Las baterías estacionarias de Pb - Sb suelen suministrarse en celdas o elementos de un par de voltios de tensión. Uniendo en serie 6 ó 12 de estos elementos, mediante atornillado, se consiguen baterías de 12 ó 24 voltios. 3.1.1.2. Plomo-calcio Semejantes a las anteriores pero sustituyendo el antimonio por calcio. Esta aleación plomo-calcio permite la fabricación de baterías de plomo herméticas y sin mantenimiento. Presenta además la ventaja de tener una baja autodescarga, aunque al ser de ciclo superficial no admite gran número de ciclos por debajo del 15% de la capacidad y en ningún caso aguanta profundidades de descarga superiores al 40%. Se venden en estructuras compactas tipo «monoblocs» y su reducido tamaño permite un transporte cómodo lo que, unido a su precio relativamente moderado, hace que sea bastante utilizada en pequeñas instalaciones.

3.1.2. Elementos constructivos Una batería típica de 12 V consta de 6 celdas de 2 V. Cada celda o vaso de una batería consta de los siguientes elementos constructivos:

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3.1.2.1. Rejillas Son los elementos sobre los que se cubre con el material activo (óxido de plomo en el electrodoc y plomo en el i) construyendo así las placas o electrodos. Están formadas por una aleación de plomo. El antimonio o el calcio se suelen utilizar como elementos de aleación para fortalecer la rejilla y definen las diferentes características de la batería, como el ciclado y el gaseo. Dependiendo de la forma de la rejilla se diferencian entre baterías tubulares y planas. 3.1.2.2. Placas o electrodos Son rejillas con material activo (óxido de plomo en el electrodo c y plomo en el i). Generalmente, en cada celda hay un número de placas conectadas en paralelo a un bus situado en la parte superior de las placas, tanto positiva como negativa. 3.1.2.3. Separadores Son elementos de un material poroso y aislante a la vez, que separa el electrodo positivo del negativo, evitando el cortocircuito, y permite el flujo del electrolito y los iones entre los electrodos. En algunos casos suelen ser envolventes evitando el cortocircuito debido a la deposición de materia activa en el fondo del contenedor. 3.1.2.4. Tapones Durante la carga de la batería se producen gases que salen al exterior por los tapones. Existen tapones que son autorrecombinantes, disminuyendo la pérdida de agua en el gaseo. 3.1.2.5. Carcasa o contenedor Suele ser de plástico o goma dura y contiene todos los elementos de la batería. Los contenedores transparentes facilitan el control del nivel del electrolito.

3.1.3. Parámetros característicos 3.1.3.1. Capacidad nominal, CB Es la cantidad de electricidad que puede obtenerse mediante la descarga total de una batería inicialmente cargada al máximo. La capacidad de un acumulador se mide en Amperios-hora (Ah) para un determinado tiempo de descarga. Se habla del régimen de descarga como el número de horas que la batería puede dar una cierta corriente hasta que se descarga completamente. Por ejemplo, si una batería de 120 Ah tiene un régimen de descarga de 20 horas, dando 6 A, se denota por I20 u 6 A.

Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica

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En la práctica esto no es así, sino que la capacidad de una batería varía según el régimen de descarga: aumenta a medida que la descarga es más lenta, y disminuye cuando esta es más rápida. Por esta razón, el valor de C debe venir referenciado con el tiempo de descarga. 180 % de capacidad nominal

160 140 120 100 80 60 40 20 0 20

40

60 horas

80

100

120

FIGURA 3.4. Variación de la capacidad según el régimen de descarga.

La capacidad real también depende de la temperatura: Un incremento de la temperatura, dentro de unos límites, aumenta la actividad de los procesos químicos y, por lo tanto, la capacidad de la batería. Por el contrario, a bajas temperaturas la actividad química es menor y la capacidad disminuye considerablemente. 120 110

% capacidad

100 90 80 70 60 50 40 30

i20

i10

0

10 20 Temperatura (ºC)

30

40

FIGURA 3.5. Variación de la capacidad según la temperatura.

50

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Para acumuladores fotovoltaicos es usual referirse a tiempos de descarga de 100 horas, I100. Las baterías usadas en sistemas fotovoltaicos son estacionarias, preparadas para suministrar intensidades relativamente pequeñas durante mucho tiempo, a diferencia de las baterías de arranque, las cuales suministran grandes intensidades en segundos. 3.1.3.2. Tensión Al igual que para módulos solares, puede definirse la tensión de circuito abierto y la tensión en carga. Las baterías tienen una tensión nominal que suele ser de 2, 6, 12 ó 24 V, aunque siempre varíe durante los distintos procesos de operación. Es importante la tensión de carga, definido por la tensión necesaria para vencer la resistencia que opone el acumulador a ser cargado. Una batería de 12 V de tensión nominal, en función de su estado de carga, puede presentar algunos voltios por encima o por debajo de dicho valor (11-14 V). Al conectar los paneles a la batería, la tensión viene determinada por la batería, por lo que la curva I-V del panel determinará la corriente. Para cargar correctamente una batería de 12 V hacen falta unos 14,5 V, por ello, los paneles suelen ser capaces de proporcionar unos 17 V, así se asegura la carga en un amplio margen de funcionamiento (margen de seguridad), ya que cuando la temperatura aumenta la tensión en bornes del panel disminuye, lo cual podría dar lugar a valores inferiores a los precisos para la carga de las baterías.

i 2,1 V 90 Ah

i 2,1 V 90 Ah

i

i c

c

i c

c

6,3 V 90 Ah

c

2,1 V 270 Ah

i c

FIGURA 3.6. Acumuladores asociados en serie y en paralelo.

Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica

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Como se ha dicho, una batería puede considerarse como la asociación de varios acumuladores conectados bien en serie, bien en paralelo, combinados para dar la tensión de salida y la capacidad de almacenamiento deseadas. Por ejemplo: Tres acumuladores de plomo-ácido de 90 Ah y 2,1 V pueden conectarse en serie para obtener una batería de 6,3 V y de 90 Ah. Los mismos elementos pueden conectarse en paralelo para producir una batería de 2,1 V y 270 Ah. 3.1.3.3. Autodescarga Pérdida de carga de la batería cuando esta permanece en circuito abierto. Depende del tipo de batería y muy directamente de la temperatura, aumentando con esta. Habitualmente se expresa como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes, y a una temperatura de 20 °C. La autodescarga hay que considerarla como un consumo adicional, que demanda un cierto porcentaje de energía almacenada. Su valor es aproximadamente de un 0,5 a un 1% diario en baterías de Pb-ácido. 3.1.3.4. Profundidad de descarga (PD) Es el valor, en tanto por ciento, de la energía que se ha extraído de un acumulador plenamente cargado en una descarga. Como ejemplo, si tenemos una batería de 100 Ah y la sometemos a una descarga de 20 Ah, esto representa una profundidad de descarga del 20%. A partir de la profundidad de descarga podemos encontrarnos con descargas superficiales (de menos del 20%) o profundas (hasta el 80%). La profundidad de descarga máxima (PDmax) es el valor en tanto por ciento de energía que se puede extraer sin dañar la batería. La capacidad útil de la batería (Ah que puede dar realmente) es: Cútil u CB * PDmáx 3.1.3.5. Rendimiento Es la relación entre la energía suministrada durante la descarga y la que se necesita para cargar plenamente la batería. Las pérdidas en una batería se deben sobretodo a una producción de energía calorífica en los procesos químicos que tienen lugar durante la carga y descarga. 3.1.3.6. Vida útil La vida útil de una batería no se mide en años, sino por la cantidad de ciclos de carga-descarga que es capaz de realizar. Así, si se la somete a un régimen de trabajo de muchos ciclos diarios, probablemente solo durará unos meses, mientras

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que si el régimen es de un ciclo al día o incluso más lento (como ocurre en el caso de iluminación de viviendas con energía solar) la batería puede durar al menos diez años. 3.1.3.7. Densidad del electrolito En una batería de Pb-ácido el electrolito interviene en forma activa en el proceso electroquímico, variando la proporción de ácido en la solución con el estado de carga del acumulador. Cuando la batería está descargada, la cantidad de ácido en la solución disminuye. Si la batería está cargada, la cantidad de ácido en la solución aumenta. Este mecanismo tiene una derivación práctica: monitoreando la concentración del ácido se puede determinar el estado de carga de la batería. La mejor indicación del estado de carga nos la da, por lo tanto, la densidad del electrolito. La medición de la densidad se hace mediante densímetros, que utilizan el principio de Arquímedes. Para baterías totalmente cargadas, está entre 1,2 y 1,28 g/cm3. Esto equivale a una tensión interna de la batería entre 2,04 y 2,12 V. 3.1.3.8. Resistencia interna Formada por la resistencia óhmica de sus componentes (terminales, electrodos, soportes y electrolito) y por una resistencia virtual variable en función del estado de carga y de las distintas polarizaciones y concentraciones. Aumenta con las bajas temperaturas, con la descarga de la batería y con el envejecimiento. Es difícil de determinar con exactitud. Depende del envejecimiento y de las condiciones de trabajo, pero ronda las décimas de ohmio. I carga c I descarga Ri V

Vi i

FIGURA 3.7. Esquema eléctrico en la carga y descarga de la batería.

Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica

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La tensión en bornes de la batería depende por tanto de la resistencia interna, así como de la corriente que entra o sale y de la tensión a circuito abierto, según la expresión Vbornes u Vi n Ri El signo más se aplica en la carga y el menos en la descarga de la batería.

3.1.4. Factores que afectan al comportamiento de la batería 3.1.4.1. Ciclos de carga y descarga La tensión proporcionada por una batería de acumulación es de continua. Para cargarla se necesita un generador de corriente continua, que deberá ser conectado con la polaridad correcta: positivo del generador al positivo de batería y negativo del generador al negativo de batería. Para poder forzar una corriente de carga la tensión deberá ser algo superior de la batería. La corriente de carga provoca reacciones químicas en los electrodos, que continúan mientras el generador sea capaz de mantener esa corriente, o el electrolito sea incapaz de mantener esas reacciones. El proceso es reversible. Si desconectamos el generador y conectamos una carga eléctrica a la batería, circulará una corriente a través de esta, en dirección opuesta a la de carga, provocando reacciones químicas en los electrodos que vuelven el sistema a su condición inicial. El acumulador estacionario en una instalación fotovoltaica está sometido a una serie de ciclos de trabajo. Cada ciclo comprende la descarga del acumulador, bajo un determinado régimen, seguido de la subsiguiente recarga. El acumulador estacionario debe estar diseñado para soportar el máximo número posible de ciclos de carga-descarga. En teoría el «ciclo» de carga-descarga puede ser repetido indefinidamente. En la práctica existen limitaciones para el máximo número de ellos, ya que los electrodos pierden parte del material con cada descarga. La diferencia funcional entre diferentes tipos de baterías obedece al uso de diferentes electrolitos y electrodos metálicos. Dentro de un mismo tipo de batería, la diferencia funcional es el resultado del método de fabricación. Los ciclos continuos de trabajo de una batería (carga y descarga) hacen que esta pierda capacidad con el tiempo, debido a que se va perdiendo material activo. Se llega a la muerte de la batería cuando la capacidad se ha reducido al 80% de la nominal. Cuanto menor sea el régimen de descarga (mayor corriente implicada en el proceso de descarga durante menos horas), más rápidamente pierde la batería su capacidad. En la figura puede verse que una batería descargándose en régimen de

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I20 tiene menor vida útil que si se descarga a régimen de I100 (los ciclos son cargas y descargas equivalentes a la capacidad útil). 1,0

CB/CBinicial

0,8 0,6 I100 I40 I25

0,4 0,2 0

0

1.500

3.000

4.500

6.000

Número de ciclos FIGURA 3.8. Vida útil vs. Régimen de descarga.

Los ciclos de carga y descarga provocan la estratificación del electrolito, es decir, la densidad en el fondo de la batería es mayor que en la parte superior. Esto se produce debido a la resistencia de las rejillas, que hace que la corriente sea mayor en la parte superior de la rejilla (cerca de los bornes) que en la inferior, absorbiéndose más electrolito en la zona de arriba. Además, la tendencia natural de los líquidos a caer agrava la estratificación. Cuando un tipo de energía es convertido en otro, la eficiencia del proceso nunca alcanza el 100%, ya que siempre existen pérdidas (calor). La doble conversión energética que toma lugar dentro de una batería obedece esta ley física. Habrá, por lo tanto, pérdidas de energía durante el proceso de carga y el de descarga. 3.1.4.2. Influencia de la temperatura Al realizar la descarga a baja temperatura la caída de tensión es mucho más severa que la que se observa, para la misma corriente, a 25 ºC. La baja temperatura retarda la reacción química, lo que se traduce en un brusco aumento de la resistencia interna de la batería, lo que provoca una mayor caída de la tensión. Estas curvas confirman la experiencia que tenemos con baterías para automóvil durante el invierno. Se observa, asimismo, que si se mantiene constante la temperatura del electrolito, la caída de tensión es siempre mayor (aumento de la resistencia interna) cuando la corriente de descarga aumenta.

Otros subsistemas de una instalación fotovoltaica Temperatura (ºC) 30 25 16 4 i7 i18 i29 i40 i51

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Capacidad (%) 105 100 90 77 63 49 35 21 9

TABLA 3.1. Capacidad en función de la temperatura.

Para la carga, se observa que la tensión correspondiente a un dado estado y corriente de carga, es siempre menor cuando la temperatura disminuye. Al aumentar la temperatura, aumenta la movilidad del electrolito, disminuyendo la resistencia interna de la batería. Esta disminución de la resistencia con la temperatura implica que la tensión en bornes de la batería a la que ocurre la sobrecarga disminuye. La tensión de corte del regulador por sobrecarga se deberá corregir en i5 mV por ºC y elemento. Es conveniente cargar una batería con un nivel de corriente que no exceda el máximo dado por el fabricante. El tiempo de carga, multiplicado por la corriente de carga debe ser un 15% mayor al número de Ah de la batería, para compensar por las pérdidas durante el proceso de carga. La temperatura también puede influir en la vida útil de una batería. Si es demasiado alta, la reacción química que tiene lugar en el acumulador se acelera demasiado y la vida se acorta. Si la temperatura es baja, la vida se prolonga, pero si baja demasiado puede correr el riesgo de congelación. En este caso, lo mejor será mantener la batería en un nivel de carga alto, ya que cuanto mayor sea la concentración del electrolito el punto de congelación será más bajo. 3.1.4.3. Punto de congelación Un problema que suele presentarse cuando la temperatura del electrolito alcanza los 0 °C está relacionado con el estado de carga de la batería. Si esta está prácticamente descargada, la cantidad de agua en la solución electrolítica es mayor, como indicamos anteriormente. Al bajar la temperatura del electrolito existe la posibilidad de que el agua se congele. Si esto ocurre, su volumen aumenta. La fuerza de esta expansión distorsiona los electrodos, pudiendo dañar las celdas o quebrar la caja. El ácido del electrolito actúa como anticongelante, de manera que es extremadamente importante mantener la carga de las baterías cuando la temperatura de

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trabajo disminuye. Una batería solar del tipo Pb-ácido, totalmente descargada, se congela alrededor de los i10 °C. Si está totalmente cargada, el punto de congelación se alcanza alrededor de los i58 °C. Veamos la siguiente tabla.

Estado carga (%)

Temperatura congelamiento electrolito (°C)

100% 75% 50% 25% Descargada

i58,0 i34,4 i20,0 i15,0 i10,0

TABLA 3.2. Temperaturas de congelación en función del nivel de carga.

Para evitar la congelación en climas fríos, se deben usar elevadas densidades de electrolito. Se recomienda mantener la batería cargada con una disolución al 40% de H2SO4. Así, se consigue que el punto de congelación esté en i60 ºC. 3.1.4.4. Elevadas temperaturas Si las bajas temperaturas causan tantos problemas, alguno puede concluir que las temperaturas ambientes elevadas son las ideales. La conclusión es errónea, pues al aumentar la temperatura, la velocidad de las reacciones químicas aumenta, con lo cual la corrosión llega antes. Así la mayor actividad química se traduce en una reducción en la vida útil de una batería de Pb-ácido, como lo muestra la tabla dada a continuación. Temperatura electrolito (ºC)

Reducción vida útil (%)

25 30 35 40 45 50 55

0 30 50 65 77 87 95

TABLA 3.3. Reducción de la vida útil en función de la temperatura del electrolito.

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Para compensar este problema, en zonas cálidas se utilizan densidades de electrolito bajas, de entre 1,20 y 1,22 g/cm3 para baterías totalmente cargadas. 3.1.4.5. Gasificación Cuando una batería de plomo-ácido está próxima a alcanzar el 100% de su carga, la cantidad de agua en el electrolito ha sido severamente reducida. Los iones que esta provee se hacen más escasos, disminuyendo la posibilidad para el ion de hidrógeno (electrodo negativo) y para el ion de oxígeno (electrodo positivo) de reaccionar químicamente, formando plomo y dióxido de plomo, respectivamente. Si la corriente de carga continúa al mismo nivel, el exceso de gases escapa del electrolito produciendo un intenso burbujeo, el que se conoce como «gasificación». Si el proceso de carga no es controlado, el exceso de oxígeno comienza a oxidar los sostenes de plomo de las celdas, pudiendo causar el derrumbe de los mismos. Este fenómeno es conocido como la «muerte súbita» de la batería, ya que ocurre sin dar aviso previo. Una gasificación excesiva arrastra parte del electrolito, el que es expulsado fuera de la batería, a través de los tapones de respiración. Este material contiene ácido sulfúrico, dañando los terminales de salida y disminuyendo la cantidad de ácido dentro de la batería. El proceso de carga de una batería de Pbácido debe minimizar la gasificación del electrolito. Algo de gasificación es útil, pues contribuye a homogeneizar la solución electrolítica y ayuda a evitar el fenómeno de la estratificación, debida a los continuos ciclos de carga y descarga que sufre la batería, que produce que el ácido tienda a concentrarse en el fondo, pudiéndose corroerse las partes bajas de las rejillas y dañarse la batería. Las burbujas de la gasificación pueden evitar este fenómeno. Esta función de gasificación es efectuada por el regulador. Si la batería ha sido descargada en profundidad y si está activada la función de gasificación, el regulador mantendrá la tensión de gasificación hasta que esta haya sido alcanzada (La función de gasificación no es recomendable para baterías de electrolito absorbido o de gel, y por esta razón se la puede desactivar). La tensión de gasificación depende la temperatura externa, el regulador, automáticamente, hace las correcciones que corresponde. Para una batería solar de Pb-ácido de 12V nominales, trabajando alrededor de los 25 °C, una tensión de carga de 14,28V proporciona un nivel tolerable de gasificación. Una tensión más elevada provoca un nivel de gasificación excesivo. 3.1.4.6. Sulfatación Hemos visto que la descarga de las baterías de plomo-ácido trae aparejado un depósito de sulfato de plomo en ambas placas. Normalmente este depósito está constituido por pequeños cristales, que se descomponen fácilmente durante el pro-

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ceso de carga. Si, por el contrario, la batería ha sido descargada repetidas veces por debajo del mínimo especificado, es pobremente cargada, o permanece descargada por largo tiempo, el tamaño de los cristales de sulfato de plomo es grande, lo que se traduce en una disminución de la superficie activa del electrodo. Debido a su gran tamaño, buena parte de los cristales ni intervienen ni dejan que los electrodos intervengan en las reacciones químicas, reduciendo así la materia activa y con ello la capacidad de la batería, pudiendo dejarla inservible. Este fenómeno se conoce con el nombre de sulfatación de la batería. En lugares donde los períodos nublados son de larga duración las baterías pueden permanecer en estado de baja carga, por largo tiempo, induciendo la sulfatación de las placas. Si la sobredescarga es muy pronunciada se puede llegar a la situación peligrosa de agotamiento pudiéndose dañar seriamente la batería. Una carga a régimen de corriente elevado puede disolver esta formación cristalina (proceso de ecualización).

3.1.5. Otros tipos de baterías solares 3.1.5.1. Baterías solares de gel (VRLA) Existe una batería solar de Pb-ácido donde el electrolito no es líquido sino gelatinoso (Gel battery, en inglés). Su costo es alrededor de tres veces mayor que el de la versión con electrolito líquido, pero tiene características técnicas que la hacen muy útiles en aplicaciones especializadas. La literatura técnica suele identificar a este tipo de baterías con la abreviatura VRLA, que corresponde a la abreviación de cuatro palabras inglesas cuyo significado es: «Pb-ácido regulada por válvula». Como esta batería no requiere ventilación al exterior durante el proceso de carga, la caja exterior es hermética. La válvula constituye un dispositivo de seguridad en caso de cortocircuito o sobrecarga. Esta hermeticidad evita el derrame del electrolito, lo que disminuye el riesgo en su manejo, y la convierte en la solución ideal para instalaciones marinas (boyas o embarcaciones). Como no requieren mantenimiento (agregado de agua), se las usa en instalaciones donde la supervisión es infrecuente o nula, como es el caso en sistemas fotovoltaicos de iluminación de carteles de propaganda en carreteras, repetidores de comunicaciones, o en sistemas fotovoltaicos portátiles («listos para ser usados»). El tipo de electrolito usado en esta batería permite su uso a bajas temperaturas con mayor eficiencia que las de electrolito líquido. La autodescarga semanal es de 1,1%, a 25 ºC y aumenta a un 3% cuando la temperatura se eleva a 40 ºC. Pueden obtenerse en versiones de 6 y 12V, con capacidades entre 6 y 180 Ah (20hrs).

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3.1.5.2. Baterías solares de níquel-cadmio (Ni-Cd) No podemos concluir sin mencionar este tipo de batería de ciclo profundo. Debido a su alto costo inicial (6 a 8 veces el de una batería equivalente de Pb-ácido), este diseño no ha podido suplantar al tipo Pb-ácido con electrolito líquido. Sin embargo, el costo operacional (largo plazo) es mucho menor que el de una batería de igual capacidad del tipo Pb-ácido debido a su larga vida útil y bajo mantenimiento. En este caso los elementos están constituidos por unas placas positivas (ánodos) de hidróxido de níquel, unas placas negativas (cátodos) de cadmio y un electrolito de hidróxido de potasio que no reacciona con las placas. La reacción química aproximada es la siguiente: 2NiO(OH) c Cd c 2H2O 2Ni(OH)2 c Cd (OH)2

descarga

carga

r 2Ni(OH)2 c Cd(OH)2

r 2NiO(OH) c Cd c 2H2O

El hidróxido potásico diluido (KOH), que es el electrolito, no aparece en la fórmula, aunque debe tenerse en cuenta que durante la carga se forma agua y que ésta es absorbida por el electrolito durante la descarga. Existen dos métodos de fabricación para estas baterías, pero el recomendado para una batería solar es el llamado de «bolsillos en la placa» (pocket plate, en inglés). Este tipo de batería usa placas de acero inoxidable, las que poseen depresiones donde se coloca el material activo. El electrolito de estas baterías es una solución de agua e hidróxido de potasio, el que requiere una capa de aceite protector, para evitar su oxidación por el oxígeno del ambiente. En términos genéricos, una batería de Ni-Cd que usa este método de fabricación tolera más exigencias que su equivalente de Pb-ácido. Sus características más salientes son: pueden soportar, sin daño, cargas y descargas fuertes, así como una mayor profundidad de descarga (cerca del 100%). Tienen una mayor eficiencia con baja temperatura ambiente y soportan, sin problemas, una alta combinación de temperatura y humedad ambiente. Esta última característica la convierte en la solución ideal para climas tropicales. Otras ventajas asociadas con este tipo de batería es la ausencia de problemas similares al de la «sulfatación» de las placas o la congelación del electrolito. Una batería de Ni-Cd puede trabajar con bajo estado de carga sin deteriorarse. La autodescarga es inicialmente elevada, pero disminuye con el tiempo, permitiendo largos períodos de almacenamiento con una retención considerable de la carga inicial. La vida útil es más de dos veces la de una Pb-ácido. Uno de los fabricantes de baterías solares de Ni-Cd (SAFT-NIFE) las garantiza por 20 años.

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Pero dado que ningún componente es perfecto, enumeraremos a continuación alguna de las características de la batería de Ni-Cd que pueden ser consideradas como inconvenientes en un sistema fotovoltaico. Una de ellas es su característica de descarga. Como la resistencia interna de esta batería es diez (10) veces menor que la de Pb-ácido, la tensión de salida permanece prácticamente constante hasta el momento en que su capacidad de almacenaje de energía se ve agotada. Es entonces cuando este cae en forma vertiginosa. Esta característica no permite al usuario tener un «aviso previo», como en el caso de las baterías de Pb-ácido, donde la resistencia interna se incrementa con el tiempo, bajando su tensión de salida en forma continua. Si se quiere medir la tensión de salida, se requiere el uso de un voltímetro que tenga la suficiente resolución y precisión para que la lectura contenga dos decimales significativos, ya que los cambios, como se ha dicho, son muy pequeños. El electrolito de una batería de Ni-Cd tiene un rol pasivo. Solo actúa como transportador de cargas. No existe variación alguna en la densidad del mismo entre carga y descarga, impidiendo el uso de un densímetro. El instrumento más recomendable es un medidor de energía, como el que mide el número de Wh. La tensión de una celda es cercana a 1,4V cuando la batería está cargada, y disminuye a 1,1V cuando está descargada. Para obtener tensiones cercanas a los 12V (o múltiplos de este) se necesitan más celdas por batería. Si se usan estas baterías en un sistema FV, el control de carga deberá ser elegido de manera que sea compatible con este tipo de baterías. Un medidor de estado de carga diseñado para baterías de Pb-ácido no puede ser utilizado para monitorizar este tipo de acumulador.

3.1.6. Condicionantes del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red A continuación se reproduce los condicionantes que con respecto a las baterías figuran en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE para aplicaciones aisladas. Las baterías del acumulador serán de plomo-ácido, preferentemente estacionarias y de placa tubular. No se permitirá el uso de baterías de arranque. Para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en Ah) no excederá en 25 veces la corriente (en A) de cortocircuito en Condiciones Estándar de Medida (STC) del generador fotovoltaico. En el caso de que la capacidad del acumulador elegido sea superior a este valor (por existir el apoyo de un generador eólico, cargador de baterías, grupo electrógeno, etc.), se justificará adecuadamente. La máxima profundidad de descarga (referida a la capacidad nominal del acumulador) no excederá el 80% en instalaciones donde se prevea que descargas tan

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profundas no serán frecuentes. En aquellas aplicaciones en las que estas sobredescargas puedan ser habituales, tales como alumbrado público, la máxima profundidad de descarga no superará el 60%. Se protegerá, especialmente frente a sobrecargas, a las baterías con electrolito gelificado, de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. La capacidad inicial del acumulador será superior al 90% de la capacidad nominal. En cualquier caso, deberán seguirse las recomendaciones del fabricante para aquellas baterías que requieran una carga inicial. La autodescarga del acumulador a 20 ºC no excederá el 6% de su capacidad nominal por mes. La vida del acumulador, definida como la correspondiente hasta que su capacidad residual caiga por debajo del 80% de su capacidad nominal, debe ser superior a 1.000 ciclos, cuando se descarga el acumulador hasta una profundidad del 50% al 20 ºC. El acumulador será instalado siguiendo las recomendaciones del fabricante. En cualquier caso, deberá asegurarse lo siguiente: ! El acumulador se situará en un lugar ventilado y con acceso restringido. ! Se adoptarán las medidas de protección necesarias para evitar el cortocircuito accidental de los terminales del acumulador, por ejemplo, mediante cubiertas aislantes. Cada batería, o vaso, deberá estar etiquetado, al menos, con la siguiente información: ! Tensión nominal (V). ! Polaridad de los terminales. ! Capacidad nominal (Ah). ! Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.

3.1.7. Mantenimiento El plan de mantenimiento debe contemplar inspecciones periódicas del sistema, así como 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). Desde el comienzo del proceso de instalación, y continuando más tarde con el servicio de mantenimiento, se requiere el uso de instrumentos eléctricos de medida que nos permitan conocer las tensiones y corrientes en el sistema, o determinar si una conexión está abierta o cerrada. Estos instrumentos se conocen, respectivamente, con el nombre de voltímetro, amperímetro y medidor de continuidad.

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Es recomendable la incorporación, en forma permanente, de un voltímetro y un amperímetro en el sistema, pues sus lecturas facilitan la evaluación rápida y dinámica del funcionamiento del mismo. Sin embargo, durante la instalación y el mantenimiento es imprescindible efectuar mediciones en diversos puntos del sistema. Es importante que las tareas de inspección sean hechas teniendo en consideración la seguridad de quien las lleva a cabo. Al respecto debe recordarse que las herramientas a usarse (pinzas, destornilladores, etc.) pueden, accidentalmente, producir un cortocircuito de batería al tocar el terminal opuesto. Para minimizar esta posibilidad ha de cubrirse con cinta aislante las superficies metálicas que no son utilizadas. Se ha de evitar utilizar anillos, cadenas de oro o un reloj pulsera con malla metálica mientras trabaja con las baterías (la tendión de salida de un inversor puede causar la muerte por electrocución). A veces la reacción incontrolada que provoca un cortocircuito inesperado puede causar un accidente imprevisible. Se han de utilizar guantes, botas y delantal de goma al trabajar con baterías de Pb-ácido. La inspección visual es la más fácil de llevar a cabo. Si se realiza en forma detallada podrá detectarse el deterioro prematuro de los componentes expuestos a los rigores del clima (temperatura, radiación ultravioleta, lluvia, granizo, etc.), el ataque de los roedores, la oxidación o el aflojamiento de los tornillos utilizados para conectar cables o amarrar sostenes. Si el sistema tiene algún tipo de medidor (voltímetro, amperímetro o medidor de Ah) o simplemente luces indicadoras, la inspección visual de los mismos dará una rápida evaluación dinámica del sistema. En el caso del banco de baterías la inspección visual deberá determinar si hay pérdidas excesivas del electrolito. Estas se manifiestan como depósitos en el contacto positivo, residuos ácidos en las bandejas plásticas o en el deterioro de la base de sostén. Dos veces al mes las baterías deberán ser agitadas, con suavidad, para evitar la estratificación del electrolito. Algunas acciones son: ! Comprobar que las bancadas, el interior de los contenedores y, sobre todo, la parte superior de los acumuladores no presenta restos de suciedad (polvo, humedad, salpicaduras de electrolito, condensaciones de gases, etc.) que pueda provocar autodescargas parásitas o derivaciones eléctricas. En su caso, limpiar la suciedad y el polvo con un paño humedecido en agua limpia. En los acumuladores de electrolito líquido, eliminar los restos de ácido con un paño humedecido en la disolución neutralizante, enjuagar con un paño humedecido en agua limpia y secar con un paño limpio. ! Comprobar que los terminales de conexión no muestran signos de corrosión o sulfatación que reduzcan el área efectiva de contacto entre el

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terminal y el borne del acumulador. En su caso, desconectar el terminal, limpiarlo convenientemente (principalmente la superficie de contacto) y limpiar también el borne del acumulador. Para ello se puede proceder de forma análoga a la limpieza de la parte superior de los acumuladores. En ocasiones puede ser necesaria la utilización de utensilios especiales de limpieza (cepillo de alambre, escariador, etc.). Una vez limpios, se aplicará de forma uniforme en el terminal y en el borne una fina capa de grasa especial (de conductividad adecuada) para preservar la conexión. La aplicación (en su caso) de vaselina neutra o grasa de silicona debe limitarse a proteger el exterior de la conexión (no la superficie de contacto). ! Comprobar que los tapones cerámicos de los acumuladores de electrolito líquido no están obstruidos parcialmente por las salpicaduras del mismo. En su caso, lavarlos con abundante agua y secarlos agitándolos vigorosamente o aplicando una corriente de aire para eliminar toda el agua. Antes de efectuar cualquier tarea de limpieza hay que asegurarse de que los orificios de reposición de agua (en los acumuladores de electrolito líquido) están bien cerrados para evitar la entrada de suciedad o disolución neutralizante en el interior de las celdas. La utilización de disoluciones neutralizantes a base de amoníaco puede dañar permanentemente el material plástico de los acumuladores. La aplicación excesiva de grasa protectora puede provocar autodescargas parásitas al derretirse por efecto de la temperatura. Una vez cada mes, o con mayor frecuencia si se nota algún problema, deberá medirse la densidad del electrolito en cada una de las celdas que componen el banco de baterías y archivar los resultados. La comparación de los resultados con medidas hechas con anterioridad permitirá detectar el comienzo de problemas en una determinada célula. Bruscas variaciones en la densidad o el nivel del electrolito, ayudan a determinar el envejecimiento de una batería de Pb-ácido o el uso incorrecto del sistema fotovoltaico. La medición de la densidad del electrolito en una celda se lleva a cabo con un densímetro La escala del flotador solo es válida para una temperatura del electrolito cercana a los 27 ºC. Para otros valores de temperatura se necesita corregir los valores leídos. La medición de la densidad debe hacerse con una batería en reposo, sin llenar excesivamente el tubo de prueba, lo que evitaría la libre flotación del bulbo de medida.

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La Tabla siguiente muestra la relación aproximada entre la densidad del electrolito y el estado de carga Porcentaje de carga 100% 75% 50% 25% Descargada

Densidad del electrolito 1.260 1.220 1.185 1.150 1.120

Voltaje (bat. 12V) 12,60 (o mayor) 12,36 12,18 11,94 11,85 (o menor)

TABLA 3.4. Relación aproximada entre estado de carga y densidad del electrolito y tensión de salida.

La comprobación del nivel del electrolito en los acumuladores traslúcidos se puede realizar por mera inspección visual. Obsérvese en la imagen el nivel correspondiente y las marcas de nivel máximo y mínimo que determinan la reserva de electrolito.

3.2. Subsistema de regulación de carga Las prestaciones y el tiempo de vida útil de un acumulador eléctrico dependen en gran medida, como se ha visto, del modo en que se lleven a cabo los procesos de carga y descarga del mismo. En particular, las baterías deben protegerse contra sobrecargas y sobredescargas para prolongar su vida útil. El regulador de carga es el dispositivo encargado de proteger a la batería frente a sobrecargas y sobredescargas. Durante la noche la tensión de salida de los paneles fotovoltaicos es nula. Al amanecer, atardecer o en días nublados, el nivel de insolación es bajo y los paneles quizá no puedan cargar las baterías. Si la demanda de consumo eléctrico de la instalación provoca un estado de carga en la batería demasiado bajo, de mantenerse esta situación durante tiempo prolongado, resulta perjudicial para la misma. En este caso el regulador cumple la misión de evitar la descarga de la batería. Cuando la insolación aumenta, la tensión de los paneles supera a la del banco de baterías y el proceso de carga se reanuda. Como la tensión que puede proporcionar el panel es mayor que la tensión que presenta la batería a plena carga, si no se controla el proceso de carga, continuaría produciéndose este y puede dar lugar a una sobrecarga de la batería. Si no se evita la sobrecarga de las baterías, se produce gasificación y calentamiento, dando lugar a una disminución de la vida útil. También para evitar dicha sobrecarga se utiliza el regulador.

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FIGURA 3.9. Reguladores de carga.

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3.2.1. Características del regulador Un regulador funciona generalmente por control de la tensión (relacionada con el estado de carga) en los terminales de la batería. Existen otros reguladores que utilizan diferentes estrategias de regulación atendiendo a otros parámetros, como por ejemplo, el estado de carga del acumulador. En cualquier caso, debe asegurarse una protección equivalente del acumulador contra sobrecargas y sobredescargas. El regulador debe ser configurado específicamente en función del tipo de batería, aplicación y condiciones climáticas. Sus principales características son: ! Tensión nominal: igual a la del sistema, usualmente 12, 24 ó 48 V. ! Intensidad máxima que permite que circule a través de él: debe ser al menos un 25% mayor a la máxima corriente del generador fotovoltaico, puesto que en ocasiones la irradiancia puede llegar a superar los 1.250 W/m2. Otras características son los valores de tensión de corte por alta (sobrecarga) y tensión de corte por baja (sobredescarga). Algunos reguladores pueden incluir también las siguientes funciones: ! Existencia de compensación con la temperatura. Las tensiones que indican el estado de carga de la batería varían con la temperatura, por eso algunos reguladores miden la temperatura y corrigen, basándose en ello, las tensiones de sobrecarga. ! Ajuste del procedimiento de carga según el tipo de batería (especialmente importante en el caso de las baterías de gel). ! Protección contra polaridad inversa. ! Protección contra cortocircuito. ! Protección frente a sobretensiones debidas a descargas atmosféricas (rayos). ! Indicación de la función de carga en cada momento, así como indicación de la intensidad y de la tensión. ! Regulación automática de gaseo: cada 15 días las baterías se cargan durante unas 3 horas con una tensión por encima de la tensión de gaseo. De este modo, con los gases en el electrolito de la batería se produce una mezcla de las capas del mismo. De lo contrario, a lo largo de la vida de la batería se producirá una estratificación indeseada del electrolito. ! Seguimiento de punto de máxima potencia. Algunos reguladores incorporan diversos equipos de Instrumentación de medida e indicadores, que proporcionará al usuario una información básica sobre el funcionamiento de la instalación:

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Voltímetros. Amperímetros ! Contadores. ! Alarmas luminosas o sonoras que indican bajo estado de carga, desconexión del generador, entre otros. ! Función antidescarga nocturna (descarga de la batería a través del generador cuando no hay irradiación). ! Conexión con ordenador. Los métodos usados para controlar la tensión en la batería son el regulador serie (cortando el suministro mediante circuito abierto) y el regulador paralelo (disipando la corriente generada por el generador mediante un dispositivo electrónico). Generalmente se usan los reguladores serie por sus ventajas frente a los paralelo, que solo se usan para sistemas de muy baja potencia. Tanto en el control paralelo, como en el serie, el máximo valor de la corriente de carga está determinado por la diferencia entre la tensión de salida de los paneles y la de baterías. ! !

3.2.2. Reguladores serie Son de utilización generalizada, la mayoría de los sistemas fotovoltaicos autónomos incorporan un regulador del tipo serie. Estos reguladores se caracterizan por un elemento interruptor que es conectado en serie entre el módulo fotovoltaico y la batería, y otro entre la batería y el consumo.

Carga

FIGURA 3.10. Regulador serie.

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Cuando el interruptor tras los módulos está en conducción, dirige la corriente eléctrica hacia la batería. En los primeros días de la fotovoltaica este interruptor era a menudo implementado por un relé que accionaba el interruptor on y off en los puntos establecidos de tensión de la batería, como sucede en los reguladores de muy bajo coste. En el día de hoy, los reguladores son mucho más sofisticados, con elementos semiconductores de conmutación rápida como MOSFETs, que ofrecen una mejor carga de la batería mediante la liberación de la corriente procedente de los paneles en rápidos pulsos de longitud variable (técnica denominada modulación de anchura de pulso, PWM, Pulse Width Modulation. Los dispositivos más avanzados utilizan, incluso, algoritmos especiales que adaptan los intervalos de los pulsos de carga al estado de carga de la batería (SOC, State Of Charge). Cuando la tensión de la batería indica que va a pasar a sobrecarga (tensión de corte por alta), se desconecta la batería del generador. Cuando la tensión de la batería indica que va a pasar a sobredescarga (tensión de corte por baja), se desconecta la batería del consumo.

3.2.3. Reguladores paralelo Este tipo de regulador, el elemento conmutador es conectado en paralelo al módulo. Al detectar que la tensión en la batería supera el valor correspondiente a plena carga (batería completamente cargada), el módulo es cortocircuitado por el interruptor y así no puede fluir corriente a la batería. En esta configuración, la integración de un diodo de bloqueo es obligatoria ya que, de otra manera, la batería quedaría en cortocircuito. Así el paso de corriente es posible únicamente en un sentido. Con este diodo se evita que los paneles se puedan comportar como cargas nocturnas que consuman potencia de la batería. Sin embargo, los diodos de bloqueo consumen potencia (presentan caída de tensión) cuando se carga la batería, y genera una caída de tensión. En cambio, los reguladores serie pueden evitar la descarga nocturna sin gasto de energía. Como los controladores en serie, la mayoría de los dispositivos de maniobra modernos también trabajan con regulación PWM y supervisión del estado de carga, SOC, de la batería. Los partidarios de estos reguladores a menudo sostienen que estos dispositivos consiguen eficiencias más altas en la carga de la batería que los reguladores en serie, en los que se producen pérdidas de potencia en los elementos conmutadores colocados en serie. Como desventaja, los MOSFETs o transistores de potencia de los reguladores en paralelo requieren grandes disipadores de calor con el propósito de superar las elevadas corrientes del generador FV de forma segura. Algunos críticos de estos dispositivos alegan también que el cortocircuitado frecuente no es algo beneficioso para un generador FV, afirmando que las elevadas corrientes de cortocircuito llevarían a una degradación de los módulos solares y,

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algunas veces, incluso inducirían puntos calientes. Este argumento es correcto para módulos de baja calidad que hayan sido ensamblados con células defectuosas. Elevadas corrientes internas fluyendo a través de los módulos podrían, realmente, sobrecalentar las células defectuosas y disparar casos de punto caliente. Desde un punto de vista técnico, no hay argumentos en contra de los reguladores en paralelo, pero necesitan funcionar con módulos estándar de cierta calidad contrastada.

Carga

FIGURA 3.11. Regulador paralelo.

3.2.4. Regulador/seguidor del punto de máxima potencia El elemento central de un regulador MPPT es un convertidor DC-DC que transforma la tensión de salida del módulo a la tensión requerida para cargar las baterías.

Carga

FIGURA 3.12. Esquema de regulador/seguidor del punto de máxima potencia.

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El elemento central de un regulador MPPT es un convertidor DC-DC que transforma la tensión de salida del módulo a la tensión requerida para cargar las baterías. Hay dos tipos de convertidores de continua a continua. Los convertidores denominados step-up converters o también boost converters elevan la tensión de entrada a un nivel de salida mayor. Los convertidores step-down converters o buck converters realizan la acción opuesta y empujan la tensión hacia un nivel inferior. Para aplicaciones fotovoltaicas los convertidores buck son más empleados, ya que debido al gran desarrollo de la fotovoltaica de conexión a red, la mayor parte de módulos en el mercado tiene tensiones de salida que son demasiado elevadas para la carga de baterías, así que tienen que ser reducidas, además de poder conectarse en serie. Sin embargo, la verdadera cuestión en un regulador MPPT no es esta transferencia de tensión, sino cómo encontrar el punto de máxima potencia del campo solar. Para este propósito, la unidad DC-DC debe ser equipada con un algoritmo capaz de medir la curva V-I del módulo e identificar la tensión del punto de máxima potencia. La forma de lograrlo depende de los fabricantes de seguidores. En la mayoría de los casos, los dispositivos trabajan con un seguimiento electrónico continuo del punto de máxima potencia que es interrumpido de tiempo cada cierto tiempo por un barrido de tensión a lo largo de toda la curva V-I buscando asegurar que el mecanismo está siguiendo el MPP real y no una máxima potencia local. En otro apartado de este capítulo se analizan los seguidores del punto de máxima potencia con más detalle.

3.2.5. Tensiones de regulación Los niveles de tensión a los que el regulador realiza el control o los cortes son las tensiones de regulación. Los reguladores serie (los más usados) incorporan cuatro valores de tensión de regulación: 3.2.5.1. Tensión de corte por sobrecarga (Vsc) Máxima tensión que el regulador permite que alcance la batería. Cuando se detecta que la tensión de la batería llega a Vsc, se desconecta el generador o comienza a limitar la cantidad de corriente que se suministra a la batería. En algunos casos se utilizan dos valores para Vsc. El mayor se utiliza para cada ciertos ciclos proporcionar una cierta sobrecarga, lo que implica gasificación (para evitar la estratificación) y ecualización (para evitar la dispersión de las características de los elementos que componen la batería). El valor menor se utiliza para el resto de ciclos, evitando la sobrecarga. La selección de la tensión de regulación depende de muchos factores, como el tipo de batería, el diseño, el tamaño del generador y la batería, la temperatura de operación, etc. Normalmente los reguladores incluyen compensación por temperatura.

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3.2.5.2. Tensión de rearme de carga (Vrc) Es la tensión a la cual se vuelve a conectar el generador para cargar de nuevo la batería. De esta forma hasta que no se supera Vsc no se desconecta el generador, y hasta que no se baja de Vrc no se vuelve a conectar (histéresis) evitando reconexiones demasiado frecuentes. 3.2.5.3. Tensión de corte por sobredescarga (Vsd) Es el valor mínimo de tensión al que la batería está conectada al consumo. Cuando se baja de esta tensión, se desconecta la batería del consumo. En algunos casos se puede establecer una jerarquía de prioridades en la desconexión de los consumos críticos. 3.2.5.4. Tensión de rearme de descarga (Vrd) Es la tensión a la cual el regulador vuelve a conectar la batería al consumo. En este caso también se realiza un ciclo de histéresis: hasta que no se baja del valor de Vsd no se desconecta el consumo de la batería, y hasta que no se supera el valor de Vrd no se vuelve a conectar. Las tensiones de regulación utilizados para baterías de plomo-ácido recomendados están alrededor de los siguientes valores: ! Tensión de corte por sobrecarga: Vsc u 2,45 V/elemento, a 25 ºC. Se debe corregir en i5 mV/ºC. ! Tensión de rearme de carga: Vrc u 2,2 V/elemento. ! Tensión de corte por sobredescarga: Vsd u entre 1,9 y 1,95V/elemento. ! Tensión de rearme de descarga: Vrc u 2,1 V/elemento. Algoritmos de control utilizados: ! Control ON/OFF: Abriendo y cerrando el interruptor cuando se sobrepasan los voltajes de regulación. ! Control PWM (modulación de anchura de pulsos): De esta forma se puede mantener constante la tensión de carga de la batería. A continuación se muestran algunos requerimientos que aparecen en el pliego de condiciones técnicas para sistemas aislados para los reguladores. Los reguladores de carga que utilicen la tensión del acumulador como referencia para la regulación deberán cumplir los siguientes requisitos: ! La tensión de desconexión de la carga de consumo del regulador deberá elegirse para que la interrupción del suministro de electricidad a las cargas se produzca cuando el acumulador haya alcanzado la profundidad máxima de descarga permitida.

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La precisión en las tensiones de corte efectivas respecto a los valores fijados en el regulador será del 1%. ! La tensión final de carga debe asegurar la correcta carga de la batería. ! La tensión final de carga debe corregirse por temperatura a razón de i4mV/°C a i5mV/°C por vaso, y estar en el intervalo de n 1% del valor especificado. ! Se permitirán sobrecargas controladas del acumulador para evitar la estratificación del electrolito o para realizar cargas de igualación. Los reguladores de carga deben estar protegidos frente a cortocircuitos en la línea de consumo. El regulador de carga se seleccionará para que sea capaz de resistir sin daño una sobrecarga simultánea, a la temperatura ambiente máxima, de: ! Corriente en la línea de generador: un 25% superior a la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico en condiciones STC. ! Corriente en la línea de consumo: un 25% superior a la corriente máxima de la carga de consumo. El regulador de carga debería estar protegido contra la posibilidad de desconexión accidental del acumulador, con el generador operando en las STC y con cualquier carga. En estas condiciones, el regulador debería asegurar, además de su propia protección, la de las cargas conectadas. Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de generador y acumulador serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal), para sistemas de menos de 1 kW, y del 2% de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendo los terminales. Estos valores se especifican para las siguientes condiciones: corriente nula en la línea de consumo y corriente en la línea generador-acumulador igual a la corriente máxima especificada para el regulador (A veces las caídas de tensión son superiores, por ejemplo, si el regulador incorpora un diodo de bloqueo). Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de batería y consumo serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal), para sistemas de menos de 1 kW, y del 2% de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendo los terminales. Estos valores se especifican para las siguientes condiciones: corriente nula en la línea de generador y corriente en la línea acumulador-consumo igual a la corriente máxima especificada para el regulador. Las pérdidas de energía diarias causadas por el autoconsumo del regulador en condiciones normales de operación deben ser inferiores al 3% del consumo diario de energía. !

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Las tensiones de reconexión de sobrecarga y sobredescarga serán distintas de las de desconexión, o bien estarán temporizadas, para evitar oscilaciones desconexión-reconexión. El regulador de carga deberá estar etiquetado con al menos la siguiente información: ! Tensión nominal (V). ! Corriente máxima (A). ! Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie. ! Polaridad de terminales y conexiones.

3.3. Subsistema de acondicionamiento de potencia Los convertidores son elementos capaces de alterar la tensión y características de la corriente eléctrica que reciben, transformándola de manera que resulte más apta para los usos específicos a que vaya destinada en cada caso.

FIGURA 3.13. Ejemplos de convertidores.

Los convertidores que reciben la corriente continua a un determinado voltaje y la transforman en corriente continua, pero a un voltaje diferente, reciben la denominación de convertidores continua/continua, cc/cc (corriente continua-corriente continua, o más habitualmente dc/dc en inglés) y los que transforman la corriente continua en alterna se denominan convertidores continua alterna, cc/ca (dc/ac en inglés) o inversores.

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3.3.1. El convertidor continua/continua En ocasiones (poco frecuentes) no se puede hacer coincidir la tensión de la batería con la requerida por algunos elementos de continua del sistema (por ejemplo, si tenemos cargas de corriente continua con dos niveles de tensión nominales). Esto se resuelve conectando un convertidor dc/dc a la salida de la batería. Por otro lado, estos convertidores dan una salida de tensión muy estable, lo cual es beneficioso para las cargas. Ii

Io

c

c

Vi

Vo

i

i

FIGURA 3.14. Esquema de un convertidor continua/continua.

Otra aplicación muy importante de los convertidores continua/continua o dc/dc está en el seguimiento de potencia máxima del generador, forzándolo a trabajar en el punto de potencia máxima y de esta forma aumentando la eficiencia energética del sistema. Son los seguidores del punto de máxima potencia (suelen estar incorporados al regulador en el caso de sistemas autónomos y al inversor en el caso de sistemas conectados en red). 3.3.1.1. Funcionamiento de un convertidor continua/continua El procedimiento normal de funcionamiento de un equipo dc/dc es convertir previamente, mediante un dispositivo electrónico inversor, la corriente continua de entrada en corriente alterna, la cual es elevada o reducida de tensión mediante un simple transformador, volviéndose posteriormente a convertirla en continua, pero ya al voltaje requerido. Todos estos procesos comportan una cierta pérdida de rendimiento que debe ser tenida en cuenta. Este tipo de convertidores tienen poco uso en las instalaciones fotovoltaicas, aunque son usados, a veces, para acoplar la tensión de salida de la batería.

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Presentan la ventaja de conseguir una tensión estable, que beneficiara al elemento de consumo de la corriente. No hay que confundir un convertidor continua/continua con un estabilizador de tensión, que reduce la tensión que recibe a costa de un desperdicio de potencia muy considerable. Las especificaciones mínimas a acompañar a un convertidor dc/dc son: ! Tensiones de entrada y de salida. ! Rendimiento. ! Sobrecarga admisible. ! Resistencia a corto. Un convertidor dc/dc que queramos utilizar para hacer coincidir la tensión de la batería con la requerida por algunas cargas, deberá ser elevador de tensión si la tensión de la batería es menor que la nominal de las cargas a la que queremos conectar, y reductor si ocurre lo contrario. Si lo que queremos es un seguidor del punto de máxima potencia, habrá casos en que será necesario elevar la tensión y otros en que será necesario reducirla. 3.3.1.2. Seguidores del punto de máxima potencia (pmpt) El punto de operación de un sistema fotovoltaico está compuesto por la intersección de la característica del generador I u f(V) con la recta de carga que ve el generador. I (A) 40 35 30 25 20 15 10 5 0

0

6

12

18

Pto. operación: P u 906,15 W; I u 37,29 A; V u 24,3 V Irradiancia u 1.000 W/m2; T.ª ambiente u i5 ºC Pot. máx u 1.196,27 W; Ipmáx u 35,22 A; Vpmáx u 33,97 V

24

30

36

42

48 V (V)

Pto. operación: P u 431,75 W; I u 18,65 A; V u 23,15 V Irradiancia u 500 W/m2; T.ª ambiente u 20 ºC Pot. máx u 600,03 W; Ipmáx u 17,65 A; Vpmáx u 34,01 V

FIGURA 3.15. Curvas del generador y recta de carga.

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La carga que ve el generador está compuesta por la batería, el consumo de potencia (continua más alterna) y las resistencias del cableado y conexiones. La recta de carga se obtendrá mediante el equivalente Thevenin que ve el generador (Veq y Req). En la figura 3.15 se han representado las curvas del generador para dos situaciones distintas de irradiancia y temperatura ambiente, y la recta de carga, para unas determinadas condiciones de tensión en la batería, resistencia de la batería, y consumo. Se puede ver que los puntos de corte en ambos casos no coinciden con los puntos de máxima potencia. En un sistema normal, sin seguimiento del punto de máxima potencia, casi nunca se consigue del generador la potencia máxima, ya que el corte de la característica del generador y la recta de carga depende de estas (temperatura, irradiancia, consumo instantáneo, carga de la batería,...), y dicho corte no suele ocurrir en el punto de máxima potencia. Los seguidores del punto de máxima potencia son convertidores continua/continua que fuerzan al generador a trabajar en el punto de máxima potencia (para las condiciones de temperatura e irradiancia instantáneas), de forma que el rendimiento energético del sistema aumenta. Si suponemos que entre el generador y el convertidor continua no se pierde potencia, y que este tiene una eficiencia del 100%, el punto de operación será el corte de la recta de carga con la hipérbola de potencia constante que pasa por el punto de máxima potencia del generador (para esas condiciones de temperatura e irradiancia), I u Pmáx /V. 6A 5A

Corriente

4A 3A 2A 1A 0A

0V

10 V

20 V Tensión

30 V

40 V

45 V

FIGURA 3.16. Curvas V- I para distinta irradiación y curvas de isopotencia.

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En la figura 3.16 se muestran las características V-I de un módulo fotovoltaico para diferentes valores de irradiancia con sus hipérbolas de potencia máxima. Las hipérbolas de potencia máxima se trazan a partir de la potencia máxima del módulo para cada uno de los niveles de irradiancia señalados. Si la recta de carga tiene una pendiente elevada (resistencia equivalente de carga pequeña), el punto de corte de la recta de carga con la hipérbola de potencia máxima será para tensión menor que la de potencia máxima del generador. Por tanto, el convertidor continua/continua trabaja como un reductor de tensión. En función de la irradiancia de la tensión de salida del convertidor será la correspondiente a los puntos A1, B1 o C1. Puede observarse que la potencia de salida del convertidor es la misma que la del punto de máxima potencia (suponiendo que no hay pérdidas entre el generador y la salida del convertidor). En estos casos la tensión de salida del convertidor es menor que la de máxima potencia. Si la pendiente de la recta de carga es pequeña (resistencia equivalente grande), el punto de corte de la recta de carga con la hipérbola de potencia máxima es para un valor de tensión mayor que el de potencia máxima, con lo que el convertidor dc/dc debe trabajar como elevador de tensión (puntos A2, B2 y C2).

8A

A1 B1

6A

Corriente

G u 1.000 W/m2

C1

G u 800 W/m2

4A

A2

G u 600 W/m2 B2 C2

2A

0A

0V

10 V

20 V

30 V

40 V

Tensión

FIGURA 3.17. Seguimiento del punto de máxima potencia.

45 V

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El incremento de energía generada puede llegar al 15% para sistemas con baterías. En sistemas directamente acoplados el incremento puede ser mayor. Se suelen utilizar con reguladores de carga, con consumos directamente conectados al generador, como bombas de continua, con inversores de frecuencia variable para bombeo o con inversores de sistemas en conexión a red. Algunos reguladores e inversores lo llevan incorporado. Los métodos que se utilizan para el seguimiento del punto de máxima potencia pueden clasificarse en directos e indirectos. Los métodos directos miden la corriente y la tensión de salida del generador y variando el punto de trabajo del generador (aumentando o disminuyendo la tensión de la carga) determinan el valor del punto de máxima potencia. Los métodos indirectos miden una o varias señales externas y con ellas estiman el punto de potencia máxima. Estas señales suelen ser la irradiancia, la temperatura del módulo, o el voltaje en circuito abierto de una célula de referencia. Un método aproximado es fijar la tensión de trabajo del generador al 80% de la tensión de circuito abierto. De esta forma no se consigue exactamente el punto de máxima potencia, pero da buenos resultados y es sencillo de implementar.

3.3.2. El inversor (convertidor continua/alterna) Los inversores son circuitos electrónicos de potencia que transfieren energía desde una fuente de continua a una fuente de alterna. Como sabemos, la tensión producida por el generador fotovoltaico es de corriente continua. En aplicaciones fotovoltaicas autónomas (aisladas de la red convencional) el objetivo es crear una tensión alterna a partir de la fuente de tensión continua disponible (baterías o sistema de generación fotovoltaica). En el caso de pequeñas instalaciones, lo ideal sería que todas las cargas funcionasen en corriente continua pero cuando el usuario desea utilizar los aparatos de corriente alterna (generalmente más baratos y con mayor gama en el mercado) resulta necesario el inversor. En algunas aplicaciones las cargas son necesariamente de alterna, como por ejemplo el accionamiento de motores de cierta potencia (los motores de alterna tienen menor mantenimiento, son más baratos...). Para instalaciones y cargas de elevada potencia, el dimensionado de los cables en continua (12, 24 ó 48 V normalmente) puede resultar de secciones demasiado grandes, lo cual se evita utilizando alterna, 230 V. En todas estas situaciones se necesitarán equipos convertidores continua/alterna, es decir, inversores. Por otra parte, en sistemas fotovoltaicos conectados en red (donde la energía que se produce se vende a la red) la tensión de la red es alterna y la forma de la energía final tiene que ser, por tanto, alterna siendo obligado el uso de inversores.

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Los inversores de sistemas autónomos suelen conectarse a la batería (a través del regulador), con una tensión de entrada bastante estable (varía poco). Hay inversores especiales que pueden conectarse directamente al generador fotovoltaico, con lo cual la tensión de entrada es muy variable (suelen usarse por ejemplo en sistemas de bombeo sin baterías). Algunos inversores van en un mismo bloque junto con el regulador de carga. Hay un tipo especial de inversores que se utilizan en aplicaciones de bombeo, que dan una frecuencia de la onda de salida proporcional a la irradiancia, de forma que la velocidad de las bombas (y por tanto el caudal) varía proporcionalmente a la irradiancia. Los inversores para conexión de la instalación fotovoltaica a la red eléctrica son los que suelen requerir mayores exigencias (bajo nivel de distorsión armónica, desconexión en caso de pérdida de red, protecciones, estabilidad de tensión de salida, etc). Según la forma de la onda característica de la corriente que el convertidor produce, se habla de convertidores de onda cuadrada, de onda senoidal modificada (cuyo nombre no debe llevar a error, porque la tensión dista mucho de ser senoidal) y de onda senoidal o sinusoidal.

FIGURA 3.18. Ejemplos de inversores de onda senoidal modificada.

Los convertidores sinusoidales son aptos para todos los consumos aunque son más caros e innecesario para muchas aplicaciones (iluminación, ordenadores, equipos de música y televisores, etc,..), bastando utilizar uno de onda cuadrada, que resulta mucho más económico.

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Existen en el mercado inversores monofásicos y trifásicos. La frecuencia de la tensión de salida es de 50Hz (en Europa).

FIGURA 3.19. Ejemplos de inversores de conexión a red.

Los inversores utilizan interruptores semiconductores estáticos (electrónica de potencia). En general puede distinguirse entre inversores guiados por red y autoconmutados. Los inversores utilizados en aplicaciones fotovoltaicas son de tipo autoconmutado, es decir, que puede controlarse tanto el instante de encendido como el de apagado del interruptor. Los inversores autoconmutados pueden ser a su vez de dos tipos: fuente de tensión y fuente de corriente. En el tipo fuente de tensión, la entrada se conecta a una fuente de tensión continua, pudiendo obtener a la salida una forma de onda de tensión de amplitud y frecuencia variables. En el tipo fuente de corriente, se obtiene a la salida una forma de onda de corriente, de amplitud variable y frecuencia determinada. En realidad un mismo convertidor puede funcionar de un modo u otro, sin más que variar la política de control de los interruptores estáticos.

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Operando en la modalidad de fuente de tensión, se utiliza como referencia la tensión que se desea a la salida y el esquema de control permite obtener la forma de onda correspondiente a esa referencia. 3.3.2.1. Principio de funcionamiento del inversor tipo puente Sin intención de profundizar demasiado en los tipos de inversores posibles y el análisis de su modo de operación, se puede decir que el inversor en puente (monofásico o trifásico) es el circuito básico que se utiliza para convertir continua en alterna. A partir de una entrada de continua Vi se obtiene una salida del alterna cerrando y abriendo los interruptores S en una determinada secuencia. Los interruptores suelen ser transistores de potencia (habitualmente IGBT en instalaciones fotovoltaicas de cierta potencia, pero también podrían ser MOSFET, o para potencias elevadas tiristores). La tensión de salida Vo puede ser cVi, iVi o cero, dependiendo de qué interruptores se encuentran cerrados. El puente monofásico consta de 4 interruptores con sus respectivos diodos en antiparalelo (en el caso de MOSFET ya los llevan incorporados). En la figura se muestra la configuración monofásica y en la tabla la tensión de salida para cada secuencia de interruptores cerrados.

Ii c

S1

D1

S3

D3 Io

Vi

Vo

S4

D4

S2

D2

i FIGURA 3.20. Inversor tipo puente monofásico.

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156 Interruptores cerrados

Tensión de salida Vo

S1 y S2 S3 y S4 S1 y S3 S2 y S4

cVi iVi 0 0

TABLA 3.5. Tensión de salida para diferentes secuencias de estado de los interruptores.

Obsérvese que S1 y S4 no deberían estar cerrados al mismo tiempo, ni tampoco S2 y S3. De otra manera abría un cortocircuito en la fuente de continua. Los interruptores reales, no se abren y se cierran instantáneamente. Por lo tanto deben de tenerse en cuenta los tiempos de transición de la conmutación al diseñar el control de los interruptores. La tensión de salida dista en algunos casos mucho de ser senoidal. El armónico que interesa es el fundamental (el primero). Para eliminar el resto de armónicos se suelen usar filtros LC. Los filtros consumen potencia lo cual conlleva disminuir el rendimiento total del sistema. Además son voluminosos y pesados. Cuanto más senoidal es la salida, menor necesidad de uso de filtros. Existen tres tipos de control fundamentales: ! Control de onda cuadrada. ! Control de fase (cancelación de tensión). ! Control PWM senoidal (bipolar y unipolar). Pasamos a describir cada uno de estos tipos de control. Inversor en puente monofásico con control de onda cuadrada El esquema de conmutación más sencillo del convertidor en puente de onda completa genera una tensión de salida en forma de onda cuadrada. Los interruptores conectan la carga a cVi cuando S1 y S2 están cerrados y a –Vi cuando S3 y S4 están cerrados. La conmutación periódica de la tensión de carga entre cVi y iVi genera en la carga una tensión con forma de onda cuadrada. Aunque esta salida alterna no es sinusoidal, puede ser una onda de alterna adecuada para determinadas aplicaciones. La tensión de salida, Vo, es una onda cuadrada de frecuencia fs. Con este tipo de control solo se puede variar la frecuencia de la tensión de salida, no es posible variar la amplitud. Inversor en puente monofásico con control de fase (cancelación de tensión) Se puede generar una salida controlada modificando el esquema de conmutación. Una tensión de salida como la forma de onda mostrada en la figura tiene inter-

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valos en que la salida es cero, así como cVi y iVi. Se puede controlar esta tensión de salida ajustando el intervalo α a cada lado del pulso donde la salida es cero.

Vo cVi α/2

α

α

ϖ

2ϖ

3ϖ

iVi Cerrado Abierto

S1 S2 S3 S4 Interruptores S2

S1

S1

S3

S2

S1

S1

Cerrados S4

S2

S3

S4

S4

S2

S3

Vo

Vi

0

iVi

0

Vi

0

0

FIGURA 3.21. Forma de onda y señales de control para el inversor con control de fase.

El contenido armónico también puede controlarse ajustando α. (El control de amplitud y la reducción de armónicos puede que no sean compatibles). El esquema de conmutación que se precisa para generar debe proporcionar intervalos en los que la tensión de salida sea cero así como cVi y iVi. La secuencia de conmutación de la figura es una manera de implementar la forma de onda de salida que se precisa. Tiene menor contenido de armónicos que el caso de control de onda cuadrada.

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Inversor en puente monofásico con control PWM La modulación por anchura de impulsos (PWM, Pulse Width Modulation) proporciona un método de disminuir la tasa de distorsión. Una salida de un inversor PWM, con algo de filtrado, en general cumple las especificaciones de THD con más facilidad que el esquema de conmutación de onda cuadrada. La salida PWM sin filtrar tendrá un factor THD relativamente elevado, pero los armónicos tendrán unas frecuencias mucho más altas que las de onda cuadrada, haciendo más sencillo el filtrarlos. En la modulación PWM, la amplitud de la tensión de salida se puede controlar por medio de las formas de onda moduladoras. Dos ventajas de la modulación PWM son la reducción de los requerimientos de filtro para reducir los armónicos y el control de la amplitud de la salida. Entre las desventajas se puede citar que los circuitos de control de los interruptores son más complejos, y que hay unas mayores pérdidas debidas a una conmutación más frecuente. El control de los interruptores para la salida sinusoidal PWM requiere: 1. Una señal de referencia, llamada a veces señal de control o moduladora, que en este caso es una sinusoide. 2. Una señal portadora, que es una onda triangular que controla la frecuencia de conmutación. A continuación vamos a analizar los sistemas de conmutación unipolar y bipolar. ! Conmutación bipolar. La figura 3.22 muestra el principio de la modulación por anchura de impulsos bipolar sinusoidal. En esta figura se muestra una señal sinusoidal de referencia y una señal portadora triangular. Cuando el valor instantáneo de la sinusoide de referencia es mayor que la portadora triangular la salida está en cVi, y cuando la referencia es menor que la portadora, la salida está en iVi: Vo u cVi para vseno > vtri Vo u iVi para vseno < vtri Esta versión PWM es bipolar ya que la salida toma valores alternos entre más y menos la tensión de la fuente de continua. El esquema de control que permitirá implementar la conmutación bipolar, utilizando el puente inversor de onda completa de la Figura 3.20, se determina comparando las señales instantáneas de referencia y portadora: ! S1 y S2 están conduciendo cuando vseno > vtri ! S3 y S4 están conduciendo cuando vseno < vtri

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vseno (referencia)

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vtri (portadora)

Vo cVi

iVi

FIGURA 3.22. Señal de la onda de referencia, portadora y tensión de salida con control PWM bipolar.

!

Conmutación unipolar. En un esquema de conmutación unipolar para la modulación por anchura de impulsos, la salida se conmuta de nivel alto a cero, o de nivel bajo a cero, en lugar de entre niveles alto y bajo, como en la conmutación bipolar. Un esquema de conmutación bipolar tiene los siguientes controles de interruptores: ! S1 conduce cuando vseno > vtri ! S2 conduce cuando ivseno < vtri ! S3 conduce cuando ivseno > vtri ! S4 conduce cuando vseno < vtri Obsérvese que los pares de interruptores (S1, S4) y (S2, S3) son complementarios: cuando un interruptor de uno de los pares está abierto en otro está cerrado y viceversa. Las tensiones va y vb de la figura oscilan entre cVi y cero. La tensión de salida vo u vab u va i vb es tal y como se muestra en la figura 3.23.

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Ii c

S1

D1

S3

D3 Io

Vi

Vo Va

c Vb S4

D4

S2

c D2

i vseno

vtri

ivseno

Va cVi

Vb cVi

Vab cVi

iVi FIGURA 3.23. Esquema, señales de control y forma de la tensión de salida en el control PWM unipolar.

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Cabe señalar algunas definiciones y consideraciones que resultan de utilidad al utilizar PWM. ! Índice de modulación de la frecuencia mf: la serie de Fourier de la tensión de salida PWM tiene una frecuencia fundamental que es la misma que la de la señal de referencia. Las frecuencias armónicas existen en y alrededor de los múltiplos de la frecuencia de conmutación. Los valores de algunos armónicos son bastante grandes, a veces mayores que la componente fundamental. Sin embargo, como estos armónicos se encuentran en frecuencias altas, para eliminarlos puede bastar con un simple filtro paso bajo. El índice de modulación de frecuencia mf se define como la relación entre las frecuencias de las señales portadora y de referencia: mf u

fportadora freferencia

u

ftri fseno

Al aumentar la frecuencia de la portadora (aumento de mf) aumentan las frecuencias a las que se producen los armónicos. Una desventaja de las elevadas frecuencias de conmutación son las mayores pérdidas en los interruptores utilizados para implementar el inversor. ! Índice de modulación de amplitud ma: El índice de modulación de amplitud ma se define como la relación entre las amplitudes de las señales de referencia y portadora: ma u

Vm, referencia Vm, portadora

u

Vm, seno Vm, tri

Si ma ≥ 1, la amplitud de la frecuencia fundamental de la tensión de salida V1, es linealmente proporcional a ma. Es decir, V1 u maVi De esta manera, la amplitud de la frecuencia fundamental de la salida PWM está controlada por ma. Esto resulta importante en el caso de una fuente de tensión continua sin regular, porque el valor de ma se puede ajustar para compensar las variaciones en la tensión continua de la fuente, produciendo una salida de amplitud constante. Por otra parte, ma se puede variar para cambiar la amplitud de la salida. Si ma es mayor que 1, la am-

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plitud de la salida aumenta al incrementarse el valor de ma, pero no de forma lineal. ! Inversores de conexión a red: La principal diferencia es que son tipo fuente de corriente. 1,5 1,0

i (pu)

0,5 0i i0,5 i1,0 i1,5 0,0

0,002 0,004

0,006 0,008

0,01 0,012 0,014 t (s)

0,016 0,018

0,02

Histéresis admitida Intensidad real

Senoide de referencia

FIGURA 3.24. Estrategia de control de corriente con banda de histéresis.

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Algunos inversores incluyen transformadores en su estructura interna, eliminando cualquier componente continua que se pudiese inyectar a la red. Las ventajas de eliminar las componentes continuas que se puedan inyectar a la red son principalmente la mejora en la seguridad personal, evitar las perturbaciones en la red de distribución en baja tensión y los efectos de la saturación en los transformadores de distribución, y finalmente prevenir la saturación de las cargas inductivas. Los inversores PWM en fuente de corriente son ampliamente usados en el control de máquinas asíncronas trifásicas, rectificadores, y como acondicionadores de energía para fuentes de continua que operen en paralelo con la red, como es el caso de los sistemas fotovoltaicos. Dado que la red será la carga del inversor, la mejor estrategia es controlarlo en fuente de corriente. La estrategia de control se basa en el error de corriente. Sobre una señal senoidal de referencia, réplica de la tensión de red, se disparan los interruptores tratando de que la corriente, que lógicamente se ha de medir, no se aleje de dicha referencia. Suele permitirse una banda de histéresis, como se muestra la figura 3.24. Una etapa de filtrado permite que el rizado de la corriente se mantenga por debajo de límites establecidos. 3.3.2.2. Características de los inversores Las principales características de un inversor son: ! Rango de la tensión de entrada: es el rango de los valores de la tensión continua de entrada aceptables para la operación nominal del inversor. ! Tensión nominal de salida. ! Potencia de salida máxima y nominal: es el valor máximo y el nominal de la potencia alterna de salida que puede ser suministrada por el inversor. Otros aspectos a considerar en la operación de los inversores son: ! El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensiones de entrada permitidas por el sistema. ! El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada, en el margen de temperatura ambiente especificado por el fabricante. ! Estabilidad de la tensión: La tensión de salida debe ser lo más estable posible, independientemente de la carga y de la tensión de entrada. Los de control PWM senoidal suelen tener variaciones de la tensión de salida del orden del 5%, mientras que los de onda cuadrada del 10%. Para conexión a red la regulación del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuen-

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cia de salida estén, en cualquier condición de operación, dentro de los márgenes de tensión nominal n5%, siendo la tensión nominal de 220 VRMS ó 230 VRMS y frecuencia igual a 50Hz n2%. Algunos inversores para sistemas de bombeo adaptan la tensión y frecuencia de salida en función de la potencia de entrada. ! Eficiencia (rendimiento del inversor): Es la relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada del inversor. Depende de la potencia y de la temperatura de operación, así como de la tensión de continua. Debe ser lo más elevada posible, para todo el rango de potencias de salida.

100% 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% UDC u 350 V UDC u 415 V UDC u 550 V

84% 82% 80%

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000 10.000

Potencia de salida (V) FIGURA 3.25. Curvas de rendimiento de inversor fotovoltaico para distintos valores de tensión de continua. Extraído de un fabricante de inversores.

Los de control PWM senoidal suelen tener un rendimiento del 90% o mayor para el 70% de la potencia nominal de salida. Para potencias bajas el rendimiento cae. Un parámetro de interés es el denominado rendimiento europeo, que se define como: ηEU u 0,03η5%c0,06η10%c0,13η20%c0,10η30%c0,48η50%c0,20η100%

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y que viene a ser como un factor que indica el rendimiento en el conjunto de los estados de operación habitual del inversor. Los convertidores (fundamentalmente los inversores) afectan en gran medida al comportamiento del sistema fotovoltaico. Los inversores en los sistemas fotovoltaicos (a diferencia de lo que comúnmente ocurre en otras aplicaciones industriales) suelen operar con cargas que en promedio tienen una potencia inferior de su potencia nominal. En estas condiciones, el autoconsumo del inversor juega un papel importante en la eficiencia a lo largo de un periodo de tiempo (p. ej., anual). El autoconsumo del inversor sin carga conectada será menor o igual al 2% de la potencia nominal de salida y las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán inferiores al 5% del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversor tenga un sistema de «stand-by» para reducir estas pérdidas cuando el inversor trabaja en vacío (sin carga). Pero la eficiencia del inversor por sí sola, normalmente dada como función de la potencia de salida, no es suficiente. La calidad de la forma de onda de salida debe también conocerse. Por ejemplo, cuando se conecta un inversor a una carga inductiva (motor eléctrico, lámpara fluorescente convencional de reactancia magnética, etc.), debe analizarse la eficiencia del conjunto inversor/carga. Conviene advertir que un inversor con forma de onda no sinusoidal pura puede tener por sí mismo una buena eficiencia, pero la eficiencia del motor (al margen de otras consideraciones, calentamientos, transitorios, etc.) con una tensión de alimentación no sinusoidal es inferior al caso de alimentación con onda sinusoidal. ! Baja distorsión armónica: La distorsión armónica da idea de lo que se asemeja una onda a la forma senoidal. Resulta útil describir la calidad de la tensión o corriente de salida alternas. Cualquier onda periódica de periodo T (frecuencia f), por compleja que sea, se puede descomponer en una serie (infinita) de ondas sinusoidales, de distinta amplitud, y de frecuencias múltiplo de la fundamental f denominadas componentes armónicas o simplemente armónicas. Es lo que se conoce como desarrollo en series de Fourier. ∞

Vo (t) u V0 c

∑V nu1

n

sen (nω0t c θn)

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donde V0 es el valor de la componente continua de la tensión, V1 es el valor eficaz de la primera componente del desarrollo en series de Fourier (componente fundamental) de la tensión y Vn es el valor eficaz de la tensión del armónico de orden n-ésimo (θn son los valores de la fase inicial de cada componente armónica). Como lo que nos interesa es tener una onda sinusoidal, la calidad de una onda no sinusoidal pude expresarse en términos del factor denominado tasa de distorsión armónica global (THD). Suponiendo que no hay componente de continua, en la tensión de salida, la tasa de distorsión armónica global de una tensión se puede escribir: ∞

∑ (V ) n

THDv u

!

! ! !

2

nu2

V1

La THD de la corriente se calcula sustituyendo la tensión por la corriente en la expresión anterior. La THD de la corriente de carga suele ser de más interés que la corriente de salida especialmente en sistemas de conexión a red. Otras medidas de la distorsión, como el factor de distorsión, también pueden aplicarse para describir las formas de onda de salida de los inversores. Capacidad para resistir potencia punta: En situaciones como los arranques de motores, la potencia en los primeros instantes puede ser muy elevada (varias veces la nominal). El inversor debe poder aguantar estos picos. El inversor debe arrancar y operar todas las cargas especificadas en la instalación, especialmente aquellas que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, etc.), sin interferir en su correcta operación ni en el resto de cargas. Elevado rango de temperaturas de trabajo: Suelen estar entre i5 y 40 ºC. Posibilidad de ser combinado en paralelo: En el caso de que se quiera ampliar la instalación, deberá poder ponerse otro inversor en paralelo. Arranque y desconexión automáticos: Cuando no hay demanda energética por parte del sistema, el inversor debe pasar a OFF (en funcionamiento, aunque no haya carga, el inversor consume potencia). En el caso de que se detecte carga (a partir de un cierto umbral) debe ponerse ON automáticamente.

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Señalización adecuada: Deben llevar alarmas ante cortocircuitos. Seguridad: Deben llevar protección contra cortocircuitos, sobrecargas e inversión de polaridad. Los inversores suelen estar protegidos frente a las siguientes situaciones: ! Tensión de entrada fuera del margen de operación. ! Desconexión del acumulador. ! Cortocircuito en la salida de corriente alterna. ! Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos. Algunas protecciones pueden estar incorporadas en el propio inversor o se realizarán con un regulador de carga, en cuyo caso el regulador debe permitir breves bajadas de tensión en el acumulador para asegurar el arranque del inversor.

A continuación se reproducen las exigencias que aparecen en el pliego de condiciones técnicas del Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético en sistemas aislados. Los siguientes requisitos técnicos se aplican a inversores monofásicos o trifásicos que funcionan como fuente de tensión fija (valor eficaz de la tensión y frecuencia de salida fijos). Para otros tipos de inversores se asegurarán requisitos de calidad equivalentes. Los inversores serán de onda senoidal pura. Se permitirá el uso de inversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA, no producen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de estas. Los inversores se conectarán a la salida de consumo del regulador de carga o en bornes del acumulador. En este último caso se asegurará la protección del acumulador frente a sobrecargas y sobredescargas. Estas protecciones podrán estar incorporadas en el propio inversor o se realizarán con un regulador de carga, en cuyo caso el regulador debe permitir breves bajadas de tensión en el acumulador para asegurar el arranque del inversor. El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensiones de entrada permitidas por el sistema. La regulación del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuencia de salida estén en los siguientes márgenes, en cualquier condición de operación: VNOM n 5%, siendo VNOM u 220 ó 230 V 50 Hz n 2% El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada, en el margen de temperatura ambiente especificado por el fabricante.

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El inversor debe arrancar y operar todas las cargas especificadas en la instalación, especialmente aquellas que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, etc.), sin interferir en su correcta operación ni en el resto de cargas. Los inversores estarán protegidos frente a las siguientes situaciones: ! Tensión de entrada fuera del margen de operación. ! Desconexión del acumulador. ! Cortocircuito en la salida de corriente alterna. ! Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos. El autoconsumo del inversor sin carga conectada será menor o igual al 2% de la potencia nominal de salida. Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán inferiores al 5% del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversor tenga un sistema de «stand-by» para reducir estas pérdidas cuando el inversor trabaja en vacío (sin carga). El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites especificados en la tabla.

Tipo inversor Onda senoidal*

PNOM ≤ 500 VA PNOM > 500 VA Onda no senoidal

*

Rendimiento al 20% de la potencia nominal > 80% > 85% > 85%

Rendimiento a potencia nominal > 70% > 80% > 80%

Se considerará que los inversores son de onda senoidal si la distorsión armónica total de la tensión de salida es inferior al 5% cuando el inversor alimenta cargas lineales, desde el 20% hasta el 100% de la potencia nominal.

TABLA 3.6.

Los inversores deberán estar etiquetados con, al menos, la siguiente información: ! Potencia nominal (VA). ! Tensión nominal de entrada (V). ! Tensión (VRMS) y frecuencia (Hz) nominales de salida. ! Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie. ! Polaridad y terminales. Para sistemas de conexión a red se recomienda lo siguiente: Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.

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Las características básicas de los inversores serán las siguientes: ! Principio de funcionamiento: fuente de corriente. ! Autoconmutados. ! Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador. ! No funcionarán en isla o modo aislado (de todos modos, con el requerimiento de soportar huecos de tensión que introduce el RD 1578/2008 esto ha de cambiar). Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante), incorporando protecciones frente a: ! Cortocircuitos en alterna. ! Tensión de red fuera de rango. ! Frecuencia de red fuera de rango. ! Sobretensiones, mediante varistores o similares. ! Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc. Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo. Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes: ! Encendido y apagado general del inversor. ! Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al inversor. Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes: El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar un 10% superiores a las condiciones estándar de medida. Además soportará picos de magnitud un 30% superior a las STC durante períodos de hasta 10 segundos. Los valores de eficiencia al 25% y 100% de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85% y 88% respectivamente (valores medidos incluyendo el transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW, y del 90% al 92% para inversores mayores de 5 kW. El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5% de su potencia nominal. El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25% y el 100% de la potencia nominal. A partir de potencias mayores del 10% de su potencia nominal, el inversor deberá inyectar en red.

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Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En cualquier caso, se cumplirá la legislación vigente. Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0% y 85% de humedad relativa.

3.4. Otros subsistemas 3.4.1. La estructura soporte Como es sabido, el aprovechamiento óptimo de la energía solar requiere que los elementos captadores de la misma, en este caso los módulos fotovoltaicos, dispongan de la inclinación y la orientación adecuadas. Esto, unido a consideraciones como la superficie ocupada por el número de módulos necesarios en la aplicación, la dificultad de su integración directa en edificaciones existentes (actuando los módulos como elementos estructurales y de cerramiento) y los efectos perjudiciales que el sombreado (incluso parcial) de los módulos ejerce sobre la generación fotovoltaica, hace necesaria la inclusión en el sistema de una estructura soporte. 3.4.1.1. Funciones Las principales funciones de la estructura soporte son la de servir de soporte y fijación segura de los módulos, facilitando el montaje de los mismos y la formación de los paneles; y dotar a los módulos de la inclinación y orientación adecuadas. La inclinación que se recomienda (siempre mirando al Sur) es la siguiente: ! 20º mayor que la latitud para instalaciones de función prioritaria en invierno, como la de servicios eléctricos o albergues de montaña. ! l5º mayor que la latitud para instalaciones de funcionamiento más o menos uniforme durante todo el año, como por ejemplo la de electrificación de viviendas, bombas de agua, repetidores de TV, etc. ! Igual que la latitud para instalaciones de funcionamiento prioritario en primavera o verano, como la de campings y campamentos. Evitar sombras en los módulos, arrojadas por elementos artificiales, o naturales, existentes en las proximidades de los mismos. El bastidor que sujeta al panel, la estructura soporte del mismo, y el sistema de sujeción son tan importantes como el propio panel, pues un fallo en estos elementos conlleva la inmediata paralización de la instalación.

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La utilización de una estructura de soporte adecuada facilita las labores de instalación y mantenimiento, minimiza la longitud del cableado, evita problemas de corrosión y hace agradable la vista del generador en su conjunto. 3.4.1.2. Características Deben ser aptas para su colocación a la intemperie, con materiales protegidos contra fenómenos de corrosión, principalmente. Los materiales más habituales empleados son el acero galvanizado, el acero y el aluminio. Deben estar bien ancladas para soportar las cargas máximas producidas por el viento previstas en el lugar. Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado y en todos los casos se dará cumplimiento a lo obligado por la NBE y demás normas aplicables. El instituto de diversificación y ahorro energético recomienda lo siguiente: a) La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88. b) El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante. c) Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo. d) El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos. e) La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura. f) La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En el caso de ser la estructura galvanizada, se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable. g) Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos.

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Ángel Antonio Bayod Rújula h) En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas. i) Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado. Se incluirán todos los accesorios y bancadas y/o anclajes. j) La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc. k) Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la norma MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química. l) Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 y UNE 37-508, con un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongar su vida útil.

También debe estar eléctricamente unida a una toma de tierra que cumpla con las especificaciones del Reglamento de Baja Tensión, asegurar un buen contacto eléctrico entre el marco del módulo y la tierra, para permitir la protección de las personas frente a posibles pérdidas de aislamiento en el generador, y favorecer la integración estética del generador en el medio en el que funciona. Según los casos y las características de la instalación, los paneles fotovoltaicos pueden instalarse en estructuras que descansen sobre el suelo, sobre un paramento vertical, sobre el tejado o terraza, etc. En general se pueden distinguir dos tipos de estructuras: ! Apoyadas directamente sobre el suelo (o superficie): Las características principales de estas estructuras son: ! Precisan varios puntos de apoyo y considerable superficie de cimentación y obra civil. ! Su diseño es modular, facilitando la colocación de gran número de paneles. ! La fijación de los módulos suele ser sencilla, sin necesidad de medios mecánicos auxiliares. ! La variación de altura para evitar problemas de sombreado puede suponer modificaciones considerables en el diseño. ! Las filas inferiores de módulos pueden tener un acceso incómodo durante las tareas de interconexionado.

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Generalmente ofrecen una inclinación y orientación fijas, o bien, en el caso de estructuras pequeñas, se permite la variación manual de la inclinación.

FIGURA 3.26. Estructura soporte para módulos fotovoltaicos en suelo o terraza.

En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima del panel de 30 cm, la cual, en zonas de montaña o donde se produzcan abundantes precipitaciones de nieve deberá ser superior, a fin de evitar que los paneles queden parcial o totalmente cubiertos por las sucesivas capas de nieve depositadas en invierno. ! Apoyadas en un mástil: En este caso, las características principales son: ! El anclaje y cimentación de la estructura se reducen al punto de apoyo del mástil. ! Están diseñadas para albergar a un número determinado de módulos. ! La fijación de los módulos requiere la elevación de estos, o de paneles premontados, siendo necesario el uso de medios mecánicos auxiliares. ! La altura de la estructura es fácilmente modificable en fase de diseño, actuando simplemente sobre el mástil. ! Todos los módulos disponen de un acceso similar. ! Son especialmente aptas para dotarlas de un sistema de seguimiento solar.

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FIGURA 3.27. Estructura soporte sobre mástil.

3.4.2. Sistemas de seguimiento Con el fin de mejorar los rendimientos del sistema de captación, puede dotarse de movimiento a los soportes, denominándose a este tipo de sistemas de soporte sistemas con seguimiento. Mediante el seguimiento solar se consigue aumentar la cantidad de energía solar que se pone a disposición de los paneles permitiendo por tanto un aumento de la producción (con la consiguiente mejora también desde el punto de vista medioambiental) e ingresos anuales, que compensan la mayor inversión inicial. También permite al instalador y mantenedor la obtención de unos mayores beneficios empresariales (mayor inversión inicial, mayor necesidad de mantenimiento). Uno de los factores que influye decisivamente en su coste es el diseño para soportar vientos elevados. Además ha de estar diseñado para durar al menos tanto como los módulos fotovoltaicos. Las instalaciones con seguimiento solar están teniendo gran auge en España, mayor que en otros países de la UE, Japón o USA.

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FIGURA 3.28. Fase de montaje de seguidor solar, donde puede verse la parrilla, donde se instalarán los módulos. Véase también la zapata y las zanjas para el cableado eléctrico.

El movimiento puede realizarse sobre uno o dos ejes. Básicamente existen cinco tipos de seguimiento: en dos ejes, un eje Norte-Sur horizontal, un eje NorteSur inclinado y un eje Este-Oeste horizontal y un eje acimutal. La elección de un determinado sistema de seguimiento se realiza según las necesidades, en función de los costes, precisión, etc. El seguimiento en dos ejes permite la libertad total de movimiento, por lo que la superficie de paneles puede mantenerse perpendicularmente a los rayos del Sol, (la inclinación de la superficie ha de ser igual al ángulo cenital del Sol y la orientación ha de ser igual al acimut solar), lo que asegura la máxima captación de energía, de incluso más de un 50% superior a la que se tendría sobre superficie horizontal. El porcentaje concreto dependerá de la distancia entre seguidores (es decir, las sombras que se proyecten en determinadas horas y días del año) y las características del emplazamiento (latitud, índice de claridad). El seguimiento solar a dos ejes es imprescindible en el caso de sistemas de concentración, en los que se sustituye área de célula FV por sistemas ópticos de espejos o lentes. En estos casos, en lo referente al sistema de seguimiento, es necesario ajustar la precisión de seguimiento (grado de exactitud del ángulo de apuntamiento

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al Sol) en función del nivel de concentración. A mayores niveles de concentración, se requiere un menor error de apuntamiento. Para el caso de módulo plano, esto es, sin concentración, errores de 1 ó 2 grados en el seguimiento, no tienen una influencia significativa en la generación de energía eléctrica. Esto permite una mayor simplicidad en el diseño mecánico del seguidor solar. Una configuración muy utilizada también es el denominado seguimiento en eje polar (seguimiento con el eje Norte-Sur inclinado a la latitud del lugar). De esta forma el eje de rotación del sistema es paralelo al eje de la Tierra. Los paneles siguen el movimiento diario que realiza el Sol de Este a Oeste. El seguimiento polar consigue aproximadamente un 96% de captación, comparado con el sistema de dos ejes.

S

E

O

N Sobre un eje

Sobre dos ejes

FIGURA 3.29. Sistemas de seguimiento solar.

En los sistemas con seguimiento solar las pérdidas energéticas son inferiores que en los sistemas fijos, salvo las originadas por paradas o fallos por tener partes móviles (que en el mejor de los casos serán equivalentes a las de los sistemas fijos). Esta reducción comparativa de pérdidas se debe a que las pérdidas por reflectancia angular son muy inferiores debido a que la incidencia de los rayos solares es normal al módulo FV, reduciéndose las pérdidas de un 3-4% a un 1%. También las pérdidas por polvo y suciedad suelen reducirse debido al movimiento de la estructura de seguimiento solar. También puede considerarse que las células FV operan a menor temperatura debido a la mayor aireación de los módulos. En un sistema bien dimensionado, los inversores trabajan un mayor número de horas en las zonas de mayor rendimiento, por lo que puede obtenerse un rendimiento ponderado superior al rendimiento europeo definido para sistemas fijos. Para un mismo inversor las pérdidas pueden reducirse entre el 1% y el 3%.

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FIGURA 3.30. Ejemplo de seguidores solares a dos ejes.

En conjunto, las pérdidas pueden reducirse entre un 4% y un 8%, según los casos. El accionamiento puede realizarse mediante motores eléctricos, de corriente continua o de corriente alterna, mediante sistemas hidráulicos o mediante sistemas pasivos o gravitacionales. En general, el mercado está evolucionando hacia sistemas eléctricos accionados por motores asíncronos de corriente alterna, aunque también se pueden encontrar algunos con motores de corriente continua. En el caso de accionamientos eléctricos el control puede ser en lazo abierto, (mediante sensores de irradiancia), o en lazo cerrado. También se pueden utilizar sistemas mixtos, en los que un primer enfoque del seguidor se realiza por coordenadas calculadas y el ajuste de apuntamiento fino mediante un sensor de irradiancia. Los sistemas más avanzados y complejos utilizan métodos de autoaprendizaje54 que regulan el apuntamiento al Sol, en función de la optimización de otras variables de salida del sistema (como, por ejemplo, la potencia de salida del sistema). El control en lazo abierto se basa en la utilización de sensores de radiación que a través de una eléctrónica adecuada específicamente desarrollada indica a los motores el sentido y el tiempo de giro. El sensor suele estar compuesto por células solares, fotorresistencias o sensores de infrarrojo. Por cada eje suele haber una pareja de sensores separados con distinta orientación, como se ve en la figura 3.31, en los que la señal de error es proporcional al ángulo de apuntamiento.

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FIGURA 3.31. Detalle de un seguidor donde se aprecia una de las denominadas «pirámides», sensor utilizado para el seguimento solar.

El control en lazo abierto por sensor de irradiancia permite alcanzar precisiones de seguimiento de 0,1º en situaciones óptimas. Son relativamente sencillos de implementar a bajo coste. Se puede añadir alguna etapa electrónica que ponga el seguidor horizontal (o inhiba el seguimiento), en caso de cielo totalmente cubierto o bajas irradiancias, y otras que hagan regresar al Este al seguidor todas las noches. En el caso de lazo cerrado se necesita un sistema de control con un reloj en tiempo real y algoritmos matemáticos de cálculo trigonométrico para calcular la posición del Sol. Se dispone además de un sensor de posición por cada eje, que puede ser un encoder o un sensor de proximidad (instalado generalmente entre el motor de accionamiento y la reductora, y cuya función es proporcionar una señal al sistema de control de un determinado número de pulsos por revolución), para conocer en todo momento la posición del seguidor. El cálculo de la posición del Sol puede ser implementado con elevada precisión (n0,0003º). No obstante para aplicaciones que no requieran tan elevadas precisiones puede ser suficiente con utilizar las ecuaciones simplificadas.

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3.4.3. Cableado y protecciones Un cableado adecuado debe limitar las caídas de tensión y aislar eléctricamente a las células y contactos del exterior, para evitar la posibilidad de contactos fortuitos que pueden ser peligrosos con voltajes elevados. Para ello, debe satisfacer las condiciones siguientes: a) Disponer de cables incluidos en alguno de estos casos: ! Estar aislados de la intemperie por un tubo protector. ! Tener una funda aislante constituida por algún material cuya temperatura de servicio alcance los 90 ºC. En particular, el PVC simple no está recomendado. ! Estar enterrado sobre un lecho de arena y en una zanja de, al menos, 40 cm de profundidad. b) Disponer de cables con una sección tal que asegure que la caída de tensión en el conjunto del generador y entre este y la entrada de la siguiente tapa de la instalación (regulador, inversor, etc.), no supere el 1% de la tensión nominal, en cualquier condición de operación. Aunque no esté estrictamente relacionado con el generador, conviene mencionar que esta misma regla de limitar al 1% las caídas de tensión, debe triplicarse, y con mayor rigor, si cabe, al cableado que une el regulador a la batería. Este cableado debe incluir, además, un fusible en uno de los cables de salida de la batería, para evitar que se produzcan daños en esta última, en la eventualidad de un cortocircuito en alguna parte de la instalación. c) Disponer de cajas de conexión estancas y situadas a más de 50 cm sobre el nivel del suelo. Las pérdidas de potencia en el cableado de un generador fotovoltaico son proporcionales al producto I2R, y de ello deriva la idea general de intentar trabajar con corrientes lo más bajas posibles. En generadores de cierta entidad, ello supone utilizar tensiones elevadas, lo que, a su vez, conlleva problemas de seguridad. Los módulos fotovoltaicos actuales están, en principio, diseñados para soportar, sin fugas de corriente significativas, tensiones de hasta 500 V entre marco y célula por lo que, en generadores con tensiones de circuito abierto inferiores a esta cifra, cabe utilizar una configuración flotante, es decir, con ambos polos aislados de tierra. Si, por el contrario, se desea operar con tensiones por encima de ese valor, es aconsejable recurrir a una configuración bipolar con el punto intermedio unido a tierra. A pesar de ello, en generadores de gran tamaño (>100 kW) conviene contemplar la posibilidad de que se produzcan pérdidas de aislamiento, o derivaciones a tierra, e incluir elementos de control capaces de detectar tal eventualidad.

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Por otro lado, conviene tener en cuenta que, en general, los generadores fotovoltaicos implican la existencia de bucles conductores de gran tamaño, por lo que todos los aspectos relativos a sobretensiones y sobrecorrientes inducidas por descargas atmosféricas deben contemplarse con especial cuidado. A la recomendación de poner a tierra marcos de módulos y estructuras de soporte, hay que añadir la de un generoso empleo de descargadores de sobretensión (varistores, diodos supresores, etc.), para proteger adecuadamente a los equipos electrónicos que trabajan asociados al generador. La utilización de pararrayos está, en general, desaconsejada, en la medida en que significan un elemento de atracción para los rayos con el consecuente incremento de los problemas de inducción. En el capítulo 4 se analizan los requerimientos de cableado y protecciones con mayor amplitud.

4. Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red 4.1. Introducción Las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica son variadas, pudiendo separarse, como se indicó en el capítulo 1, en dos grandes grupos: ! Instalaciones aisladas de la red (sistemas autónomos). ! Instalaciones conectadas a la red. Los sistemas fotovoltaicos conectados a la línea eléctrica, han sido objeto de un interés creciente durante los últimos años en todos los países industrializados. Actualmente solo un porcentaje muy pequeño de la electricidad se utiliza en instalaciones aisladas de las redes eléctricas. Un sistema fotovoltaico de conexión a red es un tipo de instalación en la que intervienen tres elementos: los módulos fotovoltaicos, el inversor y la línea eléctrica. En este tipo de sistemas, la energía generada por los módulos fotovoltaicos pasa directamente a un inversor DC/AC que convierte la tensión continua en alterna, inyectando la energía producida en la red eléctrica. Las instalaciones fotovoltaicas son instalaciones eléctricas de baja tensión (que posteriormente pueden conectarse a sistemas de alta tensión), y por tanto están sujetas a lo establecido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. La instrucción técnica complementaria ITC 40 «Instalaciones generadoras de baja tensión» se aplica a las instalaciones generadoras, entendiendo como tales, las destinadas a transformar cualquier tipo de energía no eléctrica en energía eléctrica. En dicha instrucción, las Instalaciones Generadoras se clasifican, atendiendo a su funcionamiento respecto a la Red de Distribución Pública, en: a) Instalaciones generadoras aisladas: aquellas en las que no puede existir conexión eléctrica alguna con la Red de Distribución Pública. b) Instalaciones generadoras asistidas: aquellas en las que existe una conexión con la Red de Distribución Pública, pero sin que los generadores puedan estar trabajando en paralelo con ella. La fuente preferente de suministro podrá ser tanto los grupos generadores como la Red de Distribución Pública, quedando la otra fuente como socorro o apoyo. Para impedir la conexión simultánea de ambas, se deben instalar los correspondientes sistemas de conmutación. Será posible, no obstante, la realización de maniobras de transferencia de carga sin corte, siempre que se cumplan los requisitos técnicos descritos en el apartado 4.2.

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c) Instalaciones generadoras interconectadas: aquellas que están, normalmente, trabajando en paralelo con la Red de Distribución Pública. A los efectos de esa Instrucción se entiende por «Redes de Distribución Pública» a las redes eléctricas que pertenecen o son explotadas por empresas cuyo fin principal es la distribución de energía eléctrica para su venta a terceros.

4.2. Marco legislativo de la conexión a red en España En la actualidad se están desarrollando en nuestro país las instalaciones interconectadas en mucha mayor medida. Esto es debido principalmente a la favorable legislación existente. En España tenemos desde hace años una legislación favorable a la implantación y conexión a la red eléctrica de unidades de generación eléctrica, procedente de fuentes renovables, y en particular de energía solar fotovoltaica. Se parte del reconocimiento de que, en una sociedad moderna y avanzada como la española, el progreso científico y tecnológico va naturalmente acompañado de una cada vez mayor sensibilidad social hacia el medio ambiente. La actividad de producción de energía eléctrica, como los demás sectores industriales, no puede ser ajena a estos planteamientos. El agua de nuestros ríos, la fuerza del viento o el calor proveniente del Sol son fuentes limpias e inagotables de producción de energía eléctrica que deben ser fomentadas por los estamentos públicos. La sociedad española actual, en el contexto de la reducción de la dependencia energética exterior, de un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles y de una mayor sensibilización ambiental, demanda cada vez más la utilización de las energías renovables y la eficiencia en la generación de electricidad, como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible desde un punto de vista económico, social y ambiental. Además, la política energética nacional debe posibilitar, mediante la búsqueda de la eficiencia energética en la generación de electricidad y la utilización de fuentes de energía renovables y la reducción de gases de efecto invernadero. La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, tiene como fin básico establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro y garantizar que se realice al menor coste posible, todo ello sin olvidar la protección del medioambiente, aspecto que adquiere especial relevancia dadas las características de este sector económico. Esta ley establece los principios de un nuevo modelo de funcionamiento que, en lo que se refiere a la producción, están basados en la libre competencia, pero hace compatible este fundamento con la consecución de

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otros objetivos tales como la mejora de la eficiencia energética, la reducción del consumo y la protección del medio ambiente, por otra parte necesarios en función de los compromisos adquiridos por España en la reducción de gases productores del efecto invernadero. Así establece para su consecución la existencia de un régimen especial de producción de energía eléctrica, como régimen diferenciado del ordinario. Es decir, la vigente Ley 54/1997, de 27, parte de la diferenciación de un conjunto de instalaciones de producción de energía eléctrica que conforman el denominado «régimen especial», las cuales disfrutan de una cierta singularidad jurídica y económica frente al resto de instalaciones de producción integrantes del llamado «régimen ordinario». La creación del régimen especial de generación eléctrica supuso un hito importante en la política energética de nuestro país. El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, desarrolló la Ley en este aspecto, estableciendo un nuevo marco de funcionamiento para este tipo de fuentes energéticas, entre las que se encuentra la energía solar fotovoltaica. En ese Real Decreto se recogían, entre otros aspectos, el procedimiento de inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial, su régimen económico o las condiciones de entrega de la energía eléctrica producida en esas instalaciones. Posteriormente se han ido aprobando nuevos reales decretos que establecían y adaptaban la regulación. Estos decretos son concretamente el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Desde el punto de vista de la retribución, la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial se caracteriza por la posibilidad de que su régimen retributivo se complemente mediante la percepción de una prima (en los términos que reglamentariamente se establezcan), para cuya determinación pueden tenerse en cuenta factores como el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución efectiva a la mejora del medioambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya incurrido. El titular de la instalación, que puede optar por vender su producción (o excedentes) de energía eléctrica al distribuidor, percibiendo por ello una retribución en forma de tarifa regulada, o bien por vender dicha producción o excedentes directamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado, más un incentivo por participar en él y una prima, si la instalación concreta tiene derecho a percibirla.

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Las instalaciones que pueden acogerse al régimen especial se clasifican en categorías, grupos y subgrupos, en función de las energías primarias utilizadas, de las tecnologías de producción empleadas y de los rendimientos energéticos obtenidos. Pertenecen a la categoría a) aquellos productores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales; a la categoría b) las instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario; y finalmente, a la categoría c) aquellas instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización energética no contemplados en la categoría b). Estas categorías se clasifican a su vez en grupos y subgrupos. En particular, la categoría b) se clasifica a su vez en ocho grupos: 1.º Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. Dicho grupo se divide en dos subgrupos: Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica. Subgrupo b.1.2. Instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad. En estas instalaciones se podrán utilizar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho combustible deberá ser inferior, en cómputo anual, al 12 o al 15 por ciento de la producción total de electricidad según la opción de venta escogida. 2.º Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos: Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra. Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial. 3.º Grupo b.3. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas. 4.º Grupo b.4. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW. 5.º Grupo b.5. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW. 6.º Grupo b.6. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrí-

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colas o de jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en ciertos términos establecidos. Dicho grupo se divide en tres subgrupos: Subgrupo b.6.1. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de cultivos energéticos. Subgrupo b.6.2. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías. Subgrupo b.6.3. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes. 7.º Grupo b.7. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de estiércoles, biocombustibles o biogás procedente de la digestión anaerobia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recuperado en los vertederos controlados, en ciertos términos establecidos. Dicho grupo se divide en tres subgrupos: Subgrupo b.7.1. Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás de vertederos. Subgrupo b.7.2. Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos: residuos biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o industriales, residuos sólidos urbanos, residuos ganaderos, agrícolas y otros para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto individualmente como en co-digestión. Subgrupo b.7.3. Instalaciones que empleen como combustible principal estiércoles mediante combustión y biocombustibles líquidos. 8.º Grupo b.8. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales, en los términos establecidos. Dicho grupo se divide en tres subgrupos: Subgrupo b.8.1. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola. Subgrupo b.8.2. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal. Subgrupo b.8.3. Centrales que utilicen como combustible principal licores negros de la industria papelera. Por tanto, en particular las instalaciones de energía solar fotovoltaica quedan incluidas en la categoría b, grupo b1, subgrupo b.1.1. Para salvaguardar la seguridad y calidad del suministro eléctrico en el sistema, así como para minimizar las restricciones de producción a aquellas tecnologías con-

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sideradas hoy por hoy como no gestionables, se establecen en el RD 661/2007 unos objetivos de potencia instalada de referencia, coincidente con los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), para los que será de aplicación el régimen retributivo establecido en ese real decreto. En particular, el objetivo de potencia instalada de referencia para el subgrupo b.1.1. (energía solar fotovoltaica) era de 371 MW adicionales, para alcanzar una potencia de 400 MW en 2010. Pero el crecimiento de la potencia instalada experimentado por la tecnología solar fotovoltaica está siendo muy superior al esperado. Según la información publicada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), en agosto de 2007 (es decir, tan solo 3 meses después de su publicación), se superó el 85 por ciento del objetivo de potencia instalada fotovoltaica para 2010 y en el mes de mayo de 2008, se han alcanzado ya los 1.000 MW de potencia instalada. Esta rápida evolución ha comportado numerosas inversiones industriales relacionadas con la tecnología solar fotovoltaica, desde la fabricación de polisilicio, obleas y módulos hasta los seguidores o los inversores, de manera que actualmente en España se pueden producir todos los elementos de la cadena que interviene en una instalación solar fotovoltaica. Según el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, para dicha tecnología, se hacía necesario dar continuidad y expectativas a estas inversiones, como también definir una pauta progresiva de implantación de este tipo de tecnología, que además puede contribuir al cumplimiento de los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010 y de los que fije el nuevo Plan de Energías Renovables 2011-2020, a partir de los objetivos asignados a España en la nueva Directiva de Energías Renovables. Por ello se consideró oportuno elevar el objetivo de 371 MW de potencia instalada conectada a la red, recogido en el Real Decreto 661/2007. A tal fin, se propuso un objetivo anual de potencia que evolucionará al alza de manera coordinada con las mejoras tecnológicas, en lugar de utilizar la potencia total acumulada para fijar los límites del mercado de esta tecnología, así como un nuevo régimen económico que estimule la evolución tecnológica y la competitividad de las instalaciones fotovoltaicas en España a medio y largo plazo. Pero así como una retribución insuficiente haría inviables las inversiones, una retribución excesiva podría repercutir de manera significativa en los costes del sistema eléctrico y desincentivaría la apuesta por la investigación y el desarrollo, disminuyendo las excelentes perspectivas a medio y largo plazo para esta tecnología. De ahí que se considere necesaria la racionalización de la retribución y, por ello, el real decreto 1579/2008 modifica el régimen económico a la baja, siguiendo la evolución esperada de la tecnología, con una perspectiva a largo plazo.

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El nuevo régimen económico también pretende reconocer las ventajas que ofrecen las instalaciones integradas en edificios, ya sea en fachadas o sobre cubiertas, por sus ventajas como generación distribuida, porque no aumentan la ocupación de territorio y por su contribución a la difusión social de las energías renovables.

4.3. Tipología de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red Las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red (subgrupo b.1.1 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007) se clasifican en dos tipos a partir de la publicación del Real Decreto 1578/2008: a) Tipo I. Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las de carácter agropecuario. O bien, instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tengan por objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de áreas dedicadas a alguno de los usos anteriores, y se encuentren ubicadas en una parcela con referencia catastral urbana. Las instalaciones de este tipo se agrupan, a su vez, en dos subtipos: Tipo I.1: instalaciones del tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW. Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con un potencia superior a 20 kW. b) Tipo II. Instalaciones no incluidas en el tipo I anterior.

4.4. Régimen económico Mucho ha evolucionado el régimen económico desde el RD 2818/98 en el que por primera vez se establecían primas para la producción de energía fotovoltaica. En particular, para las instalaciones fotovoltaicas con potencia instalada de hasta 5 kW, la prima era de 60 pesetas el kWh, siempre que la potencia instalada nacional de este tipo de instalaciones no supere la potencia de 50 MW, tal como indicaba el Real Decreto (¡!). Para el resto de instalaciones, la prima era de 30 pesetas el kWh. En el Real Decreto 436/2004 se diferenciaba entre instalaciones de hasta 100 kW, y las de más de 100 kW. Para las primeras, se estableció una tarifa del 575% de la tarifa eléctrica media o de referencia (que en 2004 tenía un valor de 7,2072 céntimos de euro por kWh), para los primeros 25 años desde la puesta en

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marcha de la instalación, y un 460% a partir de entonces. Para las instalaciones de más de 100 kW, 300% durante los primeros 25 años y 240 a partir de entonces, si se decide tomar esta opción de retribución. Por su parte, en el Real Decreto 661/2007 cambiaba el modo de retribución de las instalaciones. Para las instalaciones que han sido conectadas a la red con anterioridad al 28 de septiembre de 2008, la tarifa (enero de 2009) es, de acuerdo con la Orden Ministerial ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009, la siguiente: ! Para instalaciones de potencia menor o igual a 100 kW, 47,0181 céntimos de euro, para los primeros 25 años, 37,6144 céntimos de euro a partir de entonces. ! Para instalaciones de 100 kW < P ≤ 10 MW, 44,5751 céntimos de euro, para los primeros 25 años, 35,6301 céntimos de euro a partir de entonces. ! Para instalaciones de 10 < P ≤ 50 MW, 24,5311 céntimos de euro, para los primeros 25 años, 19,6249 céntimos de euro a partir de entonces. Para garantizar un mercado mínimo para el desarrollo del sector fotovoltaico y, al mismo tiempo, asegurar la continuidad del sistema de apoyo, se establece en el RD 1578/2008 un mecanismo de asignación de retribución mediante la inscripción en un Registro de preasignación de retribución (sub-sección de la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica), en un momento incipiente del desarrollo del proyecto, que dé la necesaria seguridad jurídica a los promotores respecto de la retribución que obtendrá la instalación una vez puesta en funcionamiento. Para tener derecho a retribución recogida en el real decreto 1578/2008, será necesaria la inscripción, con carácter previo, de los proyectos de instalación o instalaciones en el Registro de preasignación de retribución. Las inscripciones en el Registro de preasignación de retribución, irán asociadas a un periodo temporal que se denomina convocatoria, dando derecho a la retribución que quede fijada en dicho periodo temporal. Para cada convocatoria de inscripción en el Registro de preasignación de retribución se establecen unos cupos de potencia por tipo y subtipo que estarán constituidos por las potencias base, y en su caso, las potencias adicionales traspasadas o incorporadas. Para las convocatorias del primer año se establecieron las siguientes potencias base: a) Tipo I: 267/m MW, con el reparto siguiente: 10 por ciento para el subtipo I.1 y 90 por ciento para el subtipo I.2. b) Tipo II: 133/m MW.

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siendo m, el número de convocatorias por año para los que se establezca la inscripción en el Registro de preasignación de retribución. Para el tipo II, se establecieron unos cupos de potencia adicional extraordinarios para las convocatorias correspondientes a los años 2009 y 2010, de 100/m MW y 60/m MW, respectivamente por convocatoria, siendo m el número de convocatorias anuales que se convoquen. Las potencias base correspondientes a las convocatorias del segundo año y sucesivos se calcularán, tomando como referencia las potencias base, de cada tipo y subtipo, de las convocatorias correspondientes al año anterior incrementándolas o reduciéndolas en la misma tasa porcentual acumulada que se reduzca o incremente, respectivamente, la retribución correspondiente a las convocatorias celebradas durante el año anterior. Existe un mecanismo de traspaso de potencia adicional a la potencia base para la convocatoria siguiente, cuando no se cubra alguno o todos los cupos de potencia de una convocatoria. La potencia máxima de los proyectos o instalaciones que sean inscritos en el Registro de preasignación de retribución no podrá superar los 2 MW o los 10 MW para instalaciones de tipo I o II. A los efectos de la determinación del régimen económico establecido en el real decreto, se considerará que pertenecen a una única instalación o un solo proyecto, según corresponda, cuya potencia será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias de la categoría b.1.1, las instalaciones o proyectos que se encuentren en referencias catastrales con los catorce primeros dígitos idénticos. A estos efectos, los titulares de las instalaciones suministrarán la referencia catastral de los inmuebles en los que se ubiquen las mismas. Del mismo modo, a los efectos de la inscripción, en una convocatoria, en el Registro de preasignación de retribución, se considerará que pertenecen a un solo proyecto, cuya potencia será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias, aquellas instalaciones que conecten en un mismo punto de la red de distribución o transporte, o dispongan de línea de evacuación común. Se establece por tanto una nueva definición de potencia. Con ello se consigue mayor precisión en el procedimiento de cómputo de la potencia de cada instalación fotovoltaica, a efectos de la aplicación de la retribución correspondiente. Se pretende racionalizar la implantación de grandes instalaciones en suelo pertenecientes a una multiplicidad de titulares, de tal forma que se evite la parcelación de una única instalación en varias de menor tamaño, con el objetivo de obtener un marco retributivo más favorable.

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Los valores de la tarifa regulada correspondientes a las instalaciones del subgrupo b.1.1 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, que sean inscritas en el registro de pre-asignación asociadas a la primera convocatoria serán los siguientes: ! Tipo I: ! Subtipo I.1: 34,00 c€/kWh. ! Subtipo I.2: 32,00 c€/kWh. ! Tipo II: 32,00 c€/kWh. Los valores de la tarifa regulada correspondientes a las instalaciones que sean inscritas en el registro de preasignación asociadas a la convocatoria n, se calcularán en función de los valores de la convocatoria anterior n i 1, de la siguiente forma: Si P ≥ 0,75 ! P0, entonces Tn u Tni1 [(1 i A) ! (P0 i P) / (0,25 × P0) c A] Si P < 0,75 ! P0, entonces: Tn u Tni1 Siendo: P : La potencia pre-registrada en la convocatoria ni1. P0 : El cupo de potencia para la convocatoria ni1. Tni1 : La tarifa para las instalaciones pre-registradas asociadas a la convocatoria ni1. Tn : La tarifa para las instalaciones pre-registradas asociadas a la convocatoria n. A : El factor 0,91/m y m el número de convocatorias anuales. Si durante dos convocatorias consecutivas no se alcanzara el 50 por ciento del cupo de potencia para un tipo o subtipo, se podrá incrementar, mediante Resolución de la Secretaría General de Energía, la tarifa para la convocatoria siguiente en el mismo porcentaje que se reduciría si se cubriera el cupo, siendo necesario, que durante dos convocatorias adicionales no se volviera a alcanzar el 50 por ciento del cupo para realizar un nuevo incremento. La tarifa regulada de las instalaciones del subtipo I.1, no podrá nunca ser inferior a la de las instalaciones del subtipo I.2. En el caso en el que, de acuerdo con el mecanismo previsto en este artículo, el valor de la tarifa regulada para el subtipo I.1 pudiera resultar inferior a del subtipo I.2, se considerará exclusivamente el mecanismo de modificación de la tarifa para el subtipo I.2, y se hará la tarifa regulada para el subtipo I.1, igual a la anterior.

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4.5. Condiciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red en baja tensión En la configuración de un sistema fotovoltaico de conexión a red intervienen distintos factores que determinan la selección y diseño del sistema. A continuación, se describen los principales elementos que se deben utilizar en una primera fase del diseño del sistema de conexión a la red. Las características del lugar del emplazamiento (longitud, latitud, altura, climatología), la disposición de los módulos fotovoltaicos (orientación e inclinación de los módulos en sistemas fijos, o el tipo de seguimiento) y el análisis de sombras correspondiente, determinan la cantidad de energía que puede ser generada por el sistema y posteriormente inyectada a la red eléctrica. Si se trata de una instalación sobre tejado, la superficie disponible, inclinación y orientación del mismo son parámetros muy importantes para el diseño del sistema FV. Los principales parámetros para una instalación determinada son: ! El emplazamiento. ! La potencia del campo de paneles. ! La potencia y características del inversor o inversores. ! Los niveles de tensión y corriente elegidos. ! Protecciones y cableado. ! Las características de la red eléctrica. En relación con el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas, se establecía en el artículo 20.1 del RD 2818/98 que las instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria, energía solar, tendrían normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas específicas respecto de las restantes instalaciones de régimen especial. De acuerdo con ello, se publicó el Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, con objeto de efectuar el desarrollo de la Ley 54/1997, en el que se establecieron las condiciones administrativas y técnicas básicas de conexión a la red de baja tensión de las instalaciones solares fotovoltaicas, teniendo en cuenta sus especiales características y con la finalidad de establecer una regulación específica que permita el desarrollo de esa actividad. El Real Decreto 1663/2000 es de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas de potencia nominal no superior a 100 kVA y cuya conexión a la red de distribución se efectúe en baja tensión. A estos efectos, se entiende por conexión en baja tensión aquella que se efectúe en una tensión no superior a 1 kV.

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FIGURA 4.1. Esquema unifilar para instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión como aparece en el anexo de la resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas.

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El Real Decreto 1663/2000, indica, con carácter general, que el funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable. Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución. En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red, bien sea por trabajos de mantenimiento requeridos por la empresa distribuidora o por haber actuado alguna protección de la línea, las instalaciones fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de distribución. En el anexo de la resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión, se presentaba el esquema unifilar tipo de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red, que se reproduce a continuación. Como puede verse, y tal y como se indica en el RD 1663/2000, en el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá intercalarse ningún elemento de generación distinto del fotovoltaico, ni de acumulación o de consumo. Se define la potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal como la suma de la potencia de los inversores de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento. En el caso de instalaciones trifásicas es la suma de la potencia de los inversores que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento. Se pueden interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kVA. Además, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de conexión, definida como capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. Esto está de acuerdo con lo especificado en el REBT, ITC 40, que indica que la potencia máxima de las centrales interconectadas a una Red de Distribución Pública, estará condicionada por las características de esta: tensión de servicio, potencia de cortocircuito, capacidad de transporte de línea, potencia consumida en la red de baja tensión, etc., y que indica que, con carácter general la interconexión de centrales generadoras a las redes de baja tensión de 3!400/230 V será admisible cuando la suma de las potencias nominales de los generadores no exceda de 100 kVA, ni de

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la mitad de la capacidad de la salida del centro de transformación correspondiente a la línea de la Red de Distribución Pública a la que se conecte la central. En redes trifásicas a 3!220/127 V, se podrán conectar centrales de potencia total no superior a 60 kVA ni de la mitad de la capacidad de la salida del centro de transformación correspondiente a la línea de la Red de Distribución Pública a la que se conecte la central. En estos casos toda la instalación deberá estar preparada para un funcionamiento futuro a 3!400/230 V. Las condiciones de conexión a la red se fijarán en función de la potencia de la instalación fotovoltaica, con objeto de evitar efectos perjudiciales a los usuarios con cargas sensibles. Para establecer el punto de conexión a la red de distribución se tiene en cuenta la capacidad de transporte de la línea, la potencia instalada en los centros de transformación y las distribuciones en diferentes fases de generadores en régimen especial provistos de inversores monofásicos. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a conectar a la red de distribución es superior a 5 kW, la conexión de la instalación fotovoltaica a la red debe ser trifásica. Dicha conexión se podrá realizar mediante uno o más inversores monofásicos de hasta 5 kW, a las diferentes fases, o directamente un inversor trifásico. En la conexión de una instalación fotovoltaica, la variación de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no podrá ser superior al 5 por 100 y no deberá provocar, en ningún usuario de los conectados a la red, la superación de los límites indicados en el Reglamento electrotécnico para baja tensión. El factor de potencia de la energía suministrada a la empresa distribuidora debe ser lo más próximo posible a la unidad. Las instalaciones fotovoltaicas conectadas en paralelo con la red deberán tomar las medidas necesarias para ello o, en su caso, llegar a un acuerdo sobre este aspecto con la empresa distribuidora. En el caso de que una instalación fotovoltaica se vea afectada por perturbaciones de la red de distribución se aplicará la normativa vigente sobre calidad del servicio. En el Reglamento Electrotécnico de Baja tensión (punto 4.3.3. Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión), se especifica para las instalaciones generadoras que en el origen de la instalación interior y en un punto único y accesible de forma permanente a la empresa distribuidora de energía eléctrica, se instalará un interruptor automático sobre el que actuarán un conjunto de protecciones. Estas deben garantizar que las faltas internas de la instalación no perturben el correcto funcionamiento de las redes a las que estén conectadas y en caso de defecto de estas, debe desconectar el interruptor de la interconexión que no podrá reponerse hasta que exista tensión estable en la Red de Distribución Pública.

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A)

Inversor monofásico

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N

L1 L2

L3

N

L1 L2

L3

N

L1 L2

L3

p d

B)

p d

p d

p d C)

Inversor trifásico p d

FIGURA 4.2. Posibilidades de conexión de inversores a la red eléctrica.

Las protecciones y el conexionado del interruptor serán precintables y el dispositivo de maniobra será accesible al autogenerador.

4.5.1. Módulos fotovoltaicos Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos de silicio cristalino, o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos capa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación.

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Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de protección IP65. Los marcos laterales, si existen, serán de aluminio o acero inoxidable. Debe rechazarse cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas o manchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células o burbujas en el encapsulante. Si se opta por instalación fija, sin seguimiento solar, el ángulo óptimo de inclinación del generador fotovoltaico se puede relacionar con la latitud de un determinado lugar, mediante la siguiente ecuación donde ambos ángulos se expresan en grados y φ es la latitud del lugar: βopt u 3,7 c 0,69φ Como se menciona en el capítulo anterior, también pueden utilizarse sistemas de seguimiento solar con objeto de aumentar la captación. La tensión máxima del sistema se alcanza en la situación de circuito abierto del campo de módulos fotovoltaicos. Esta tensión es importante, ya que define el valor de la tensión máxima existente en el generador y que debe soportar el inversor. Como se verá, la forma de conectar los módulos entre sí (número de paneles en serie y número de ramas en paralelo) está determinada por las condiciones de valores de tensión y corrientes que se quieran alcanzar, por las características de cada módulo, ya que existen módulos de diferentes tensiones, por la influencia de los elementos de sombreamiento, y por el tipo de inversor o de inversores que se requieran. La configuración del sistema y de las conexiones debe corresponder con la potencia y características técnicas del inversor.

4.5.2. Inversor Recordemos que la potencia de los inversores va a definir la potencia nominal de la instalación fotovoltaica. Teniendo como base la potencia total del campo de generación fotovoltaica (en base, por ejemplo, a la superficie disponible) y del tipo de configuración seleccionada, se puede determinar la potencia del inversor. O viceversa, si se decide en primer lugar la potencia del inversor, se puede determinar la potencia del campo de generación. Los valores de potencia del generador FV y del inversor deben corresponder óptimamente entre sí. Si el campo fotovoltaico es demasiado grande, se perderá energía debido a la función limitadora de corriente en condiciones de sobrecarga del inversor. En el caso de sistemas fotovoltaicos fijos orientados no óptimamente o sistemas con sombreamientos parciales, es recomendable desde el punto de vista

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técnico y económico realizar el dimensionamiento del inversor con una menor potencia. Por el contrario, en sistemas con seguimiento, puede elegirse un inversor de mayor potencia. En general, la potencia nominal del inversor puede ser un 20% inferior a la potencia del generador FV bajo STC (Standard Test Conditions), dependiendo de la clase de inversor, del tipo de módulos, de las características de radiación solar del lugar y de la disposición del campo de generación (orientación e inclinación de paneles fijos, o sistema de seguimiento). En sistemas con seguimiento y, dependiendo de la localización, el ratio entre la potencia del campo fotovoltaico fijo y la potencia del inversor suele descender hasta valores en torno a 1,05 e incluso inferiores. Esto es debido principalmente a los siguientes aspectos importantes del funcionamiento: ! La potencia pico de un generador se alcanza en ocasiones puntuales, por lo que normalmente el inversor trabaja en valores de potencia inferior al 70% de su potencia máxima. La utilización de un inversor de hasta un 20% de potencia menor proporciona un ajuste más adecuado de la potencia de funcionamiento real, así como una reducción en el coste del inversor que no representa reducción de potencia obtenida. ! La potencia pico del generador fotovoltaico que proporciona el fabricante se obtiene a 25 ºC, lo que responde a una situación poco probable en España ya que con una radiación solar de 1.000 W/m2, sería necesario estar a una temperatura ambiente en el exterior entre i10 ºC y 0 ºC para encontrar la célula a 25 ºC. La caída de tensión del módulo debido a la temperatura, hace que la potencia de salida sea sensiblemente inferior a la potencia pico proporcionada por el fabricante. ! Existen pérdidas de potencia por desacoplo de módulos en las series, caídas de tensión en conductores y otros factores que reducen la potencia disponible a la entrada del inversor. ! También debe tenerse en cuenta el proceso de degradación que sufren los módulos con el paso del tiempo. Algunos tipos de módulos pueden presentar hasta un 15% más de potencia funcionando durante los primeros meses, después comienzan a sufrir un proceso de «envejecimiento» debido a la exposición solar, alcanzando el valor de potencia nominal después de dicho proceso. Si el inversor va a funcionar a la intemperie o en el tejado, se puede presentar un factor menor debido a la mayor temperatura de operación. Se debe tener cuidado de no subdimensionar el inversor, ya que sobrecargas permanentes reducen rápidamente su vida útil. En ningún caso se debe sobrepasar

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la máxima corriente de entrada del inversor, por lo que el dimensionamiento corriente es muy importante, como se verá más adelante. Es muy importante tener en cuenta que solamente módulos bajo condiciones similares de orientación y sombreamiento deben ser conectados al mismo string. En strings muy largos, se pueden presentar pérdidas de potencia considerables, ya que el módulo con menor radiación determina la corriente de todo el string. Para sistemas en los que el generador FV tenga los módulos divididos en diferentes secciones, debido a diferencias de inclinación o de sombreamiento entre sí, se tienen que instalar varios inversores o uno de tipo descentralizado o multistring. 4.5.2.1. Inversor tipo string y generador particionado Los inversores tipo string (string inverter), son normalmente conectados a sistemas con potencias de hasta 3 kW. En la mayoría de los casos, todo el generador FV conforma un solo string. En sistemas medianos es normal conectar dos o tres strings a un inversor, formando así una configuración de generador FV por partes, o particionado. Para sistemas FV en los que los módulos tengan diferencias de orientación o de sombreamiento, la implementación de inversores tipo string o de inversores para configuración de generador particionado, se convierte en la mejor solución para adaptar el sistema a las distintas condiciones de radiación solar en las que se encuentra el sistema. En este caso, se debe conectar un inversor por cada string o por cada particion del generador FV, como se aprecia en la siguiente figura. 1 string 2 string Generador FV parte 1

p d

3 string

4 string

Generador FV parte 2

p d

F Conexión por partes

p d

p d

p d

p d

F Conexión por strings

FIGURA 4.3. Inversor conectado al generador particionado y a los strings.

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4.5.2.2. Configuración maestro-esclavo Para grandes sistemas fotovoltaicos generalmente se utiliza la configuración maestro-esclavo. En este caso, se usan varios (típicamente tres) inversores, entre los cuales se reparte la potencia total del sistema. Uno de los inversores trabaja como maestro, y funciona individualmente mientras hay baja radiación solar. Al aumentar la radiación, el inversor maestro se acerca a su límite de potencia, por lo que uno de los inversores esclavo es activado. Cuando la potencia de generación se acerca al valor de la suma de potencias de los dos inversores se conecta un tercero y así sucesivamente. Para equilibrar la carga entre los inversores, se activa un ciclo de rotación, en el que el trabajo de inversor maestro es realizado por todos secuencialmente. La siguiente figura muestra esta configuración:

Generador fotovoltaico

Esclavo 1

p d

Maestro

p d

Esclavo 2

p d

F

FIGURA 4.4. Configuración maestro-esclavo.

La ventaja de esta configuración es que, como ante baja radiación solo trabaja un inversor (el maestro), se obtiene una eficiencia mayor en comparación a la obtenida al usar un solo inversor central de gran capacidad. Sin embargo, su desventaja radica en los mayores costes de inversión comparado con la configuración de un solo inversor central.

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FIGURA 4.5. Inversores maestro/esclavo en una planta fotovoltaica de gran potencia.

4.5.2.3. Inversor individual para cada modulo FV Existe también la posibilidad, no muy extendida de utilizar un inversor individual para cada modulo FV. El inversor obviamente es de muy baja potencia (100-200W). Una condición para obtener un alto rendimiento con este tipo de configuración, es la adaptación optima de las características del inversor al modulo. Si es posible, es recomendable configurar el inversor para que trabaje constantemente en el MPP, esto se consigue cuando el modulo FV y el inversor son concebidos como un solo elemento. La siguiente figura muestra esta configuración:

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p p p p p p p p d d d d d d d d

p p p p p p p p d d d d d d d d

p p p p p p p p d d d d d d d d

F FIGURA 4.6. Diagrama de conexión de inversores individuales a cada módulo FV.

4.5.3. Elección del número de paneles en serie Se debe tener en cuenta que la conexión de los módulos formando ramas o strings debe corresponder óptimamente con las características técnicas del inversor. En cada string deben conectarse módulos con las mismas características técnicas y que capten el mismo nivel de radiación solar. El valor de la tensión en el inversor se determina atendiendo la cantidad de módulos en serie conectados en un string. Como se comentóo en el capítulo 3, la tensión registrada en los módulos y en el generador FV depende fuertemente de la temperatura de funcionamiento, por tal razón, el dimensionamiento de tensión del inversor debe realizarse teniendo en cuenta las condiciones extremas de funcionamiento en invierno y en verano. La zona de operación del inversor debe corresponder con la curva característica del generador FV. La zona del punto MPP del inversor debe incluir puntos MPP del generador a diferentes temperaturas, además se debe tener en cuenta la tensión de desconexión del inversor, así como su rigidez eléctrica. Si el número de paneles en cada rama es pequeño, se trabajará con valores de tensión bajos, lo que significa mayores intensidades de corriente para un valor dado de potencia. Por el contrario, un número elevado de paneles en serie presentará valores de tensión altos y de corriente reducidos.

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Conectar un número bajo de módulos en serie, además del trabajo con tensiones moderadas, presenta la ventaja de esta forma de conexión frente a la conexión de strings más largos, de que los efectos causados por el sombreamiento pueden ser menores. Cuando un panel entra en sombra, entra la corriente de todos los paneles de la misma rama. Por tanto, las pérdidas dependen de la cantidad de strings sombreados y no de la cantidad de módulos. Cuantos menos strings estén sombreados, menores serán las pérdidas.

Generador fotovoltaico

p d

F

FIGURA 4.7. Conexión con bajo número de paneles en serie.

Una desventaja de esta configuración es que, al generarse corrientes altas, se deben utilizar cables de mayor sección para reducir las pérdidas. Por esta razón, esta configuración no se usa frecuentemente. Normalmente se conectan módulos en serie, generando tensiones más elevadas (más de 200 ó 300V por ejemplo). Esta configuración requiere un cable de menor sección debido al menor valor de la corriente circulante. Sin embargo, su desventaja está en las altas pérdidas que pueden producirse en el caso de sombreamientos al tener un string más largo.

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Generador fotovoltaico

p d

F

FIGURA 4.8. Conexión con número elevado de módulos en serie.

4.5.3.1. Optimización de la tensión Para optimizar el dimensionamiento del sistema, se debe tener presente que el rendimiento del inversor es dependiente de la tensión. Para tal fin, algunos fabricantes de inversores, introducen en las hojas técnicas de sus equipos diagramas y curvas características que permiten determinar el rendimiento del equipo en diferentes valores de tensión. Dicha información debe ser tenida en cuenta para obtener un funcionamiento del sistema con mayor calidad. Un ajuste óptimo entre las características del generador FV y del inversor permiten obtener mejor porcentaje de ganancia. El sobre coste de un inversor con una mejor eficiencia, trabajando en la zona del generador FV puede amortizarse rápidamente, especialmente si se tiene en cuenta que el coste de un inversor es de solo un 10% del coste del generador FV. 4.5.3.2. Cantidad máxima de módulos en un string El valor límite se determina en invierno, con una temperatura de i10 °C. A bajas temperaturas aumenta la tensión de los módulos. La máxima tensión que puede presentarse en el funcionamiento de generador FV, es la obtenida al hacer funcionar el sistema en circuito abierto (sin cargas) a bajas temperaturas, como en un día soleado de invierno. Dicha máxima tensión de salida del generador FV debe

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ser menor que la máxima tensión de entrada DC del inversor, pues con esta medida se protege el funcionamiento de este equipo. Teniendo en cuenta este aspecto, se puede determinar la cantidad máxima de módulos en serie a conectarse Ns máx, como el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión de circuito abierto del módulo a i10 ºC, así: Ns máx u Umáx(inversor) / Uca(módulo a i10 ºC) En las hojas técnicas de los fabricantes de paneles se indica siempre la tensión en circuito abierto del módulo en condiciones STC y se encuentra también la información sobre la variación de tensión con la temperatura (coeficiente β) en porcentaje por cada aumento de grado centígrado respecto a 25 ºC (%/ºC), o en milivoltios por cada aumento de grado centígrado, mV/ºC. Esta variación de tensión aparecerá siempre con signo negativo, puesto que por cada aumento de temperatura de célula se produce una disminución en la tensión de circuito abierto. De lo anterior se puede concluir que la tensión de circuito abierto a la temperatura de i10 ºC se puede calcular a partir del valor de las condiciones STC [Uca(STC)] de la siguiente forma: ! Si β viene expresado en % por ºC: Uca (módulo a i10 ºC) u (1c(i10i25)!β/100)!Uca(STC) u (1i35 x β/100)!Uca(STC) !

Si β está expresado en mV por ºC: Uca (módulo a i10 ºC) u Uca(STC) i 35 x β

Se debe tener en cuenta que el valor de β tiene signo negativo. Por ejemplo, si β u i0,4%/ºC, a i10 ºC se presenta un aumento de cerca del 14% de la tensión al funcionar en circuito abierto, respecto a la tensión obtenida bajo condiciones STC. 4.5.3.3. Cantidad mínima de módulos en un string En el verano los módulos instalados sobre el tejado pueden alcanzar hasta 70 ó 75 °C de temperatura. En disposiciones abiertas (buena ventilación) es común alcanzar valores cercanos a 65 ºC. Partiendo de estos valores es posible determinar la cantidad mínima de módulos por string.

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Debido a las altas temperaturas alcanzadas en un día de verano con alta radiación solar, un módulo FV registra una tensión inferior a la obtenida bajo condiciones STC. Cuando la tensión de trabajo del sistema disminuya por debajo de la mínima tensión de seguimiento del punto de máxima potencia MPP del inversor, este no alcanzará a inyectar la máxima cantidad posible de potencia, o incluso, se llegue a apagar en el peor de los casos. Por esta razón, se debe dimensionar de manera que la mínima cantidad de módulos conectados en serie en una cadena o string sea determinada por el cociente entre la tensión mínima de entrada del inversor en el punto de máxima potencia (PMP) y la tensión generada por el módulo en el punto de máxima potencia a la temperatura de operación más desfavorable (70 °C por ejemplo). La siguiente expresión determina el valor mínimo de la cantidad de módulos FV en serie: Ns mín u Umín PMPinversor / UMPP (módulo a 70 ºC) De forma análoga a lo mostrado antes, se puede determinar el valor de la tensión a la temperatura más alta de operación a partir del dato de la variación de tensión con la temperatura, β y del valor de tensión en el punto MPP bajo las condiciones STC (UPMP(STC)), a través de las siguientes ecuaciones: ! Si β está expresado en % por ºC: UPMP(módulo a 70 ºC) u (1c(Tci 25)!β/100)!UL (STC) u u (1c(70i 25)!β/100)!UPMP(STC) u u (1c45!β/100)!UMPP (STC) !

Si β viene en mV por °C: UPMP (módulo a 70 ºC) u UPMP (STC) c 45 x β

Con el dato del ejemplo anterior a 70 ºC se presenta una disminución de cerca del 18% de la tensión en el punto de máxima potencia, respecto a la tensión obtenida bajo las condiciones STC. 4.5.3.4. Determinación de la cantidad de strings También se debe verificar que la máxima cantidad de corriente entregada por el generador FV no sobrepase la máxima corriente de entrada del inversor. La cantidad de strings está determinada por el cociente entre la cantidad máxima permitida de corriente DC de entrada del inversor y la corriente máxima por string, así:

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206 Npmáx ≤ Imáx(inversor) / Istring

En el caso de un subdimensionamiento del inversor se debe verificar, con qué frecuencia este se encuentra trabajando en la zona de sobrecorriente. Con esto se puede determinar si el equipo está poco o muy sobrecargado. Esto también es posible de determinar con la ayuda de algún programa de simulación (PV Syst, Sunny Design, PV*Sol), los cuales pueden mostrar el resultado de los cálculos en forma gráfica para una mejor interpretación. Gracias a esto, es posible prever un envejecimiento prematuro del equipo o posibles daños en sus componentes electrónicos.

4.5.4. Dimensionamiento del cableado En el dimensionamiento del cableado se deben tener en cuenta básicamente tres criterios esenciales: ! La tensión de aislamiento o tensión asignada (V): es la tensión máxima del sistema eléctrico al que el cable puede estar conectado, es decir, el máximo valor de tensión que puede soportar un cable sin que su aislamiento pierda sus propiedades dieléctricas. ! La corriente admisible permanente (A): es el valor máximo de la corriente que circula permanentemente por un conductor, en condiciones específicas, sin que su temperatura supere la máxima admisible asignada de los materiales que se utilizan para el aislamiento del cable. Esta temperatura se especifica en las normas particulares de los cables y suele ser de 70 ºC para cables con aislamiento termoplástico (PVC) y de 90 ºC para cables con aislamientos termoestables. El aumento de temperatura que experimenta el cable es debido al efecto Joule, relacionado con su propia resistencia eléctrica y la intensidad de corriente que lo recorre. También influyen el tipo de canalización y montaje (al aire, bajo tubo, bandeja metálica, bandeja de plástico, canal prefabricada, etc.), la forma y cantidad de cables con la que está agrupado formando una misma línea de conducción, la disposición de los conductores (juntos, separados, en capas, número de cables por fase, etc.) y las influencias externas (la temperatura del medio ambiente al que está expuesto, humedad, efecto del Sol, etc.). Hay que tener presente que los cables y módulos pueden estar expuestos a una temperatura ambiente elevada (montados sobre el tejado de 70 °C), por lo tanto, el cable utilizado en los módulos y strings debe tener capacidad de funcionar óptimamente a dicha temperatura, además de tener protección contra radiación UV. Existen diversos factores de corrección

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a estos valores dependiendo de la temperatura ambiente, de la agrupación de los cables, etc. En particular, en los cables con instalación expuesta directamente al Sol, se deberá tener en cuenta el calentamiento de la superficie de los cables con relación a la temperatura ambiente, por lo que en estos casos se aplica un factor de corrección 0,9 o inferior, tal como recomiendan las normas de la serie UNE 20435 y lo establece el REBT. ! La caída de tensión: la circulación de corriente a través de los conductores ocasiona una caída de tensión o diferencia entre las tensiones en el origen y extremo de la canalización. Esta caída de tensión debe ser inferior a los límites marcados por el reglamento en cada parte de la instalación, con el objeto de garantizar el funcionamiento de los receptores alimentados por el cable. Este criterio suele ser el determinante cuando las líneas son de larga longitud. Se recomienda que, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte de corriente continua deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5% y los de la parte CA, para que la caída de tensión sea inferior del 1,5%, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones. Resulta también de interés la evaluación de pérdidas por conducción. 4.5.4.1. Cálculo de las corrientes Tramo de corriente continua La intensidad máxima transportada en cada rama o string corresponde a la de cortocircuito del módulo escogido. Se tomará un valor para los cálculos de un 125% de esta corriente, cumpliendo con lo indicado en la ITC-BT 40 para instalaciones generadoras. Esta corriente debe ser inferior a la máxima admisible por el cable en todo el trazado. En la agrupación de varias ramas, la corriente de diseño será 125% el valor de la suma de las corrientes de cortocircuito de cada rama. Tramo de corriente alterna En el caso de instalaciones monofásicas, la intensidad máxima transportada estará dada por la siguiente expresión: Iu

P U cos φ

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siendo P la potencia nominal (la del inversor). La tensión U se suele aproximar por la tensión nominal (230 V). El valor del factor de potencia (cos φ) de la corriente inyectada por el inversor es aproximadamente la unidad. En el caso de instalaciones trifásicas, la intensidad máxima transportada estará dada por la siguiente expresión: Iu

P M3U cos φ

donde P es la máxima potencia (trifásica) generada por el inversor seleccionado, valor límite de la potencia inyectada en red y U la tensión de línea, es decir 400 V. De nuevo, el valor del factor de potencia (cos φ) de la corriente inyectada por el inversor se considera la unidad. En cualquier caso, la corriente debe ser inferior a la máxima admisible por el cable en cada tramo del trazado. Las intensidades máximas admisibles para redes aéreas de distribución en baja tensión se indican en la instrucción ITC-BT-06 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Para redes subterráneas se atenderá a lo dispuesto en las tablas de la instrucción ITC-BT-07, distinguiendo entre redes enterradas y al aire en galerías. Para instalaciones interiores se utilizarán directamente las tablas de la norma UNE 20.460-5-523. Hay que tener en cuenta las condiciones y tipo de montaje de los conductores y los factores de reducción por agrupación de varios circuitos que se indican en la norma UNE 20460-5-523 y el Reglamento. 4.5.4.2. Cálculo de la caída de tensión Cuando por un cable conductor de longitud L y sección S, fabricado con un material de resistividad (a una determinada temperatura) ρ, es recorrido por una corriente eléctrica de intensidad I, se produce entre sus extremos una caída de tensión que viene dada por la siguiente expresión: ∆V u ρ

L S

I

Se suele emplear el inverso de la resistividad, denominado conductividad (γ, en m/Ω mm2) ∆V u

1

L

γ

S

I

donde la conductividad γ se puede tomar de la tabla:

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red Material

γ20 (S m/ mm2)

Cobre Aluminio

56 35

209

γ70 (S m/ mm2) 48 30

γ90 (S m/ mm2) 44 28

TABLA 4.1. Valores de conductividad de cobre y aluminio para distintas temperaturas de operación.

Por ejemplo, para cables de cobre (a 20 ºC) esa expresión se puede reescribir, ∆V u

L 56 S

I

El valor de ∆V vendrá en voltios si L viene dado en metros, S en mm2 e I en Amperios. La caída máxima en la parte de corriente continua debe ser inferior al 1,5% y en la parte AC inferior al 1,5% (del valor de tensión nominal) en cualquier condición de trabajo. Tanto en el tramo de continua o en el caso de monofásica en alterna es habitual usar la expresión ∆V u

2L 56 S

I

en donde la intensidad en continua es la del punto de máxima potencia y la intensidad en alterna la del inversor a potencia nominal (se ha considerado cos φ u 1, por ser en la práctica muy cercano a este valor. En la práctica, para instalaciones de baja tensión interiores e instalaciones de enlace también es admisible despreciar los efectos piel y proximidad, que harían variar la expresión), y la longitud L es la del tramo de ida (o de vuelta) del cable conductor, por lo que aparece el 2 en la expresión. De esta expresión se puede despejar el valor de sección mínimo a utilizar para satisfacer el criterio de máxima caída de tensión admisible. Para el caso de sistemas trifásicos, la expresión a utilizar es ∆V u

M3 L 56 S

I

De nuevo, el valor de L es la longitud del tramo de ida. Teniendo en cuenta el plano con las medidas y características del tejado realizado en la visita técnica al

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lugar del montaje, es posible determinar de manera aproximada la longitud de los cables requeridos para la conexión del sistema. Deberán tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas. Realizando una adecuada disposición del cableado, a través de los módulos, es posible reducir las pérdidas de transmisión y sobretensiones causadas por los acoplamientos. La siguiente figura muestra diferentes formas de tender el cableado para el mismo sistema. La figura de la derecha muestra la mejor forma de hacerlo, pues optimiza la longitud del cableado y reduce las sobretensiones de acoplamiento.

p d

Incorrecto

p d

p d

Bien

Óptimo

FIGURA 4.9. Ejemplo de formas de tendido del cableado.

Un plano detallado en el que se identifiquen los componentes interconectados del sistema, especificando las distancias, la sección y el tipo de cables a instalar es necesario para realizar un montaje adecuado. En este caso, la calidad y precisión en los detalles de los planos generados por programas como AutoCAD, hacen que su uso sea una de las herramientas más indicadas para esta finalidad. En la parte de corriente continua, los cables de cada polo se conducirán independientemente (los positivos, por un tubo, y los negativos, por otro). En la parte de alterna, se utilizará cableado tetrapolar en los tramos trifásicos. Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123. Los colores de los conductores aislados estarán de acuerdo con la norma UNE 21089. Se utilizarán canalizaciones para todos los tramos de cableado de sección suficiente y disposición según normativa vigente.

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4.5.5. Medida de la energía inyectada a la red. Contadores Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación fotovoltaica, estos se situarán en circuitos independientes de los circuitos eléctricos de dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida. La medida de tales consumos se realizará con equipos propios e independientes, que servirán de base para su facturación. El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y, en su defecto, se conectará entre el contador de salida y el interruptor general un contador de entrada. La energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. En el caso de instalación de dos contadores no será necesario contrato de suministro para la instalación fotovoltaica. Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de entrada como los de salida de energía, serán precintados por la empresa distribuidora. El instalador autorizado solo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de la empresa distribuidora. No obstante, en caso de peligro pueden retirarse los precintos sin consentimiento de la empresa eléctrica; siendo en este caso obligatorio informar a la empresa distribuidora con carácter inmediato. La colocación de los contadores y de los equipos de medida y en su caso de los dispositivos de conmutación horaria que se pudieran requerir y las condiciones de seguridad estará de acuerdo a la MIE BT 016. Los puestos de los contadores se deberán señalizar de forma indeleble, de manera que la asignación a cada titular de la instalación quede patente sin lugar a confusión. Además, se indicará, para cada titular de la instalación, si se trata de un contador de entrada de energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de la instalación fotovoltaica. Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2. Los contadores serán seleccionados entre las marcas homologadas por la compañía eléctrica distribuidora, siendo, además, certificados por la misma. Las características del equipo de medida de salida serán tales que la intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el 50 por 100 de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo. Es decir, 0,5 Inominal de precisión ≤ Inominal FV ≤ Imáx de precisión

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4.5.6. Protecciones Para la protección de las personas se toman dos tipos de medidas, contra contactos directos y contra contactos indirectos. La protección de las personas contra contactos directos queda asegurada mediante un aislamiento apropiado de todas las partes activas de la instalación, según establece el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión de 2002 en la instrucción ITC-BT-24. Las partes activas están cubiertas de un aislamiento que solo se puede eliminar destruyéndolo. En la parte de continua de la instalación se protege a las personas de los contactos indirectos mediante la utilización de módulos con clase de aislamiento II. La estructura y marco de los módulos fotovoltaicos estarán conectadas a tierra de acuerdo con el REBT (Instrucción técnica complementaria ITC-BT-40: Apartado 8.2.3). En la protección contra contactos indirectos en la parte de corriente alterna se utiliza protección diferencial y puesta a tierra, según la instrucción ITC-BT-24 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión de 2002. Incluirá una combinación de tres tipos de protecciones: Alejamiento de las partes activas de la instalación junto con una interposición de obstáculos que impiden todo contacto accidental con las partes activas y recubrimiento de las partes activas con aislamiento apropiado. Los conductores poseerán un aislamiento superior a 1.000 V. Se utilizarán cajas aislantes e inaccesibles para todos los conexionados. Los conductores están aislados mediante tubo de cualquier contacto. Las partes metálicas utilizadas para impedir cualquier contacto accidental con las partes activas están protegidas contra contactos indirectos. 4.5.6.1. Tramos en corriente continua Cortocircuitos: el cortocircuito es un punto de trabajo no peligroso para el generador fotovoltaico, ya que la corriente está limitada a un valor muy cercano a la máxima de operación normal del mismo. El cortocircuito puede, sin embargo, ser perjudicial para el inversor. Como medio de protección se suelen incluir fusibles de tipo gG normalizados según EN 60269 en cada polo, que actúan también como protección contra sobrecargas, como se comenta a continuación. Para las personas es peligrosa la eliminación (o realización) de un cortocircuito franco en el campo generador, por pasar rápidamente del cortocircuito al circuito abierto, lo que produce un elevado arco eléctrico, por la variación brusca en la corriente. Como medida de protección a las personas frente a este caso es, por tanto, recomendable la conducción separada del positivo y del negativo. Así se evita la

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realización o eliminación accidental de un cortocircuito producido por daños en el aislamiento del cable. El valor de corriente máxima debe ser menor o igual al valor de la capacidad de conducción eléctrica del cable o que la corriente del fusible (I fusible), así: Imáx ≤ Ifusible Sobrecargas: aunque el inversor obliga a trabajar al generador fotovoltaico fuera de su punto de máxima potencia cuando la potencia de entrada es excesiva, el fusible introducido en el sistema en cada polo sirve de protección contra sobrecargas y, adicionalmente, facilita las tareas de mantenimiento. Para que cumpla esta función, se debe cumplir la siguiente condición, general para cualquier dispositivo: Idiseño de la línea ≤ Iasignada dispositivo de protección ≤ Iadmisible de la línea Además, para fusibles gG normalizados, debe cumplirse que: 1,6 ! Iasignada dispositivo de protección ≤ 1,45 ! Iadmisible de la línea Con lo que existe un margen que permite que puedan elegirse de forma que se eviten fusiones no deseadas. Contactos directos e indirectos: El generador fotovoltaico puede conectarse en modo flotante, proporcionando niveles de protección adecuados frente a contacto directo e indirecto, siempre y cuando la resistencia de aislamiento de la parte de continua se mantenga por encima de unos niveles de seguridad y no ocurra un primer defecto a masas o a tierra. En este último caso, se genera una situación de riesgo, que se soluciona mediante el aislamiento clase II de los módulos fotovoltaicos, cables y cajas de conexión. Estas últimas contarán además con llave y estarán dotadas de señales de peligro eléctrico y la presencia de un controlador permanente de aislamiento, integrado en el inversor, que detecte la aparición de un primer fallo, cuando la resistencia de aislamiento sea inferior al valor que garantice que la corriente de defecto va a ser inferior a 30 mA, que marca el umbral de riesgo eléctrico para las personas. El inversor detendrá su funcionamiento y se activará una alarma visual en el equipo. Sobretensiones: Sobre el generador fotovoltaico, se pueden originar sobretensiones de origen atmosférico de cierta importancia. Por ello, se protegerá la entrada de corriente continua del inversor mediante dispositivos bipolares de protección clase II. Estos dispositivos tienen por ejemplo un tiempo de actuación bajo < 25 ns y una corriente máxima de actuación de 15 kA, con una tensión residual inferior a

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2 kV. El dispositivo tendrá una tensión de operación marcada por el diseño del sistema concreto, rango definido entre la tensión de serie para la menor tensión en el punto de máxima potencia, y la tensión mayor de circuito abierto para los módulos elegidos, en ambos casos considerando el efecto de la temperatura. No se hace necesaria la protección de cables, tubos, contadores, etc., por permitir estos valores más altos de tensión residual (4-6 kV). 4.5.6.2. Tramos en corriente alterna Con carácter general el REBT establece que, en las instalaciones de generación que puedan estar interconectadas con la Red de Distribución Pública, se dispondrá un conjunto de protecciones que actúen sobre el interruptor de interconexión, situadas en el origen de la instalación interior. Estas corresponderán a un modelo homologado y deberán estar debidamente verificadas y precintadas por un laboratorio reconocido. Las protecciones mínimas a disponer serán las siguientes: ! De sobreintensidad, mediante relés directos magnetotérmicos o solución equivalente. ! De mínima tensión instantáneos, conectados entre las tres fases y neutro y que actuarán, en un tiempo inferior a 0,5 segundos, a partir de que la tensión llegue al 85% de su valor asignado. ! De sobretensión, conectado entre una fase y neutro, y cuya actuación debe producirse en un tiempo inferior a 0,5 segundos, a partir de que la tensión llegue al 110% de su valor asignado. ! De máxima y mínima frecuencia, conectado entre fases, y cuya actuación debe producirse cuando la frecuencia sea inferior a 49 Hz o superior a 5 Hz durante más de 5 períodos. En particular, en el RD 1663/2000, se especifican las protecciones que se citan a continuación. El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación vigente. Este cumplimiento deberá ser acreditado adecuadamente en la documentación relativa a las características de la instalación que debe acompañar a la solicitud de conexión a la red que se entrega a la empresa distribuidora, incluyendo lo siguiente: 1. Interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Se trata de un dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora. Este interruptor será accesible a la empresa distri-

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buidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual. Si este interruptor, que se ubica en el cuadro de contadores de la instalación fotovoltaica accesible solo a la empresa distribuidora, esta inaccesibilidad al mismo obliga a introducir un segundo magnetotérmico omnipolar en la instalación, de menor intensidad nominal, que sea el que realmente proteja a la instalación de las sobrecargas y cortocircuitos. Así, este segundo magnetotérmico actuará antes que el interruptor general manual, salvo cortocircuitos de cierta importancia provenientes de la red de la compañía. Asimismo, con el fin de dar cierta independencia a las líneas propias de cada inversor, se utilizará un magnetotérmico para cada inversor de menor corriente asignada, de forma que no se paralice el conjunto de la instalación por problemas en solo uno de los inversores. Se utilizarán magnetotérmicos tipo C, los utilizados cuando no existen corrientes de arranque de consumo elevadas. Según norma EN 60269, para protección contra sobrecargas, debe cumplir: Idiseño de la línea ≤ Iasignada dispositivo de protección ≤ Iadmisible de la línea 2. Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación (fallos a tierra) en los sistemas de corriente continua puestos a tierra, y mediante la detección de pérdida de aislamiento en los sistemas aislados de tierra. En la parte de corriente alterna se colocará también un interruptor automático diferencial. La protección diferencial se trata de un relé diferencial que detecta corrientes de fugas residuales que puedan producirse mediante el toriodal y maniobra de apertura del interruptor automático, al que está asociado, cuando esta corriente rebasa su umbral de sensibilidad In, generalmente de 300 ó 30 mA de sensibilidad. Con el fin de que solo actúe por fallos a tierra, será de una corriente asignada superior a la del magnetotérmico de protección. 3. Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento. y sin perjuicio del cumplimiento de los requisitos que se puedan establecer mediante procedimiento de operación para soportar huecos de tensión. Es un dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de la interconexión. El interruptor automático de la interconexión impide el funcionamiento en isla, peligroso para el personal de la compañía distribuidora.

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4. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um, respectivamente). Todas estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora, tras las verificaciones que esta puede realizar a los elementos de la instalación que pueden afectar a la regularidad y seguridad en el suministro. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso las maniobras automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por este. En este caso solo se precisará disponer adicionalmente de las protecciones de interruptor general manual y de interruptor automático diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones: a) Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo rearme será automático, una vez se restablezcan las condiciones normales de suministro de la red. b) El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser desactivado manualmente de forma directa (interruptor en el inversor), o indirecta (interruptor anexo en el circuito de potencia). c) El estado del contactor («on/off»), deberá señalizarse con claridad en el frontal del equipo, en un lugar destacado. d) En caso de que no se utilicen las protecciones precintables para la interconexión de máxima y mínima frecuencia y de máxima y mínima tensión mencionadas, el fabricante del inversor deberá certificar: ! Los valores de tara de tensión. ! Los valores de tara de frecuencia. ! El tipo y características de equipo utilizado internamente para la detección de fallos (modelo, marca, calibración, etc.). ! Que el inversor ha superado las pruebas correspondientes en cuanto a los límites de establecidos de tensión y frecuencia. Mientras que, de acuerdo con la disposición final segunda del Real Decreto 1663/2000, no se hayan dictado las instrucciones técnicas por las que se establece el procedimiento para realizar las mencionadas pruebas, se aceptarán a todos los efectos los procedimientos establecidos y los certificados realizados por los propios fabricantes de los equipos.

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e) En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de «software» de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación.

4.5.7. Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo, mediante una toma de tierra con un electrodo o grupos de electrodos enterrados en el suelo. Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima del terreno no aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de origen atmosférico. Las puestas a tierra se establecen principalmente con objeto de limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan presentar en un momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados. Es decir, la puesta a tierra de la instalación se diseña para cumplir principalmente dos objetivos, que son los siguientes: ! La seguridad del personal que se encuentre en la instalación. ! La provisión de una buena unión eléctrica con tierra, que pueda garantizar el correcto funcionamiento de las protecciones, proporcionando fiabilidad a las instalaciones, al disponer de un circuito que permita el retorno de las corrientes de desequilibrio al terreno. Según el REBT, las centrales de instalaciones generadoras deberán estar provistas de sistemas de puesta a tierra que, en todo momento, aseguren que las tensiones que se puedan presentar en las masas metálicas de la instalación no superen los valores establecidos en la MIE-RAT 13 del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. Los sistemas de puesta a tierra de las centrales de instalaciones generadoras deberán tener las condiciones técnicas adecuadas para que no se produzcan transferencias de defectos a la Red de Distribución Pública ni a las instalaciones privadas, cualquiera que sea su funcionamiento respecto a esta: aisladas, asistidas o interconectadas.

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La conexión a tierra de la estructura soporte ofrecerá, por un lado, una buena protección contra sobrecargas atmosféricas y, por otro lado, una superficie equipotencial que previene ante contactos indirectos (en el caso de que uno de los polos activos del campo fotovoltaico presente un contacto de defecto con la estructura, si esta está puesta a tierra se evitan daños por contacto de una persona con la estructura). Las nuevas instalaciones deberán disponer de una separación galvánica entre el punto de conexión y la instalación fotovoltaica (incluido el inversor), por medio de un transformador de baja frecuencia colocado en la parte de alterna, interno o externo al inversor. Cualquier otro medio basado en el desarrollo tecnológico deberá demostrar, a juicio de la administración competente para la autorización de la instalación, que proporciona idénticas funciones que el transformador de baja frecuencia. Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectadas a una única tierra. En los casos que las instalaciones fotovoltaicas se ubiquen en edificios o zonas donde exista toma de tierra, las masas de la instalación fotovoltaica se pondrán a tierra directamente a la borna de tierra existente, con conductores de protección independientes de las masas del resto del suministro o entorno en el que se ubiquen. En el caso en que la instalación fotovoltaica no se ubique en zona que tuviera red de tierra, la toma de tierra de la instalación fotovoltaica será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el reglamento electrotécnico de baja tensión. Se considerará independiente una toma de tierra respecto a otra, cuando una de las tomas de tierra, no alcance, respecto a un punto de potencial cero, una tensión superior a 50 V cuando por la otra circula la máxima corriente de defecto a tierra prevista. El conjunto de puesta a tierra en la instalación estará formado por: 1. Tomas de tierra, estas a su vez estarán constituidas por: ! Electrodos artificiales, a base de «placas enterradas» de cobre con un espesor de 2 mm o de hierro galvanizado de 2,5 mm y una superficie útil de 0,5 mm2, «picas verticales de barras de cobre o de acero recubierto de cobre de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud, o «conductores enterrados horizontalmente» de cobre desnudo de 35 mm2 de sección o de acero galvanizado de 95 mm2 de sección, enterrados a una profundidad de 50 cm. Los electrodos se dimensionarán de forma que la resistencia a tierra «R» no pueda dar lugar a tensiones de contacto peligrosas, estando su valor íntimamente relacionado con la sensibilidad «I» del interruptor diferencial: ! R≤ 50/I, en locales secos.

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! R≤ 24/I, en locales húmedos. Línea de enlace con tierra, formada por un conductor de cobre desnudo enterrado de 500 mm2 de sección. ! Punto de puesta a tierra, situado fuera del suelo, para unir la línea de enlace con tierra y la línea principal de tierra. 2. Línea principal de tierra, formada por un conductor lo más corto posible y sin cambios bruscos de dirección, no sometido a esfuerzos mecánicos, protegido contra la corrosión y desgaste mecánico, con una sección mínima de 35 mm2. 3. Derivaciones de la línea principal de tierra, que enlazan esta con los cuadros de protección, ejecutadas de las mismas características que la línea principal de tierra. 4. Conductores de protección, para unir eléctricamente las masas de la instalación a la línea principal de tierra. Dicha unión se realizará en las bornas dispuestas al efecto en los cuadros de protección. Estos conductores serán del mismo tipo que los conductores activos, y tendrán una sección mínima igual a la fijada por la tabla 2 de la ITC-BT-18, en función de la sección de los conductores de fase o polares de la instalación; únicamente se permite disponer de un dispositivo de corte en los puntos de puesta a tierra de forma que permita medir la resistencia de toma de tierra. Los circuitos de puesta a tierra formarán una línea eléctricamente continua en la que podrán incluirse en serie masas o elementos metálicos. Tampoco se intercalarán seccionadores, fusibles o interruptores; únicamente se permite disponer un dispositivo de corte en los puntos de puesta a tierra, de forma que permita medir la resistencia de la toma a tierra. La resistencia de un electrodo depende de sus dimensiones, de su forma y de la resistividad del terreno en el que se establece. Esta resistividad varía frecuentemente de un punto a otro del terreno, y varía también con la profundidad. La tabla 3 muestra, a título de orientación, unos valores de la resistividad para un cierto número de terrenos. Con objeto de obtener una primera aproximación de la resistencia a tierra, los cálculos pueden efectuarse utilizando los valores medios indicados en la tabla 4. Aunque los cálculos efectuados a partir de estos valores no dan más que un valor muy aproximado de la resistencia a tierra del electrodo, la medida de resistencia de tierra de este electrodo puede permitir, aplicando las fórmulas dadas en la tabla 5, estimar el valor medio local de la resistividad del terreno. El conocimiento de este valor puede ser útil para trabajos posteriores efectuados, en condiciones análogas. !

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220 Naturaleza del terreno

Resistividad (Ohm.m)

Terrenos pantanosos Limo Humus Turba húmeda Arcilla plástica Margas y arcillas compactas Margas del Jurásico Arena arcillosas Arena silícea Suelo pedregoso cubierto de césped Suelo pedregoso desnudo Calizas blandas Calizas compactas Calizas agrietadas Pizarras Roca de mica y cuarzo Granitos y gres procedente de alteración Granito y gres muy alterado

de algunas unidades a 30 20 a 100 10 a 150 5 a 100 50 100 a 200 30 a 40 50 a 500 200 a 3.000 300 a 500 1.500 a 3.000 100 a 300 1.000 a 5.000 500 a 1.000 50 a 300 800 1.500 a 10.000 100 a 600

TABLA 4.2. Valores orientativos de la resistividad en función del terreno. Naturaleza del terreno Terrenos cultivables y fértiles, terraplenes compactos y húmedos Terraplenes cultivables poco fértiles y otros terraplenes Suelos pedregosos desnudos, arenas secas permeables

Valor medio de la resistividad (Ohm.m) 50 500 3.000

TABLA 4.3. Valores medios aproximados de la resistividad en función del terreno. Electrodo

Resistencia de tierra (Ohm)

Placa enterrada Pica vertical Conductor enterrado horizontalmente

R u 0,8 ρ / P Ruρ/L Ru2ρ/L

TABLA 4.4. Fórmulas para estimar la resistencia de tierra en función de la resistividad del terreno y las características del electrodo. Ρ: resistividad del terreno (Ohm.m), P: perímetro de la placa (m); L, longitud de la pica o del conductor (m).

La red de tierras se suele hacer a través de cable de cobre desnudo enterrado de 35 mm2 de sección y picas de cobre de 2 m de longitud y 14 mm de diámetro mínimo. La configuración de las mismas debe ser redonda y de alta resistencia, asegurando una máxima rigidez para facilitar su introducción en el terreno. Hay que

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tratar de evitar que la pica se doble a la hora de su colocación. Para la conexión de los dispositivos al circuito de puesta a tierra será necesario disponer de bornas o elementos de conexión que garanticen una unión perfecta, teniendo en cuenta los esfuerzos dinámicos y térmicos que se producen en caso de cortocircuito. El tipo y la profundidad de enterramiento de las tomas de tierra deben ser tales que la posible pérdida de humedad del suelo, la presencia del hielo u otros efectos climáticos, no aumenten la resistencia de la toma de tierra por encima del valor previsto. La profundidad nunca será inferior a 0,50 m. Los materiales utilizados y la realización de las tomas de tierra deben ser tales que no se vea afectada la resistencia mecánica y eléctrica por efecto de la corrosión de forma que comprometa las características del diseño de la instalación. Las canalizaciones metálicas de otros servicios (agua, líquidos o gases inflamables, calefacción central, etc.) no deben ser utilizadas como tomas de tierra por razones de seguridad. Por la importancia que ofrece desde el punto de vista de la seguridad la instalación de toma de tierra deberá ser obligatoriamente comprobada por el Director de la Obra o Instalador Autorizado en el momento de dar de alta la instalación para su puesta en marcha o en funcionamiento. Personal técnicamente competente efectuará la comprobación de la instalación de puesta a tierra, al menos anualmente, en la época en la que el terreno esté más seco. Para ello, se medirá la resistencia de tierra, y se repararán con carácter urgente los defectos que se encuentren. En los lugares en que el terreno no sea favorable a la buena conservación de los electrodos, estos y los conductores de enlace entre ellos hasta el punto de puesta a tierra, se pondrán al descubierto para su examen, al menos una vez cada cinco años.

4.6. Estimación de la producción de sistemas fotovoltaicos conectados a la red 4.6.1. Evaluación del comportamiento de sistemas fotovoltaicos conectados a red Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red pueden diferir en diseño, tamaño, tecnología o localización geográfica, por tanto, pueden tener distinta producción, recurso solar y pérdidas. La utilización de parámetros que permitan una comparación entre varios sistemas fotovoltaicos resulta de gran interés para la detección de problemas en la operación, o para guiar la inversión a la hora de elegir entre diversas tecnologías, etc.

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En la norma «UNE-EN 61724, Monitorización de sistemas fotovoltaicos. Guías para la medida, el intercambio de datos y el análisis (Abril 2000)» se definen tres parámetros que permiten evaluar el comportamiento del sistema: ! el índice de producción final del sistema, ! el índice de producción de referencia, ! el performance ratio. Estos parámetros pueden servir para validar modelos de estimación de producción y facilitan la comparación del comportamiento operacional y fiabilidad de sistemas fotovoltaicos de distinto tamaño, localización, tecnología, etc. 4.6.1.1. Índice de producción final del sistema (Final System Yield), Yf Es la salida neta de energía E (kWh, en alterna) dividida por el valor de Potencia de la placa de características del campo de paneles (Po). Representa el número de horas que el generador FV necesitaría estar operando a la potencia nominal para proporcionar la misma energía. Las unidades son horas, o mejor, kWh/kWp (en esta última se deja constancia de la cantidades usadas para obtener el parámetro). Yf u E / Po Se trata de una normalización de la energía producida con respecto al tamaño del campo de captación y, por tanto, resulta conveniente para comparar la energía producida por sistemas de distinto tamaño (y cuantificar beneficios de diseño, componentes o localizaciones). (Pero, al no tener en cuenta la variabilidad en la radiación solar no resulta útil para identificar problemas operacionales). Conviene recordar por ejemplo que al comprobar la curva V-I de módulos se ve que la precisión de los valores de Po varían con el fabricante e incluso dentro de un fabricante con el producto. 4.6.1.2. Índice de producción (o productividad) de Referencia (Reference Yield) Yr Es la irradiación total sobre el plano del generador H(kWh/m2) dividida por la irradiancia de referencia, G. Representa el número de horas de la irradiancia de referencia, equivalentes a la que se tiene sobre el generador. Si G es 1 kW/m2, Yr es el número de horas de Sol pico (o la radiación en unidades de kWh/m2). Yr u H / G (horas) Yr define el recurso de radiación solar en el sistema. Es función de la localización, orientación del campo de captación y de la variación mensual e incluso anual de la climatología.

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4.6.1.3. Performance ratio También denominado índice de relación de comportamiento, factor de rendimiento o rendimiento global del sistema, es el cociente entre la productividad final o Final Yield, y la productividad de referencia o Referente Yield. PR u Yf / Yr Es un parámetro adimensional. Al normalizar respecto a la irradiancia, expresa el efecto global de las pérdidas sobre la salida. Esas pérdidas pueden ser debidas a ineficiencias del inversor, cableado, desacoplo de módulos y otras pérdidas en la conversión dc/ac, temperatura del módulo, uso incompleto de la irradiación debido a reflexión de la superficie frontal del propio módulo, suciedad, nieve, sombreados, indisponibilidades del sistema y fallo de componentes. La selección de los componentes y la ingeniería de diseño e instalación tienen un efecto no despreciable en la producción energética de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica. Por tanto, el performance ratio viene a ser una medida de lo bien dimensionada y mantenida que está la instalación, y de cuánto la producción se acerca a la idealidad. El PR no representa la cantidad de energía producida, porque un sistema con bajo PR en una localización de alto recurso solar podría producir más energía que otro con valor alto de PR pero en una localización menos favorable.

Fijo Móvil 1,0

PR

0,8

0,6

Días FIGURA 4.10. Evolución de los valores de PR de una instalación, a lo largo de un año.

31-12-2007

17-12-2007

19-11-2007

03-12-2007

05-11-2007

22-10-2007

08-10-2007

24-09-2007

10-09-2007

27-08-2007

13-08-2007

30-07-2007

16-07-2007

02-07-2007

18-06-2007

04-06-2007

21-05-2007

07-05-2007

23-04-2007

09-04-2007

26-03-2007

12-03-2007

26-02-2007

12-02-2007

29-01-2007

05-01-2007

01-01-2007

0,4

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Se puede evaluar en periodos mensuales o anuales. Debido a las pérdidas por temperatura del módulo, los valores de PR son superiores en invierno que en verano. Si el ensuciamiento de los módulos es también estacional también se reflejará. Los valores habituales de PR suelen estar entre 0,6 y 0,8. Si se calcula para intervalos de tiempo más cortos (semanales o diarios) puede ser útil para identificar fallos de componentes por ejemplo (fallos de diodos, sombreado, ensuciamiento, nieve, fallos en la soldadura en las cajas de conexión, disparo de fusibles o interruptores, problemas en el control del seguimiento del punto de máxima potencia, de los sistemas de seguimiento solar, etc.). Lógicamente se detecta que existe un problema, no la causa. Problemas como ensuciamiento o degradación de los módulos solo se ven cuando se mira comportamiento respecto a otros meses similares u otros años, etc. Si los valores de PR decrecen anualmente puede indicar una degradación permanente del comportamiento. Por ejemplo, puede mostrar la degradación de los módulos. Para esto se deben eliminar los datos obtenidos cuando el sistema no estaba disponible (no operaba). (Si en lugar de la degradación del módulo con el tiempo se quisiera ver el comportamiento total del sistema, esos datos no se excluirían). El Performance Ratio se puede descomponer (y calcular) como el producto de factores de pérdidas energéticas existentes en la instalación. Se podría distinguir aquí entre causas evitables (tales como la selección del inversor, el dimensionado del cableado, el control de la potencia fotovoltaica instalada, sombreado, etc.) y causas inevitables (pérdidas por temperatura, sombreado, etc.).

4.6.2. Pérdidas energéticas existentes en una instalación fotovoltaica La energía producida por una instalación FV es directamente proporcional a la irradiación incidente en el plano del generador FV, pero existen más factores que afectan a la producción. Se podría pensar que un sistema con un generador FV de potencia nominal 1 kWp instalado en una determinada localización y con una orientación e inclinación tales que reciba una irradiación anual de 1.800 kWh/m2 produciría 1.800 kWh, pero la experiencia muestra que la energía inyectada a la red es sensiblemente inferior. Esto es debido a que existen diversas pérdidas energéticas e ineficiencias (ópticas, térmicas y eléctricas) presentes en mayor o menor grado en cualquier instalación fotovoltaica, que se presentan a continuación.

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225

4.6.2.1. Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal Un parámetro de gran importancia en la descripción de un módulo fotovoltaico es su potencia nominal. Debido al proceso de fabricación industrial, los módulos fotovoltaicos de un determinado fabricante y modelo no son todos idénticos, sino que sus valores de potencia referidos a las condiciones estándar de medida, STC, presentan una determinada dispersión. En general los fabricantes garantizan que la potencia de un módulo está dentro de una banda que oscila entre n3%, n5% ó n10% del valor de la potencia nominal, debido a la tolerancia de fabricación. Lamentablemente, en algunas ocasiones suele acontecer que la potencia de cada uno de los módulos FV se sitúa en los valores inferiores de esa banda de potencias garantizadas por el fabricante. Por tanto, la producción será inferior a la que se obtendría si los paneles rindieran con una potencia real igual a la nominal. Esta disminución de producción respecto al caso ideal se suele considerar como una pérdida respecto de las condiciones ideales, denominada pérdida por no cumplimiento de la potencia nominal. Actualmente se venden módulos denominados de potencia garantizada (con un coste ligeramente superior), en los que la tolerancia es, por ejemplo, i0 /c2,5%. Es decir, como mínimo la potencia de cualquier panel será la declarada como potencia nominal; las desviaciones de la potencia real respecto del valor de potencia nominal son siempre al alza. Se trata de una buena práctica que debería exigirse cada vez en mayor medida, para poder realizar estimaciones de la producción (y, por tanto, de la viabilidad económica) más ajustadas. Por otra parte, los módulos sufren una degradación a lo largo del tiempo que hace que la potencia vaya reduciéndose progresivamente. En el caso del silicio cristalino esta degradación suele ser del orden de un 0,7% anual. 4.6.2.2. Pérdidas por polvo y suciedad Tienen su origen en la disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos FV. Cabría destacar dos aspectos, por un lado, la presencia de una suciedad uniforme da lugar a una disminución de la corriente y tensión entregada por el generador FV y, por otro lado, la presencia de suciedades localizadas (como puede ser el caso de excrementos de aves) da lugar a un aumento de las pérdidas de mismatch y a las pérdidas por formación de puntos calientes. Las pérdidas por polvo y suciedad dependen del lugar de la instalación y de la frecuencia de lluvias, pueden estimarse por inspección visual o mediante medidas específicas. Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0% al día siguiente de un día de lluvia y llegar al 8% cuando los módulos se «ven muy sucios».

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Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc. Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo. Valores típicos anuales son inferiores al 4% para superficies con un grado de suciedad alto. 4.6.2.3. Pérdidas angulares y espectrales La potencia nominal de un módulo FV suele estar referida a unas condiciones estándar de medida, STC, que, además de 1.000 W/m2 de irradiancia y 25 ºC de temperatura de célula, implican una incidencia normal y un espectro estándar AM1.5G. No obstante en la operación habitual de un módulo FV ni la incidencia de la radiación es normal, ni el espectro es estándar durante todo el tiempo de operación. El que la radiación solar incida sobre la superficie de un módulo FV con un ángulo diferente de 0º implica unas pérdidas adicionales (mayores pérdidas a mayores ángulos de incidencia). Las pérdidas angulares se incrementan con el grado de suciedad. Por otro lado, los dispositivos fotovoltaicos son espectralmente selectivos. Esto es, la corriente generada es diferente para cada longitud de onda del espectro solar de la radiación incidente (respuesta espectral). La variación del espectro solar en cada momento respecto del espectro normalizado puede afectar la respuesta de las células FV dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. En la bibliografía se pueden encontrar modelos más detallados que predicen estos tipos de pérdidas. Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse al mediodía solar (n2 h) y también cuando se mide la radiación solar con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las pérdidas anuales son mayores en células con capas antirreflexivas que en células texturizadas. Son mayores en invierno que en verano. También son mayores en localidades de mayor latitud. Pueden oscilar a lo largo de un día entre un 2% y un 6%. 4.6.2.4. Pérdidas de mismatch o de conexionado Son pérdidas energéticas originadas por la conexión de módulos fotovoltaicos de potencias ligeramente diferentes para formar un generador fotovoltaico. Esto tiene su origen en que si conectamos dos módulos en serie con diferentes corrientes, el módulo de menor corriente limitará la corriente de la serie. De modo semejante ocurre para la tensión de la conexión de módulos en paralelo. Resultando que la potencia de un generador FV es inferior (o en un caso ideal, igual) a la suma de las potencias de cada uno de los módulos FV que lo componen. Las pérdidas de mismatch se pueden reducir mediante una instalación ordenada en potencias (o en

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227

corrientes en el punto de máxima potencia) de los módulos FV, así como la utilización de diodos de bypass. Las pérdidas energéticas de mismatch suelen estar en el rango del 1% al 4%, si los módulos FV son preclasificados anteriormente a su instalación. 4.6.2.5. Pérdidas por temperatura de operación de la célula Cuando se da el valor de potencia nominal de un panel, este se refiere a las condiciones STC, en las que la temperatura de la célula es de 25 ºC. Pero la temperatura de operación de los módulos FV depende de los factores ambientales de irradiancia, temperatura ambiente, del tipo de célula y encapsulado, velocidad del viento, y de la refrigeración (aireación) de los módulos por la parte posterior. Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los módulos y los 25 °C de las condiciones STC, y del viento. Si los módulos están convenientemente aireados por detrás, esta diferencia es del orden de 30 °C sobre la temperatura ambiente, para una irradiancia de 1000 W/m2. Para el caso de integración de edificios donde los módulos no están separados de las paredes o tejados, esta diferencia se podrá incrementar entre 5 °C y 15 °C. Como sabemos, un módulo fotovoltaico presenta una potencia menor cuanto mayor sea su temperatura de operación. Esto implica que a igualdad de irradiación solar incidente un mismo sistema fotovoltaico producirá menos energía en un lugar cálido que en un clima frío, o sobre tejado menos que sobre una estructura que permita una mejor ventilación de los módulos, lo que supone una pérdida respecto al cómputo que podría hacerse considerando que se trabaja en condiciones STC. Detectar un calentamiento excesivo indicará, seguro, mala eficiencia. La variación de la potencia frente a la temperatura es función de la tecnología. En el caso de silicio cristalino suele ser del orden de un 4 ó 5% por cada 10 ºC de variación de temperatura. En el caso de silicio amorfo este porcentaje se sitúan entre el 2 y el 3. Las pérdidas por temperatura de operación suelen constituir una parte importante del total de las pérdidas de la instalación. 4.6.2.6. Pérdidas por sombreado sobre el campo de captación En muchas ocasiones es inevitable la presencia de sombras en determinadas horas del día sobre el generador FV que conducen a unas determinadas pérdidas energéticas causadas en primer lugar por la disminución de captación de irradiación solar y por los posibles efectos de mismatch a las que puedan dar lugar. También pueden producirse sombras importantes de unos paneles fotovoltaicos sobre otros que se encuentran en una estructura o seguidor situado en la parte posterior (más al Norte). El efecto del sombreado de una planta fotovoltaica depende básicamente del número de ramas o strings sombreados y la intensidad, tiempo y recorrido de las

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sombras. También pueden influir el tamaño del inversor y su protocolo de puesta en marcha del sistema y su desactivación. Si previsiblemente van a existir sombras sobre las placas una parte importante del año, se instale un inversor por rama, y no uno centralizado para toda la instalación. Edificios cercanos al lugar donde se ubica la instalación fotovoltaica (o edificios muy altos aunque no estén tan cerca), árboles, el vallado de la instalación, las casetas prefabricadas de los inversores, etc., pueden proyectar sombras con un efecto muy negativo en la generación de electricidad en el sistema. Las sombras cercanas son causantes de grandes pérdidas de energía. Cuanto más cerca está el objeto que produce la sombra, más intensa es la sombra y mayor la pérdida energética. Una sombra directa puede reducir la intensidad de Sol recibida entre un 60 y un 80%. Por ello, las sombras cercanas deben ser minimizadas al máximo. En particular, en instalaciones en entornos urbanos se deben tratar con especial cuidado las sombras producidas por el propio edificio en donde se sitúa la instalación, puesto que pueden ser intensas. Por ejemplo, sombras producidas por chimeneas, antenas, pararrayos, antenas satelitales, bordes de tejados, muros, etc. Algunas sombras se pueden evitar ubicando los paneles en diferente lugar o corriendo de lugar el elemento que produce la sombra. Los sombreamientos se pueden dividir en temporales y permanentes. Nieve, hojas secas, excremento de pájaros, polvo y otras suciedades son ejemplos típicos de sombras temporales. La nieve se convierte en un factor importante a tener en cuenta en zonas montañosas principalmente, donde el nivel alcanzado tras una nevada es considerable. Las hojas secas son normales en zonas boscosas. El polvo y el smog juegan un papel importante en zonas industriales. Todos estos componentes se ubican sobre el generador FV, lo ensucian y producen sombra. Si los módulos tienen una inclinación a partir de 12° el agua de la lluvia limpia sin problemas todas las impurezas presentes. Una inclinación de 30° logra que los módulos se limpien automáticamente con el agua de lluvia. Pero las impurezas se pueden controlar mediante limpieza, bien manual o con un limpiador automático. Los módulos se pueden lavar de forma manual con agua y una esponja, sin adicionales de detergentes o productos abrasivos, y nunca en seco, para evitar rayar los cristales Para el cálculo de las distancias entre obstáculos sombreadores y el campo de generación se sigue el criterio establecido en el PCT-IDAE, donde se establece que la distancia d, medida sobre la horizontal, entre una fila de módulos obstáculo, de altura h, y la fila siguiente de módulos, debe garantizar un mínimo de 4 horas de Sol en torno al mediodía del solsticio de invierno, tal y como se indica en él. Dicha distancia será superior al valor obtenido por la expresión:

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du

229 h

tan (61º i latitud)

donde h es la altura que sobre sale del obstáculo sombreador respecto del array sombreado.

h d

d

h

FIGURA 4.11. Parámetros para el cálculo de la distancia entre paneles fotovoltaicos.

Para poder evaluar con precisión los diferentes tipos de sombra, y sus efectos sobre los módulos, se debe realizar un análisis de sombras en el lugar de la instalación. La toma de datos del sombreamiento en el lugar del montaje se puede realizar con un analizador de sombras, constituido por una cámara digital especial y el software correspondiente, o con sistemas más sencillos basados en un diagrama de banda solar horaria impresa sobre un folio transparente, un plano del lugar y el plano del recorrido del Sol. Las pérdidas energéticas por sombreado son difíciles de calcular. Se trata de plantear y resolver un problema geométrico (proyección de los rayos solares sobre superficies arbitrarias), y además se han de considerar otros aspectos tales como configuración del conexionado serie x paralelo del generador fotovoltaico y ubicación de los diodos de bypass. Están apareciendo en el mercado programas de ordenador que permiten realizar cálculos detallados de las pérdidas por sombreado. El programa PVSYST ofrece la posibilidad de dividir la superficie del seguidor solar en series de módulos, de modo que cuando la sombra toca uno de los módulos FV, este módulo lo considera inactivo para generar. El pliego de condiciones técnicas del IDAE de sistemas de conexión a red describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una

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superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie de no existir sombra alguna. El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Los pasos a seguir son los siguientes: 1. Obtención del perfil de obstáculos:Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición azimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección Sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal). Para ello puede utilizarse un teodolito. 2. Representación del perfil de obstáculos: Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura, en el que se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12º en sentido vertical ascendente). Dicha banda se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de este) e identificadas por una letra y un número (A1, A2,..., D14). Elevación (º) 80

60

40

20

0

i120

i90

i60

i30

0 Acimut (º)

30

60

90

FIGURA 4.12. Diagrama de trayectorias del Sol. Extraído del PCT IDAE.

120

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

231

3. Selección de la tabla de referencia para los cálculos: Cada una de las porciones de la figura representa el recorrido del Sol en un cierto período de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquella que resulte interceptada por el obstáculo. Deberá escogerse como referencia para el cálculo la tabla más adecuada de entre las que se muestran a continuación. Tabla V-1

Tabla V-2

Tabla V-3

Tabla V-4

Ángel Antonio Bayod Rújula

232

Tabla V-5

Tabla V-6

Tabla V-7

Tabla V-8

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

Tabla V-9

233

Tabla V-10

Tabla V-11

TABLA 4.5. Porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente queda cubierta.

Ángel Antonio Bayod Rújula

234

Las tablas incluidas se refieren a distintas superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación (β y α, respectivamente). Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie de estudio. Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente (véase la figura 4.13) resultase interceptada por un obstáculo. 4. Cálculo final: La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que incide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1. A continuación se muestra un ejemplo concreto de utilización del método descrito extraído del Pliego de Condiciones Técnicas, Sistemas conectados a la red, IDAE. Se trata de establecer las pérdidas por sombreado de una superficie de generación fotovoltaica situada en Madrid, inclinada 30º y con una inclinación de 10º hacia en Sudeste. En la figura se muestra el perfil de obstáculos. 80

Elevación (º)

60

40

20

0

i120

i90

i60

i30

0 Acimut (º)

30

60

90

120

FIGURA 4.13. Perfil de Obstáculos. Extraído del Pliego de Condiciones Técnicas, Sistemas conectados a la red, IDAE.

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

235

Al tratarse de Madrid, la tabla que más conviene es la que se muestra a continuación, en donde aparecen sombreados los sectores afectados.

TABLA 4.6. Sectores afectados en el caso ejemplo.

Por tanto, las pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) pueden calcularse, teniendo en cuenta el cubrimiento de cada porción, Pérdidas por sombreado u u0,25!B4c0,5!A5c0,75!A6cB6c0,25!C6cA8c0,5!B8c0,25!A1u u 0,25!1,89c0,5!1,84c0,75!1,79c1,51+0,25!1,65c0,98c0,5!0,99c c0,25!0,11 u 6,16% 4.6.2.7. Pérdidas eléctricas en el cableado Tanto en la parte de continua como en la parte de alterna de una instalación fotovoltaica se producen unas pérdidas energéticas originadas por el denominado efecto Joule que se produce siempre que circula corriente por un conductor de un material y sección determinados y son proporcionales al cuadrado de la intensidad. Es debido a que con el establecimiento de la corriente eléctrica a través de los conductores metálicos, los electrones van desplazándose por los orbitales externos de los átomos. El desplazamiento de electrones produce roces y choques entre ellos, que

Ángel Antonio Bayod Rújula

236

dan lugar a un calentamiento del conductor. Este calentamiento es mayor cuanto mayor es la corriente que circula, y cuanto mayor es la oposición (resistencia) que ofrecen los electrones a ser desplazados. La diferencia de potencial entre dos puntos en un circuito es, por definición, el trabajo por unidad de carga positiva moviéndose de un punto del circuito a otro. u u dW / dq Una carga eléctrica q, al pasar de un potencial V1 a otro V2, desarrolla un trabajo (o bien que aporta un trabajo) de valor W u (V1 i V2) q. Si pasa una corriente de intensidad I, la carga que atraviesa la sección de un conductor en un tiempo ∆t es q u I ∆t Si el conductor presenta una resistencia R, la diferencia de potencial u entre los extremos vale, de acuerdo a la ley de Ohm, (V1 i V2) u R I y la energía consumida durante ese tiempo es, sustituyendo, W u R I I ∆t u R I2 ∆t expresión que se conoce como Ley de Joule. La energía consumida en un circuito aparece en forma de calor, y este es proporcional al tiempo, a la resistencia y al cuadrado de la intensidad Q u k R I2 ∆t siendo k una constante, que vale 0,24 si la cantidad de calor Q viene en calorías y 1 si en Julios, la resistencia en ohmios, la intensidad en Amperios, y el tiempo transcurrido en segundos. Estas pérdidas se minimizan dimensionando adecuadamente la sección de los conductores en función de la corriente que por ellos circula ya que así se reduce la resistencia eléctrica, ya que la expresión de la resistencia en continua es Ruρ

L S

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

237

Siendo ρ la resistividad del material del conductor. Cabe citar también que dicha resistividad es a su vez función de la temperatura del propio conductor. Se suele tomar como referencia la temperatura de 20 ºC (en las tablas suelen aparecer los valores de resistividad a esta temperatura). En particular, en el caso del cobre (o el aluminio), la variación de la resistividad con la temperatura es prácticamente lineal, pudiéndose escribir la siguiente expresión que expresa el valor de la resistividad a una temperatura T’. ρT’ u ρ20 [1 i α20 (T’ i 20)] En concreto para el cobre, la resistividad a 20 ºC es 20 u 0,01785 Ω mm2mi1 y el coeficiente de variación de resistividad con la temperatura (a esa temperatura de referencia de 20º) es α20 ; 4 • 10i3 ºCi1 (de forma más precisa, 0,00393) lo que significa que un incremento de 10 ºC hace que la resistencia varíe en un 4%. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en corriente continua. En porcentaje, las pérdidas por cableado suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia. El valor máximo admisible para la parte de continua es del 1,5%. 4.6.2.8. Pérdidas en el inversor a) Pérdidas por rendimiento de la conversión dc/ac: El inversor fotovoltaico se puede caracterizar por la curva de rendimiento en función de la potencia de operación. Es importante seleccionar un inversor de alto rendimiento en condiciones nominales de operación y también es importante una selección adecuada de la potencia del inversor en función de la potencia del generador FV (por ejemplo, la utilización de un inversor de una potencia excesiva, en función de la potencia del generador FV, dará lugar a que el sistema opera una gran parte del tiempo en valores de rendimiento muy bajos, con las consecuentes pérdidas de generación). b) Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV: El inversor fotovoltaico de conexión a red opera directamente conectado al generador FV y tiene un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV (este punto de máxima potencia cambia con la irradiancia y la temperatura), cuyos algoritmos de control pueden variar, entre diferentes modelos y fabricantes. Se puede caracterizar al inversor por una curva de rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia definida como el cociente entre la energía que el inversor es capaz de extraer del generador FV y

Ángel Antonio Bayod Rújula

238

la energía que se extraería en un seguimiento ideal. Un problema adicional puede surgir cuando hay sombras sobre el generador FV. En este caso puede haber escalones en la curva IV y el inversor operar en un punto que no es el de máxima potencia. En sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica de media tensión habitualmente se dispone de un transformador que también añade unas pérdidas determinadas. Además de las pérdidas consideradas anteriormente puede haber otras específicas para cada instalación, como pueden ser: los tiempos de paradas del inversor por mantenimiento, averías o mal funcionamiento, los efectos de la disminución del rendimiento de los módulos FV a bajas irradiancias, etc. Normalmente las pérdidas en conmutadores, fusibles y diodos son muy pequeñas y no es necesario considerarlas.

4.6.3. Método simplificado de estimación de la producción Existen numerosos métodos y programas de simulación, para la estimación de la energía generada por los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica. Dicha estimación se puede realizar de forma simplificada, considerando los datos de radiación y temperatura de un año meteorológico típico, y considerando las características de los paneles (medidas con los valores teóricos ofrecidos por el fabricante), y demás elementos de la instalación. Las características del lugar del emplazamiento (longitud, latitud, altura, climatología), la disposición de los módulos fotovoltaicos (orientación e inclinación de los módulos en sistemas fijos, o el tipo de seguimiento) y el análisis de sombras correspondiente, determinan la cantidad de energía que puede ser generada por el sistema y posteriormente inyectada a la red eléctrica. Si se trata de una instalación sobre tejado, la superficie disponible, inclinación y orientación del mismo son parámetros muy importantes para el diseño del sistema FV. Se parte de los datos horarios de temperatura ambiente y de irradiancia solar incidente en el plano del generador FV. Conocido el valor de potencia nominal de un generador fotovoltaico en condiciones STC, Pn, para cada valor de irradiancia global incidente en la superficie del módulo fotovoltaico G, y temperatura ambiente, Ta, el generador presentará una potencia máxima Pm (potencia del punto de máxima potencia) que se puede obtener tras aplicar la siguiente expresión ya vista Pm u Pn

G GSTC

[1 i γ (Tc i 25)]

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

donde Tc es la temperatura de célula, Tc u Ta c

239 TONC i 20 800

G, TONC es la

temperatura nominal de operación, γ es el coeficiente de variación con la temperatura de la potencia y GSTC es la irradiancia en STC, 1.000 W/m2. Es necesario resaltar que existe una incertidumbre asociada a la variabilidad de los datos de radiación solar que se tomen como referencia 36. Existen numerosas fuentes de datos de radiación solar (METEONORM, NASA, PVGIS, Atlas Europeo de radiación solar, SATEL-LIGHT, ISPRA-GIS, INM, etc.) que no solo varían en cuanto a la irradiación disponible sobre superficie horizontal, sino también en cuanto a los resultados de la aplicación de los diferentes métodos de cálculo de la irradiación disponible sobre superficies inclinadas o con seguimiento solar. En general, en el mejor de los casos, los datos de radiación solar disponibles son datos de irradiancia global horaria sobre superficie horizontal. Para estimar la irradiancia global sobre superficies inclinadas es necesaria la utilización de modelos matemáticos. En primer lugar es necesario descomponer la irradiancia global horizontal en sus componentes directa y difusa horizontales. En la literatura se pueden encontrar numerosos modelos para ello, consistentes básicamente en ajustes polinómicos de los índices de claridad global y difuso. Los modelos más utilizados son los de Erbs y Pérez. Una vez que se tienen los datos de irradiancia directa y difusa horizontales, la irradiancia directa sobre superficies inclinadas se puede calcular por geometría. Para ello es necesario conocer con exactitud la hora (solar u oficial), siendo muy crítica para superficies en seguimiento, especialmente en las horas de salida y puesta del Sol. La irradiancia difusa inclinada se estima de nuevo utilizando modelos matemáticos, siendo dos de los más referenciados los de Hay y Pérez, ambos anisotrópicos. En ocasiones también se utiliza el modelo isotrópico de Liu y Jordan. La utilización de los diferentes modelos da como resultado ligeras variaciones, que se ven acentuadas en el caso de superficies con seguimiento solar. La irradiancia reflejada se suele obtener aplicando un coeficiente de albedo (habitualmente ρ u 0,2) a la irradiancia global horizontal. La irradiancia global inclinada se obtiene de la suma de la directa, difusa y albedo o reflejada. Una vez obtenida del modo que se ha expuesto, para cada hora, la potencia disponible a la salida del generador, se multiplican esos valores horarios de potencia por la irradiancia sobre el plano del generador G en esa hora, para todas las horas de año, se obtendrá una energía producida anual de referencia. A la energía anual producida de referencia obtenida se le aplica un porcentaje general de pérdidas obtenido como el producto de las pérdidas porcentuales que se tienen debido a los distintos factores de pérdidas. Por ejemplo, si consideramos que las pérdidas por polvo y suciedad son del 4%, Lps u 4%, (100iLps) u 96%. Es

Ángel Antonio Bayod Rújula

240

decir, debido a este factor, el campo de generación producirá sólo el 96% de lo que produciría con una superficie totalmente limpia. Se considera la contribución de todos los factores de pérdidas, resultando unas pérdidas totales L u 100 i

Π (100 i L ) i

i

siendo Li el porcentaje de pérdidas al que dará lugar cada uno de los factores de pérdidas i; LM, pérdidas por desacoplo de módulos o Mismatch; Lps por la influencia del polvo y suciedad; LAE, Angulares y Espectrales; Ls, sombrado; Lohm, Ohmicas, y potencia nominal, LPN, por seguimiento del punto de máxima potencia en el inversor, LSPMP y conversión en el inversor, pérdidas en el cableado AC, LOhm,AC, en el transformador, etc.

4.7. Fotovoltaica en la edificación Las instalaciones conectadas a la red en edificios suelen estar asociadas a consumidores de energía eléctrica, tanto en usos domésticos como de servicios. Los módulos fotovoltaicos ofrecen una gran versatilidad para ser montados o integrados a casi cualquier superficie de una edificación. Prácticamente todas las partes de una edificación se pueden adecuar para instalar algún tipo de módulos FV, como se aprecia en la siguiente figura:

Tejados inclinados

Sobre el tejado

Integrado al tejado

Tejados planos

Sobre el tejado

Como sistema de sombreamineto

Tejado del edificio

Integrado al tejado

Fachadas

Delante de la fachada Montaje campo abierto

Toldos y cortinaje metálico

FIGURA 4.14. Sistemas de montaje para módulos fotovoltaicos.

Integrada en fachada

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

241

Se denomina superposición cuando los módulos son adicionados mediante estructuras metálicas al tejado o a la fachada del edificio. En este caso, el sistema FV es técnicamente un componente adicional de la edificación, cuyo único objetivo es la producción de electricidad.

FIGURA 4.15. Ejemplos de instalación fotovoltaica superpuesta a un edificio.

242

Ángel Antonio Bayod Rújula

Cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales se denomina Integración Arquitectónica. En este caso, el sistema FV se convierte técnicamente en parte de la edificación, adquiriendo otras funciones a parte de la generación de electricidad, tales como protección ante las condiciones climáticas, el ruido, generación de sombra, aislante térmico, o funciones de estilo arquitectónico y de seguridad. Se habla de revestimiento cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolvente de una construcción arquitectónica y de cerramiento, cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construcción arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanquidad y aislamiento térmico. Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la construcción arquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los rayos solares, proporcionando sombras en el tejado o en la fachada del mismo se habla de elementos de sombreado.

FIGURA 4.16. Aleros de sombreado fotovoltaico.

FIGURA 4.17. Instalación fotovoltaica sobre fachada.

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

243

FIGURA 4.18. Instalación de paneles semitransparentes en el techo de un edificio.

Aunque los sistemas integrados son estéticamente más atractivos, son también más costosos, debido a que los módulos FV y algunos otros componentes del sistema utilizados en este caso son especiales según el tipo de edificación en particular; además se requiere mayor trabajo en su concepción e instalación. Otra desventaja de los sistemas integrados es que pueden llegar a ser menos eficientes que los sistemas aditivos, ya que los módulos pueden trabajar a mayor temperatura al no contar con ventilación natural. Aunque existe gran variedad de formas y materiales utilizados en la construcción de tejados, la mayoría de ellos ofrece la posibilidad de soportar la estructura metálica y los módulos fotovoltaicos. Existen estructuras metálicas específicamente diseñadas según la forma y material de la teja que soportara los módulos. Debido a la variedad, calidad, precio, servicio, oferta en el mercado y facilidad en montaje. En el caso de edificios conectados a la red, el tamaño del campo de generación está limitado por las dimensiones del área susceptible de alojar los módulos solares. Aunque en muchos casos se siguen empleando módulos convencionales instalados sobre los tejados de los edificios, cada día es más habitual la integración de los sistemas de captación en el propio edificio, recurriéndose en muchos casos a módulos de diseño específico y características variables (módulos en forma de tejas

244

Ángel Antonio Bayod Rújula

o ladrillos, módulos sin marco, módulos de silicio amorfo semitransparentes empleados en lugar de cristales,...). Aunque la integración pueda suponer una cierta pérdida del rendimiento de los paneles (al no ser las óptimas condiciones de orientación o inclinación), este se ve compensado por el aumento de las posibilidades de instalación y la apariencia final del conjunto edificio/instalación.

4.7.1. Tejados inclinados Mientras que las características de los tejados planos dan libertad en la disposición de los módulos FV, los tejados inclinados merecen especial atención debido a su orientación y ángulo de inclinación. Estos datos se deben determinar muy bien, como se explicará posteriormente. Normalmente los módulos FV a montarse sobre un tejado inclinado requieren de una estructura metálica fijada a la estructura del tejado (a veces de madera) por medio de tornillos y ganchos especialmente fabricados para tal fin. En el mercado existe una gran variedad de perfiles, ganchos y demás accesorios requeridos para tal fin. Algunas empresas instaladoras de sistemas FV deciden construir por sí mismas dichas estructuras utilizando las partes necesarias en el mercado. La otra posibilidad es adquirir la estructura de soporte lista y a la medida del tejado en cuestión. La construcción del tejado debe estar en capacidad de soportar el peso de los módulos FV y de la estructura que los soporta. En la mayoría de los casos no se presenta ningún problema de estática, sobre todo si se trata de edificaciones nuevas. Las principales fuerzas que actúan sobre los módulos montados sobre tejados inclinados, son las fuerzas debidas a la presión y fuerzas de succión. La presión que actúa sobre los módulos es el resultado de la carga causada por el peso de la nieve, la presión de impacto del viento y el propio peso de los módulos y de la estructura. La fuerza de succión es causada también por la acción del viento. En este tipo de montajes existen las mismas fuerzas que actúan en el ala de un avión. Los siguientes aspectos se deben tener en cuenta en la fase de diseño para minimizar las fuerzas resultantes en el generador: ! La distancia entre la superficie de los módulos y la del tejado no debe ser muy grande. Sin embargo, debe ser lo suficientemente grande para garantizar una ventilación posterior a los módulos y no causar obstrucciones en el flujo descendente del agua de lluvia debida a hojas caídas u otros cuerpos pequeños. ! Los bordes del tejado no deben ser sobrepasados por los módulos en ninguna parte. La distancia mínima del borde del tejado al del generador FV debe ser cinco veces mayor a la distancia que hay entre la superficie del tejado y la de los módulos.

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

245

FIGURA 4.19. Ejemplos de instalaciones fotovoltaicas sobre tejados y marquesinas.

!

La superficie de los módulos debe tener la misma inclinación que el techo

Otro factor que se debe tener en cuenta para garantizar la estabilidad del montaje es la calidad de los materiales usados en los perfiles de la estructura y en los accesorios (normalmente de aluminio o acero de calidad V2A). Es de gran importancia la protección contra la corrosión que posea la estructura, la cual debe ser superior a 20 años, así como la calidad de los ganchos y sistemas de fijación.

4.7.2. Tejados planos Los tejados planos ofrecen un gran potencial para la instalación de sistemas FV debido a que existe mayor libertad en el diseño y montaje de la estructura que soporta los módulos. Normalmente el generador FV se monta sobre estructuras que están completamente orientadas hacia el sur (ángulo acimut 0), y con el ángulo, o los ángulos de inclinación más adecuados para recibir la mayor radiación posible. Sin embargo, los tejados planos son, por lo general, más delicados que los inclinados, debido a los materiales con que están construidos. Se pueden presentar problemas de infiltración de agua lluvia al interior de la edificación debido a roturas en su capa aislante, causadas principalmente por los trabajos realizados para el montaje de la estructura. Si el material de la capa aislante es algún tipo de brea o alquitrán, sensible a altas temperaturas, es posible que en el verano, se presenten derretimientos del material en los puntos donde el peso de la estructura hace mayor presión, dejándolos a mayor profundidad que los otros puntos. En el mercado existen muchos tipos de estructuras para tejados planos, según los requerimientos de cada caso.

Ángel Antonio Bayod Rújula

246

Para la correcta disposición final de los módulos sobre el tejado, se deben atender a consideraciones como: ! Debe existir una correspondencia entre la longitud y la anchura del tejado con la de los módulos, determinando así la cantidad final de módulos a montar. ! La distancia entre el borde del tejado y los módulos debe ser tres veces la distancia vertical que hay entre la superficie de los módulos y el tejado. ! Se debe dejar un espacio entre los módulos de 6 mm a 10 mm. ! Se deben considerar las sombras generadas por elementos ubicados sobre el tejado, tales como chimeneas, antenas, tubos de ventilación, etc. ! Considerar otros objetos alrededor del tejado que puedan generar sombras.

4.7.3. El Código Técnico de la Edificación y la energía fotovoltaica Cuando la instalación fotovoltaica constituye alguno de los cerramientos del edificio (parte del tejado o parte de alguna de las fachadas) se habla de integración arquitectónica. En estas circunstancias, pese a tratarse de una solución energéticamente interesante, no siempre se obtienen las mejores condiciones de trabajo, ya que existen restricciones en cuanto a inclinación, orientación y refrigeración de los paneles. Lo más habitual es encontrar la instalación fotovoltaica en alguna de las terrazas del edificio o bien colocada mediante unos soportes sobre el tejado ya existente. Es la solución más cómoda y rentable, ya que existen más grados de libertad para la optimización. Según el apartado HE 5 del nuevo código técnico de la edificación, se pretende ampliar la cantidad de instalaciones fotovoltaicas en España, y para ello lanza unas exigencias que se refieren exclusivamente a aquellos tipos de uso especificados en la siguiente tabla, y siempre que tengan una superficie mayor o igual a la que muestra su límite de aplicación: Tipo de uso Hipermercado Multitienda y centros de ocio Nave de almacenamiento Administrativos Hoteles y hostales Hospitales y clínicas Pabellones de recintos feriales

Límite de aplicación 5.000 m2 contruidos 3.000 m2 contruidos 10.000 m2 contruidos 4.000 m2 contruidos 100 plazas 100 camas 10.000 m2 contruidos

TABLA 4.7. Tipo de uso y límite de aplicación de edificios sujetos a las exigencias fotovoltaicas del Código técnico de la edificación.

Cabe destacar que existen casos en los que aunque no se superen estos límites se deben instalar sistemas de aprovechamiento fotovoltaico, ya que en el caso de dis-

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

247

tintos usos de un mismo edificio, de los establecidos en la tabla anterior, se aplicarán a las superficies construidas correspondientes, la expresión que se detallará más adelante para calcular la potencia a instalar. Si la potencia pico mínima a instalar (que será la suma de las potencias picos de cada uso), es superior a 6,25 kWp, que como se detallará más adelante es la mínima para cualquier caso, se deberá instalar el sistema fotovoltaico. La potencia eléctrica mínima a instalar que resulte de la aplicación del HE 5 podrá disminuirse o suprimirse justificadamente, en los siguientes casos: a. Cuando se cubra la producción eléctrica estimada que correspondería a la potencia mínima mediante el aprovechamiento de otras fuentes de energías renovables. b. Cuando el emplazamiento no cuente con suficiente acceso al Sol por barreras externas al mismo y no se puedan aplicar soluciones alternativas. c. En rehabilitación de edificios, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la configuración previa del edificio existente o de la normativa urbanística aplicable. d. En edificios de nueva planta, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la normativa urbanística aplicable que imposibiliten de forma evidente la disposición de la superficie de captación necesaria. e. Cuando así lo determine el órgano competente que deba dictaminar en materia de protección histórico-artística. En edificios para los cuales sean de aplicación los apartados b), c), d) se justificará, en el proyecto, la inclusión de medidas o elementos alternativos que produzcan un ahorro eléctrico equivalente a la producción que se obtendría con la instalación solar mediante mejoras en instalaciones consumidoras de energía eléctrica tales como la iluminación, regulación de motores o equipos más eficientes. 4.7.3.1. Aplicación del HE 5 En la aplicación de la sección HE5 del CTE, el primer paso es la determinación de la potencia fotovoltaica mínima a instalar. La potencia pico a instalar depende de la zona climática donde se ubique el edificio, del tipo de uso que se le dé al mismo y de la superficie construida, y se calculará mediante la siguiente expresión: P u C · (A · S c B) siendo P, potencia pico a instalar (kWp); A y B, los coeficientes definidos en función del uso del edificio (tabla 4.8 del HE-5); C, coeficiente definido en función de la zona climática (tabla 4.9) (las zonas climáticas son las que se muestran en la figura 4.19); S, superficie construida del edificio (m2).

Ángel Antonio Bayod Rújula

248 A

Tipo de uso Hipermercado Multitienda y centros de ocio Nave de almacenamiento Administrativos Hoteles y hostales Hospitales y clínicas Pabellones de recintos feriales

B

0,001875 0,004688 0,001406 0,001223 0,003516 0,000740 0,001406

i3,13 i7,81 i7,81 1,36 i7,81 3,29 i7,81

TABLA 4.8. Coeficientes de uso. Zona climática

C

Zona climática

MJ/m2

kWh/m2

I II III IV V

1 1,1 1,2 1,3 1,4

I II III IV V

H < 13,7 13,7 ≤ H < 15,1 15,1 ≤ H < 16,6 16,6 ≤ H < 18,0 H ≥ 18,0

H < 3,8 3,8 ≤ H < 4,2 4,2 ≤ H < 4,6 4,6 ≤ H < 5,0 H ≥ 5,0

TABLA 4.9. Coeficiente climático.

TABLA 4.10. Radiación solar global de las zonas climáticas. Santander

A Coruña Oviedo

Lugo Pontevedra

León

Orense

III Zamora

Salamanca

I II

Bilbao Vitoria

Burgos Palencia

Valladolid

IV

III

V

Ciudad Real

Córdoba Sevilla

V IV

Cádiz Ceuta Sta. Cruz de Tenerife

V

Huesca Lérida Zaragoza

Soria

IV

II

Valencia

V

Alicante Murcia

IV

Granada Almería

Málaga

V Melilla

V

Las Palmas

FIGURA 4.20. Zonas climáticas.

Barcelona Tarragona

II

Castellón

Albacete

Jaén

Gerona

II

Teruel Cuenca

Toledo

Huelva

Pamplona Logroño

Segovia Guadalajara Avila Madrid

Cáceres Badajoz

San Sebastián

Palma de Mallorca

IV

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red Zonas climáticas

Zonas climáticas Provincia A Coruña

Álava Albacete

Alicante

Almería

Asturias

Ávila Badajoz

Municipio Arteixo Carballo A Coruña Ferrol Narón Riveira Santiago Compostela Álava-Gasteiz Albacete Almansa Hellín Villarrobledo Alcoy Alicante Benidorm Crevillent Denia Elche Elda Ibi Javea Novelda Orihuela Petrer S. Vicente del Raspeig Torrevieja Villajoyosa Villena Adra Almería El Ejido Roquetas de Mar Avilés Castrillón Gijón Langreo Mieres Oviedo S. Martín del Rey Aur. Siero Ávila Almendralejo Badajoz

249

Zona I I I I I I I I V V V IV IV V IV V IV V IV IV IV IV IV IV V V IV IV V V V V I I I I I I I I IV V V

Provincia Badajoz

Barcelona

Burgos

Cáceres Cádiz

Municipio Don Benito Mérida Villanueva de la Serena Badalona Barberá del Vallés Barcelona Castelldefels Cerdanyola del Vallés Cornellá de Llobregat Gavá Granollers L’Hospitalet de Llobr. Igualada Manresa El Masnou Mataró Mollet del Vallés Montcada El Prat de Llobregat Premiá de Mar Ripollet Rubí Sabadell S. Adriá de Besos S. Boi de Llobregat S. Cugat del Vallés S. Feliú de Llobregat S. Joan Despí S. Pere de Ribes Sta. Coloma de Grama. Terrassa Vic Viladecans Villafranca del Penedés Vilanova i la Geltrú Aranda de Duero Burgos Miranda de Ebro Cáceres Plasencia Algeciras Arcos de la Frontera Barbate

Zona V V V II II II II II II II III II III III II II II II II II II II III II II II II II II II III II II II II II II II V V IV V IV

Ángel Antonio Bayod Rújula

250

Zonas climáticas

Zonas climáticas Provincia Cádiz

Cantabria

Castellón

Ceuta Ciudad Real

Córdoba

Córdoba

Cuenca Girona

Granada

Granada

Municipio Cádiz Chiclana de la Frontera Jerez de la Frontera La Línea de la Concep. El Puerto de Sta. María Puerto Real Rota San Fernando San Roque Sanlúcar de Barrameda Camargo Santander Torrelavega Burriana Castellón de la Plana La Vall d’ Uixo Vila-Real Vinaroz Ceuta Alcázar de S. Juan Ciudad Real Puertollano Tomelloso Valdepeñas Baena Cabra Córdoba Lucena Montilla Priego de Córdoba Puente Genil Cuenca Blanes Figueres Girona Olot Salt Almuñécar Baza Granada Guadix Loja Motril

Zona IV IV V IV IV IV V IV IV V I I I IV IV IV IV IV V IV IV IV IV IV V V IV V V V V III III III III III III IV V IV IV IV V

Provincia Guadalajara Guipúzcoa

Huelva Huesca Illes Balears

Jaén

La Rioja Las Palmas

León

Lugo Lleida Madrid

Municipio Guadalajara Arrasate o Mondragón Dosnostia-S. Sebastián Eibar Huelva Huesca Calviá Ciutadella de Menorca Eivissa Inca Llucmajor Mahon Manacor Palma de Mallorca Santa Eulalia del Río Alcalá la Real Andújar Jaén Linares Martos Úbeda Logroño Arrecife Arucas Galdar Ingenio Las Palmas G. Canaria S. Bartolomé Tirajana Santa Lucía Telde León Ponferrada S. Andrés Rabanedo Lugo Lleida Alcalá de Henares Alcobendas Alcorcón Aranjuez Arganda del Rey Colmenar Viejo Collado Villalba Coslada

Zona IV I I I V III IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV V IV V IV V II V V V V V V V V III II III II III IV IV IV IV IV IV IV IV

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red Zonas climáticas

Zonas climáticas Provincia Madrid

Málaga

Melilla Murcia

Navarra

Municipio Fuenlabrada Getafe Leganés Madrid Majadahonda Móstoles Parla Pinto Pozuelo de Alarcón Rivas-Vaciamadrid Las Rozas de Madrid S. Fernando de Henares S. Sebastián de Reyes Torrejón de Ardoz Tres Cantos Valdemoro Antequera Benalmádena Estepona Fuengirola Málaga Marbella Mijas Rincón de la Victoria Ronda Torremolinos Vélez-Málaga Melilla Águilas Alcantarilla Caravaca de la Cruz Cartagena Cieza Jumilla Lorca Molina de Segura Murcia Torre-Pacheco Totana Yecla Barañain Pamplona Tudela

251

Zona IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV V V IV V IV V V V V IV IV V V II II III

Provincia Ourense Palencia Pontevedra

Salamanca Sta. C. Tenerife

Segovia Sevilla

Soria Tarragona

Teruel Toledo

Municipio Ourense Palencia Cangas A Estrada Lalín Marín Pontevera Redondela Vigo Vilagarcía de Arousa Salamanca Arona Icod de los Vinos La Orotava Puerto de la Cruz Los Realejos S. Cristóbal Sta. Cruz de Tenerife Tarcoronte Segovia Alcalá de Guadaira Camas Carmona Coria del Río Dos Hermanas Écija Lebrija Mairena del Aljarafe Morón de la Frontera Palacios y Villafranca La Rinconada S. Juan de Aznalfarache Sevilla Utrera Soria Reus Tarragona Tortosa Valls El Vendrell Teruel Talavera de la Reina Toledo

Zona II II I I I I I I I I III V V V V V V V V III V V V V V V V V V V V V V V III IV III IV IV III III IV IV

Ángel Antonio Bayod Rújula

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Zonas climáticas

Zonas climáticas Provincia Valencia

Municipio Alaquas Aldaia Algemesí Alzira Burjassot Carcaixent Catarroja Cullera Gandía Manises Mislata Oliva Ontinyent Paterna Quart de Poblet Sagunto Sueca Torrent

Zona IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV

Provincia Valencia

Valladolid Vizcaya

Zamora Zaragoza

Municipio Valencia Xátiva Xirivella Medina del Campo Valladolid Barakaldo Basauri Bilbao Durango Erandio Galdakao Getxo Ieoia Portugalete Santurzi Sestao Zamora Zaragoza

Zona IV IV IV III II I I I I I I I I I I I III IV

TABLA 4.11. Zonas climáticas.

En cualquier caso, la potencia pico mínima a instalar será de 6,25 kWp y el inversor tendrá una potencia mínima de 5 kW (lo cual cumple el 80% de potencia nominal en relación con la potencia pico, indicado anteriormente). La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla I. Se considerarán tres casos: general, superposición de módulos e integración arquitectónica. En todos los casos se han de cumplir tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y pérdidas totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores óptimos. General Superposición Integración arquitectónica

Orientación e inclinación (OI) 10% 20% 40%

Sombras (S) 10% 15% 20%

Total (OIcS) 15% 30% 50%

TABLA 4.12. Porcentaje máximo de pérdidas admisibles.

Cuando, por razones justificadas, y en casos especiales en los que no se puedan instalar de acuerdo con la tabla anterior, se evaluará la reducción en las prestaciones energéticas de la instalación. Las pérdidas por sombras se calculan como se han indicado en un apartado anterior. A continuación se muestra cómo calcular las pérdidas por orientación e inclinación.

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

253

4.7.3.2. Determinación de las pérdidas de radiación por orientación e inclinación Estas pérdidas se calculan en función de los ángulos de inclinación de los paneles (β) y de acimut (α). Como se ha indicado, de forma ideal la instalación debería estar en todo momento orientada en inclinada de forma que la incidencia de los rayos solares fuese perpendicular. Las opciones para conseguirlo pasan por instalar sistemas de seguimiento. Sin embargo, no es este el caso habitual en las instalaciones en edificios, ya que estructuralmente es más viable colocar instalaciones fijas o con variación en inclinación mediante soportes adecuados una vez al año (en Zaragoza, por ejemplo, sería una buena opción colocar las placas a 30º en primavera y cambiarlas a 60º en octubre si la instalación lo permite). La posición de un panel viene dada por dos ángulos: ! Ángulo de inclinación β, definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. Su valor es 0° para módulos horizontales y 90° para verticales. ! Ángulo de azimut α, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, i90° para módulos orientados al este y c90° para módulos orientados al oeste. N Perfil del módulo O

E

β α S FIGURA 4.21. Definición de los ángulos de inclinación y orientación.

Habiendo determinado el ángulo de azimut del generador, se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecidas en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE. Para ello se utilizará la figura 4.22, válida para una latitud de 41º N, de la siguiente forma: ! Conocido el azimut, determinamos en la figura los límites para la inclinación en el caso de N u 41º. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto son del 10%; para superposición, del 20%, y para integración arquitectónica del 40%. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.

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Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen los valores para latitud Ф u 41º y se corrigen los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41º, de acuerdo a las siguientes fórmulas:

150º

165º

N

i165º

i150º i135º

135º

i120º

120º 105º

i105º

W

E

10º 30º

75º

i75º

50º

60º

70º

i60º

90º 45º

i45º 30º

Ángulo de inclinación (β) c

100% 95% - 100% 90% - 95% 80% - 90% 70% - 80% 60% - 70% 50% - 60% 40% - 50% 30% - 40% < 30%

15º

S

i15º

i30º

i

Ángulo de acimut (α) FIGURA 4.22 Porcentaje de pérdidas en función de inclinación y orientación, latitud 41º N.

Inclinación máxima u Inclinación máxima (Фu41º) i (41º i latitud) Inclinación mínima u Inclinación mínima (Фu41º) i (41ºi latitud) siendo 0º su valor mínimo. En casos cerca del límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula (Ф indica la latitud del lugar): Pérdidas (%) u 100 • [1,2•10i4 (β iФc10)2c3,5•10i5•α2]

para 15° < β < 90º

Pérdidas (%) u 100 • [1,2 × 10–4 (β iФc10)2]

para β ≤ 15°

Los ángulos α, β y Ф se expresan en grados. 4.7.3.3. Ejemplo de aplicación Se analiza una nave industrial de 11.800 m2 construidos, dedicada al almacenamiento de la madera, situada en la ciudad de Zaragoza. A continuación, se describen los pasos a seguir para el diseño de la instalación:

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

255

1) Determinación de la potencia pico mínima a instalar Consultando la sección 6.3, se comprueba que el HE 5 exige la instalación de energía fotovoltaica mínima en el emplazamiento, ya que el límite para naves de almacenamiento se encuentra en los 10.000 m2 construidos. Dado que en este ejemplo estamos considerando una nave de almacenamiento, los coeficientes A y B tomados de la tabla correspondiente son: A u 0,001406 y B u i7,81. Por otro lado, como Zaragoza se encuentra en la zona climática IV, se tiene C u1,3. Aplicando la fórmula, la potencia pico mínima a instalar será de 11,41 kWp. 2) Determinación del número de paneles y de la potencia nominal de la instalación Supongamos que decidimos instalar paneles fotovoltaicos con las siguientes características técnicas: Potencia máxima Tolerancia de potencia máxima Voltaje a potencia máxima Corriente a potencia máxima Voltaje de circuito abierto Corriente de circuito abierto Longitud Anchura Profundidad con marco Profundidad caja de conexión Peso

130 W c/i 5% 17,8 V 7,39 A 21,9 V 8,02 A 1.425 mm 852 mm 35,7 mm 58 mm 12,2 Kg

TABLA 4.13.

Teniendo en cuenta que la potencia unitaria es de 130 Wp, sería necesario instalar 88 paneles como mínimo. Por otro lado, atendiendo a la relación exigida entre la potencia pico y la potencia nominal de la instalación (la del inversor), la potencia del inversor (o combinación de inversores) debería ascender, al menos, a 9,13 kW. 3) Configuración de la instalación Como la potencia nominal de la instalación es mayor de 5kW, de acuerdo a lo especificado en el RD1663/2000, la conexión a la red deberá realizarse en trifásica. Esto significa que podemos optar por instalar un inversor trifásico (por ejemplo, de unos 10 kW), o bien instalar tres inversores monofásicos (por ejemplo, de 3,3 kW cada uno). Una vez seleccionado el modelo del inversor y de acuerdo a sus características, se decidirá el número exacto de paneles a instalar, así como el modo de conexión (serie-paralelo) de los paneles entre sí.

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Supongamos que decidimos tomar la primera opción, y elegimos el inversor trifásico de 10 kW de potencia nominal, cuyas características se muestran en la hoja de catálogo que aparece abajo.

Entrada CC Potencia máxima del generador solar Potencia nominal de entrada Consumo en modo standby Consumo nocturno Inyección a red desde Tensión nominal Rango de tensión nominal UMPP Tensión de vacío Tensión de conexión Tensión de desconexión Intensidad máxima Intensidad nominal Número de entradas Eficacia máxima Eficiencia europea (ponderada)

12.000 Wp 11.000 W 20 W < 0,3 W 7W 400 V 350-750 V 850 V 420 V 340 V 10 A por cada entrada MPP

9 A por cada entrada MPP

Salida CA Potenc. nominal salida en continuo Pn Potencia pico Pp Frecuencia nominal Tensión de red Margen de tolerancia tensión de red Intensidad nominal por fase Intesidad máxima por fase Factor distorsión con Pn Factor potencia inductivo (cos φ) Forma de onda Control de tensión de red Control de defecto de tierra

1 por cada

entrada MPP, 3 en total

Cont. aislamiento, frecuencia y corr. cont.

10.000 W 10.000 W 50 Hz 400 V i20% a c15% 14,5 A 18,2 A < 3% aprox. 1 Sinusoidal Trifásico según DIN VDE 0126-1-1

AFI (de corriente universal) DIN VDE 0126-1-1

según

DIN VDE 0126-1-1

96,4% 95,9%

Fuente de corriente Características de salida 3 ! 25 A Dimensionado de fusibles conex. red 3 Fases de conexión a red necesarias 3 N.º de fases de inyección (230 V una fase) R5232, R5485, USB, relé de aviso sin potencial Interfases de datos Radiación, temperatura Interfases para sensores LCD, 2!16 posiciones, formato de ventana 100!25 mm Pantalla Protección contra influencias ambientales IP 54 95% Humedad relativa máxima Ventilador en el panel trasero, sistema de dos cámaras Refrigeración de i25 ºC a 40 ºC Temperatura ambiente (ºC) 805!500!175 mm Dimensiones (Al!An!F) 30 kg (sin bastidor de montaje) Peso 5 años/10 años Garantía estándar/opcional

TABLA 4.14.

El número de paneles que podría tomarse es 90 paneles, agrupados en tres filas de 30 paneles en serie cada una. La potencia pico de la instalación resultaría así ser de 11.700 Wp.

Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red

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En el caso de la segunda opción, inversores monofásicos, se conectarían como mínimo 30 paneles a cada uno de los inversores. Por ejemplo, si el inversor elegido es de potencia nominal 3.300 W, cuyas características técnicas se muestran a continuación, se optaría por la conexión en paralelo de dos filas de 15 paneles en serie, resultando así en una potencia pico de 3.900 Wp por inversor, es decir, 11.700 Wp la instalación total. Parámetros de entrada Potencia máxima de CC (PCC, máx.) 3.820 W 500 V Tensión máxima de CC (UCC, máx.) 200 V - 500 V Rango de tensión fotovoltaica, MPPT (UMPP) 20 A Máx. corriente de entrada (IFV, máx.) < 10% Factor de distorsión de CC (USS) Número máx. de strings (en paralelo) 3 Dispositivo separador de CC Conector, ESS Varistores con control térmico Sí Vigilancia de contacto a tierra Sí Protección contra polarización inversa Diodo de cortocircuito Salida 3.600 W Potencia máxima de CA (PCA, máx.) 3.300 W Potencia nominal de CA (PCA, máx.) Coeficiente de distorsión no lineal de corriente de red < 4% 220 V - 240 V Tensión nominal de CA (UCA, nom.) Frecuencia nominal de CA (fCA, nom.) 50 Hz / 60 Hz Factor de potencia (cos φ) 1 Resistencia al cortocircuito Sí, regulación de corriente Conexión a red Conector de CA Coeficiente de rendimiento Coeficiente de rendimiento máximo 95,2% Rendimiento europeo 94,4% Grado de protección Según DIN EN 60529 IP65 Parámetros mecánicos Ancho/alto/fondo mm 450/352/236 Peso 41 kg TABLA 4.15.

4) Inclinación máxima de los paneles El código técnico especifica que las pérdidas por orientación en inclinación en el caso general no deben superar el 10%, como se ha indicado en apartados anteriores.

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En este ejemplo, la óptima inclinación considerando latitud u 41,7º y orientación sur estaría en torno a los 30º. No obstante, la máxima inclinación que podrían tener los paneles para cumplir esa restricción, atendiendo a la expresión vista anteriormente, es de 60,56º. 5) Distancia entre filas de paneles Los paneles van a colocarse sobre una terraza sin sobras de suficiente superficie. Suponiendo que se les dota de una inclinación de 32º, la altura h resulta de 75 cm por lo que la distancia entre filas (latitud u 41,7º) deberá ser de, al menos, 2,15 m. El Código Técnico de la Edificación puede suponer un punto de inflexión en el desarrollo de la energía fotovoltaica en núcleos de población, estableciendo un mínimo de potencia fotovoltaica a instalar en ciertos edificios. Va a permitir que el sector de la construcción y la arquitectura cuente con la energía fotovoltaica de forma más generalizada, y su uso no se limite a unos pocos edificios singulares. La energía fotovoltaica estará presente en edificios administrativos, de oficinas, centros comerciales, centros de ocio, hospitales, hoteles, pabellones y recintos feriales, lo cual acercará esta fuente de generación aún más a los ciudadanos, permitiendo una mayor divulgación y la mentalización de las ventajas inherentes a la producción fotovoltaica. No obstante, quedan por resolver algunas cuestiones que mejorarían su potencialidad, como las condiciones técnicas de conexión que hoy por hoy pueden suponer alguna ineficiencia. Por otra parte, para el desarrollo del sector fotovoltaico no ha supuesto un gran impulso en el aspecto cuantitativo (potencia total instalada) puesto que el fuerte aumento de la capacidad instalada está ocurriendo en las aplicaciones de moderadas o grandes instalaciones (huertos solares). De todas formas, como algunos estudios apuntan, el potencial de la energía fotovoltaica en la edificación es impresionante, llegando a poder cubrir un buen porcentaje de nuestro consumo eléctrico.

5. Sistemas fotovoltaicos autónomos 5.1. Introducción Los sistemas fotovoltaicos autónomos son aquellos que tratan de cubrir una determinada energética a partir de la energía solar por medio de la conversión fotovoltaica, sin estár conectados a la red eléctrica. La energía solar fotovoltaica ha sido empleada en multitud de aplicaciones que pueden ir desde los satélites artificiales hasta las calculadoras de bolsillo. Así, las aplicaciones principales de la energía solar fotovoltaica en sistemas autónomos se pueden clasificar en: ! Electrificación de viviendas y edificios. ! Alumbrado autónomo. ! Aplicaciones agropecuarias. ! Bombeo y tratamiento de agua. ! Señalización y comunicaciones. ! Otras aplicaciones específicas.

FIGURA 5.1. Ejemplo de instalación fotovoltaica en aplicaciones agrícolas.

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La electrificación fotovoltaica de viviendas y edificios también denominada electrificación rural fotovoltaica incluye viviendas de uso permanente en emplazamientos aislados, viviendas de uso temporal, instalaciones en emplazamientos turísticos como parques o áreas naturales, refugios de montaña, abastecimiento a escuelas, hospitales, centros sanitarios y otras instalaciones comunitarias, etc. En los sistemas de alumbrado fotovoltaico la iluminación pública se realiza mediante farolas autónomas. El empleo de sistemas de alumbrado basados en la energía solar evita la realización de las operaciones derivadas de la necesidad de conexión a la red eléctrica (zanjas, canalizaciones, derechos de paso). Al funcionar de modo autónomo no se ve afectada por las interrupciones de la red eléctrica convencional. No tiene costes significativos de operación. Las aplicaciones agrícolas y ganaderas pueden asociarse o no a la electrificación de la vivienda rural e incluyen el bombeo de aguas, sistemas de riego, iluminación de invernaderos, iluminación de granjas y el suministro eléctrico a sistemas de ordeño, refrigeración, depuración de aguas, etc. Los sistemas fotovoltaicos de señalización y comunicaciones constituyen un sector en constante crecimiento. La electrificación de balizas es una de las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica más extendida, en la cual se demuestra la alta fiabilidad de los equipos. Las balizas pueden ser señalizaciones marítimas (faros, boyas), aéreas (señales de altura, señalización de pistas) o de carretera (indicaciones de peligro, señales luminosas). En muchos casos, los equipos fotovoltaicos (paneles, baterías) están sometidos a condiciones ambientales extremas de humedad o salinidad (como en el caso de señalizaciones marítimas), sin que se hayan registrado problemas importantes en su funcionamiento.

FIGURA 5.2. Ejemplo de instalaciones fotovoltaicas de señalización y comunicación.

Sistemas fotovoltaicos autónomos

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En cuanto a sistemas de comunicaciones que pueden aprovechar las ventajas de la electrificación fotovoltaica autónoma se pueden citar repetidores y reemisores de radio y televisión, repetidores de telefonía (últimamente con un desarrollo espectacular en el campo de la telefonía móvil), estaciones de toma de datos, dispositivos de señalización de alarma, postes SOS, telefonía rural, etc. En este caso, los sistemas fotovoltaicos sirven para alimentar a los equipos de telefonía en situaciones en las que se suma el problema de la acometida de la energía eléctrica al coste de enlace por cable con la red telefónica.

FIGURA 5.3. Ejemplos de parquímetros fotovoltaicos.

Todas estas instalaciones suelen encontrarse en lugares de difícil acceso hasta los cuales es complejo y, muchas veces, antieconómico acercar una línea eléctrica. Uno de los sistemas empleados para la electrificación de estas estaciones repetidoras era el empleo de baterías que eran sustituidas periódicamente, lo que obligaba a frecuentes visitas a la estación para realizar el cambio de acumuladores. La vida media de los acumuladores se veía limitada al trabajar con ciclos de descarga muy acentuados. En este caso, la energía solar fotovoltaica ha servido para mejorar la fiabilidad de los sistemas y reducir drásticamente los costes de operación, haciendo necesarias únicamente las visitas rutinarias de mantenimiento.

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Dentro de las aplicaciones específicas, cabe citar aplicaciones medioambientales en oxigenación de aguas, protección catódica de gasoductos, aplicaciones espaciales, producción de hidrógeno o alimentación de vehículos eléctricos, entre otras muchas, ya que la versatilidad de los sistemas fotovoltaicos permite su utilización en un número creciente de aplicaciones.

FIGURA 5.4. Barcos propulsados con energía fotovoltaica.

Por ejemplo, sistemas fotovoltaicos de cloración de aguas: Estos sistemas se componen de módulos fotovoltaicos, acumuladores y una bomba pequeña conectada a un depósito de hipoclorito sódico, y están preparados para operar en modo autónomo, en lugares generalmente de difícil acceso o de electrificación dificultosa, con el fin de adecuar el suministro del agua potable a poblaciones. ç. En la figura siguiente se muestran los distintos subsistemas que pueden estar presentes en un sistema fotovoltaico autónomo. La complejidad del sistema, e incluso los distintos subsistemas componentes del mismo, es muy dependiente de la aplicación y condicionamientos concretos de cada instalación.

Sistemas fotovoltaicos autónomos

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Cargas en corriente continua Subsistema de generación

Subsistema de regulación Inversor

Cargas en corriente alterna

Subsistema de acumulación

FIGURA 5.5. Esquema general de las instalaciones fotovoltaicas autónomas.

Las instalaciones de electrificación fotovoltaica son modulares en la mayoría de los casos, existiendo la posibilidad de realizar ampliaciones o modificaciones en las mismas con posterioridad a su ejecución. Esta posibilidad permite plantear instalaciones que aumenten su tamaño con el tiempo, satisfaciendo las distintas necesidades que puedan surgir, si bien es cierto que en los casos en que esta ampliación sea previsible deben intentar emplearse equipamientos compatibles con las sucesivas ampliaciones previstas. Además de la generación fotovoltaica, en los denominados sistemas híbridos, se pueden tener combinaciones de sistemas eólico y solar, solar-diesel, etc. Además existirán sistemas de protección para las personas, animales e instalaciones (interruptores, fusibles, puesta a tierra, etc.), sistemas de monitorización y control (reguladores, sistemas de control de la demanda, contadores, sensores y visualizadores o registradores de datos). La disponibilidad de un grupo electrógeno o un pequeño generador de gasolina que opere bajo demanda permite mayor flexibilidad. Algunas razones para arrancar el grupo son la recarga periódica de las baterías para mantenimiento, ecualización, o la recarga imperativa de las mismas debido a su descarga excesiva, y por supuesto la necesidad del usuario de disponer de energía en los instantes en que no existe la suficiente capacidad de generación y/o acumulación.

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5.2. Electrificación de viviendas La electrificación doméstica sigue siendo una aplicación muy importante de la energía solar fotovoltaica. La radiación solar es una fuente energética muy distribuida por lo que resulta muy adecuada para un aprovechamiento de forma descentralizada. La superficie de la Tierra recibe una cantidad de energía solar equivalente a varios miles de veces el consumo energético mundial. En los países desarrollados, las mayores posibilidades de implantación de la energía fotovoltaica se sitúan en las instalaciones conectadas a red. Aún así, en Europa existen zonas de difícil acceso a las cuales no resulta rentable extender la red eléctrica convencional debido al elevado coste de las líneas frente a los comparativamente muy bajos ingresos por ventas de electricidad. La electrificación rural mediante sistemas autónomos o aislados (no conectados a la red pública de suministro eléctrico) está especialmente indicada para satisfacer la demanda en puntos (áreas rurales) que no pueden conectarse fácilmente desde un punto de vista técnico-económico a la red nacional. Por ejemplo en Italia el 72% de las casas aisladas tienen una distancia a la red eléctrica de más de 2 km. Por otra parte, se estima que la población en el mundo sin acceso a la electricidad se sitúa por encima de los 2.000 millones de personas, y las previsiones apuntan a que para el año 2020 serán 3.500 millones. Evidentemente la mayor parte de esta población se encuentra en países en vías de desarrollo, donde se considera que hay entre 300 y 400 millones de hogares sin electricidad. La electrificación de pequeños núcleos rurales permite el progreso en el bienestar general de sus habitantes, mejorando sus posibilidades de desarrollo económico, salubridad, educación, desarrollo personal, comodidades cotidianas, etc. La contribución de la energía fotovoltaica al suministro energético en algunas partes del globo a nivel local resulta de gran importancia. En estos casos, además del correcto diseño de la instalación, la gestión adecuada de la energía disponible, la financiación y el mantenimiento de las instalaciones son aspectos fundamentales. Es necesario desarrollar prácticas que, una vez realizada la inversión inicial, permitan la correcta y eficiente utilización de las instalaciones durante los largos periodos para los que inicialmente se encuentran capacitados. Es necesario escoger la topología más adecuada, dimensionar el sistema de forma óptima según las necesidades, actuales o futuras, con criterios realistas, utilizar elementos fiables y eficientes sujetos a normas, y algo no menos importante, pero que suele ser más problemático, asegurar la correcta operación y mantenimiento del sistema, para que pueda funcionar eficientemente a lo largo del tiempo. El tamaño de las instalaciones fotovoltaicas de electrificación rural se ha ido incrementando con el tiempo, tanto por causas económicas (reducción de los precios

Sistemas fotovoltaicos autónomos

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de los equipos) como por el interés en mejorar las condiciones de utilización de las instalaciones. Los sistemas fotovoltaicos deben ser instalados, modificados y mantenidos por personal competente y procurar una correcta gestión de la energía por parte de los usuarios. Debe tenerse siempre en cuenta que la instalación fotovoltaica es un elemento más de la vivienda, por lo que los ocupantes deben ser conscientes, en todo momento, de las posibles limitaciones que existen en las disponibilidades de energía, así como de los principios de funcionamiento de la misma, con el fin de prevenir problemas de suministro o daños a los distintos elementos que componen la instalación. La energía disponible no es ilimitada, y, por tanto, no debe utilizarse innecesariamente. Para el caso de que los usuarios de la instalación no sean habituales (visitantes ocasionales, casas de campo arrendadas, usuarios de turismo rural...), es especialmente importante advertirles de esta característica. En la medida de lo posible, la energía debe consumirse coincidiendo con los momentos de mayor insolación. Se recomienda, sobre todo en el caso doméstico, aprovechar las horas centrales del día para realizar las tareas que requieran un mayor consumo de energía. Con ello se aprovechará mejor la energía producida por los paneles y se alargará la vida de las baterías. Aunque la instalación estará dimensionada para disponer de energía en cualquier época del año, se debe ser especialmente cuidadoso en las épocas de menor insolación. Es necesario extremar las medidas de ahorro energético (que, en muchas ocasiones, no son más que medidas racionales) tales como apagar las luces cuando no haya nadie en las habitaciones, encender el televisor solo cuando alguien lo esté utilizando realmente y, en general, utilizar la electricidad únicamente cuando sea preciso. Se recomienda utilizar electrodomésticos de alta eficiencia. Con el fin de prevenir gastos energéticos superfluos, es necesario asegurarse de que los elementos de consumo están desconectados totalmente cuando no son utilizados, ya que existen cada día más electrodomésticos (equipos de música, televisores, vídeos) que, al apagarlos, quedan en situación de espera, o están provistos de relojes, presentando consumos ininterrumpidos a lo largo de todo el día. Cuando la desconexión sea imposible, se proveerá a la línea de alimentación de un interruptor. En un sistema FV el precio inicial de los elementos de consumo no debe ser el argumento para su elección. A largo plazo el uso de elementos de alta eficiencia redundará en reducción de costes y mejora de la operación de la instalación. Además este tipo de dispositivos suelen tener una mayor vida útil, lo que redunda en disminución de costes. Para los sistemas FV de localizaciones remotas, pueden existir problemas para conseguir elementos de consumo de alta eficiencia, por lo que es recomendable que

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estos formen parte del proyecto FV inicial. En el caso de que ya existan elementos de consumo (y sean de baja eficiencia) es conveniente plantearse su sustitución (por ejemplo una lámpara de alta eficiencia consume 5 veces menos que una de incandescencia de los mismos lúmenes, o un frigorífico clase A puede consumir 1,5 veces menos que uno convencional clase C de la misma capacidad). Las cargas que no son puramente resistivas suelen consumir energía reactiva, lo que significa que por las líneas y dispositivos deben circular intensidades de corriente superiores a las que serían estrictamente necesarias para una determinada función (potencia activa). Esto significa mayores caídas de tensión, mayores calentamientos y, por tanto, pérdidas en las líneas y puede resultar en una sobrecarga del sistema. Así pues, se deben limitar lo máximo posible los requerimientos de reactiva. Algunos dispositivos absorben fuertes puntas de corriente en los periodos de arranque, originando caídas de tensión e incluso pudiendo llegar a producir alguna desconexión. Por eso, en el caso de sistemas de corriente alterna es necesario que los inversores soporten picos de potencia de corta duración varias veces superiores a su potencia nominal. En el caso de arranques simultáneos de varios equipos es recomendable el arranque progresivo. También es conveniente dotar a estas cargas de dispositivos de arranque suave. En la fase de diseño puede plantearse el dimensionamiento más adecuado por ejemplo seleccionando una bomba de agua de menor potencia nominal que opere durante mayores periodos de tiempo. El tamaño de las baterías puede reducirse con la decisión de permitir restricciones en ciertos consumos, o en ciertas horas o periodos. La gestión de la batería tiene un impacto muy elevado en la vida útil de la misma, en la eficiencia y en el coste del ciclo de vida. Además los inversores (si los hay) también pueden resultar de distinto tamaño si se adoptan restricciones de consumo, y/o se acepta jerarquización de cargas. Todas las instalaciones deberán cumplir con las exigencias de protecciones y seguridad de las personas, y entre ellas las dispuestas en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Como principio general, se tiene que asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctrico de tipo básico (clase I) para equipos y materiales. Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad para proteger a las personas frente a contactos directos e indirectos, especialmente en instalaciones con tensiones de operación superiores a 50 VRMS o 120 VCC. Se recomienda la utilización de equipos y materiales de aislamiento eléctrico de clase II. Se incluirán también todas las protecciones necesarias para proteger a la instalación frente a cortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones. Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad. Todos

Sistemas fotovoltaicos autónomos

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los equipos expuestos a la intemperie tendrán un grado mínimo de protección IP65, y los de interior, IP20. Los equipos electrónicos de la instalación cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas podrán ser certificadas por el fabricante). Los enchufes y tomas de corriente para corriente continua deben estar protegidos contra inversión de polaridad y ser distintos de los de uso habitual para corriente alterna. A continuación, se presentan algunas consideraciones específicas para varios tipos de cargas. Elementos de iluminación La necesidad de minimizar el consumo hace que sea preciso elegir las luminarias que más rendimiento proporcionen, descartando las clásicas bombillas de incandescencia, cuya eficiencia luminosa es muy baja, pues aunque resulten más caras, son siempre más rentables al exigir menos potencia eléctrica. Será, por tanto, la eficacia luminosa, relación entre el número de lúmenes que produce una lámpara y el número de vatios que consume, la característica de las lámparas más importante a la hora de la elección. Los circuitos de alumbrado de corriente continua permiten alimentarlos directamente de las baterías sin necesidad del convertidor, evitando las pérdidas de potencia y posibles averías de este. En contrapartida, el emplear una tensión continua de 12 ó 24 V nos obligará a emplear conductores de mayor sección que al emplear corriente alterna de 220 V. Existen en el mercado lámparas de bajo consumo para prácticamente todas las necesidades y aplicaciones domésticas. A las ventajas de su bajo consumo estas lámparas añaden la de que no desprenden calor. A continuación se proporciona una tabla orientativa para mostrar el ahorro energético que se produce al emplear este tipo de lámparas frente a las clásicas de incandescencia.

Potencia de la lámpara incandescente 40 W 60 W 75 W 100 W 150 W

Potencia de la lámpara de bajo consumo que da misma luz 9W 11 W 15 W 20 W 32 W

Energía ahorrada durante la vida la lámpara 248 kWh 392 kWh 480 kWh 640 kWh 944 kWh

TABLA 5.1. Comparación energética entre lámparas de incandescencia y de bajo consumo.

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El IDAE recomienda que, en ausencia de un procedimiento reconocido de cualificación de lámparas fluorescentes de continua, estos dispositivos verifiquen los siguientes requisitos: ! El balasto debe asegurar un encendido seguro en el margen de tensiones de operación, y en todo el margen de temperaturas ambientes previstas. ! La lámpara debe estar protegida frente a inversión de la polaridad de la tensión de entrada, cortocircuito en la salida del balasto u operación sin tubo. ! La potencia de entrada de la lámpara debe estar en el margen de ±10% de la potencia nominal. ! El rendimiento luminoso de la lámpara debe ser superior a 40 lúmenes/W. ! La lámpara debe tener una duración mínima de 5.000 ciclos cuando se aplica el siguiente ciclado: 60 segundos encendido/150 segundos apagado y a una temperatura de 20 ºC. ! Las lámparas deben cumplir las directivas europeas de seguridad eléctrica y compatibilidad electromagnética. Se utilizarán lámparas que tengan corregido el factor de potencia. Electrodomésticos Como se ha indicado, resulta conveniente utilizar electrodomésticos de alta eficiencia (por ejemplo, un frigorífico clase A puede consumir 1,5 veces menos que uno convencional clase C de la misma capacidad), así como evitar dispositivos stand-by que consumen una pequeña cantidad de energía aún estando en reposo (pero no desconectados, claro está). Por ejemplo, los relojes de un vídeo, o de dispositivos de música, etc., aunque consumen pocos watios, al estar permanentemente conectados suponen a la larga una parte significativa del consumo total. ! Lavadoras: Existen equipos no automáticos de pequeña capacidad y trabajando con corriente continua. Sin embargo, la calidad del lavado y la comodidad que proporcionan son inferiores, por lo que es recomendable ir a lavadoras automáticas convencionales evitando el uso de programas de lavado que incluyan calentamiento de agua y centrifugado. La lavadora consume el 90% de electricidad para calentar al agua y solo el 10% para mover el tambor. Mediante un lavado en frío, suficiente en muchas ocasiones, se puede conseguir ahorros de electricidad de hasta un 90%. Si se desea realizar lavados con agua caliente se puede acudir a equipos con dos tomas de agua utilizando una fuente de energía térmica. En estas con-

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diciones con una lavadora de 300 W y un lavado de una hora de duración cada dos días, la energía diaria consumida será de 150 Wh. Las lavadoras de carga frontal gastan normalmente menos energía y agua que las de carga superior. Hay que recordar la conveniencia de disponer de un ciclo económico y corto, y la posibilidad de elegir distintas temperaturas para el lavado. Frigoríficos: Existen equipos apropiados para energía solar fotovoltaica, trabajando en corriente continua y baja tensión desde 70 a 250 litros de capacidad. Sus requerimientos energéticos son difíciles de valorar ya que depende de gran variedad de factores tales como la temperatura exterior, llenado, rotación de los alimentos,... Sin embargo en general su consumo es elevado (aproximadamente 1000 Wh/día) para su alimentación mediante paneles fotovoltaicos, y en algunas ocasiones puede ser más interesante económicamente utilizar un frigorífico de la misma capacidad funcionando con gas butano. Televisores: Comparativamente existe un aumento de potencia significativa entre los televisores de gran tamaño respecto a los de pequeño tamaño (12-16 pulgadas). Por otra parte, los televisores de color consumen más del doble que los de blanco y negro. La energía consumida diariamente puede oscilar entre 100 y 360 Wh. Radio-cassette: Su utilización suele ser complementaria con el televisor con potencias sensiblemente inferiores. La potencia típica de estos aparatos es del orden de 6W. Pequeños electrodomésticos: Cada uno de ellos con potencia menor de 150 W. En este caso, para determinados equipos (batidoras, molinillos de café, máquinas de afeitar, herramientas eléctricas...) es más difícil encontrarlos para corriente continua y su precio puede ser elevado. Bombeo de agua: En lo que se refiere a aplicaciones domésticas existen equipos en corriente continua, aunque con bastantes divergencias en lo que se refiere a su calidad. Por ello y antes de proceder a su elección deben estudiarse detenidamente las características de las bombas, especialmente en lo que se refiere a la eficiencia y par de arranque. Para aplicaciones de mayor tamaño es mejor disponer de un sistema generador independiente, sin baterías y almacenando en un depósito el agua extraída en las horas de radiación solar, actuando el agua ya bombeada como elemento acumulador de energía. Cargas térmicas: Los sistemas FV no son apropiados para producir calor. Los dispositivos térmicos suelen producir consumos muy elevados que pueden provocar el agotamiento de la energía, lo que supone cortes en el

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Ángel Antonio Bayod Rújula suministro, o que las baterías trabajen casi permanentemente con bajo estado de carga, que pueden resultar dañadas por producirse descargas profundas en las mismas.

No es recomendable la energía solar fotovoltaica en aparatos electrodomésticos que la transforman en energía térmica, mediante el calentamiento de una resistencia, como por ejemplo una plancha, debido al bajo rendimiento energético característico de esta utilización. Si se dispone de un sistema de alimentación auxiliar (diesel, por ej.), producen mayores costes de explotación. Por tanto, los dispositivos térmicos deben reemplazarse por otros que utilicen gas, combustibles fósiles o colectores solares térmicos. En particular no resulta conveniente utilizar la energía fotovoltaica para calentar agua. Cualquier otro sistema como energía solar térmica o el butano, obtendrá los mismos resultados con muchísimo menor coste. Los aparatos eléctricos convencionales para cocinar, así como los calentadores ambientales y de agua, usan una cantidad prohibitiva de electricidad. La estufa eléctrica consume hasta 1.500W por cada quemador. Por eso el gas natural o propano envasado en tanques, es una alternativa más económica para cocinar. La potencia de un horno microondas es similar a la de una estufa eléctrica, pero se puede cocinar más rápido con microondas y por eso la cantidad de kilovatio-hora no es tan grande. El gas propano y la leña son alternativas económicas para la calefacción en una casa. Un buen diseño y un aislamiento eficiente reduce la necesidad de calefacción en la casa de una manera excesiva. El aire acondicionado necesita una capacidad extremadamente alta pero no está totalmente fuera de lo posible en un sistema fotovoltaico. Una gran ventaja de los sistemas de enfriamiento es el hecho de que durante el período de calor el sistema fotovoltaico es capaz de proveer la mayor energía de sus módulos.

5.2.1. Elección de la topología: Instalaciones centralizadas y descentralizadas Cuando se plantea electrificar un grupo de aplicaciones como, por ejemplo, viviendas cercanas, se pueden considerar dos posibilidades: instalaciones descentralizadas o centralizadas. ! Instalación descentralizada, en la que cada vivienda o aplicación está alimentada por un generador fotovoltaico independiente. Cada sistema de producción abastece a un único consumidor o a una electrificación colectiva en donde un único sistema de generación abastece diversos consumidores, cada uno con sus requerimientos específicos y su perfil de demanda, ubicados en las cercanías.

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Debido a las características en cuanto a emplazamientos dispersos y remotos en los que suelen tener lugar las aplicaciones fotovoltaicas domésticas, en muchos casos es necesario atender a una vivienda individual o a un grupo de viviendas para las que no es posible efectuar, de forma económica, una línea que distribuya la energía generada en un punto concreto. Por este motivo, un gran número de instalaciones domésticas se realiza de forma descentralizada. Una instalación descentralizada puede tener como ventaja, en algunas ocasiones, la independencia en el diseño, operación y mantenimiento, ya que estos aspectos recaen muy directamente sobre la responsabilidad del usuario. ! Instalación centralizada, en la que un único generador fotovoltaico alimenta a todos los consumidores del grupo.

A) Instalación centralizada Sistema de captación Inversor Regulador

B) Instalación descentralizada Sistema de acumulación Línea CA Línea CC

FIGURA 5.6. Esquema de instalaciones fotovoltaicas centralizada y descentralizada.

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Técnicamente, la centralización ofrece ciertas ventajas que la hacen deseable, entre las que se pueden destacar las siguientes: ! En general, si el diseño de la planta fotovoltaica se realiza de un modo adecuado, se puede disminuir el número de paneles y baterías. ! Si se va a utilizar corriente alterna, un solo inversor puede atender a todo el conjunto. ! Se facilitan los trabajos de limpieza y mantenimiento por la concentración y menor número de los elementos. ! El aumento del tamaño de la instalación puede beneficiarse de la economía de escala. Por el contrario, la centralización presenta como inconvenientes la necesidad de una línea de distribución, lo que resulta un factor de encarecimiento de la instalación. Por otra parte, una instalación centralizada necesita para su correcto funcionamiento de una gestión adecuada, lo que implica el cumplimiento de los siguientes objetos de actuación: ! Mantener los niveles de consumo dentro de los márgenes para los que la instalación ha sido diseñada (evitar consumos no previstos). ! En el caso de utilizar corriente alterna, distribuir el consumo diario de forma que se adapte a las características del inversor de corriente. Este puede ser el caso de un grupo de viviendas con seis lavadoras; solo es necesario que la potencia sea la correspondiente a una de ellas utilizando programadores horarios y evitando que dos lavadoras funcionen simultáneamente. ! Determinar claramente quién tiene la propiedad y la responsabilidad operativa y económica del mantenimiento, así como el reparto de los gastos entre los diferentes usuarios de la instalación. Así mismo, en instalaciones en las cuales los usuarios no formen parte de la propiedad (en plantas de propiedad municipal, por ejemplo), se recomienda su implicación en las distintas labores de gestión y mantenimiento. Con el fin de concienciar a los usuarios, también es recomendable incluir un pago asociado a la cantidad de energía consumida, con el fin de promover el ahorro energético. ! Para prevenir la aparición de problemas de convivencia (originados por el abuso en el consumo de energía), es necesario definir claramente el modo de operación del sistema y recurrir siempre que se pueda a limitadores, contadores de energía y programadores.

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El éxito de un sistema centralizado pasa, en primer término, por contar con la colaboración de los usuarios en el diseño y gestión de la instalación, proporcionando así una información mínima sobre el funcionamiento y correcta utilización del equipo. El equipamiento para llevar la energía (en corriente continua o alterna), desde el sistema de producción hasta los puntos de demanda (denominado subsistema de distribución, y que comprende cables, protecciones, armarios, canalizaciones, acometidas, apoyos, equipo de instrumentación, etc.), debe ser efectuado con la mayor eficiencia posible (mínimas pérdidas), sin degradación en el nivel de calidad y proporcionando la protección para personas y cosas ante eventos como cortocircuitos o sobrecargas. Habitualmente la red suele ser radial en los sistemas colectivos, con una o varias ramas principales de las que pueden partir otras secundarias, pero pueden pensarse en la opción de anillo abierto u otras. En función del número de usuarios, sus potencias, consumo energético y distancias, se determina la opción más adecuada bajo criterios perfectamente establecidos clásicamente como seguridad de suministro, minimización de caídas de tensión, calidad, optimización de pérdidas y coste global. También existe la posibilidad de dejar un cierto número de puntos de apertura para aislar alguna parte de la red. Existen por otro lado restricciones topográficas, sociológicas, medioambientales, cuestiones relacionadas con la facilidad de instalación de mantenimiento, de desmantelamiento en un futuro, de facilidad de expansión de la red, etc., que pueden condicionar la decisión final. Los sistemas individuales suelen ser más apropiados para regiones de población dispersa, en los que el coste de una red de distribución local (microrred) puede resultar prohibitivo. Una característica de los sistemas individuales es que el consumo es gobernado por el propio usuario, y por tanto puede determinarlo de un día para otro. Como inconveniente, en caso de una gestión inadecuada el usuario puede quedarse sin suministro con más facilidad, al ser instalaciones habitualmente más pequeñas y dotadas de menos sistemas de medida y vigilancia. No obstante, el usuario rápidamente aprende a cómo usar la energía disponible de su sistema correctamente. En los colectivos, si el sistema central falla, todos los usuarios se ven afectados. Además suelen requerir más mantenimiento in situ. Por otra parte, deben tomarse medidas para preservar la energía almacenada en beneficio de la mayoría.

5.2.2. Corriente continua/corriente alterna Determinar si los equipos de consumo trabajarán a corriente continua o corriente alterna supone analizar factores técnicos y económicos, procurando optimizar la eficiencia y costes del sistema conjunto generador-carga, los cuales se encuentran íntimamente relacionados con el nivel de electrificación y, por lo tanto, con las prestaciones que son factibles con la instalación.

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Ángel Antonio Bayod Rújula El empleo de corriente alterna implica las siguientes ventajas: ! Los equipos de consumo tienen un mercado mucho más desarrollado. Suelen ser más fiables, baratos y fáciles de encontrar en comercios. ! La instalación precisa, en general, menor sección en cables y, por tanto, menor coste por este concepto.

Por el contrario, la utilización de corriente alterna tiene el inconveniente de la necesidad de emplear un inversor cuya utilización supone una reducción de la eficiencia global del sistema, además de añadir coste al sistema. Las ventajas de la corriente continua son, principalmente, la sencillez y la eficacia de las instalaciones, pero con el inconveniente de que no existen, o son más caros, los equipos de consumo. En general, es posible establecer dos situaciones diferenciadas en función del nivel de electrificación y de las prestaciones de las instalaciones fotovoltaicas, que serían instalaciones básicas de electrificación e instalaciones de electrificación de altas prestaciones. Se puede entender por instalaciones básicas de electrificación aquellas que solo permiten disponer de iluminación, una toma para televisión o radio y posibilidades limitadas de utilización de pequeños electrodomésticos o máquinas herramientas. En este caso, se debe utilizar corriente continua tanto si se trata de una vivienda aislada como si se trata de un grupo de viviendas (en el caso de tratarse de más de una vivienda, es conveniente valorar económicamente la alternativa de instalación centralizada antes de tomar una decisión). Una instalación de electrificación de altas prestaciones será la que haga posible utilizar cualquiera de los elementos de consumo doméstico descritos anteriormente, aunque teniendo en cuenta las recomendaciones y salvedades recogidas en el apartado correspondiente. Por tanto, se contará, en general, con una línea de corriente alterna. Dependiendo del número de viviendas y proximidad, normalmente resultará más interesante una instalación centralizada. Dependiendo de los mismos parámetros, habrá que valorar si es más conveniente disponer de una línea de corriente continua y otra de alterna (220 V c.a.), o si compensa por el tamaño de la instalación acudir a una solución de una única línea de corriente alterna. En el caso de que la distancia entre viviendas tenga cierta importancia, la centralización de la línea de corriente continua puede traducirse en un coste excesivamente alto como consecuencia de la gran sección de los cables necesarios para evitar pérdidas. En estas ocasiones, la posibilidad de utilizar una combinación de instalación centralizada para el suministro de corriente alterna y descentralizada

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para el suministro de corriente continua puede ser la opción económica y técnicamente más acertada. También para viviendas aisladas se plantea la posibilidad de realizar dos instalaciones independientes, una en corriente continua para las aplicaciones básicas como, por ejemplo, la iluminación, dejando una línea de corriente alterna para el resto de las aplicaciones. Con este diseño se consigue mejorar la fiabilidad de las aplicaciones básicas, al no depender de los posibles fallos que pudieran afectar al inversor, se hace posible la desconexión del inversor cuando no hay ningún electrodoméstico funcionando y permite la desconexión de la línea de alterna cuando las reservas de energía se encuentren bajo mínimos. Como desventaja, se encuentra la necesidad de realizar dos sistemas de cableado dentro de la vivienda. El nivel de electrificación también condiciona la tensión de trabajo en corriente continua. Como aproximación pueden estimarse los siguientes valores, los cuales deberán ser modificados en función de las necesidades particulares de cada instalación: Potencia (Wp)

Tensión C.C. (V)

Menor de 400 400 - 5.000 Mayor de 5.000

12 24 - 48 48 - 110

TABLA 5.2. Relación entre la potencia instalada y la tensión de trabajo en una instalación fotovoltaica (orientativa).

5.3. Dimensionamiento de sistemas autónomos El dimensionado es el proceso por el cual se determina el tamaño de las instalaciones, atendiendo a dos parámetros fundamentales: por una parte, la demanda energética a cubrir, y por otra la energía disponible para satisfacer esta demanda (es decir, la radiación solar disponible). La necesidad de garantizar un suministro constante, aún en las peores condiciones (ya que, en la mayoría de los casos, no se puede acceder a fuentes energéticas de apoyo que suplan los fallos del sistema), y el elevado coste de los equipos son factores de capital importancia. En electrificación rural, además de los requerimientos técnicos y económicos, ha de prestarse atención a las regulaciones nacionales y locales, y tener en cuenta aspectos sociales y sociológicos tales como actividad económica de la comunidad y sus prioridades de desarrollo, nivel de educación, resultados de otros proyectos similares en el entorno, posibles fuentes de financiación. El objetivo es disponer de sistemas fotovoltaicos seguros, fiables y duraderos.

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Radiación solar disponible

Necesidades energéticas

Equipos comerciales disponibles

Dimensionado

Coste de la instalación

Demanda cubierta

Características de la instalación

FIGURA 5.7. Esquema general de dimensionado.

Un adecuado dimensionado de las instalaciones supone, además, asegurar la fiabilidad de las mismas y su utilización a lo largo del tiempo, evitando que queden inservibles al cabo de pocos años al utilizarse para fines para los cuales no habían sido concebidas. Una vez más hemos de recordar que la funcionalidad en el medio o largo plazo depende, además del correcto diseño, dimensionado e instalación, de la adecuada operación y mantenimiento, por lo que la posibilidad de contar con personal de la comunidad capaz de realizar esas tareas con garantías es también imprescindible. Para un correcto diseño que garantice una posterior utilización fiable, el usuario debe expresar sus necesidades en cuestión de demanda energética, para poder establecer los requerimientos del sistema. Es imprescindible la perfecta comprensión de las necesidades y deseos de los usuarios finales de la instalación. Lo ideal, aunque no siempre fácil de lograr, es conocer los consumos en el tiempo de modo preciso, con indicación de cargas específicas, frecuencias de uso, duraciones, día a día. Es decir, un detallado perfil de la carga. Pero la estimación correcta de la energía consumida por el sistema fotovoltaico solo es sencilla en aquellas aplicaciones en las que se conocen exactamente las características de la carga (por ejemplo, sistemas de telecomunicación). Sin embargo, en otras aplicaciones, como puede ser la electrificación de viviendas, la tarea no resulta fácil pues intervienen multitud de factores que afectan al consumo final de electricidad: tamaño y

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composición de las familias (edad, formación), hábitos de los usuarios y capacidad para administrar la energía disponible. Las demandas individuales pueden variar entre las pocas decenas de Wh al día a pocos kWh por día. Se requiere también especificar el tipo de receptores, consumos en continua, consumos en alterna, la calidad requerida, como formas de onda (armónicos individuales y THD), huecos, variaciones de frecuencia, factor de potencia y variaciones de tensión admisibles, rizado en la tensión de continua... Algunas características influyen directamente en el tamaño y calidad del convertidor o generador a utilizar. En ocasiones se puede saber el consumo diario, con la proporción de consumo nocturno frente a consumo en hora de Sol, o consumo en días laborales y en fines de semana. Otras veces el diseño se basa en datos de consumo medio mensual. Los métodos de dimensionado más utilizados son los siguientes: ! Método del mes peor: Se realiza un balance de energía seleccionando el mes en el que se dan las condiciones más desfavorables del sistema. La idea es que si el sistema funciona en este mes, funcionará también los demás meses del año. Presenta el inconveniente de que, al trabajar con un solo mes, no optimiza energéticamente la instalación ni cuantifica la fiabilidad. ! Método de la probabilidad de fallo en el consumo: Realiza balances energéticos mensuales o diarios a lo largo de un número de años significativos, con el fin de calcular el tamaño de los módulos y de batería que garantice el consumo con una fiabilidad dada. Permite optimizar energéticamente la instalación y, lo que es más importante, permite introducir el concepto de fiabilidad energética.

5.4. Método del mes peor En este método se supone que, si la instalación es capaz de asegurar el suministro en el período en el cual la relación de la radiación disponible y el consumo de energía es más crítica, no habrá problemas en el suministro durante el resto del año. Es un método de dimensionamiento mucho más sencillo e intuitivo que otros, utilizando valores medios mensuales de radiación global y valores medios diarios de carga, con las limitaciones que ello conlleva. La hipótesis básica de dimensionado para instalaciones aisladas de la red eléctrica, según el «método del mes peor», es la de abastecer en su totalidad las necesidades definidas en el mes de menor relación entre los consumos y la radiación, contando con la seguridad de una capacidad de acumulación necesaria para cubrir un cierto número de días de bajo

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nivel de radiación (días de autonomía). Este número máximo de días de autonomía previstos para la instalación estará definido en función de las características climatológicas de la zona y del uso o finalidad de la instalación.

Aplicación Ubicación Consumo de los equipos en corriente continua Descripción del equipo

Potencia (W) P

Número de equipos N

Horas/día de función H

Consumo (Wh/día) P*N*H

Horas/día de función H

Consumo (Wh/día) P*N*H

Total Tcc Consumo de los equipos en corriente alterna Descripción del equipo

Potencia (W) P

Número de equipos N

Total Tac Margen de seguridad de captación (Eb)

%

Eficiencia del inversor (Ei)

%

Consumos en corriente continua (Cc u (100cEb)*Tcc/100)

Wh/día

Consumos en corriente alterna (Ca u (100cEb)*Tac/Ei)

Wh/día

Consumos totales (Ct u CccCa)

Wh/día

Hoja de dimensionado n.º 1: Evaluación de la energía necesaria.

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Con objeto de ayudar en el seguimiento y realización del método, se puede realizar una serie de cuadros que recojan, por una parte, una evaluación de la energía necesaria a partir de la descripción de los distintos elementos de consumo (bombillas, electrodomésticos), su potencia y sus horas de funcionamiento, con el fin de evaluar los consumos requeridos. Este proceso debe realizarse tanto para los aparatos de corriente continua como para los de corriente alterna. A continuación, se recogen de modo más detallado los pasos necesarios.

5.4.1. Evaluación de la energía necesaria Para la estimación de la energía consumida por la instalación se habrá de evaluar, por separado, la aportación al consumo total de los equipos de corriente alterna y continua. A la hora de realizar esta estimación deben tenerse en cuenta las variaciones estacionales, ya que la incidencia de determinadas aplicaciones (especialmente los bombeos de agua) es muy importante frente a los consumos en otros usos, por lo que deben calcularse los consumos para varios meses diferentes. En el caso de que se trate de sistemas de electrificación con consumos idénticos a lo largo de todo el año, bastará con realizar una única estimación. El cálculo de la energía consumida debe incluir las pérdidas diarias de energía causadas por el autoconsumo de los equipos (regulador, inversor, etc.). La energía que la aplicación considerada necesita consumir cada mes va a depender, exclusivamente, del tipo de equipos que componen la carga, así como el tiempo de utilización de los mismos. Los datos necesarios que habrán de conocerse de cada equipo serán: 1. La potencia, tomada como la nominal de los equipos, y que aparece en las características de los mismos. 2. El número de horas de funcionamiento diario. Como orientación, se incluyen en la tabla 5.3 datos sobre potencia y número de horas de funcionamiento típicos en instalaciones fotovoltaicas. No obstante, dada la gran cantidad de equipos electrodomésticos de corriente alterna para diversas aplicaciones disponibles en el mercado sería prácticamente imposible establecer la potencia de cada uno de ellos. Por lo tanto, en cada caso es necesario recurrir a los datos que suministra el fabricante del electrodoméstico en cuestión. El número de horas de utilización depende del usuario, siendo imprescindible atender a sus hábitos de consumo. La energía necesaria para el consumo del equipo en cuestión será el producto del número de equipos iguales por la potencia y por el número de horas diarias de funcionamiento (P * N * H).

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Equipo

Potencia (w)

Funcionamiento (horas/día)

Iluminación Iluminación intensa Televisor B/N Televisor color Radiocassette Vídeo Lavadora Plancha Ordenador Frigorífico Congelador Pequeños electrodomésticos Máquinas herramientas

10 - 20 20 - 40 20 - 30 50 - 100 5 - 15 50 400 600 - 1200 200 70 - 120 90 - 150 50 - 200 200 - 500

1 3 3 3 1 1 0,5 0,25 0,5 4 5 0,25 0,25

TABLA 5.3. Potencia nominal usual en equipos de consumo frecuentes en instalaciones fotovoltaicas y ejemplo de horas de funcionamiento diario (orientativa).

Lo consignado como elementos generales en los párrafos anteriores es de aplicación tanto en el caso del consumo de los equipos de corriente continua como de corriente alterna. Evaluación del consumo total (Gt) Para la evaluación del consumo total se considerará un margen de seguridad de captación (Eb): Corresponde a las pérdidas en el cableado, variaciones en los consumos previstos inicialmente, consumo del regulador y ciclado de la batería, etc. En principio puede estimarse en un 15% para la mayoría de los casos. Los consumos en continua (Cc) serán, por tanto, el producto de (100cEb) / 100 por lo calculado para el conjunto de los equipos de consumo (Tcc): Cc u (100 c Eb) * Tcc / 100 En el caso de los consumos en alterna, ha de tenerse también en cuenta, la eficiencia del inversor (Ei): que es la relación entre la energía que se aporta al inversor y la realmente disponible para el consumo. Como ya se mencionó en el capítulo dedicado a los elementos que componen la instalación, el inversor tiene un consumo propio constante y un rendimiento variable en función de la carga a la que suministre. En principio, y salvo disponer de informaciones más precisas, puede tomarse como valor medio el 85%.

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Por tanto, los consumos en corriente alterna (Ga) serán el resultado de la operación siguiente: Ca u (100 c Eb) * T2 / Ei El consumo diario total de los equipos será: Ct u Cc c Ca

5.4.2. Evaluación de la radiación solar disponible La energía que capta un panel solar fotovoltaico va a depender tanto de la climatología del lugar como del ángulo de inclinación que el panel posea respecto a los rayos solares, como ha sido explicado anteriormente. Los valores de radiación solar, tanto directa como difusa, que afectan a una determinada ubicación pueden medirse físicamente mediante unos instrumentos denominados piranómetros. El cálculo exacto de la energía solar incidente en una determinada ubicación es un complicado problema estadístico y físico. Sin embargo, se pueden realizar aproximaciones suficientemente aceptables suponiendo que la energía recibida es la correspondiente a la media de la provincia en la que se instala el sistema fotovoltaico. Los paneles deben estar orientados perfectamente hacia el Sur, aunque en casos excepcionales (sombras por montañas, edificaciones, etc.) puede ser conveniente variar ligeramente esta orientación. El IDAE indica que el ángulo óptimo, cuando el periodo de diseño es el mes de diciembre, es la latitud más 10 grados. Cuando el mes de diseño es el de julio, la inclinación óptima es la latitud menos 20 grados. Si lo que se desea es maximizar la producción anual, recomienda una inclinación igual a la latitud menos 10 grados. Se denomina factor de irradiación (FI) al porcentaje de radiación incidente para un generador de orientación e inclinación (α y β, respectivamente) respecto a la correspondiente para una orientación e inclinación óptimas (α u 0°, βopt). Las pérdidas de radiación respecto a la orientación e inclinación óptimas vienen dadas por (1 i FI). Cuando no sea posible orientar e inclinar el generador de forma óptima, el factor de irradiación para la orientación e inclinación elegidas es el dado por las siguientes expresiones aproximadas:

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FI u 1 i [1,2 c 10i4(β i βopt)2 c 3,5 * 10i5 α2] para 15º < β < 90º FI u 1i [1,2 c 10i4(β i βopt)2] para β ≤ 15º (α y β se expresan en grados) En ocasiones, en lugar de trabajar con una inclinación fija durante todo el año se trabaja con dos inclinaciones a lo largo del año con objeto de aumentar la energía incidente. Por ejemplo, puede pensarse en trabajar con ángulos de inclinación sobre la horizontal de 15º durante los meses entre abril y septiembre, ambos incluidos, y de 60º durante el resto del año. En las tablas de radiación que se muestran a continuación se tienen los valores medios de la energía recibida durante un día y por unidad de superficie horizontal (en MJ), correspondientes a las diferentes provincias españolas para los distintos meses del año, así como los factores de corrección k para superficies inclinadas para las latitudes de zonas en España. Estos factores representan el cociente entre la energía total incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el Ecuador e inclinada un determinado ángulo, y otra horizontal. La energía sobre superficie horizontal puede ser expresada en forma de kWh/m2/día dividiendo por 3,6. Para calcular la energía que incide sobre un panel con una inclinación determinada basta con multiplicar la energía sobre superficie horizontal por el factor de corrección k correspondiente a la latitud del emplazamiento e inclinación del panel.

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. AÑO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

ÁLAVA ALBACETE ALICANTE ALMERÍA ASTURIAS ÁVILA BADAJOZ BALEARES BARCELONA BURGOS CÁCERES CÁDIZ CANTABRIA CASTELLON CEUTA

4,6 6,7 8,5 8,9 5,3 6 6,5 7,2 6,5 5,1 6,8 8,1 5 8 8,9

6,9 10,5 12 12,2 7,7 9,1 10 10,7 9,5 7,9 10 11,5 7,4 12,2 13,1

11,2 15 16,3 16,4 10,6 13,5 13,6 14,4 12,9 12,4 14,7 15,7 11 15,5 18,6

13 19,2 18,9 19,6 12,2 17,7 18,7 16,2 16,1 16 19,6 18,5 13 17,4 21

14,8 21,2 23,1 23,1 15 19,4 21,8 21 18,6 18,7 22,1 22,2 16,1 20,6 24,3

16,6 25,1 24,8 24,6 15,2 22,3 24,6 22,7 20,3 21,5 25,1 23,8 17 21,4 26,7

18,1 26,7 25,8 25,3 16,8 26,3 25,9 24,2 21,6 23 28,1 25,9 18,4 23,9 26,8

17,3 23,2 22,5 22,5 14,8 25,3 23,8 20,6 18,1 20,7 25,4 23 15,5 19,5 24,3

14,3 18,8 18,3 18,5 12,4 18,8 17,9 16,4 14,6 16,7 19,7 18,1 13 16,6 19,1

9,5 5,5 12,4 8,4 13,6 9,8 13,9 10 9,8 5,9 11,2 6,9 12,3 8,2 12,1 8,5 10,8 7,2 10,1 6,5 12,7 8,9 14,2 10 9,5 5,8 13,1 8,6 14,2 11

4,1 6,4 7,6 8 4,6 5,2 6,2 6,5 5,8 4,5 6,6 7,4 4,5 7,3 8,6

11,3 16,1 16,8 16,9 10,9 15,1 15,8 15 13,5 13,6 16,6 16,5 11,3 15,3 18,1

Sistemas fotovoltaicos autónomos

283

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. AÑO 16 CIUDAD REAL 7 10,1 17 CÓRDOBA 7,2 10,1 18 LA CORUÑA 5,4 8 19 CUENCA 5,9 8,8 20 GERONA 7,1 10,5 21 GRANADA 7,8 10,8 6,5 9,2 22 GUADALAJARA 23 GUIPÚZCOA 5,5 7,7 24 HUELVA 7,6 11,3 25 HUESCA 6,1 9,6 26 JAÉN 6,7 10,1 27 LEÓN 5,8 8,7 28 LÉRIDA 6 9,9 29 LUGO 5,1 7,6 30 MADRID 6,7 10,6 31 MÁLAGA 8,3 12 32 MELILLA 9,4 12,6 33 MURCIA 10,1 14,8 34 NAVARRA 5 7,4 35 ORENSE 4,7 7,3 36 PALENCIA 5,3 9 37 LAS PALMAS 11,2 14,2 38 PONTEVEDRA 5,5 8,2 39 LA RIOJA 5,6 8,8 40 SALAMANCA 6,1 9,5 41STA.C.TENERIFE 10,7 13,3 42 SEGOVIA 5,7 8,8 43 SEVILLA 7,3 10,9 44 SORIA 5,9 8,7 45 TARRAGONA 7,3 10,7 46 TERUEL 6,1 8,8 47 TOLEDO 6,2 9,5 48 VALENCIA 7 ,6 10,6 49 VALLADOLID 5,5 8,8 50 VIZCAYA 5 7,1 51 ZAMORA 5,4 8,9 52 ZARAGOZA 6,3 9,8

15 15,1 11,4 12,9 14,2 15,2 14, 11,3 16 14,3 14,4 13,8 10 11,7 13,6 15,5 17,2 16,6 12,3 11,3 13,2 17,8 13 13,7 13,5 18,1 13,4 14,4 12,8 14,9 12,9 14 14,9 13,9 10,8 13,2 15,2

18,7 18,5 12,4 17,4 15,9 18,5 17,9 11,7 19,5 18,7 18 17,2 18,8 15,2 18,8 18,5 20,3 20,4 14,5 14 17,5 19,6 15,7 16,6 17,1 21,5 18,4 19,2 17,1 17,6 16,7 19,3 18,1 17,2 12,7 17,3 18,3

21,4 21,8 15,4 18,7 18,7 21,9 19,4 14,6 24,1 20,3 20,3 19,5 20,9 17,1 20,9 23,2 23 24,2 17,1 16,2 19,7 21,7 17,5 19,2 19,7 25,7 20,4 22,4 19,7 20,2 18,4 21 20,6 19,9 15,5 22,2 21,8

23,7 25,9 16,2 22 19 24,8 22,7 16,2 25,6 22,1 24,4 22,1 22,6 19,5 23,5 24,5 24,8 25,6 18,9 17,6 21,8 22,5 20,4 21,4 22,8 26,5 22,6 24,3 21,8 22,5 20,6 24,4 22,8 22,6 16,7 21,6 24,2

25,3 28,5 17,4 25,6 22,3 26,7 25 16,1 28,7 23,1 26,7 24,2 23,8 20,2 26 26,5 24,8 27,7 20,5 18,3 24,1 24,3 22 23,3 24,6 29,3 25,7 24,9 24,1 23,8 21,8 27,2 23,8 25,1 17,9 23,5 25,1

23,2 25,1 15,3 22,3 18,5 23,6 23,2 13,6 25,6 20,9 24,1 20,9 21,3 18,4 23,1 23,2 22,6 23,5 18,2 16,6 21,6 21,9 18,9 20,8 22,6 26,6 24,9 23 22,3 20,5 20,7 24,5 20,7 23 15,7 22 23,4

18,8 19,9 13,9 17,5 14,9 18,8 17,8 12,7 21,2 16,9 19,2 17,2 16,8 15 16,9 19 18,3 18,6 16,2 14,3 17,1 19,8 15,1 16,2 17,5 21,2 18,8 17,9 17,5 16,4 16,9 18,1 16,7 18,3 13,1 17,2 18,3

12,5 8,7 12,6 8,6 10,9 6,4 11,2 7,2 11,7 7,8 12,9 9,6 11,7 7,8 10,3 6,2 14,5 9,2 11,3 7,2 11,9 8,1 10,4 7 12,1 7,2 9,9 6,2 11,4 7,5 13,6 9,3 14,2 10,9 13,9 9,8 10,2 6 9,4 5,6 10,9 6,6 15,1 12,3 11,3 6,8 10,7 6,8 11,3 7,4 16,2 10,8 11,4 6,8 12,3 8,8 11,1 7,6 12,3 8,8 11 7,1 11,9 7,6 12 8,7 11,2 6,9 9,3 6 11,1 6,7 12,1 7,4

6,5 6,9 5,1 5,5 6,6 7,1 5,6 5 7,5 5,1 6,5 4,8 4,8 4,5 5,9 8 8,7 8,1 4,5 4,3 4,6 10,7 5,5 4,8 5,2 9,3 5,1 6,9 5,6 6,3 5,3 5,6 6,6 4,2 4,6 4,6 5,7

15,9 16,7 11,5 14,6 13,9 16,5 15,1 10,9 17,6 14,6 15,9 14,3 15,2 12,5 15,4 16,8 17,2 17,8 12,6 11,6 14,3 17,6 13,3 14 14,8 19,1 15,2 16 14,5 15,1 13,9 15,8 15,3 14,7 11,2 14,5 15,6

TABLA 5.4. Energía incidente sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio de cada mes (MJ /m2/día). Fuente: IDAE.

Ángel Antonio Bayod Rújula

284 LATITUD u 28º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,05 1,1 1,14 1,17 1,2 1,22 1,23 1,24 1,23 1,22 1,2 1,18 1,14 1,1 1,06 1 ,94 ,88

1 1,04 1,08 1,11 1,13 1,15 1,15 1,16 1,15 1,14 1,12 1,09 1,05 1,01 ,97 ,91 ,86 ,79 ,72

1 1,03 1,05 1,07 1,08 1,08 1,07 1,06 1,04 1,01 ,98 ,94 ,9 ,85 ,79 ,73 ,66 ,59 ,52

1 1 1,01 1 1,02 1 1,02 ,99 1,02 ,97 1 ,95 ,98 ,92 ,96 ,88 ,92 ,84 ,89 ,79 ,84 ,73 ,79 ,68 ,73 ,61 ,67 ,55 ,61 ,48 ,54 ,4 ,47 ,33 ,39 ,25 ,32 ,17

1 1 ,99 ,98 ,95 ,93 ,89 ,85 ,8 ,75 ,69 ,63 ,57 ,5 ,42 ,35 ,27 ,19 ,11

1 1 1 ,99 ,97 ,95 ,92 ,88 ,84 ,79 ,73 ,67 ,61 ,54 ,47 ,39 ,32 ,24 ,16

1 1,02 1,02 1,03 1,02 1,01 ,99 ,96 ,93 ,89 ,84 ,79 ,73 ,67 ,6 ,53 ,46 ,38 ,31

1 1,03 1,06 1,08 1,09 1,09 1,09 1,08 1,06 1,04 1 ,96 ,92 ,86 ,81 ,74 ,67 ,6 ,53

1 1,05 1,1 1,13 1,16 1,19 1,2 1,21 1,21 1,2 1,18 1,15 1,12 1,08 1,03 ,97 ,91 ,84 ,77

1 1,06 1,12 1,17 1,21 1,25 1,27 1,29 1,3 1,3 1,3 1,28 1,26 1,22 1,18 1,14 1,08 1,02 ,95

1 1,06 1,12 1,17 1,21 1,24 1,27 1,29 1,3 1,3 1,3 1,28 1,26 1,23 1,19 1,15 1,1 1,04 ,98

LATITUD u 29º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,05 1,1 1,15 1,18 1,21 1,23 1,24 1,25 1,24 1,23 1,22 1,19 1,16 1,12 1,07 1,02 ,96 ,9

1 1,04 1,08 1,11 1,14 1,15 1,16 1,17 1,16 1,15 1,13 1,1 1,07 1,03 ,98 ,93 ,87 ,81 ,74

1 1,03 1,05 1,07 1,08 1,08 1,08 1,07 1,05 1,02 ,99 ,95 ,91 ,86 ,8 ,74 ,68 ,61 ,54

1 1 1,02 1 1,02 1 1,03 ,99 1,02 ,98 1,01 ,95 ,99 ,92 ,97 ,89 ,93 ,85 ,9 ,8 ,85 ,75 ,8 ,69 ,75 ,63 ,69 ,56 ,62 ,49 ,55 ,42 ,48 ,34 ,41 ,26 ,33 ,18

1 1 ,99 ,98 ,95 ,93 ,9 ,86 ,81 ,76 ,71 ,64 ,58 ,51 ,44 ,36 ,28 ,21 ,13

1 1 1 ,99 ,98 ,95 ,92 ,89 ,85 ,8 ,74 ,68 ,62 ,55 ,48 ,41 ,33 ,25 ,17

1 1,02 1,03 1,03 1,03 1,01 1 ,97 ,94 ,9 ,85 ,8 ,75 ,69 ,62 ,55 ,48 ,4 ,32

1 1,03 1,06 1,08 1,1 1,1 1,1 1,09 1,07 1,05 1,02 ,98 ,93 ,88 ,82 ,76 ,69 ,62 ,54

1 1,05 1,1 1,14 1,17 1,2 1,21 1,22 1,22 1,21 1,19 1,17 1,14 1,1 1,05 ,99 ,93 ,87 ,79

1 1,07 1,12 1,18 1,22 1,26 1,28 1,3 1,32 1,32 1,31 1,3 1,28 1,24 1,2 1,16 1,1 1,04 ,97

1 1,06 1,12 1,17 1,22 1,25 1,28 1,3 1,31 1,32 1,31 1,3 1,28 1,25 1,22 1,17 1,12 1,06 1

Sistemas fotovoltaicos autónomos

285 LATITUD u 35º

Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,06 1,12 1,17 1,22 1,25 1,28 1,31 1,32 1,33 1,32 1,31 1,29 1,27 1,23 1,19 1,14 1,09 1,02

1 1,05 1,1 1,14 1,17 1,2 1,21 1,22 1,23 1,22 1,21 1,19 1,16 1,12 1,08 1,03 ,98 ,92 ,85

1 1,04 1,07 1,09 1,11 1,12 1,13 1,12 1,11 1,09 1,07 1,03 ,99 ,95 ,9 ,84 ,78 ,71 ,64

1 1,02 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,02 ,99 ,96 ,92 ,87 ,82 ,77 ,71 ,64 ,57 ,5 ,42

1 1,01 1,02 1,02 1,01 ,99 ,97 ,94 ,9 ,86 ,81 ,76 ,7 ,64 ,57 ,5 ,43 ,35 ,27

1 1,01 1,01 1 ,99 ,97 ,94 ,91 ,87 ,82 ,77 ,72 ,66 ,59 ,52 ,45 ,37 ,29 ,21

1 1,01 1,02 1,02 1,01 ,99 ,97 ,94 ,9 ,86 ,81 ,76 ,7 ,64 ,57 ,5 ,42 ,34 ,26

1 1,03 1,04 1,05 1,06 1,05 1,04 1,02 1 ,97 ,93 ,88 ,83 ,77 ,71 ,64 ,57 ,5 ,42

1 1,04 1,08 1,11 1,13 1,15 1,15 1,15 1,14 1,13 1,1 1,07 1,03 ,98 ,93 ,87 ,8 ,73 ,66

1 1,06 1,12 1,17 1,22 1,25 1,28 1,29 1,3 1,3 1,3 1,28 1,25 1,22 1,18 1,13 1,07 1 ,93

1 1,08 1,15 1,21 1,27 1,32 1,36 1,39 1,41 1,42 1,43 1,42 1,41 1,38 1,35 1,31 1,26 1,2 1,13

1 1,07 1,14 1,21 1,26 1,31 1,35 1,38 1,4 1,41 1,42 1,41 1,4 1,38 1,35 1,31 1,26 1,21 1,15

LATITUD u 36º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,07 1,13 1,18 1,22 1,26 1,29 1,32 1,33 1,34 1,34 1,33 1,31 1,29 1,25 1,21 1,16 1,11 1,05

1 1,05 1,1 1,14 1,18 1,2 1,22 1,23 1,24 1,23 1,22 1,2 1,17 1,14 1,1 1,05 1 ,94 ,87

1 1,04 1,07 1,1 1,12 1,13 1,13 1,13 1,12 1,1 1,08 1,05 1,01 ,96 ,91 ,85 ,79 ,73 ,65

1 1,02 1,04 1,05 1,06 1,05 1,04 1,02 1 ,97 ,93 ,89 ,84 ,78 ,72 ,66 ,59 ,52 ,44

1 1,01 1,02 1,02 1,01 1 ,98 ,95 ,91 ,87 ,82 ,77 ,71 ,65 ,59 ,52 ,44 ,37 ,29

1 1,01 1,01 l,01 ,99 ,98 ,95 ,92 ,88 ,84 ,78 ,73 ,67 ,6 ,53 ,46 ,39 ,31 ,23

1 1,01 1,02 1,02 1,01 1 ,98 ,95 ,91 ,87 ,82 ,77 ,71 ,65 ,58 ,51 ,44 ,36 ,28

1 1,03 1,05 1,06 1,06 1,06 1,05 1,03 1,01 ,98 ,94 ,9 ,84 ,79 ,73 ,66 ,59 ,51 ,44

1 1,05 1,08 1,12 1,14 1,16 1,16 1,16 1,16 1,14 1,12 1,08 1,05 1 ,95 ,89 ,82 ,75 ,68

1 1,07 1,13 1,18 1,22 1,26 1,29 1,31 1,32 1,32 1,31 1,3 1,27 1,24 1,2 1,15 1,09 1,03 ,96

1 1,08 1,15 1,22 1,28 1,33 1,37 1,4 1,43 1,44 1,45 1,44 1,43 1,41 1,37 1,33 1,28 1,23 1,16

1 1,08 1,15 1,21 1,27 1,32 1,36 1,39 1,41 1,43 1,44 1,43 1,42 1,4 1,37 1,33 1,29 1,23 1,17

Ángel Antonio Bayod Rújula

286 LATITUD u 37º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,07 1,13 1,18 1,23 1,27 1,3 1,33 1,35 1,35 1,35 1,35 1,33 1,31 1,27 1,23 1,19 1,13 1,07

1 1,06 1,1 1,15 1,18 1,21 1,23 1,24 1,25 1,25 1,24 1,22 1,19 1,16 1,12 1,07 1,02 ,96 ,89

1 1,04 1,08 1,1 1,12 1,14 1,14 1,14 1,13 1,11 1,09 1,06 1,02 ,98 ,93 ,87 ,81 ,74 ,67

1 1,03 1,05 1,06 1,06 1,06 1,05 1,03 1,01 ,98 ,94 ,9 ,85 ,8 ,74 ,67 ,6 ,53 ,46

1 1,01 1,02 1,02 1,02 1 ,98 ,96 ,92 ,88 ,84 ,78 ,73 ,67 ,6 ,53 ,46 ,38 ,3

1 1,01 1,01 1,01 1 ,98 ,96 ,93 ,89 ,85 ,8 ,74 ,68 ,62 ,55 ,48 ,4 ,32 ,25

1 1,02 1,02 1,02 1,02 1 ,98 ,96 ,92 ,88 ,84 ,78 ,73 ,66 ,6 ,53 ,45 ,38 ,3

1 1,03 1,05 1,06 1,07 1,07 1,06 1,04 1,02 ,99 ,95 ,91 ,86 ,8 ,74 ,68 ,6 ,53 ,45

1 1,05 1,09 1,12 1,15, 1,16 1,17 1,17 1,17 1,15 1,13 1,1 1,06 1,02 ,97 ,91 ,84 ,77 ,7

1 1,07 1,13 1,19 1,23 1,27 1,3 1,32 1,34 1,34 1,33 1,32 1,3 1,26 1,22 1,17 1,12 1,05 ,98

1 1,08 1,16 1,23 1,29 1,34 1,38 1,42 1,44 1,46 1,47 1,47 1,45 1,43 1,4 1,36 1,31 1,26 1,19

1 1,08 1,15 1,22 1,28 1,33 1,37 1,41 1,43 1,45 1,46 1,45 1,44 1,42 1,4 1,36 1,31 1,26 1,2

LATITUD u 38º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,07 1,13 1,19 1,24 1,28 1,31 1,34 1,36 1,37 1,37 1,36 1,35 1,33 1,29 1,25 1,21 1,15 1,09

1 1,06 1,11 1,15 1,19 1,22 1,24 1,25 1,26 1,26 1,25 1,23 1,21 1,18 1,14 1,09 1,04 ,98 ,91

1 1,04 1,08 1,11 1,13 1,14 1,15 1,15 1,14 1,13 1,1 1,07 1,04 ,99 ,94 ,89 ,83 ,76 ,69

1 1,03 1,05 1,06 1,07 1,07 1,06 1,04 1,02 ,99 ,95 ,91 ,86 ,81 ,75 ,69 ,62 ,55 ,47

1 1,02 1,02 1,03 1,02 1,01 ,99 ,96 ,93 ,89 ,85 ,8 ,74 ,68 ,61 ,54 ,47 ,4 ,32

1 1,01 1,02 1,01 1,01 ,99 ,97 ,94 ,9 ,86 ,81 ,75 ,69 ,63 ,56 ,49 ,42 ,34 ,26

1 1,02 1,03 1,03 1,02 1,01 ,99 ,97 ,93 ,89 ,85 ,8 ,74 ,68 ,61 ,54 ,47 ,39 ,31

1 1,03 1,05 1,07 1,07 1,08 1,07 1,05 1,03 1 ,97 ,92 ,87 ,82 ,76 ,69 ,62 ,55 ,47

1 1,05 1,09 1,13 1,15 1,17 1,18 1,19 1,18 1,17 1,15 1,12 1,08 1,04 ,98 ,93 ,86 ,79 ,72

1 1,07 1,14 1,19 1,24 1,28 1,31 1,34 1,35 1,36 1,35 1,34 1,32 1,29 1,25 1,2 1,14 1,08 1,01

1 1,08 1,16 1,23 1,3 1,35 1,4 1,43 1,46 1,48 1,49 1,49 1,48 1,46 1,43 1,39 1,34 1,29 1,22

1 1,08 1,16 1,22 1,29 1,34 1,38 1,42 1,45 1,47 1,48 1,48 1,47 1,45 1,42 1,39 1,34 1,29 1,23

Sistemas fotovoltaicos autónomos

287 LATITUD u 39º

Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,07 1,14 1,19 1,25 1,29 1,33 1,35 1,37 1,38 1,39 1,38 1,37 1,35 1,32 1,28 1,23 1,18 1,12

1 1,06 1,11 1,16 1,2 1,23 1,25 1,27 1,27 1,27 1,26 1,25 1,22 1,19 1,15 1,11 1,06 1 ,93

1 1,04 1,08 1,11 1,14 1,15 1,16 1,16 1,15 1,14 1,12 1,09 1,05 1,01 ,96 ,91 ,84 ,78 ,71

1 1,03 1,05 1,07 1,07 1,07 1,07 1,05 1,03 1 ,97 ,93 ,88 ,83 ,77 ,7 ,64 ,56 ,49

1 1,02 1,03 1,03 1,03 1,02 1 ,97 ,94 ,9 ,86 ,81 ,75 ,69 ,63 ,56 ,49 ,41 ,33

1 1,01 1,02 1,02 1,01 1 ,97 ,94 ,91 ,87 ,82 ,77 ,71 ,65 ,58 ,51 ,43 ,35 ,28

1 1,02 1,03 1,03 1,03 1,02 1 ,98 ,94 ,9 ,86 ,81 ,75 ,69 ,63 ,56 ,48 ,41 ,33

1 1,03 1,06 1,07 1,08 1,08 1,08 1,06 1,04 1,01 ,98 ,94 ,89 ,83 ,77 ,71 ,64 ,56 ,49

1 1,05 1,1 1,13 1,11 1,18 1,19 1,2 1,19 1,18 1,16 1,13 1,1 1,05 1 ,95 ,88 ,81 ,74

1 1,07 1,14 1,2 1,25 1,29 1,33 1,35 1,37 1,37 1,37 1,36 1,34 1,31 1,27 1,23 1,17 1,11 1,04

1 1,09 1,17 1,24 1,31 1,36 1,41 1,45 1,48 1,5 1,51 1,51 1,51 1,49 1,46 1,42 1,37 1,32 1,25

1 1,08 1,16 1,23 1,29 1,35 1,4 1,43 1,46 1,48 1,5 1,5 1,49 1,47 1,45 1,41 1,37 1,32 1,26

LATITUD u 40º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,07 1,14 1,2 1,25 1,3 1,34 1,37 l,39 1,4 1,41 1,4 1,39 1,37 1,34 1,3 1,25 1,2 1,14

1 1,06 1,11 1,16 1,2 1,23 1,26 1,28 1,29 1,29 1,28 1,27 1,24 1,21 1,17 1,13 1,08 1,02 ,95

1 1,05 1,08 1,12 1,14 1,16 1,17 1,17 1,16 1,15 1,13 1,1 1,07 1,03 ,98 ,92 ,86 ,8 ,73

1 1,03 1,05 1,07 1,08 1,08 1,07 1,06 1,04 1,01 ,98 ,94 ,89 ,84 ,78 ,72 ,65 ,58 ,5

1 1,02 1,03 1,03 1,03 1,02 1,01 ,98 ,95 ,91 ,87 ,82 ,77 ,71 ,64 ,57 ,5 ,43 ,35

1 1,01 1,02 1,02 1,02 1 ,98 ,95 ,92 ,88 ,83 ,78 ,72 ,66 ,59 ,52 ,45 ,37 ,29

1 1,02 1,03 1,04 1,03 1,02 1,01 ,98 ,95 ,92 ,87 ,82 ,77 ,71 ,64 ,57 ,5 ,42 ,34

1 1,03 1,06 1,08 1,09 1,09 1,09 1,07 1,05 1,03 ,99 ,95 ,9 ,85 ,79 ,73 ,66 ,58 ,5

1 1,05 1,1 1,14 1,17 1,19 1,2 1,21 1,21 1,2 1,18 1,11 1,12 1,07 1,02 ,97 ,9 ,84 ,76

1 1,08 1,14 1,21 1,26 1,3 1,34 1,37 1,39 1,39 1,39 1,38 1,36 1,34 1,3 1,25 1,2 1,14 1,07

1 1,09 1,17 1,25 1,32 1,38 1,43 1,47 1,5 1,52 1,54 1,54 1,53 1,51 1,49 1,45 1,41 1,35 1,29

1 1,09 1,16 1,24 1,3 1,36 1,41 1,45 1,48 1,5 1,52 1,52 1,51 1,5 1,47 1,44 1,4 1,35 1,29

Ángel Antonio Bayod Rújula

288 LATITUD u 41º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,07 1,14 1,21 1,26 1,31 1,35 1,38 1,4 1,42 1,42 1,42 1,41 1,39 1,36 1,32 1,28 1,23 1,17

1 1,06 1,12 1,17 1,21 1,24 1,27 1,29 1,3 1,3 1,3 1,28 1,26 1,23 1,19 1,15 1,1 1,04 ,98

1 1,05 1,09 1,12 1,15 1,17 1,18 1,18 1,18 1,16 1,14 1,12 1,08 1,04 ,99 ,94 ,88 ,82 ,74

1 1,03 1,06 1,07 1,08 1,09 1,08 1,07 1,05 1,03 ,99 ,95 ,91 ,85 ,8 ,73 , 67 ,6 ,52

1 1,02 1,03 1,04 1,04 1,03 1,01 ,99 ,95 ,93 ,88 ,83 ,78 ,72 ,66 ,59 ,52 ,44 ,36

1 1,02 1,02 1,03 1,02 1,01 ,99 ,96 ,93 ,89 ,84 ,79 ,73 ,67 ,61 ,54 ,46 ,39 ,31

1 1,02 1,03 1,04 1,04 1,03 1,02 ,99 ,96 ,93 ,88 ,84 ,78 ,72 ,66 ,59 ,52 ,44 ,36

1 1,03 1,06 1,08 1,09 1,1 1,09 1,08 1,06 1,04 1,01 ,97 ,92 ,87 ,81 ,74 ,67 ,6 ,52

1 1,05 1,1 1,14 1,17 1,2 1,21 1,22 1,22 1,21 1,19 1,17 1,14 1,09 1,04 ,99 ,93 ,86 ,78

1 1,08 1,15 1,21 1,27 1,32 1,35 1,38 1,4 1,41 1,41 1,41 1,39 1,36 1,32 1,28 1,23 1,16 1,09

1 1,09 1,18 1,26 1,33 1,39 1,44 1,49 1,52 1,55 1,56 1,57 1,56 1,54 1,52 1,48 1,44 1,38 1,32

1 1,09 1,17 1,24 1,31 1,37 1,42 1,47 1,5 1,52 1,54 1,54 1,54 1,53 1,5 1,47 1,43 1,38 1,32

LATITUD u 42º Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,08 1,15 1,21 1,27 1,32 1,36 1,39 1,42 1,43 1,44 1,44 1,43 1,41 1,38 1,35 1,3, 1,25 1,19

1 1,06 1,12 1,17 1,21 1,25 1,28 1,3 1,31 1,32 1,31 1,3 1,28 1,25 1,21 1,17 1,12 1,06 1

1 1,05 1,09 1,13 1,15 1,17 1,19 1,19 1,19 1,18 1,16 1,13 1,1 1,06 1,01 ,96 ,9 ,83 ,76

1 1,03 1,06 1,08 1,09 1,09 1,09 1,08 1,06 1,04 1 ,97 ,92 ,87 ,81 ,75 ,68 ,61 ,54

1 1,02 1,04 1,04 1,04 1,04 1,02 1 ,97 ,94 ,89 ,85 ,79 ,74 ,67 ,6 ,53 ,46 ,38

1 1,02 1,03 1,03 1,03 1,01 1 ,97 ,94 ,9 ,86 ,8 ,75 ,69 ,62 ,55 ,48 ,4 ,32

1 1,02 1,04 1,04 1,05 1,04 1,02 1 ,97 ,94 ,9 ,85 ,8 ,74 ,67 ,6 ,53 ,46 ,38

1 1,04 1,06 1,09 1,1 1,1 1,1 1,09 1,08 1,05 1,02 ,98 ,93 ,88 ,82 ,76 ,69 ,62 ,54

1 1,06 1,11 1,15 1,18 1,21 1,23 1,23 1,24 1,23 1,21 1,19 1,15 1,11 1,07 1,01 ,95 ,88 ,81

1 1,08 1,15 1,22 1,28 1,33 1,37 1,4 1,42 1,43 1,44 1,43 1,41 1,39 1,35 1,31 1,25 1,19 1,12

1 1,09 1,18 1,26 1,34 1,4 1,46 1,51 1,54 1,57 1,59 1,59 1,59 1,57 1,55 1,52 1,47 1,42 1,36

1 1,09 1,17 1,25 1,32 1,38 1,44 1,48 1,52 1,54 1,56 1,57 1,57 1,55 1,53 1,5 1,46 1,41 1,35

Sistemas fotovoltaicos autónomos

289 LATITUD u 43º

Inclinación (º) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. 1 1,08 1,15 1,22 1,28 1,33 1,37 1,41 1,43 1,45 1,46 1,46 1,45 1,43 1,41 1,37 1,33 1,28 1,22

1 1,07 1,12 1,18 1,22 1,26 1,29 1,31 1,33 1,33 1,33 1,32 1,3 1,27 1,23 1,19 1,14 1,08 1,02

1 1,05 1,09 1,13 1,16 1,18 1,2 1,2 1,2 1,19 1,17 1,15 1,12 1,08 1,03 ,98 ,92 ,85 ,78

1 1,03 1,06 1,08 1,09 1,1 1,1 1,09 1,07 1,05 1,02 ,98 ,94 ,89 ,83 ,77 ,7 ,63 ,56

1 1,02 1,04 1,05 1,05 1,04 1,03 1,01 ,98 ,95 ,91 ,86 ,81 ,75 ,69 ,62 ,55 ,47 ,4

1 1,02 1,03 1,03 1,03 1,02 1 ,98 ,95 ,91 ,87 ,82 ,76 ,7 ,64 ,57 ,49 ,42 ,34

1 1,02 1,04 1,05 1,05 1,04 1,03 1,01 ,98 ,95 ,91 ,86 ,81 ,75 ,69 ,62 ,55 ,47 ,39

1 1,04 1,07 1,09 1,1 1,11 1,11 1,1 1,09 1,06 1,03 1 ,95 ,9 ,84 ,78 ,71 ,64 ,56

1 1,06 1,11 1,15 1,19 1,22 1,24 1,25 1,25 1,24 1,23 1,21 1,17 1,13 1,09 1,03 ,97 ,9 ,83

1 1,08 1,16 1,23 1,29 1,34 1,38 1,42 1,44 1,45 1,46 1,45 1,44 1,41 1,38 1,34 1,28 1,22 1,16

1 1,1 1,19 1,27 1,35 1,42 1,48 1,52 1,56 1,59 1,61 1,62 1,62 1,61 1,58 1,55 1,51 1,45 1,39

1 1,09 1,18 1,26 1,33 1,4 1,45 1,5 1,54 1,57 1,58 1,59 1,59 1,58 1,56 1,53 1,49 1,44 1,38

TABLA 5.5. Factor de corrección k para superficies inclinadas para las latitudes de zonas en España. Fuente: IDAE.

5.4.3. Cálculo de la relación consumos/radiación En este paso se relacionarán los consumos (en Wh/día) para cada uno de los meses del año (que pueden ser variables en función de los equipos utilizados, por la mayor incidencia de la iluminación, las necesidades de bombeo, etc., en las distintas épocas de año) con la radiación disponible. A partir de la relación entre estos dos parámetros se establece el tamaño de la instalación para los equipos de captación y acumulación. En el caso de una instalación concreta, se habrá de rellenar la fila con los valores de consumo, así como la fila titulada Radiación Disponible (Rd), donde se irán consignando para cada mes los distintos valores de energía incidente sobre los paneles (en kWh/m2/día), una vez conocida la localización geográfica de la instalación y se haya decidido entre las dos opciones de inclinación posibles. La relación de consumos/radiación disponible (C/R) se calcula según: C / R u Ct / Rd

Ángel Antonio Bayod Rújula

290

Relación consumos/radiación disponible

Consumos totales Ct (Wh/día) Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Sept

Octubre

Nov

Dic

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Sept

Octubre

Nov

Dic

Octubre

Nov

Dic

Radiación disponible Rd (kWh/día) Enero

Febrero

Marzo

Abril

Relación consumos/radiación C/R u Ct/Rd Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Sept

Dimensionado del campo de captación Potencia de captación del panel elegido (Pp)

Wp

Número de paneles (Np u 1,1 * Pmáx/Pp)

Paneles

Potencia de captación a instalar (Pp * Np)

Wp

Dimensionado del sistema de acumulación Días de autonomía (D)

Días

Profundidad de descarga máxima (Mpd)

%

Tensión de trabajo de la instalación (V)

V

Capacidad del sistema de acumulación (Q) (Q u (110 * Ct * D) / (V * Mpd))

Ah

Hoja de dimensionamiento n.º 2: Relación consumos/radiación.

Sistemas fotovoltaicos autónomos

291

De las distintas estimaciones de consumos comparadas con la radiación disponible, se tomará el valor mayor de la fila de consumos/radiación, que denominaremos C/Rmáx.

5.4.4. Tamaño del campo de captación En primer lugar se elige el panel con el que se desean realizar los cálculos. A partir de la potencia de captación del panel elegido (Pp), en watios-pico (Wp), y del mayor valor de C/R (C/Rmáx) se calcula el número de paneles necesario, Np, utilizando la expresión Np u 1,1 * C / Rmáx /Pp El factor 1,1 se aplica para compensar posibles pérdidas debidas a errores en la orientación, la limpieza de los paneles, mismacht, etc. El número de paneles será, entonces, el primer número entero mayor que el Np calculado según la fórmula anterior. Potencia del campo de captación Potencia de captación del panel elegido (Pp)

Wp

Número de paneles (Np u 1,1 * Pmáx/Pp)

Paneles

Potencia de captación a instalar (Pp * Np)

Wp

Hoja de dimensionamiento n.º 3: Potencia del campo de captación.

5.4.5. Dimensionamiento del sistema de acumulación Para evaluar el tamaño del sistema de acumulación es necesario definir previamente los siguientes factores: ! Días de autonomía (D): Corresponden al tiempo que podrá funcionar la instalación sin recibir radiación solar en condiciones adecuadas. Este parámetro está fuertemente condicionado por las características climáticas del emplazamiento y por las necesidades de fiabilidad del suministro. Habitualmente, para instalaciones de electrificación rural este factor puede ser de 4 ó 6 días, mientras que para aplicaciones profesionales puede superar los 10. El pliego de condiciones técnicas del IDAE recomienda que como norma general, la autonomía mínima de sistemas con acumulador sea de 3 días. En aplicaciones especiales, instalaciones mixtas

Ángel Antonio Bayod Rújula

292

eólico-fotovoltaicas, instalaciones con cargador de baterías o grupo electrógeno de apoyo, etc., podrá reducirse el número de días de autonomía. ! Máxima profundidad de descarga (Mpd): Corresponde al límite de descarga que puede alcanzar la batería, sin perjudicarla de cara a sus prestaciones. Para los casos más habituales de electrificación rural, puede tomarse este valor como de un 70%. Las baterías empleadas en otro tipo de sistemas pueden permitir profundidades de descarga superiores al 90%. ! Tensión de trabajo de la instalación (V): Elegida en función de las características de la instalación, lo más usual son tensiones de 12 ó 24 V en el caso de instalaciones de electrificación rural. La capacidad de acumulación (Q), en amperios-hora (Ah), se calcula con la siguiente fórmula: Q u (110 * Ct * D) / (V * Mpd)

Sistema de almacenamiento Días de autonomía (D)

Días

Profundidad de descarga máxima (Mpd)

%

Tensión de trabajo de la instalación (V)

V

Capacidad del sistema de acumulación (Q) (Q u (110 * Ct *D)/(V * Mpd))

Ah

Hoja de dimensionamiento n.º 4. Sistema de acumulación.

El Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE de Instalaciones Aisladas de red especifica que para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en Ah) no excederá en 25 veces la corriente (en A) de cortocircuito en STC del generador fotovoltaico. No obstante, cuando se tenga el apoyo de un generador eólico, cargador de baterías, grupo electrógeno, etc., la capacidad del acumulador elegido puede ser superior a este valor. También indica que la máxima profundidad de descarga (referida a la capacidad nominal del acumulador) no debe exceder el 80% en instalaciones donde se prevea que descargas tan profundas no sean frecuentes. En aquellas aplicaciones

Sistemas fotovoltaicos autónomos

293

en las que estas sobredescargas puedan ser habituales, tales como alumbrado público, la máxima profundidad de descarga no superará el 60%. Se protegerá, especialmente frente a sobrecargas, a las baterías con electrolito gelificado, de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. La autodescarga del acumulador a 20 °C no debe superar el 6% de su capacidad nominal por mes. El acumulador se situará en un lugar ventilado y con acceso restringido y se adoptarán las medidas de protección necesarias para evitar el cortocircuito accidental de los terminales del acumulador, por ejemplo, mediante cubiertas aislantes.

5.4.6. Elección del regulador de carga Como se vio, existen en el mercado reguladores de carga con diferentes grados de complejidad. Los hay que tan solo indican el estado de la batería, y los que indican los amperios que en cada instante vienen desde los paneles, los que circulan desde o hacia la batería, los que consumen las cargas, con contadores de energía, etc. Desde el punto de vista eléctrico, lo principal es que su tensión nominal de operación coincida con la del sistema (ej., 12 V dc o 24 V dc, o 48 V dc, etc.) y que sea capaz de soportar las corrientes que ha de gestionar. Es decir los parámetros son la tensión y la corriente que gestiona (se mira la corriente que envían los paneles en condiciones estándar y la corriente que absorben las cargas). Se recomienda que la corriente nominal del regulador sea un 25% superior a la corriente que proviene de los paneles o absorbe la carga. Así, por ejemplo, en función de la corriente se elegirá un regulador de, por ejemplo, 24 V, 12 A, o de 20 A, 30 A, etc.

5.4.7. Elección del inversor o inversores La potencia de salida del inversor debe calcularse según la simultaneidad en el uso de las diferentes cargas. El efecto del arranque de los motores eléctricos también es especialmente importante, y debe ser tenido en cuenta a la hora de determinar la potencia del inversor. Para la elección de inversor(es) hay que atender a la potencia de las cargas que debe alimentar simultáneamente. Por supuesto, es necesario que la tensión de entrada (continua) se corresponda con la tensión de trabajo de los paneles y la batería (por ejemplo, 12 V dc nominales, o 24 V dc), y la de salida (alterna) corresponda a la operación de las cargas que se quieren operar (por ejemplo, 230 V ac). Si tan solo debe alimentar una carga de potencia P, se dimensionará con una potencia nominal igual a dicha potencia P. Debe preverse que en los arranques quizá la carga absorba una potencia superior a P. El inversor debe soportar esa punta de potencia. Habitualmente indican unos valores de sobrecarga admisible durante un

294

Ángel Antonio Bayod Rújula

tiempo limitado, con objeto de soportar esos picos de arranque. Existen inversores con sobrecargas admisibles durante unos segundos del 200 y 300% de su potencia nominal. Si son varias las cargas de ac que han de alimentarse desde el inversor, hay que prever la simultaneidad entre ellas. De esta forma se establece cuál es la potencia que debe realmente proporcionar el inversor en un instante determinado. Por ejemplo, si es probable que dos cargas se utilicen simultáneamente, hay que prever la potencia P1cP2. Pero si se cuenta con 10 equipos (alumbrado, lavadora, equipos de música, etc.), es poco probable que todos ellos funcionen simultáneamente. Se hará una previsión de lo que es razonable que funcione a la vez. Debe tenerse en cuenta que si alimentamos una carga de poco consumo con un inversor de mucha potencia, el inversor operará con baja eficiencia, es decir, tendrá un autoconsumo elevado en relación con la carga a accionar. Lo ideal es que se ajuste lo mejor que se pueda. Una posible opción es que algunos equipos cuenten con su propio pequeño inversor, que solo se enciende cuando se enciende la carga. Por ejemplo, que el TV tenga su propio pequeño inversor (de 200 W, por ejemplo), que se encienda cuando se quiere ver la televisión, y permanezca apagado el resto del tiempo. El coeficiente de simultaneidad que aparece en el REBT (instrucción técnica complementaria ITC-BT-10) puede utilizarse en el caso de instalaciones centralizadas que alimenten a varias viviendas.

5.4.8. Dimensionamiento del cableado Es muy importante que la sección de los cables empleados sea la adecuada. En la parte de corriente continua de la instalación se suele trabajar con muy baja tensión (12 V, 24 V) pero con intensidades de corriente relativamente altas. En estas condiciones, si la sección del conductor no es la adecuada, las pérdidas podrían ser elevadas. Estas pérdidas, derivadas de la resistencia, se producen en forma de calor y pueden dar problemas en la instalación, destruir los cables o, incluso, originar incendios. En cualquier caso, la instalación eléctrica en su conjunto debe atenerse a las normas fijadas por el Ministerio de Industria en el Reglamento de Baja Tensión. Es necesario minimizar en lo posible la longitud de los cables. Para ello hay que procurar reducir lo que se pueda la distancia entre los módulos solares, el regulador y las baterías. La sección de los cables se ha de elegir de forma que las caídas mínimas de la tensión, comparadas con la tensión de trabajo, estén por debajo de los siguientes valores:

Sistemas fotovoltaicos autónomos ! ! ! ! !

295

Caídas de tensión máxima entre generador y regulador/inversor: 3% de la tensión nominal de trabajo. Caídas de tensión máxima entre regulador y batería: 1%. Caídas de tensión máxima entre inversor y batería: 1%. Caídas de tensión máxima entre regulador e inversor: 1%. Caídas de tensión máxima entre inversor/regulador y cargas: 3%.

Se incluirá toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) para cada aplicación concreta, evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación y sobre los propios cables. Si se trata con conductores de cobre, puede aplicarse la siguiente fórmula para el cálculo de la sección mínima en la parte de corriente continua (para la parte de altern, ver lo indicado en el capítulo de conexión a red): S u 3.448 ! L !I / (V ! ∆V) donde: S L I V ∆V

: Sección mínima del cable, en mm2. : Longitud del cable (solo ida), en metros. : Intensidad máxima, en amperios. : Tensión de trabajo, en voltios. : Caída de tensión, en tanto por ciento.

La sección así obtenida deberá adecuarse a la sección de los distintos tipos de cable existente en el mercado. Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente. Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán separados, protegidos y señalizados (códigos de colores, etiquetas, etc.), de acuerdo a la normativa vigente. Los cables de exterior estarán protegidos contra la intemperie. Por otra parte, todas las instalaciones con tensiones nominales superiores a 48 voltios contarán con una toma de tierra a la que estará conectada, como mínimo, la estructura soporte del generador y los marcos metálicos de los módulos. El sistema de protecciones asegurará la protección de las personas frente a contactos directos e indirectos. En caso de existir una instalación previa no se alterarán las condiciones de seguridad de la misma. La instalación estará protegida frente a cortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones. Se prestará especial atención a la protección de la batería frente a cor-

Ángel Antonio Bayod Rújula

296

tocircuitos mediante un fusible, disyuntor magnetotérmico u otro elemento que cumpla con esta función.

5.4.9. Ejemplos 5.4.9.1. Ejemplo 1: Electrificación de un equipo de telecomunicaciones en Huesca Se desea electrificar, por medio de un sistema fotovoltaico, un equipo de telecomunicaciones as 12 V en corriente continua situado en Huesca. En estado de espera el equipo consume 12 W, mientras que en estado de transmisión consume 132 W. Por término medio el equipo se encuentra 20 horas al día en posición de espera y 4 en transmisión. Solución Buscamos en primer lugar la latitud del emplazamiento, que en nuestro caso resulta ser de 42,1º Norte. ! Elección de la inclinación de los paneles: Como se quiere optimizar para el mes peor, que será un mes de invierno, la inclinación será aproximadamente la latitud más diez. Para mejor resultado se puede repetir el ejercicio con otros valores de inclinación hasta encontrar el óptimo, es decir, el que exige menor potencia instalada (Wp). Elegimos en nuestro caso un valor de 50 grados de inclinación. (Orientación Sur). ! Estimación de consumos: En nuestro caso tan solo existen consumos de corriente continua: Aparato

Número de equipos

Potencia (W)

Tiempo (h/día)

Energía (Wh/día)

Equipo en espera Equipo en transmisión

1 1

12 132

20 4

240 528

Consumo cc Margen de seguridad Total consumos cc

768 15% 883,20

Al no haber consumo de equipo en corriente alterna. Consumo total

!

883,20 Wh/día

Evaluación del recurso disponible: Buscamos en la tabla de radiación los valores. Como aparecen en MJ/m2/día, lo convertimos en kWh/m2/día (dividiendo por 3,6).

Sistemas fotovoltaicos autónomos

297

Posteriormente buscamos los valores de k para la latitud e inclinación elegidas. Multiplicando este factor k (para cada mes) por la radiación sobre superficie horizontal, hallamos el valor de la radiación global incidente sobre la superficie de los paneles. Todo ello se muestra en la siguiente tabla.

H horiz (MJ/m /día) H horiz (kWh/m2/día) k (42º lat y 50º incl) Radiación incidente (kWh/m2/día) 2

!

Ene.

Feb.

Mar.

6,10 1,69 1,44

9,60 14,30 18,70 20,3 22,1 23,1 20,9 16,9 11,3 2,67 3,97 5,19 5,64 6,14 6,42 5,81 4,69 3,14 1,31 1,16 1 0,89 0,86 0,9 1,02 1,21 1,44

7,2 5,1 2,00 1,42 1,59 1,56

2,44

3,49

3,18 2,21

4,61

Abr. May. Jun.

5,19

5,02

5,28

Jul.

5,78

Ago. Sep.

5,92 5,68

Oct. Nov.

4,52

Dic.

Dimensionamiento del campo de captación: Consiste en buscar el valor máximo de la relación consumos/radiación. Ene.

Radiación incidente (kWh/m2/día) Consumo (Wh/día) Relación Consumos/Radiación

2,44

Feb. 3,49

Mar. 4,61

Abr. May. Jun. 5,19

5,02

5,28

Jul. 5,78

Ago. Sep. 5,92

5,68

Oct. Nov. 4,52

3,18

Dic. 2,21

883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 883,20 361,94 252,80 191,66 170,01 175,97 167,28 152,92 149,14 155,47 195,38 277,71 399,61

El valor máximo de relación consumos/radiación es de 399,61, correspondiente al mes de diciembre (mes peor). Este valor numérico es coincidente con la potencia mínima de captación (en condiciones STC) para el sistema. Por tanto se requiere, al menos, una potencia (en condiciones STC) de 399,61 Wp (400 Wp). ! Número mínimo de paneles a conectar: En este momento se escoge el panel del fabricante o distribuidor (este paso puede repetirse tantas veces como diferentes módulos se deseen probar). Por ejemplo: Supongamos que elegimos un panel de 75 Wp de una determinada marca. El número de paneles necesarios será: 1,1 ! 399,61 / 75 u 5,86 paneles

Ángel Antonio Bayod Rújula

298

Por tanto, con este panel, el número mínimo de paneles será de 6, con lo que la potencia total del campo de paneles es de 6 ! 75 u 450 Wp. Si elegimos un panel de 110 Wp, el número mínimo de paneles será: 1,1 ! 399,61 / 110 u 4 paneles La potencia del campo será de 400 Wp. (Ambas superiores a la mínima requerida, pero en el primer caso, el sistema está algo dimensionado, y el coste será superior). ! Elección de la tensión de trabajo: El equipo a utilizar es de 12V, por lo que la tensión de trabajo será de 12V. ! Características del banco de baterías requerido: El banco de baterías queda determinado de forma básica indicando la tensión de banco y la capacidad en amperios-hora. La tensión ha de ser la misma que los consumos (y la configuración de paneles), en nuestro caso, 12 V. Para la determinación de la capacidad debe decidirse el número de días de autonomía y la profundidad máxima de descarga a la que deseamos someter. Supongamos en este caso 10 días y profundidad del 80%. Q u 110 ! 883,2 ! 10 / (12!80) u 1.012 Ah C100 !

Características del regulador requerido: El regulador viene determinado eléctricamente por su tensión nominal y la intensidad de corriente que es capaz de gestionar desde los paneles y hacia la carga (aparte de los niveles de conexión/desconexión, instrumentos de medida y aviso, capacidades de gestión de información y alarmas, etc.). En nuestro caso debemos elegir un regulador cuya tensión nominal sea la del banco de baterías, 12 V. La carga absorbe un valor máximo de 132 W, a la tensión de 12 V, es decir, una corriente de 132/12 u 11A. Se requerirá un regulador que tenga una capacidad de gestionar una corriente hacia las cargas mayor de esa cantidad. Por otra parte, hemos de ver la cantidad de corriente que como máximo provendrá de los paneles. En el caso de elegir los paneles de 110 W, hemos visto que hacían falta 4 paneles. Supongamos que dichos paneles tienen una corriente de cortocircuito de 6,76 A y una tensión a circuito abierto

Sistemas fotovoltaicos autónomos

299

de 21 V (son datos de catálogo, en este caso imaginarios). Con esta tensión de panel, y 12 V de tensión de baterías, la única posibilidad lógica es tener los 4 paneles en paralelo, por lo que la máxima corriente que llegará al regulador es de: 4 ! 6,76 u 27,04 A Por tanto el regulador a elegir deberá tener una capacidad de gestionar corriente procedente de los paneles superior a 27 A; por ejemplo, 30 A. A veces se multiplica la intensidad de corriente obtenida por 1,25 para dar un cierto margen de sobredimensionamiento. Así pues, escogeríamos un regulador de 12 V, 30 A (o un valor superior de corriente). 5.4.9.2. Ejemplo 2: Electrificación de una vivienda unifamiliar en Zaragoza Se desea electrificar por medio de un sistema fotovoltaico una vivienda unifamiliar situada en Zaragoza. A continuación se muestran los valores de los equipos y la estimación de horas de utilización tanto en corriente continua como en alterna. Equipos de corriente continua: Aparato

Número

Potencia (W)

Iluminación habitaciones Luz salón Luz cocina Nevera

4 1 1 1

20 40 20

Tiempo (h/día) 2 4 1

La nevera, de corriente continua, se estima consume al día aproximadamente unos 480 Wh. Equipos de corriente alterna: Aparato Lavadora Televisión Vídeo Otros

Número

Potencia (W)

1 1 1 1

450 100 60 200

Tiempo (h/día) 0,5 3 1 0,3

Solución Los consumos, tanto en continua como en alterna, son los que se muestran a continuación:

Ángel Antonio Bayod Rújula

300

Aparato Ilum. habitaciones Luz salón Luz cocina Nevera

Número de equipos

Potencia (W)

Tiempo (h/día)

Energía (Wh/día)

4 1 1 1

20 40 20

2 4 1

160 160 20 480

Consumo cc Margen de seguridad Total consumos cc

Aparato Lavadora Televisión Vídeo Otros

820 15% 943

Número de equipos

Potencia (W)

Tiempo (h/día)

Energía (Wh/día)

1 1 1 1

450 100 60 200

0,5 3 1 0,3

225 300 60 60

Consumo cc Margen de seguridad Eficiencia inversor Consumo ac real, incl. margen Total consumos ac

645 15% 85% 741,75 872,65

El consumo total diario se puede estimar en 1.815,65 Wh/día. Consumo total

1.815,65 Wh/día

La latitud del emplazamiento es de 41,7º Norte. Elección de la inclinación de los paneles: Como se quiere optimizar para el mes peor, que será un mes de invierno, la inclinación será aproximadamente la latitud más diez. Para mejor resultado se puede repetir el ejercicio con otros valores de inclinación hasta encontrar el óptimo, es decir, el que exige menor potencia instalada (Wp). Elegimos en nuestro caso un valor de 50 grados de inclinación (Orientación Sur). ! Evaluación del recurso disponible: Buscamos en la tabla de radiación los valores. Como aparecen en MJ/m2/día, lo convertimos en kWh/m2/día. Posteriormente buscamos los valores de k para la latitud e inclinación elegidas. Multiplicando este factor k (para cada mes) por la radiación sobre superficie horizontal, hallamos el valor de la radiación global incidente sobre la superficie de los paneles. Todo ello se muestra en la siguiente tabla: !

Sistemas fotovoltaicos autónomos

H horiz (MJ/m2/día) H horiz (kWh/m2/día) k (42º lat y 50º incl) Radiación incidente (kWh/m2/día)

!

Mar.

301

Ene.

Feb.

6,3 1,75 1,44

9,8 15,2 18,3 21,8 24,2 25,1 23,4 18,3 12,1 2,72 4,22 5,08 6,06 6,72 6,97 6,50 5,08 3,36 1,31 1,16 1 0,89 0,86 0,9 1,02 1,21 1,44

7,4 5,7 2,06 1,58 1,59 1,56

2,52

3,57

3,27 2,47

4,90

Abr. May. Jun.

5,08

5,39

5,78

Jul.

6,28

Ago. Sep.

6,63 6,15

Oct. Nov.

4,84

Dic.

Dimensionamiento del campo de captación: Consiste en buscar el valor máximo de la relación consumos/radiación.

Radiación incidente (kWh/m2/día) Consumo (Wh/día) Potencia campo paneles (W)

Ene.

Feb.

Mar.

Abr. May. Jun.

Jul.

Ago. Sep.

Oct. Nov.

Dic.

2,52

3,57

4,90

5,08

6,28

6,63

4,84

2,47

5,39

5,78

6,15

3,27

1815,65 1815,65 1815,65 1815,65 1815,65 1815,65 1815,65 1815,65 1815,65 1815,.65 1815,65 1815,65 720,44 509,10 370,68 357,15 336,86 314,04 289,32 273,83 295,16 375,10 555,48 735,02

El valor máximo de relación consumos/radiación es de 735,02, correspondiente al mes de diciembre (mes peor). Este valor numérico es coincidente con la potencia mínima de captación (en condiciones STC) para el sistema. Por tanto se requiere, al menos, una potencia (en condiciones STC) de 735 Wp. ! Número mínimo de paneles a conectar: En este momento se escoge el panel del fabricante o distribuidor (este paso puede repetirse tantas veces como diferentes módulos se deseen probar). Por ejemplo: Supongamos que elegimos un panel de 150 Wp de una determinada marca. El número de paneles necesarios será: 1,1 ! 735 / 150 u 5,39 paneles Por tanto, con este panel, el número mínimo de paneles será de 6, con lo que la potencia total del campo de paneles es de 6 !150 u 900 Wp. ! Elección de la tensión de trabajo: Deberíamos saber la tensión de trabajo de los equipos de cc, si no quiere instalarse un convertidor cc/cc. Los equipos de ca se conectarán a un inversor cuya salida será 230V ca. Para este ejercicio continuaremos suponiendo la tensión de trabajo 48V. ! Características del banco de baterías requerido: El banco de baterías queda determinado de forma básica indicando la tensión de banco y la capacidad en Amperios-hora.

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302

La tensión en nuestro caso es de 48 V. Para la determinación de la capacidad debe decidirse el número de días de autonomía y la profundidad máxima de descarga a la que deseamos someter. Supongamos en este caso 6 días y profundidad del 70%. Q u 110 ! 1815,65 ! 6 / (48!70) u 356,64 Ah C100 !

Características del regulador requerido: El regulador viene determinado eléctricamente por su tensión nominal y la intensidad de corriente que es capaz de gestionar desde los paneles y hacia la carga (aparte de los niveles de conexión/desconexión, instrumentos de medida y aviso, capacidades de gestión de información y alarmas, etc.). En nuestro caso debemos elegir un regulador cuya tensión nominal sea la del banco de baterías, 48 V. Hemos de ver la cantidad de corriente que como máximo provendrá de los paneles. En nuestro caso hemos elegido paneles de 150 W, y hemos visto que hacían falta 6 paneles como mínimo. Supongamos que en el catálogo de dichos paneles aparece que tienen una corriente de cortocircuito de 9,81 A y una tensión a circuito abierto de 21,6 V (tensión en el punto de máxima potencia de 17,4 V, lo que hace que el fabricante ponga en el catálogo que su tensión nominal es de 12 V). Como queremos trabajar en un sistema de 48 V, necesitaremos poner 48/12 = 4 paneles en serie para tener la tensión de trabajo adecuada. Como el mínimo número de paneles es 6 (no múltiplo de 4) deberemos conectar 8 paneles (dos agrupaciones —de 4 paneles en serie— conectadas en paralelo). Cada agrupación serie tiene una corriente de cortocircuito de 9,81 A. Al haber dos en paralelo, la máxima corriente que llegará al regulador es de: 2 ! 9,81 u 19,62 A (a veces se multiplica esta cantidad por 1,25 para dar un cierto margen de sobredimensionamiento). Por lo tanto un regulador de 48V, 25 A será adecuado. Del mismo modo se actuará con el lado de consumo. Hay que calcular los amperios que en un momento dado debe gestionar el regulador (teniendo en cuenta que no todas las cargas suelen funcionar simultáneamente.

Sistemas fotovoltaicos autónomos

303

Supongamos que en un momento dado, la potencia de todos los equipos que funcionan simultáneamente (suma de potencia de las lámparas de iluminación, más lavadora, nevera, TV, etc.) es de 1.000 W. Traducido a corriente, 1.000 W / 48 V u 20,83 A. De nuevo un regulador de corriente nominal de 25 A es adecuado. Por tanto elegiremos un regulador de 48 V, 25 A (o corriente superior). ! Características del inversor requerido: Vamos a ver las características del inversor conveniente en esta instalación. En nuestro caso se requiere un inversor cuya tensión de entrada sera 48 V en continua, y la de salida 230 V en alterna, monofásico, de forma de onda sinusoidal pura. Solo nos falta indicar la potencia. De nuevo, hay que estimar qué cargas (de alterna, esta vez) pueden funcionar simultáneamente. Supongamos que en nuestro caso, todas las cargas de alterna pueden operar a la vez (simultaneidad u 1). La suma de las potencias que ha de alimentar el inversor es, por tanto, 810 W (suma de las potencias de la lavadora, TV, vídeo y otros). Por lo tanto, podríamos escoger un inversor de 1.000 W.

5.5. Otros métodos de dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos autónomos La tarea de dimensionar un sistema fotovoltaico consiste en encontrar la mejor solución de compromiso entre coste y fiabilidad. Resulta evidente que el coste de una instalación se incrementa con el tamaño de los subsistemas de captación y acumulación; sin embargo, los parámetros de fiabilidad de una instalación fotovoltaica autónoma no siempre se ven mejorados por un aumento del tamaño del sistema de captación o acumulación. El objetivo de un buen dimensionado es, por lo tanto, encontrar el tamaño de instalación con el cual se obtenga el valor más deseado de fiabilidad con el mínimo coste posible.

5.5.1. Parámetros de fiabilidad Una forma de medir la fiabilidad es mediante el concepto de probabilidad de pérdida de carga, LOLP (loss of load probability), es decir, la probabilidad de que en un momento determinado el sistema no sea capaz de realizar el suministro eléctrico a la carga. Matemáticamente se define como la relación existente entre el déficit de energía (energía no suministrada) y la demanda, considerando ambos en la

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304

carga y durante todo el tiempo de funcionamiento (o simulación) de la instalación, sin considerar fallos en el sistema. Es decir:

LOLP u

∫ déficit de energía t

∫ demanda de energía t

Debido a la naturaleza aleatoria de la radiación solar, el valor de LOLP es siempre mayor o igual a cero, incluso en el caso de que el sistema fotovoltaico no presente averías propiamente dichas. Resulta muy útil relacionar las dimensiones del campo de generación y del sistema de almacenamiento con la carga y en un período de referencia de un día. La capacidad del generador (CA) se define como la relación existente entre los valores medios de la energía producida por el generador y la energía consumida por la carga. La capacidad del acumulador (CS) se define como la máxima energía que puede extraerse de él, dividida por el valor medio de la energía consumida por la carga. CA u

η G AG Gd L

;

CS u

CU L

donde AG y ηG son, respectivamente, el área y la eficiencia de conversión del generador fotovoltaico, Gd es el valor medio de la irradiación diaria sobre el plano del generador, L es el valor medio de la energía diaria consumida por la carga y CU es la capacidad utilizable del acumulador. Interesa hacer notar que el valor de CA depende de las condiciones meteorológicas del lugar; es decir, un mismo generador fotovoltaico, para una misma carga, puede ser «grande» en un lugar y «pequeño» en otro de menor radiación. Para un lugar y una carga determinada hay dos ideas que resultan intuitivas: la primera, que es posible encontrar diferentes pares de valores de CA y CS que conducen al mismo valor de LOLP; la segunda, que cuanto mayor es el tamaño del sistema fotovoltaico es mayor su fiabilidad (menor valor de LOLP), pero mayor es su coste. La tarea de dimensionar un sistema fotovoltaico consiste en encontrar la mejor solución de compromiso entre coste y fiabilidad. Con gran frecuencia la fiabilidad es un requisito apriorístico de la carga, con lo que el problema del ingeniero fotovoltaico se formula de la siguiente manera: ¿cuál es el par de valores de CA y CS que conducen al mínimo coste para un valor dado de LOLP? El cuadro resume los valores de LOLP de uso más corriente:

Sistemas fotovoltaicos autónomos Aplicación Doméstica: iluminación Doméstica: electrodomésticos Telecomunicación

305 LOLP 10i2 10i1 10i4

TABLA 5.6. Valores de LOLP de uso más frecuente.

Puede representarse la combinación de valores de CA y CS que dan lugar a la misma fiabilidad. Cada punto del plano CA-CS representa un tamaño de un sistema fotovoltaico. Ello permite establecer una representación de la fiabilidad como indica la figura (obsérvese que la definición de CA y CS hace que esta gráfica dependa exclusivamente de la localidad y no de la carga): 1,6 1,4 LOLP u 0,01 LOLP u 0,05 LOLP u 0,1

Capacidad del generador

1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0

1

2

3

4

5

6 7 8 9 10 11 Capacidad de almacenamiento

12

13

14

15

FIGURA 5.8. Curvas de isofiabilidad.

Las líneas son el lugar geométrico de todos los puntos correspondientes a un mismo valor de LLP y, por ello, se denominan líneas isofiables o curvas de isofiabilidad. Como se observa, las líneas isofiables resultan ser, aproximadamente, hipérbolas de asíntotas paralelas a los ejes x e y, respectivamente. Por otro lado, la representación del coste de todos los sistemas correspondientes a una línea isofiable es, también aproximadamente, una parábola cuyo mínimo define la solución óptima del problema del dimensionado, como indica la figura.

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306

1,0

Coste del sistema

Capacidad del generador

1,4

0,6

0,2

0

5 10 Capacidad de almacenamiento

15

FIGURA 5.9. Representación del coste de los distintos sistemas de una curva de isofiabilidad.

Volvamos de nuevo a la relación del tamaño de los subsistemas de captación y almacenamiento con la fiabilidad del sistema. Una instalación con un subsistema de captación de gran tamaño y un pequeño subsistema de acumulación permitirá alimentar correctamente a la carga, en los periodos de fuerte insolación, e incluso realizar de una forma rápida la carga y descarga de las baterías. Sin embargo, cuando el nivel de insolación sea escaso o nulo, las pequeñas baterías del sistema podrían no alimentar correctamente a la carga. Además, al tratarse de baterías con pequeña capacidad de acumulación, las baterías alcanzarán pronto un estado de carga (SOC) del 100%. En momentos de recurso solar superior a la demanda, existe un excedente en la energía solar captada por el sistema fotovoltaico y convertida en energía eléctrica que no se utiliza ni puede almacenarse en el subsistema de acumulación. Se dice que se tiene Energía No Aprovechada (ENA) cuyo valor puede cuantificarse y que puede tomarse como un indicativo de que el sistema fotovoltaico está sobredimensionado. Por otra parte, una instalación con un subsistema de acumulación de tamaño pequeño y un gran subsistema de acumulación podría causar una carga y descarga de las baterías muy lenta. La alimentación podría estar asegurada gracias a la energía acumulada en estas, y gran parte de la energía generada por vía fotovoltaica se invertiría en recargarlas, lo que proporcionaría bajos valores de Energía No Aprovechada. Sin embargo, una utilización excesiva del subsistema de acumulación para

Sistemas fotovoltaicos autónomos

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el suministro eléctrico durante un período de baja insolación haría descender el estado de carga del mismo y, debido al pequeño tamaño del subsistema de captación, podría no elevar el SOC de una manera fiable, desembocando en períodos en los que el sistema no puede satisfacer la demanda. Las Horas de Pérdida de Carga (LOLH) son el número de horas en las que la carga que requiere ser alimentada eléctricamente por vía fotovoltaica no recibe todo el suministro necesario y, por lo tanto, no puede funcionar correctamente. Se refieren, normalmente, a un período específico de tiempo (usualmente, un año), durante el cual el sistema fotovoltaico cumple las exigencias de la carga con excepción de ese número de horas. La cantidad de Energía No Aprovechada por un sistema fotovoltaico puede ser reducida o, idealmente, evitada, mediante una correcta elección del tamaño de los paneles y baterías que conforman la instalación. Se puede redimensionar el sistema disminuyendo el número de paneles fotovoltaicos y/o su potencia de generación, o aumentando la capacidad de las baterías. Ahora bien, haciendo esto se corre el riesgo de que el sistema no pierda energía pero existan horas en las que la carga no sea alimentada correctamente, es decir, desembocando en valores de LOLH mayores que cero. Ante el dimensionado de un sistema fotovoltaico, debe establecerse un compromiso entre estos dos parámetros, ENA y LOLH, en cuanto a qué es lo más interesante para el funcionamiento de la instalación. Puede ocurrir que el dimensionado de un sistema determinado permita obtener valores aceptables de un cierto parámetro, mientras que los del otro parámetro no lo sean, y viceversa. Aunque la principal exigencia es que ambos parámetros tomen valores mínimos, puede darse el caso de que sea preferible obtener valores mayores de los usualmente considerados como fiables. En cualquier caso, este compromiso dependerá siempre del tipo de sistema utilizado y de la aplicación que se desee darle al mismo.

5.5.2. Método de probabilidad de pérdida de carga horaria LOLH En el método del mes peor no se establece una relación cuantitativa entre CA, CS y LOLP. El generador se dimensiona asegurando que el valor medio de la energía producida durante el mes peor excede a la consumida por la carga en un factor de seguridad que el diseñador fija guiándose exclusivamente de su experiencia. Un procedimiento similar se utiliza para dimensionar el acumulador. Los métodos numéricos ofrecen la ventaja de ser precisos y de posibilitar refinamientos, incorporando modelos más completos para los diferentes elementos del sistema. De esta manera, permiten analizar aspectos adicionales al dimensionado como, por ejemplo, los beneficios de utilizar o no un seguidor del punto de máxima potencia, la necesidad de utilizar un regulador de carga, etc.

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Los inconvenientes de estos métodos están en el largo tiempo de cálculo y en la necesidad de disponer de largas secuencias de datos de irradiación. En los casos en los que no exista disponibilidad de estos últimos puede recurrirse a generar secuencias con similares propiedades estadísticas. En el «Método LOLH» el modelo de simulación realiza un proceso de evaluación de los distintos balances energéticos que tienen lugar cada hora, dentro de un período temporal determinado, en los distintos subsistemas que constituyen el sistema (captación, acumulación y carga). Este proceso se realiza con la intención de optimizar la operación de los distintos aspectos constituyentes de un sistema fotovoltaico. Su objetivo es evaluar el impacto del tamaño de la instalación (número de paneles, potencia de generación de cada panel, capacidad de acumulación de las baterías...) en los correspondientes parámetros de fiabilidad (LOLH y Energía No Aprovechada), considerando para ello la naturaleza aleatoria de la radiación solar y de la demanda energética por parte de la carga. La simulación del sistema se realiza aplicando un balance energético global a la instalación a nivel horario; es decir, cada hora del período de funcionamiento del sistema se evalúa la energía captada, generada, suministrada y consumida en la instalación, permitiendo observar el comportamiento de la misma y su evolución temporal. La simulación suele realizarse para períodos de tiempo relativamente largos; de esta forma, los parámetros de fiabilidad obtenidos como resultado del proceso expresarán valores esperados a lago plazo. A continuación, se comentarán los pasos básicos a seguir en la simulación mediante el «Método LOLH». 1) Obtención de la radiación solar disponible en el instante simulado y, a partir de ella y de las características del subsistema de captación energética de la instalación, conocer la energía captada por cada panel (ECP) y la energía generada por el conjunto de todos ellos La radiación solar y el consumo demandado se modelizan como variables estocásticas utilizando, para ello, los datos históricos existentes y la propia experimentación. Una vez se posean estos datos, se simula el comportamiento del sistema para la operación de distintos sistemas fotovoltaicos, comparando los resultados obtenidos para elegir, consecuentemente, el sistema más adecuado para su implantación. Se suelen utilizar modelos estadísticos para representar el comportamiento aleatorio de la radiación solar. Las colecciones de datos históricos recogidos durante largos períodos de tiempo pueden ser utilizadas para caracterizar el comportamiento probabilístico de la insolación disponible en una localización geográfica particular. La aplicación de análisis estadísticos (tests 2) muestra que los mejores ajustes

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para la insolación horaria durante un día son las distribuciones log-normal y Beta. Teniendo identificada la distribución apropiada y sus parámetros característicos, las actuales técnicas estadísticas pueden ser utilizadas para generar los valores de insolación existentes durante el proceso de simulación. 2) Obtener la demanda energética de la carga, conociendo previamente el comportamiento de los equipos eléctricos constituyentes de la misma Las cargas específicas de un sistema fotovoltaico autónomo, estarán constituidas, en general, por equipos diferentes. Para la estimación de la energía consumida cada hora por la instalación, se habrá de evaluar, por separado, la aportación al consumo total de los equipos de corriente alterna y continua. Los datos necesarios que habrán de conocerse de cada equipo serán, la potencia, tomada como la nominal de los equipos, y que aparece en las características de los mismos, pero también la distribución temporal, a lo largo de un año y para cada día, de las horas de funcionamiento del equipo (es decir, qué horas son las que el equipo está en funcionamiento). La energía necesaria para el consumo del equipo en cuestión durante una hora de funcionamiento, será el producto del número de equipos iguales por la potencia. En la figura se muestran los consumos horarios correspondientes a un día, tanto en corriente continua (trazo continuo) como en corriente alterna (trazo discontinuo), para una carga constituida por los equipos que se relacionan: Consumo de los equipos en corriente continua Descripción del equipo Puntos de luz Puntos de luz TV Color Frigorífico

Potencia (W)

Número de equipos

Horas de funcionamiento

20 40 60 60

10 2 1 1

18 18, 21 12, 15, 20-22 9-14, 19-22

Consumo de los equipos en corriente alterna Descripción del equipo Lavadora Pequeños electrodomésticos

Potencia (W)

Número de equipos

Horas de funcionamiento

275 10

1 1

9 9-10, 12-15, 19-22

Margen de seguridad de captación (Eb)

15%

Eficiencia del inversor (Ei)

85%

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310

300 275 250 225 200 Wh

175 150 125 100 75 50 25 0

0

1

2

3

4

5 6 7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

horas FIGURA 5.10. Ejemplo de consumos horarios ac / cc de una carga.

En la figura 5.11 se muestran los consumos horarios totales correspondientes a un día para la carga definida anteriormente.

1.000 900 800 700

Wh

600 500 400 300 200 100 0

0

1

2

3

4

5 6 7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

horas FIGURA 5.11. Consumos horarios totales de la carga.

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3)Hallar la diferencia existente entre la generación y el consumo (suministro), y recalcular el estado de carga (SOC) del subsistema de acumulación energética de la instalación de la forma que se comenta a continuación El estado de carga del subsistema de acumulación se modeliza mediante la evolución temporal (horaria) del parámetro denominado SOC (state of charge). El SOC correspondiente al subsistema totalmente cargado será del 100%, y la energía eléctrica correspondiente a dicho estado vendrá dada por la expresión siguiente: Energía100% u N V Q El SOC correspondiente al estado de máxima profundidad de descarga será (100 i M)%, y la energía correspondiente a dicho estado será: Energía(100 i M)% u

(100 i M) 100

NVQ

Así pues, la máxima energía que puede suministrar el subsistema de acumulación energética, sin ser cargada por medio del subsistema de captación, será EnergíaM% u

M 100

N V Q u Energía100% i Energía(100-M)%

El subsistema de acumulación suministrará energía a la carga, cuando sea necesario, haciendo que su SOC disminuya, hasta que este llegue al valor correspondiente de (100 i M)%, momento a partir del cual el sistema de baterías no conviene que suministre energía a la carga. Análogamente, si el sistema fotovoltaico presenta un exceso de energía generada por vía fotovoltaica, este exceso se invertirá en cargar el subsistema de acumulación, haciendo que su SOC aumente. El SOC se recalcula cada hora de la siguiente forma: a) Si la generación es mayor que la demanda energética de la carga en el instante considerado: ! Cargar las baterías si el SOC actual es menor del 100%, obteniendo el nuevo SOC del subsistema. ! Obtener la cantidad de energía perdida (Energía No Aprovechada) si el SOC actual es del 100%. b) Si la generación es menor que la demanda de la carga en el instante considerado: ! Suplir el déficit energético mediante el suministro por parte del subsistema de acumulación, siempre que el SOC del mismo esté por

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encima de la máxima profundidad de descarga de las baterías. Calcular el nuevo SOC del subsistema. Si el SOC actual es menor que la máxima profundidad de descarga de las baterías, se tiene una hora de pérdida de carga, por lo que LOLH aumenta en 1 hora. (%) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Fecha inicial

Fecha final

(%) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Fecha inicial

Fecha final

(%) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Fecha inicial

Fecha final FIGURA 5.12. Ejemplos de evolución horaria del SOC.

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En la figura 5.12 se muestran como ejemplo los valores horarios del SOC de varios subsistemas de acumulación, donde se pueden observar las sucesivas cargas y descargas de las baterías según el déficit o exceso de energía generada por el subsistema de captación (principalmente, ciclos día-noche):

5.6. Bombeo de agua con energía solar fotovoltaica El bombeo de agua es una aplicación bastante extendida de la energía fotovoltaica. Actualmente hay miles de sistemas de bombeo con energía fotovoltaica en operación en granjas ganaderas y agrícolas alrededor del mundo. Son sistemas fiables, requieren de poco mantenimiento y no usan combustible. Son económicamente competitivos para el productor rural pudiendo satisfacer un amplio rango de necesidades que van desde 1.000 litros diarios para consumo humano, hasta 50.000 litros diarios para irrigación de parcelas. Además son modulares, con lo cual pueden optimizarse para las características específicas de cada proyecto. Como inconveniente cabe citar su alto costo inicial en comparación con sistemas de bombeo a base de motores de combustión. Por consiguiente, debe considerarse cuidadosamente la opción solar antes de tomar una decisión. Los sistemas fotovoltaicos son competitivos, con respecto a los sistemas convencionales, cuando: ! se requieren cantidades pequeñas de energía ! el lugar es remoto o de difícil acceso ! se prefiere alta fiabilidad y bajo mantenimiento ! se dispone de recurso solar suficiente ! se prefiere bajo impacto ambiental Su bajo coste de operación y mantenimiento, hace que los sistemas fotovoltaicos de bombeo sean en ocasiones la opción más certera, pese a su alto costo inicial. Componentes y operación de un sistema fotovoltaico de bombeo de agua Un sistema solar de bombeo es similar a los sistemas convencionales excepto por la fuente de potencia. Su operación es muy sencilla. Los componentes principales que lo constituyen son: ! módulos fotovoltaicos ! controlador (regulador) ! motor acoplado a una bomba ! tanque de almacenamiento

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Las necesidades de agua requieren del uso de un tanque de almacenamiento. Se recomienda almacenar el agua para tres días de abastecimiento. Almacenar agua en depósitos es mucho más económico que almacenar energía en baterías. Después de algunos años de uso, las baterías necesitan reemplazarse, mientras que la vida útil de un tanque de almacenamiento bien construido es de varias décadas. Se pueden emplear motores de corriente alterna o de corriente continua, y las bombas pueden ser centrífugas (superficiales o sumergibles) o volumétricas (también llamadas de desplazamiento positivo). El IDAE recomienda que los sistemas de bombeo con generadores fotovoltaicos de potencia nominal superior a 500 W tengan un contador volumétrico para medir el volumen de agua bombeada. Las bombas estarán protegidas frente a una posible falta de agua, ya sea mediante un sistema de detección de la velocidad de giro de la bomba, un detector de nivel u otro dispositivo dedicado a tal función. Las pérdidas por fricción en las tuberías y en otros accesorios del sistema hidráulico serán inferiores al 10% de la energía hidráulica útil proporcionada por la motobomba. La potencia que producen los paneles es directamente proporcional a la intensidad del Sol. Es decir, a medida que varía la intensidad solar durante el día, también cambia la disponibilidad de potencia para la bomba. Muchos fabricantes (Grundfos, Solarjack, A.Y. McDonald, Dankoff, Shurflo,...) suministran equipos para bombeo solar diseñados especialmente para trabajar en estas condiciones de potencia variable. El tipo de sistema a emplear en cada caso está fuertemente condicionado por las características de la fuente de agua a la que está destinado. A continuación describimos los casos más usuales que nos vamos a encontrar. Los pozos abiertos con medios artesanales alcanzan las capas de agua más superficiales. Típicamente, tienen una profundidad entre 5 y 20 metros, su capacidad para dar agua es inferior a 10 m3/día y exhiben un comportamiento fuertemente estacional, llegando a secarse totalmente al final de la época seca, precisamente cuando la necesidad de agua es más perentoria. Estas características, más bien pobres, no justifican su equipamiento con medios de extracción que representen inversiones económicas muy elevadas, por lo que únicamente tiene sentido pensar en pequeños sistemas de continua. Los sondeos, mayoritariamente de unos 15 cm de diámetro y sobre capas de agua con una profundidad de entre 15 y 70 metros. El rango de capacidades varía entre 2.000 y 15.000 litros por hora. Se trata, en general, de fuentes de agua de muy buena calidad y con escasas variaciones estacionales. Los sistemas fotovoltaicos en continua representan una alternativa especialmente interesante en el rango de 300 a 1.500 m3/día.

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Deberá asegurarse la compatibilidad entre la bomba y el pozo. En particular, el caudal bombeado no excederá el caudal máximo extraíble del pozo cuando el generador fotovoltaico trabaja en condiciones STC. Es responsabilidad del instalador solicitar al propietario del pozo un estudio de caracterización del mismo.

5.6.1. Bombas Existen tres criterios de clasificación para las bombas de extracción. El primero toma en consideración la manera en que el agua es movida entre los dos niveles. Usando este criterio, se tienen las bombas centrífugas y las volumétricas (o de desplazamiento positivo). El segundo criterio, la ubicación de la bomba respecto a la fuente de agua, clasifica las bombas como de superficie o sumergidas. Por último, si el criterio de selección está basado en el tipo de motor eléctrico requerido, se tienen las bombas de corriente continua y las de corriente alterna. En la práctica un modelo en particular queda definido por una combinación de los tres criterios. En aplicaciones de baja potencia (≤ 200 Wp) se utiliza una gran diversidad de bombas: centrífugas, de diafragma, de pistón, etc. Para aplicaciones de mayor potencia, la oferta del mercado se reduce a una única solución: la bomba centrífuga multietapa. Tecnológicamente muy desarrollada, esta solución conlleva bombas muy fiables y que pueden emplearse en un amplio abanico de alturas y caudales. Hoy en día el mercado ofrece una diversidad tal de materiales en los diseños de las bombas, que se hace posible la adaptación de bombas fiables y duraderas a cada circunstancia y tipo de agua a extraer. 5.6.1.1. Bombas centrífugas Las bombas centrífugas tienen un impulsor que, por medio de la fuerza centrífuga de su alta velocidad, arrastra agua por su eje y la expulsa radialmente. Estas bombas pueden ser sumergibles o de superficie y son capaces de bombear agua a 60 metros o más, dependiendo del número y tipo de impulsores. Están optimizadas para un rango estrecho de cargas dinámicas totales y la salida de agua se incrementa con su velocidad rotacional. Bombas centrífugas superficiales Estas bombas se recomiendan para aplicaciones que requieran grandes volúmenes de agua (20.000 a 40.000 litros por día) a baja carga dinámica total, de 1 a 10 metros. Se caracterizan por ! Fácil acceso para reparaciones y mantenimiento. ! Están limitadas en términos de capacidad de succión, 7 metros máximo. ! Bajo coste.

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Gran variedad en el mercado. Larga durabilidad. ! Toleran cierta cantidad de arena y otros sedimentos. ! !

Bombas centrífugas sumergibles Son las más comunes en sistemas de bombeo fotovoltaico. Hay una gran variedad de modelos. Algunas tienen el motor acoplado directamente a los impulsores y se sumergen completamente. Otras tienen el motor en la superficie mientras que los impulsores se encuentran completamente sumergidos. Generalmente, las bombas centrífugas sumergibles tienen varios impulsores y por ello se les conoce como bombas de paso múltiple. Todas las bombas sumergibles están selladas y tienen el aceite de lubricación contenido para evitar contaminación del agua. Se recomiendan para bombear cantidades moderadas de agua (5.000 a 20.000 litros por día) a carga dinámica total media de 20 a 35 metros. No deben operarse en seco porque sufren daños por sobrecalentamiento. Son seguras y fiables, pudiendo durar más de 10 años en servicio continuo, aunque su coste inicial es mayor que el de las bombas superficiales. 5.6.1.2. Bombas volumétricas Son adecuadas para el bombeo de bajas cantidades de agua, entre 1.000 y 5.000 litros por día, y/o donde la profundidad es grande. Algunas de estas bombas usan un cilindro y un pistón para mover el agua; otras utilizan diafragmas. Cada ciclo mueve una pequeña cantidad de líquido hacia arriba. El caudal es proporcional al volumen de agua, lo cual se traduce en un funcionamiento eficiente en un amplio intervalo de cargas dinámicas. Cuando la radiación solar aumenta también aumenta la velocidad del motor y, por lo tanto, el flujo de agua bombeada es mayor. Son más eficientes que las bombas centrífugas, especialmente mayor para mayor carga dinámica total, pero son menos resistentes a la arena. Los diafragmas y sellos se desgastan y deben ser reemplazados periódicamente. Existen modelos sumergibles y no sumergibles. Bombas volumétricas de cilindro Las bombas de cilindro han sido muy populares en aplicaciones de bombeo mecánico activadas por el viento, tracción animal o humana. Su principio consiste en que cada vez que el pistón baja, el agua del pozo entra a su cavidad y, cuando este sube, empuja el agua a la superficie.

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La energía eléctrica requerida para hacerla funcionar se aplica solo durante una parte del ciclo de bombeo. Las bombas de esta categoría deben estar siempre conectadas a un controlador de corriente para aprovechar al máximo la potencia otorgada por los paneles fotovoltaicos. Bombas de diafragma Las bombas de diafragma desplazan el agua por medio de diafragmas de un material flexible y resistente. Comúnmente los diafragmas se fabrican de caucho reforzado con materiales sintéticos. En la actualidad, estos materiales son muy resistentes y pueden durar de dos a tres años de funcionamiento continuo antes de requerir reemplazo, dependiendo de la calidad del agua. Los fabricantes de estas bombas producen un juego de diafragmas para reemplazo que pueden adquirirse a un precio razonable. Las bombas de diafragma son económicas. Cuando se instala una bomba de este tipo siempre se debe considerar el gasto que representa el reemplazo de los diafragmas una vez cada dos o tres años. Más aún, muchas de estas bombas tienen un motor de corriente continua con escobillas. Las escobillas también deben cambiarse periódicamente. Los juegos de reemplazo incluyen los diafragmas, escobillas, empaques y sellos. La vida útil de este tipo de bomba es, aproximadamente, 5 años de uso. 5.6.1.3. Selección de la bomba Cada fabricante ofrece varios modelos de bombas y cada una tiene un rango óptimo de operación. El proceso de selección se complica debido a la gran variedad de marcas disponibles.

Carga diaria total (m)

75 de 60 cilindro centrífuga sumergible (pasos múltiples)

45 30 15 0

de diafragma 0

10

centrífuga superficial (succión < 8 m) 20 30 40 Volumen diario bombeado (m3)

50

FIGURA 5.13. Dominio de los distintos tipos de bomba.

60

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A grandes rasgos, el gráfico anterior indica el tipo de bomba recomendado según la carga dinámica total del sistema de bombeo y el volumen de agua requerido. En cada caso particular es necesario consultar las recomendaciones de los fabricantes.

5.6.2. Motor En cuanto al motor, los motores de corriente alterna son más adecuados para cargas grandes en el rango de diez o más caballos de fuerza. Estos son más baratos que los motores de corriente continua, pero requieren de un inversor continua/alterna, que se agrega a los gastos iniciales y gastos potenciales de mantenimiento. Los sistemas de corriente alterna son ligeramente menos eficientes que los sistemas de continua debido a las pérdidas de conversión. Los motores de alterna pueden funcionar por muchos años con menos mantenimiento que los motores de corriente continua. Los sistemas de continua son, en general, de pequeño tamaño y están constituidos por un generador fotovoltaico que ataca directamente a un motor DC acoplado a una bomba de superficie. Al variar la irradiancia incidente sobre el generador, varía la tensión del punto de trabajo que resulta del cruce de las características del generador y de la motobomba y, con ello, varía la velocidad de giro del motor y el caudal de agua que proporciona la bomba. En algunos casos, dependiendo de las características de las bombas, estos sistemas incorporan un convertidor dc/dc (caso de bombas de desplazamiento positivo, no siendo necesario para las bombas centrífugas). Los sistemas de alterna están constituidos por un generador fotovoltaico que actúa sobre una motobomba sumergida AC, a través de un inversor de frecuencia variable o variador de velocidad. Al variar la irradiancia sobre el generador varía la frecuencia y la tensión a su salida y, con ello, la velocidad de giro del motor y el caudal bombeado. Por otro lado, hay que considerar los convertidores electrónicos, que pueden mejorar el rendimiento de un sistema de bombeo solar bien diseñado del 10 al 15%. Los convertidores se usan con frecuencia en áreas con niveles de agua y/o condiciones atmosféricas fluctuantes. Consumen del 4 al 7% de la potencia del sistema. Es común que las bombas fotovoltaicas se vendan junto con el controlador adecuado para operarlas eficientemente. Generalmente se usan convertidores de seguimiento del punto de potencia máxima (operan el sistema cerca de su punto de potencia máxima).

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5.6.3. Dimensionado de sistema de bombeo por el método del mes peor Para el cálculo de la potencia consumida por las bombas ha de tenerse en cuenta la potencia eléctrica real absorbida (que debe ser especificada en el correspondiente catálogo) y no limitarse a determinar la potencia teórica (multiplicando el caudal por la altura manométrica), ya que el rendimiento de las pequeñas bombas es muy bajo. Es de vital importancia hacer una estimación del consumo de agua que va a tenerse. Por ejemplo, en instalaciones en países en desarrollo, la demanda hídrica en poblaciones menores de 2.000 habitantes se estima en unos 300 litros por persona y día, distribuidos de la forma que se indica en la tabla. Consumo doméstico Uso comercial Uso público Uso industrial Otros usos Poblaciones de menos de 500 hab.

145 87 44 15 9 100

TABLA 5.7. Demanda hídrica en poblaciones menores de 2000 habitantes.

En poblaciones de menos de 500 habitantes, las necesidades se estiman en unos 100 litros por persona y día. En aplicaciones ganaderas, si el propietario de la instalación no conoce con certeza el consumo, puede realizarse una aproximación mediante la siguiente tabla de necesidades típicas de agua (en litros/día). Caballo Ganado vacuno, en general Vaca de leche Cerdo Oveja Pavo Pollo Gallina

45 55 150 15 10 0,5 0,15 0,3

TABLA 5.8. Consumos de agua diarios (litros) (valores orientativos).

Una vez calculada la cantidad de agua diaria necesaria, el caudal medio que la bomba debe suministrar se determina dividiendo el volumen de agua requerido diariamente entre el tiempo de funcionamiento (coincidente o no con el número de HSP).

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Qmedio u Vagua requerido diariamente / HSP Finalmente, examinando las curvas de las bombas suministradas por el fabricante, se elegirá el modelo que sea capaz de suministrar el caudal deseado, venciendo la altura manométrica requerida (diferencia de alturas entre el nivel al que hay que elevar el agua y el nivel mínimo del pozo del cual se extrae). La energía hidráulica requerida viene dada por la expresión: EupgVh donde p es la densidad del agua, g la aceleración de la gravedad y V el volumen a bombear y h la altura (sumando las pérdidas por fricción, etc.). Sustituyendo valores se puede utilizar la expresión de: E u V H /367 donde V debe venir expresado en litros y h en metros. La energía eléctrica requerida es el cociente de la energía partido por rendimiento de la bomba. Hay que contar que la bomba suele trabajar con rendimientos bajos, del orden de 0,4. De nuevo se puede utilizar el método del mes peor, buscando el mes de peor relación entre energía eléctrica requerida (similar a los datos de consumo en las instalaciones autónomas) y la radiación disponible. En instalaciones de bombeo, dependiendo de la localidad y disponibilidad de agua, el «mes peor» corresponde a veces con el verano. La potencia eléctrica que necesita el motor viene determinada por su eficiencia en «traducir» potencia eléctrica en potencia hidráulica, por el caudal de agua que se quiere extraer, Qd, y por la altura a la que se quiere elevar, HT. Conviene definir y conocer estos dos últimos factores antes de proceder con el método de diseño. Caudal diario requerido, Qd (m3/día) Este parámetro corresponde a la cantidad de agua que debe ser bombeada diariamente por el sistema fotovoltaico. Por lo tanto hay que cuantificar las necesidades de agua, las cuales dependen obviamente del uso final de las mismas: consumo humano, ganado o irrigación de terrenos, etc. El agua utilizada con fines de irrigación se caracteriza por grandes variaciones entre los distintos meses, y es asimismo dependiente de la naturaleza de los cultivos, el régimen de lluvias y la eficiencia del sistema de riego. Valores entre 50 y 300 m3 por hectárea y día son frecuentes.

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No hay que olvidar que si el agua va a ser empleada para el consumo humano o de ganado deben asegurarse unas condiciones sanitarias adecuadas. Se han de emplear tuberías de material que no degrade la potabilidad del agua, se ha de sellar el pozo con hormigón, y, en algunos casos, y bajo la supervisión de personal sanitario cualificado, se ha de tratar el agua con algún producto potabilizador, cuidando no variar excesivamente el sabor. Altura total, HT(m) Durante el proceso de bombeo, el nivel de agua en el interior del pozo tiende a bajar, hasta que la velocidad con la cual se filtra agua a través de las paredes del mismo llega a equilibrar aquella a la que se bombea al exterior (véase la Figura). Consecuentemente, cuanto mayor sea la tasa de extracción, mayor será la caída del nivel del agua en el interior del pozo. En realidad, el descenso de dicho nivel depende de un cierto número de factores, como el tipo y permeabilidad del suelo, y el espesor del acuífero.

Nivel del suelo Nivel original del agua

HST Nivel estático

Superficie del agua

HDT Nivel dinámico

Estratos contenedores de agua QT

Cono de depresión del agua en la tierra

FIGURA 5.14. Niveles de agua en pozo.

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Es necesario efectuar una prueba de bombeo para determinar el descenso de nivel del agua en el pozo. Esta suele consistir en la extracción de agua con una bomba portátil, a un determinado caudal, acompañada de la medición del descenso que experimenta el nivel del agua una vez que este se ha estabilizado. Por lo tanto, tres son los datos que caracterizan a un pozo después de la prueba de bombeo: ! El Nivel estático del agua: HST (m): Distancia vertical entre el nivel del suelo y el nivel del agua antes de la prueba de bombeo. ! El Nivel dinámico del agua: HDT (m): Distancia vertical entre el nivel del suelo y el nivel final del agua después de la prueba de bombeo. ! El Caudal de prueba: QT (m3/ h). Caudal de agua extraído durante la prueba de bombeo. El sistema debe ser capaz de bombear agua desde el nivel dinámico del pozo hasta la salida de la bomba en el punto de almacenamiento o sistema de distribución. Pero, además, debe vencer las pérdidas de fricción en la tubería, debidas a la resistencia al flujo del agua causada por la viscosidad del agua, turbulencias en las tuberías, etcétera. Estas pérdidas se modelan haciéndolas equivalentes a una altura adicional que el agua bombeada debe vencer, y su consideración en los cálculos del sistema se suele realizar incluyendo un factor de seguridad. En consecuencia, la potencia PEL que se ha de suministrar a la bomba es tal que le permita bombear agua, a un caudal QD determinado, a una altura neta de trabajo o altura total HT. La potencia, el caudal y, por tanto, la altura total no son constantes, sino que varían con el tiempo, debido a la variación de la irradiancia. Ello hace que el cálculo exacto del volumen de agua bombeado a partir de estas variables sea complejo. Es por ello por lo que se define una altura total equivalente, HTE, altura fija (constante ficticia) a la que se habría tenido que bombear el volumen diario de agua requerido. De esta forma, el cálculo se independiza del pozo en cuestión y de las características de las tuberías, interviniendo solo las condiciones climatológicas y las características de la bomba fotovoltaica. Los fabricantes generalmente prueban el comportamiento de sus bombas fotovoltaicas en diferentes condiciones de trabajo, y proporcionan herramientas gráficas que relacionan los valores de Qd, HTE, Gdm y PEL. Se estimará la energía eléctrica consumida por la motobomba como: EMB (Wh/día) u

EH (Wh/día) ηMB

u

2,725 Qd (m3/día) • HTE (m) ηMB

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323

donde: EMB (Wh/día) : Es la energía eléctrica consumida por la motobomba EH (Wh/día) : Energía hidráulica, es la energía necesaria para bombear el volumen diario de agua requerido. ηMB : Eficiencia de la motobomba, cociente entre la energía hidráulica y la energía eléctrica consumida por la motobomba. Para sistemas de bombeo de corriente alterna, la eficiencia de la motobomba es un parámetro que suele estar incluido en el rendimiento del conjunto inversormotobomba. Habitualmente, el fabricante proporciona herramientas gráficas para el cálculo del rendimiento global del sistema, incluyendo el propio generador fotovoltaico. Por defecto, puede utilizarse un rendimiento típico ηMB u 0,4 para bombas superiores a 500 W. La altura equivalente de bombeo, HTE, es un parámetro ficticio que incluye las características físicas del pozo y del depósito, las pérdidas por fricción en las tuberías (contribución equivalente en altura) y la variación del nivel dinámico del agua durante el bombeo. Para su cálculo puede utilizarse la fórmula siguiente: HTE u HD c HST c

(H

DT

i HST

QT

Depósito

)Q

AP

c Hf

HD

Nivel del suelo HST Nivel estático del agua

HDT

Nivel dinámico del agua

FIGURA 5.15. Esquema de los niveles estático y dinámico y altura del depósito.

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324 donde: HTE (m)

: Altura total equivalente, es la altura fija (constante ficticia) a la que se habría tenido que bombear el volumen diario de agua requerido. : Altura del depósito es la altura entre el depósito de agua y el suelo. HD (m) HST y HDT : Son los niveles estáticos y dinámicos con el caudal de prueba QT. QAP (m3/h) : Caudal medio o aparente, es el valor medio del volumen diario de agua requerido (QAP u Qd / 24). : Altura de fricción es la contribución equivalente en altura de las Hf (m) pérdidas por fricción en las tuberías para un caudal determinado. La suma de los dos primeros términos es la altura desde la salida de la bomba en el depósito hasta el nivel estático del agua. El tercer término es una corrección para tener en cuenta el descenso de agua durante el bombeo y el cuarto es la contribución equivalente en altura de las pérdidas por fricción en las tuberías y en otros accesorios del sistema hidráulico (válvulas, codos, grifos, etc.). Estas pérdidas, de acuerdo con el PCT, serán inferiores al 10% de la energía hidráulica útil (es decir, Hf < 0,1HTE). QAP tiene el significado de un caudal aparente cuyo cálculo mostraremos en el apartado siguiente, Hf son la contribución equivalente en altura de las pérdidas por fricción en las tuberías para un caudal determinado. Dichas pérdidas son función del caudal medio QAP, tal y como se muestra en la Tabla, que recoge los valores de las pérdidas de carga en tuberías, expresadas en metros por cada 100 metros de tubería recta y para distintos valores del caudal en litros/hora. Además de las tuberías, un sistema de transporte y distribución del agua consta de otros accesorios (válvulas, codos, etcétera) que producen nuevas pérdidas en la presión total del líquido. Por simplicidad, se ignoran estas pérdidas, suponiéndolas despreciables frente a las pérdidas totales, sin que por ello se cometa un error importante. Dos consideraciones más de interés: ! Existe un peligro asociado a la utilización de grandes bombas en pequeños pozos, derivado de la posibilidad de provocar una disminución del nivel del agua hasta el que corresponde a la entrada de la misma en la bomba, momento en el cual la bomba comienza a extraer una mezcla de aire y agua del pozo, se dice entonces que la bomba «cavita». Una bomba que «cavite» puede dañarse con rapidez. Además, caudales excesivamente grandes de extracción pueden dañar la superficie interna del pozo bajo el manto del acuífero, causando la formación de vacíos que conllevan un eventual derrumbamiento de la perforación. Consecuentemente, para cada

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325

pozo existe un caudal máximo que no puede superarse, QMÁX(m3/h). La información de las pruebas realizadas a los pozos, suele estar referida al caudal máximo del pozo (QT u QMÁX). Y, además, los fabricantes de bombas fotovoltaicas suelen proveer información sobre extracción instantánea de agua por parte de la bomba, para una potencia y altura total determinadas. En cualquier caso, las bombas deben llevar un detector de funcionamiento en seco, para parar el sistema. Pérdidas de carga en tuberías de acero Diámetros interiores de tuberías en mm. 19 Caudal litros/hora 500 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10.000 12.000 15.000 18.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 100.000 125.000 150.000 175.000

26

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Metros de altura manométrica por cada 100 metros de tubería recta 2,30 ------- ---------- ---- ------- ---- ---9,30 2,3 0,45 ---------- ---- ------- ---- ---44,80 10,60 32,85 1,10 ------- ---- ------- ---- ------- 19,8 5,00 2,00 1,00 0,35 ---- ------- ---- ------- 32,50 9,10 4,00 1,65 0,75 0,28 ------- ---- ------- ---- 12,9 5,20 2,30 0,95 0,34 ------- ---- ------- ---- 18,50 8,60 3,10 1,15 0,40 ------- ---- ------- ---- 25,70 10,90 4,00 1,35 0,50 0,25 ---- ---- ------- ---- 33,20 15,00 5,00 1,80 0,60 0,30 ---- ---- ------- ------- 18,90 6,10 2,25 0,80 0,40 ---- ---- ------- ------- 25,00 8,50 2,80 1,15 0,50 0,25 ---- ------- ------- 30,90 10,90 3,80 1,50 0,60 0,45 ---- ------- ------- 47,00 16,20 6,00 2,35 0,75 0,65 ---- ------- ------- ---- 22,60 8,20 3,00 1,00 0,85 0,25 ------- ------- ---- 28,80 10,00 4,00 1,40 0,95 0,30 ------- ------- ---- 41,50 14,40 6,10 1,80 1,40 0,45 ------- ------- ------- 20,60 8,35 2,40 2,10 0,60 0,30 ---- ------- ------- 27,85 11,40 3,20 2,90 0,95 0,40 ---- ------- ------- 36,90 14,50 4,20 3,60 1,15 0,45 ---- ------- ------- 40,60 18,30 5,60 4,50 1,45 0,55 ---- ------- ---------- 21,90 6,90 5,40 1,85 0,80 ---- ------- ---------- 30,50 9,60 7,60 2,55 1,05 ---- ------- ---------- ---- 12,10 9,80 3,25 1,40 ---- ------- ---------- ---- 16,30 12,40 4,00 1,80 ---- ------- ---------- ---- 20,00 16,20 5,45 2,20 ---- ------- ---------- ---- ---- 19,90 6,65 2,70 ---- ------- ---------- ---- ------- 9,10 3,75 ---- ------- ---------- ---- ------- 13,65 5,65 ---- ------- ---------- ---- ------- ---- 8,10

TABLA 5.9. Pérdidas de carga en tuberías. Expresiones en m por cada 100 m de tubería recta.

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326 !

Finalmente, debe mencionarse que la compatibilidad entre el pozo y la bomba fotovoltaica está asegurada si la toma de agua de la bomba se coloca por debajo del nivel dinámico del pozo HDT, y el caudal extraído por la bomba, a una potencia de continua de 0,8 veces la PNOM y a una altura HT u HDT, es menor que QMÁX. Esta última condición refleja el hecho de que la potencia nominal del generador está referida a condiciones estándares, que son diferentes de las condiciones reales de operación.

5.7. Sistemas híbridos Un sistema híbrido cuenta con dos o más fuentes energéticas. Es el caso de un sistema eólico fotovoltaico, en donde además de paneles fotovoltaicos se dispone de un generador eólico, o combinado con grupos diesel, energía hidráulica, etc. Existen sistemas en los que las fuentes energéticas se diseñan para trabajar simultáneamente y otros para trabajar de forma alternativa. Por ejemplo, podríamos pensar en un sistema FV que, cuando no hay radiación solar y las baterías están en muy bajo estado de carga, se recargue con un generador acoplado a un motor alimentado con gasolina, fuel, gas natural, etc.

FIGURA 5.16. Generador de gasolina de pequeño tamaño.

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327

Evidentemente los datos de consumo son los mismos que hasta ahora. La única diferencia es que la energía generada puede extraerse de los paneles, el generador eólico, etc. Su dimensionamiento puede depender solo de criterios económicos (un generador eólico es más barato, por ejemplo) o técnicos (en un lugar donde hay poco viento, o por el contrario mucho, y se plantea su utilización). Si se dice que el grado de penetración de eólica es del 40% y el de FV el 60, se quiere decir que el 40% de la energía (anual, mensual...) proviene del aerogenerador y el 60 restante de los paneles. A la hora del dimensionamiento de la parte FV, por tanto, se considerará que se quiere cubrir tan solo el 60% (en este caso ejemplo) de los consumos previstos en la instalación, dejando el resto al diseño del aerogenerador. Las baterías son comunes, pero al contarse con dos (o más) fuentes independientes, puede disminuirse el número de días de autonomía previstos, y con ello disminuir el tamaño (Ah) de las baterías y por ende su coste.

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Bibliografía ALONSO ABELLA, M., ESCUDERO DÍAZ, U., y LOZANO POLO, S., Sistemas fotovoltaicos: introducción al diseño y dimensionado de instalaciones de energía solar fotovoltaica, SAPT, 2001. ANTHONY, F., DÜRSCHNER, C., y REMMERS, K.H., Fotovoltaica para profesionales, Diseño, Instalación y comercialización de plantas solares fotovoltaicas, CENSOLAR, Solar Praxis, 2006. ASIF, Sistemas de energía fotovoltaica. Manual del instalador, Progensa, 2002. CASTAÑER, L., y SILVESTRE, S., Modelling photovoltaic systems using PSpice, Wiley, 2002. CASTAÑER MUÑOZ, Energía Solar Fotovoltaica, Universidad Politécnica de Cataluña (UPC), 1994. CIEMAT, Fundamentos, dimensionado y aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica, Madrid, 2000. GOETZBERGER, A., y HOFFMANN, V.U., Photovoltaic solar energy generation, Springer, 2005. GOETZBERGER, A., KNOBLCH, J., VOSS, B., Crystalline Silicon Solar Cells, John Wiley and Sons, 1998. GREEN, M.A., Third generation photovoltaics, Springer, 2006. IDAE, Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica; Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red, IDAE, 2002. IDAE, Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica; Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, IDAE, 2002. KININGER, F., Photovoltaic systmes technology, Universität Kässel, 2003. KRAUTER, S., Solar Electricity power generation. Photovoltaic energy systems, Springer, 2006. LUQUE, A., y HEGEDUS, S. (editores), Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, Wiley, 2002. LUQUE, A., y ANDREEV, V. (editores), Concentrator photovoltaics, Springer, 2007. MASTERS, G.M., Renewable and efficient electric power systems, Wiley-Interscience, 2004. MARKVART, T., y CASTAÑER, L. (editores), Practical handbook of photovoltaics, Elsevier, 2003. MESSENGER R.A., y VENTRE, J., Photovoltaic systems engineerings, 2.ª edic., CRC press, 2005. MINISTERIO DE LA VIVIENDA, Código técnico de edificación, Sección HE 5, Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica, 2006. PAGLIARO, M., PALMISANO, G., y CIRIMINNA, R., Flexible solar cells, Wiley-VCH, 2008. POORTMANS, J., y ARKHIPOV, V., Thin film solar cells, Wiley, 2006. PRASAD, D., y SNOW, M., Designing with solar power. A source book for building integrated photovoltaics, BIPV, Earthscan, 2005. REAL DECRETO 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. REAL DECRETO 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para baja tensión.

330

Bibliografía

REAL DECRETO 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación. Texto modificado por RD 1371/2007, de 19 de octubre (BOE 23/10/2007) y corrección de errores (BOE 25/01/2008). REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. REAL DECRETO 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores, a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. RESOLUCIÓN de 31 de mayo de 2001, DE LA DIRECCIÓN GENERAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. SCHEER, H., The solar economy, Earthscan, 2002. WÜRFEL, P., Physics of solar cells, from principles to new concepts, Wiley-Vch, 2005.

Índice

Presentación ...................................................................................................... Prólogo ..............................................................................................................

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1. ASPECTOS GENERALES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA ........................................................................................ 1.1. Introducción ........................................................................................... 1.2. Historia de la energía solar fotovoltaica ................................................ 1.3. Ventajas e inconvenientes de la energía solar fotovoltaica .................... 1.4. Consideraciones medioambientales ....................................................... 1.5. Estado actual y perspectivas .................................................................. 1.5.1. Situación en el mundo ................................................................. 1.5.2. Situación en España .....................................................................

11 11 13 14 15 17 18 21

2. CÉLULAS Y MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ........................................... 2.1. Teoría básica de semiconductores. Efecto fotovoltaico ......................... 2.2. Dopado ................................................................................................... 2.3. Diodos .................................................................................................... 2.4. Conversión de luz solar en electricidad ................................................. 2.5. Estructura básica de una célula solar ..................................................... 2.6. Principio de funcionamiento de una célula solar ................................... 2.7. Características de una célula solar ......................................................... 2.7.1. Característica V-I de iluminación ................................................ 2.7.2. Corriente de cortocircuito y tensión de circuito abierto .............. 2.7.3. Curva de potencia. Punto de máxima potencia ........................... 2.7.4. Factor de forma ........................................................................... 2.7.5. Eficiencia de conversión de la célula .......................................... 2.7.6. Influencia de la temperatura ........................................................ 2.7.7. Influencia de la concentración ..................................................... 2.7.8. Condiciones estándar de medida, STC ........................................ 2.8. Tipos de células ..................................................................................... 2.8.1. Células solares de silicio monocristalino..................................... 2.8.2. Células solares de silicio policristalino ....................................... 2.8.3. Tecnologías de lámina delgada ...................................................

27 27 36 37 38 39 42 43 43 47 49 50 51 52 54 55 56 56 59 60

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Índice

2.8.4. Células de silicio amorfo ........................................................... 64 2.8.5. Células solares de arseniuro de galio y semiconductores III-V. 65 2.8.6. Células solares de telururo de cadmio ....................................... 66 2.8.7. Células solares de seleniuro de cobre e indio ............................ 67 2.8.8. Células multiunión .................................................................... 68 2.8.9. Células bifaciales ...................................................................... 71 2.8.10.Células de TiO2 nanoestructurado sensitivizado por colorante y células orgánicas .................................................................... 72 2.9. Eficiencias récord ................................................................................. 74 2.10.El módulo fotovoltaico ......................................................................... 76 2.11.Características de un módulo fotovoltaico ........................................... 83 2.11.1. Parámetros eléctricos ................................................................ 84 2.11.2. Parámetros térmicos .................................................................. 87 2.11.3. Parámetros físicos ..................................................................... 88 2.11.4. Otras especificaciones .............................................................. 88 2.11.5. Comportamiento en condiciones cualesquiera de operación .... 89 2.12.Punto de trabajo de un panel fotovoltaico ............................................ 92 2.13.Asociación de células con distinta iluminación. El problema del punto caliente .................................................................................. 95 2.14.Empleo de diodos de paso .................................................................... 101 2.15.Módulos en paralelo. Diodos de bloqueo ............................................. 111 2.16.Normas relativas a dispositivos fotovoltaicos ...................................... 113 3. OTROS SUBSISTEMAS DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA .. 3.1. El subsistema de almacenamiento energético ...................................... 3.1.1. La batería de plomo-ácido ........................................................ 3.1.1.1. Plomo-antimonio ........................................................ 3.1.1.2. Plomo-calcio ................................................................ 3.1.2. Elementos constructivos ........................................................... 3.1.2.1. Rejillas ......................................................................... 3.1.2.2. Placas o electrodos ....................................................... 3.1.2.3. Separadores .................................................................. 3.1.2.4. Tapones ........................................................................ 3.1.2.5. Carcasa o contenedor ................................................... 3.1.3. Parámetros característicos ........................................................ 3.1.3.1. Capacidad nominal, CB ............................................... 3.1.3.2. Tensión ........................................................................ 3.1.3.3. Autodescarga ............................................................... 3.1.3.4. Profundidad de descarga (PD) .....................................

115 115 118 121 121 121 122 122 122 122 122 122 122 124 125 125

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3.1.3.5. Rendimiento ................................................................... 125 3.1.3.6. Vida útil ......................................................................... 125 3.1.3.7. Densidad del electrolito ................................................. 126 3.1.3.8. Resistencia interna ......................................................... 126 3.1.4. Factores que afectan al comportamiento de la batería ................ 127 3.1.4.1. Ciclos de carga y descarga ............................................. 127 3.1.4.2. Influencia de la temperatura .......................................... 128 3.1.4.3. Punto de congelación ..................................................... 129 3.1.4.4. Elevadas temperaturas ................................................... 130 3.1.4.5. Gasificación ................................................................... 131 3.1.4.6. Sulfatación ..................................................................... 131 3.1.5. Otros tipos de baterías solares ..................................................... 132 3.1.5.1. Baterías solares de gel (VRLA) ..................................... 132 3.1.5.2. Baterías solares de níquel-cadmio (Ni-Cd) .................... 133 3.1.6. Condicionantes del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red ................................................. 134 3.1.7. Mantenimiento ............................................................................. 135 3.2. Subsistema de regulación de carga ....................................................... 138 3.2.1. Características del regulador ...................................................... 140 3.2.2. Reguladores serie ....................................................................... 141 3.2.3. Reguladores paralelo ................................................................... 142 3.2.4. Regulador/seguidor del punto de máxima potencia .................... 143 3.2.5. Tensiones de regulación ............................................................. 144 3.2.5.1. Tensión de corte por sobrecarga (Vsc) ........................... 144 3.2.5.2. Tensión de rearme de carga (Vrc) ................................... 145 3.2.5.3. Tensión de corte por sobredescarga (Vsd) ...................... 145 3.2.5.4. Tensión de rearme de descarga (Vrd) .............................. 145 3.3. Subsistema de acondicionamiento de potencia ..................................... 147 3.3.1. El convertidor continua/continua ................................................ 148 3.3.1.1. Funcionamiento de un convertidor continua/continua .. 148 3.3.1.2. Seguidores del punto de máxima potencia (pmpt) ......... 149 3.3.2. El inversor (convertidor continua/alterna) .................................. 152 3.3.2.1. Principio de funcionamiento del inversor tipo puente ... 155 3.3.2.2. Características de los inversores .................................... 163 3.4. Otros subsistemas .................................................................................. 170 3.4.1. La estructura soporte ................................................................... 170 3.4.1.1. Funciones ....................................................................... 170 3.4.1.2. Características ................................................................ 171 3.4.2. Sistemas de seguimiento .............................................................. 174

334

Índice 3.4.3. Cableado y protecciones ............................................................. 179

4. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED ........ 181 4.1. Introducción ........................................................................................... 181 4.2. Marco legislativo de la conexión a red en España ................................ 182 4.3. Tipología de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red .......... 187 4.4. Régimen económico .............................................................................. 187 4.5. Condiciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red en baja tensión ....................................................... 191 4.5.1. Módulos fotovoltaicos ................................................................. 195 4.5.2. Inversor ....................................................................................... 196 4.5.2.1. Inversor tipo string y generador particionado ................ 198 4.5.2.2. Configuración maestro-esclavo ..................................... 199 4.5.2.3. Inversor individual para cada módulo FV ...................... 200 4.5.3. Elección del número de paneles en serie ..................................... 201 4.5.3.1. Optimización de la tensión ............................................ 203 4.5.3.2. Cantidad máxima de módulos en un string ................... 203 4.5.3.3. Cantidad mínima de módulos en un string .................... 204 4.5.3.4. Determinación de la cantidad de strings ........................ 205 4.5.4. Dimensionamiento del cableado .................................................. 206 4.5.4.1. Cálculo de las corrientes ................................................ 207 4.5.4.2. Cálculo de la caída de tensión ....................................... 208 4.5.5. Medida de la energía inyectada a la red. Contadores .................. 211 4.5.6. Protecciones ................................................................................. 212 4.5.6.1. Tramos en corriente continua ......................................... 212 4.5.6.2. Tramos en corriente alterna ............................................ 214 4.5.7. Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas .. 217 4.6. Estimación de la producción de sistemas fotovoltaicos conectados a la red ................................................................................ 221 4.6.1. Evaluación del comportamiento de sistemas fotovoltaicos conectados a red .......................................................................... 221 4.6.1.1. Índice de producción final del sistema (Final System Yield), Yf ................................................. 222 4.6.1.2. Índice de producción (o productividad) de Referencia (Reference Yield) Yr ................................ 222 4.6.1.3. Performance ratio .......................................................... 223 4.6.2. Pérdidas energéticas existentes en una instalación fotovoltaica ... 224 4.6.2.1. Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal .. 225 4.6.2.2. Pérdidas por polvo y suciedad ....................................... 225

Índice

335

4.6.2.3. Pérdidas angulares y espectrales .................................... 226 4.6.2.4. Pérdidas de mismatch o de conexionado ....................... 226 4.6.2.5. Pérdidas por temperatura de operación de la célula ...... 227 4.6.2.6. Pérdidas por sombreado sobre el campo de captación .. 227 4.6.2.7. Pérdidas eléctricas en el cableado ................................. 235 4.6.2.8. Pérdidas en el inversor ................................................... 237 4.6.3. Método simplificado de estimación de la producción ................ 238 4.7. Fotovoltaica en la edificación ................................................................ 240 4.7.1. Tejados inclinados ....................................................................... 244 4.7.2. Tejados planos ............................................................................. 245 4.7.3. El Código Técnico de la Edificación y la energía fotovoltaica ... 246 4.7.3.1. Aplicación del HE 5 ....................................................... 247 4.7.3.2. Determinación de las pérdidas de radiación por orientación e inclinación .......................................... 253 4.7.3.3. Ejemplo de aplicación .................................................... 254 5. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS ........................................ 259 5.1. Introducción ........................................................................................... 259 5.2. Electrificación de viviendas ................................................................... 264 5.2.1. Elección de la topología: Instalaciones centralizadas y descentralizadas ........................................................................ 270 5.2.2. Corriente continua/corriente alterna ............................................ 273 5.3. Dimensionamiento de sistemas autónomos ........................................... 275 5.4. Método del mes peor ............................................................................. 277 5.4.1. Evaluación de la energía necesaria .............................................. 279 5.4.2. Evaluación de la radiación solar disponible ................................ 281 5.4.3. Cálculo de la relación consumos/radiación ................................. 289 5.4.4. Tamaño del campo de captación ................................................. 291 5.4.5. Dimensionamiento del sistema de acumulación ......................... 291 5.4.6. Elección del regulador de carga .................................................. 293 5.4.7. Elección del inversor o inversores .............................................. 293 5.4.8. Dimensionamiento del cableado ................................................. 294 5.4.9. Ejemplos ...................................................................................... 296 5.4.9.1. Ejemplo 1: Electrificación de un equipo de telecomunicaciones en Huesca ................................. 296 5.4.9.2. Ejemplo 2: Electrificación de una vivienda unifamiliar en Zaragoza ................................................. 299 5.5. Otros métodos de dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos autónomos ....................................................................... 303

336

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5.5.1. Parámetros de fiabilidad ............................................................. 5.5.2. Método de probabilidad de pérdida de carga horaria LOLH ...... 5.6. Bombeo de agua con energía solar fotovoltaica .................................... 5.6.1. Bombas ........................................................................................ 5.6.1.1. Bombas centrífugas ....................................................... 5.6.1.2. Bombas volumétricas .................................................... 5.6.1.3. Selección de la bomba .................................................. 5.6.2. Motor .......................................................................................... 5.6.3. Dimensionado de sistema de bombeo por el método del mes peor ................................................................................. 5.7. Sistemas híbridos ...................................................................................

303 307 313 315 315 316 317 318 319 326

Bibliografía ...................................................................................................... 329

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