“Diseño de un sistema fotovoltaico on grid de autoconsumo ...
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Facultad de Ingeniería
Ingeniería Mecatrónica
Programa Especial de Titulación:
“Diseño de un sistema fotovoltaico on
grid de autoconsumo e inyección 0
conectado a la red eléctrica del centro
de salud Haquira, Apurímac 2020”
Autor: Bach. Gonzalo Felipe Huamán
Mendoza
para optar el Título Profesional de
Ingeniero Mecatrónico
Lima - Perú
2020
I
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a mi madre,
fuente de inspiró para obtener la
perseverancia del trabajo. También
dedico este trabajo a los pobladores
del C.S. Haquira.
A mi abuelo Felipe Mendoza por
enseñarme lo hermoso de la vida y
ser integro en la misma.
II
AGRADECIMIENTO
Estoy agradecido por los padres (Ada Herlinda Mendoza Aedo y Ananías Máximo
Huamán Talavera) por darme la oportunidad que haber estudiado una carrera profesional
en la cual pude desarrollar mi capacidad intelectual en la carrera que elegí, agradezco a
mi tío marco quien me ayudo a estudiar y pasar las dificultades de la vida, porque
mediante sus esfuerzos y amor soy la persona que soy ahora.
Agradezco a mis tíos (Janet Flores Mendoza Ruiz y Miguel Ángel Mendoza) pues
tuvieron participación en mi educación de forma desinteresada con solo el fin de
ayudarme a aprender y hacer bien las cosas.
Agradezco a los amigos, porque al igual que hay un tiempo para divertirnos, también
me enseñaron que hay un tiempo para esforzarnos juntos como equipo en el
transcurso de la carrera.
III
RESUMEN
El siguiente proyecto está basado en el uso de la energía solar renovable para el
beneficio de los centros de salud e impulso de expandir esta tecnología en el Perú con
otros centros de salud. ¿Cómo logramos esto?, gracias a las celdas fotovoltaicos, esta
viene a ser el elemento básico para conseguir la energía eléctrica del sol.
A continuación se explica el motivo del proyecto; en consecuencia al mejoramiento de los
servicios de salud del hospital de Haquira, este poseerá nuevos equipos y servicios, etc, por
ende la carga del C.S.(Centro de Salud) se verá elevada, elevando el importe a pagar a la
Distribuidora eléctrica y solicitando mayor potencia a la misma; por lo tanto este
planteamiento de proyecto pretende atenuar el nuevo y mayor importe a pagar, lográndolo de
la siguiente manera; gracias al “Inversor de Red”, este convierte la energía eléctrica DC que
generan los paneles fotovoltaicos que se proyectan a instalar sobre el techo del centro de
salud a energía eléctrica AC(Energía Producida o generada) sincronizándola con la de la Red
Pública (Distribuidora eléctrica) para abastecer la carga del centro de salud en conjunto
durante el día y regulando la corriente generada para no inyectar corriente a la red pública,
cabe mencionar que este proyecta no presenta bancos baterías.
Por lo tanto, de esta manera logramos atenuar la carga eléctrica que asumiría la red
pública, dando a lugar un ahorro energético, ahorro de costos (Importe a pagar) por parte
del C.S, servicios de mantenimiento de la Distribuidora eléctrica, reducción de emisiones
CO2, autoconsumo e impulsando la energía renovable solar en el Perú.
IV
ABSTRACT
The following project is based on the use of renewable solar energy for the benefit of the
haquira hospital and drive to expand this technology in Peru with other health centers.
¿How do we do this?, thanks to solar cells, this becomes the basic element to get the
electrical energy from the sun.
The reason for the Project is explained below; consequently to the improvement of the health
services of the haquira hospital, this will possess new equipment and services, etc, therefore
the load of the C. S. (Hospital) will be elevated, increasing the amount to be paid to the electric
Distributor and requesting more power from it; therefore this project approach aims to
attenuate the new and higher amount to be paid, achieving it in the following way; thanks to
the " Grid Inverter";, this converts the DC electrical energy generated by the solar
modules to AC electrical energy (Produced Energy) synchronizing it with that of the Public
Grid (Electrical Distributor) and supplying the load of the health center as a whole during the
day and regulating the current generated so as not to inject current to the public grid, it is
worth mentioning that this project does not present battery banks.
So, this way we achieve manage to attenuate the electrical load that would assume the
public network, resulting in energy savings, cost savings (Amount to pay) by the C. S.,
maintenance services of the electrical distributor, self-consumption and promoting solar
renewable energy in Peru.
V
CONTENIDO
INDICE DE FIGURAS ...................................................................................................... XI
INDICE DE TABLAS ...................................................................................................... XV
ANEXOS ....................................................................................................................... XVI
INTRODUCCION ........................................................................................................ XVIII
CAPITULO 1 ..................................................................................................................... 1
ASPECTOS GENERALES ................................................................................................ 1
1.1 Definición del problema ............................................................................................... 1
1.1.1 Descripción del problema ..................................................................................... 1
1.1.2.1 Formulación del problema ................................................................................ 4
1.2 Definición de objetivos ................................................................................................ 4
1.2.1 Objetivo general ................................................................................................... 4
1.2.2 Objetivos específicos ............................................................................................ 4
1.3 Alcances y limitaciones ............................................................................................... 5
1.3.1 Alcances ............................................................................................................... 5
1.3.2 Limitaciones ......................................................................................................... 6
1.4 Justificación ................................................................................................................ 6
1.4.1 Justificación práctica ............................................................................................ 7
1.4.2 Justificación tecnológica ....................................................................................... 7
1.4.3 Justificación socioeconómica ............................................................................... 7
1.4.4 Justificación ambiental ......................................................................................... 8
1.5 Viabilidad del proyecto ................................................................................................ 8
1.5.1 Viabilidad económica ............................................................................................ 8
VI
1.5.2 Viabilidad técnica ................................................................................................. 8
CAPITULO 2 ..................................................................................................................... 9
MARCO TEORICO ........................................................................................................... 9
2.1 Antecedentes .............................................................................................................. 9
2.1.1 Antecedentes Internacionales .............................................................................. 9
2.1.2 Antecedentes Nacionales ................................................................................... 11
2.2 Fundamento teórico .................................................................................................. 13
2.2.1 La energía .......................................................................................................... 13
2.2.2 Energía no renovable ......................................................................................... 14
2.2.3 Energía renovable .............................................................................................. 14
2.2.3.1 Energía solar .................................................................................................. 15
2.2.4 Efecto fotoeléctrico ............................................................................................. 16
2.2.5 Célula Solar ........................................................................................................ 17
2.2.6 Panel fotovoltaico ............................................................................................... 19
2.2.6.1 Panel solar monocristalino .............................................................................. 19
2.2.6.2 Paneles solar policristalinos............................................................................ 20
2.2.6.3 Paneles de conexión a red ............................................................................. 20
2.2.6.4 Estructuras Coplanares .................................................................................. 21
2.2.7 La energía Solar Fotovoltaica ............................................................................. 21
2.2.7.1 Curva I-V ........................................................................................................ 22
2.2.8 Configuración de módulos fotovoltaicos ............................................................. 23
2.2.9 Eficiencia de producción ..................................................................................... 25
2.2.9.1 Perpendicularidad ........................................................................................... 25
VII
2.2.9.2 Azimut ............................................................................................................ 25
2.2.9.3 Dependencia de una célula o panel fotovoltaica en una conexión serie ......... 25
2.2.9.4 La intensidad varía en función de la radiación. ............................................... 26
2.2.9.5 Rendimiento por temperatura ......................................................................... 27
2.2.9.6 Temperatura de trabajo de célula ................................................................... 27
2.2.9.7 Caída de Tensión ........................................................................................... 28
2.2.10 Potencia DC ..................................................................................................... 29
2.2.11 Inversor fotovoltaico ......................................................................................... 29
2.2.11.1 Sistema de Inyección 0 ................................................................................. 30
2.2.11.2 Tecnología Mppt ........................................................................................... 37
2.2.11.3 Redes ........................................................................................................... 41
2.2.11.4 Bus en anillo ................................................................................................. 41
2.2.12 Potencia trifásica .............................................................................................. 42
2.2.13 Rendimiento energético .................................................................................... 43
2.2.13.1 Rendimiento europeo ................................................................................... 44
2.2.14 Factor de utilización .......................................................................................... 44
2.2.15 Factor de seguridad .......................................................................................... 44
2.2.16 Tipos de instalación de los inversores .............................................................. 44
2.2.16.1 Sistemas directos aislados de red ................................................................ 44
2.2.16.2 Inversor de conexión a red ........................................................................... 45
2.2.17 Razones trigonométricas .................................................................................. 50
2.2.18 Ley de Kirchhoff ............................................................................................... 51
CAPITULO 3 ................................................................................................................... 52
VIII
DESARROLLO DE LA SOLUCIÓN .................................................................................. 52
3.1 Sistema de generación eléctrica ................................................................................ 52
3.2 Metodología propuesta .............................................................................................. 53
3.2.1 Levantar información del entorno energético de la ubicación del C.S. Haquira .... 55
3.2.1.1 Global solar atlas ............................................................................................. 56
3.2.1.2 PVWatts .......................................................................................................... 58
3.2.2 Diseñar la distribución de los paneles fotovoltaicos ............................................. 60
3.2.2.1 Análisis de áreas independientes para el montaje de módulos ........................ 60
3.2.2.2 Análisis de estructura de soporte para paneles ............................................... 64
3.2.2.3 Análisis de módulos fotovoltaico ...................................................................... 70
3.2.3 Diseñar el conexionado serie-paralelo de los paneles fotovoltaicos .................... 75
3.2.3.1 Análisis de enlazar los módulos en serie y/o paralelo ...................................... 75
3.2.3.2 Diseño de instalación eléctrica de conductores DC hasta el cuarto de tableros
generales. 87
3.2.4 Diseñar la instalación de inversor/es de red en el cuarto de tableros generales. .93
3.2.4.1 Análisis de características eléctricas del inversor ............................................ 94
CAPITULO 4 .................................................................................................................. 104
RESULTADOS .............................................................................................................. 104
4.1 Resultados ............................................................................................................... 104
4.1.1 Potencia Generada AC. ..................................................................................... 104
4.1.2 Porcentaje de potencia de apoyo a la red eléctrica del C.S. Haquira ................. 105
4.1.3 Energía generada .............................................................................................. 106
4.1.3.1 Calculo de azimut de las áreas ...................................................................... 106
IX
4.1.3.2 Cálculo de energía recolectada por Áreas .................................................... 108
4.2 Presupuesto ............................................................................................................ 117
4.3 Tiempo de recuperación ......................................................................................... 118
5.1 Cronograma ............................................................................................................ 118
CONCLUSIONES ......................................................................................................... 120
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................. 122
ANEXOS ....................................................................................................................... 127
X
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ingreso principal al C.S. Haquira, región de Apurímac. ....................................... 2
Figura 2. Recibo facturado por Electro Sur Este S.A.A. a C.S. Haquira ............................. 3
Figura 3. Piranómetro. ..................................................................................................... 16
Figura 4. Efecto fotoeléctrico. .......................................................................................... 17
Figura 5. Estructura de una célula solar ........................................................................... 18
Figura 6. Módulo fotovoltaico, monocristalino y policristalino. .......................................... 20
Figura 7. Formación de un módulo o panel solar fotovoltaico. ......................................... 22
Figura 8. Curva característica A-135P corriente vs tensión .............................................. 23
Figura 9. Sistema de agrupamiento y conexión de paneles. ............................................ 24
Figura 10. Intensidad de corriente determinada por célula más débil ............................... 26
Figura 11. TONC y STC ................................................................................................... 27
Figura 12. Factores que afectan la caída de tensión ........................................................ 28
Figura 13. Inversor fotovoltaico Sunny boy. ..................................................................... 30
Figura 14. Esquema de un filtro L-C ................................................................................ 31
Figura 15. Componente semiconductor tiristor ................................................................. 33
Figura 16. Señal SPWM generada a partir de comparar una señal triangular y una
sinusoidal ......................................................................................................................... 34
Figura 17. 03 señales moduladoras 120° y portadora; Spwm 1, Spwm 2, Spwm 3 .......... 34
Figura 18. Esquema general de un inversor trifásico pwm. .............................................. 35
Figura 19. Señales de salida del inversor trifásico con respecto neutro y desfasados 120.
36
Figura 20. Algoritmo de P&O básico ................................................................................ 38
Figura 21. Función característica P vs V con P&O ........................................................... 39
Figura 22. Potencia trifásica ............................................................................................. 43
Figura 23. Sistema on grid, Autoconsumo ....................................................................... 46
XI
Figura 24. Configuración ramal corto ............................................................................... 47
Figura 25. Configuración por ramal largo ......................................................................... 48
Figura 26. Configuración de inversor maestro-esclavo .................................................... 49
Figura 27. Configuración de inversor por ramal ............................................................... 50
Figura 28. Triángulo rectángulo, ecuación (1), (2), (3) ..................................................... 51
Figura 29. Esquema de sistema fotovoltaico on grid ........................................................ 52
Figura 30. Diagrama de bloques ...................................................................................... 54
Figura 31. Atlas solar Solargis ......................................................................................... 55
Figura 32. Coordenadas google maps, C.S haquira: 14.215572, -72.188750 .................. 56
Figura 33. Zoom de Altas solar para el territorio de Perú, Haquira ................................... 57
Figura 34. Inclinación del techo a 20°. ............................................................................. 57
Figura 35. Ingreso de datos al Pvwatts para m2 .............................................................. 58
Figura 36. Características de PVWatts, Valor de Azimut ................................................. 59
Figura 37. Resultados para un m2 ................................................................................... 59
Figura 38. Planta general techo del C.S. Haquira, anexo A. ............................................ 60
Figura 39. Plano clave de arquitectura de C.S Haquira. ................................................... 61
Figura 40. Áreas independientes para agrupar los módulos. ........................................... 62
Figura 41. Lamina planta de techo sector A-II, Anexo A .................................................. 63
Figura 42. Zoom de lámina A-28, alturas de parapetos de coberturas de zona 1, 2 y X’ .. 64
Figura 43. Fijación ........................................................................................................... 65
Figura 44. Elemento de fijación corrubracket ................................................................... 66
Figura 45. Perfil, fijación, prensas centrales, laterales y varilla roscada. .......................... 66
Figura 46. Modelado de montaje de módulo solar y estructura coplanar.......................... 67
Figura 47. Inclinación de montaje, 20° ............................................................................. 67
Figura 48. Masa de panel solar de 1640x990 .................................................................. 68
Figura 49. Análisis de esfuerzo de estructura para panel solar ........................................ 69
XII
Figura 50. Factor de seguridad ........................................................................................ 69
Figura 51. Distribución de paneles fotovoltaicos del C.S. Haquira ESC: 1/100. ............... 72
Figura 52. Distribución de los rieles perfiles sobre techo (ANEXO B) .............................. 73
Figura 53. Separación de rieles con respecto al panel ..................................................... 74
Figura 54. Separación de rieles, vista de planta - Sector E .............................................. 75
Figura 55. Formación de ramales sobre techo ................................................................ 77
Figura 56. Distribución de ramales sobre el techo esc:1/25 ............................................. 78
Figura 57. Enlaces entre módulos de cada ramal ............................................................ 79
Figura 58. Enlaces entre módulos de cada ramal esc: 1/25 sector A ............................... 79
Figura 59. Enlaces entre módulos de cada ramal esc: 1/25 sector B ............................... 80
Figura 60. Apurímac, incidencia de radiación solar .......................................................... 82
Figura 61. Instalación de conductores DC, cobertura, Anexo D. ...................................... 87
Figura 62. Instalación de conductores DC, entretecho, Anexo D ..................................... 88
Figura 63. Instalación de conductores DC, tercer nivel, Anexo E ..................................... 88
Figura 64. Instalación de conductores DC, segundo nivel, sector A’, B, D, Anexo F ........ 89
Figura 65. Instalación de conductores DC, primer nivel, cuarto de tableros generales. .... 90
Figura 66. Zoom en Lamina A-32, corte A, altura en central de oxígeno, Anexo G .......... 91
Figura 67. Zoom en Lamina A-49, Elev-6, altura de ambiente grupo electrógeno, Anexo H
91
Figura 68. Ubicación de puesta a tierra para sistema fotovoltaico y dimensión de cuarto
técnico ............................................................................................................................. 92
Figura 69. Diagrama unifilar de instalación fotovoltaica conectado al TG-N, Anexo J ...... 97
Figura 70. Conexión eléctrica para el sincronismo hacia la red comercial ........................ 98
Figura 71. Diagrama de conexión entre inversores, smart meter y parámetros de ingreso
99
Figura 72. Instalación fotovoltaica en cuarto de tableros generales ............................... 102
XIII
Figura 73. Caja de adición de corrientes ........................................................................ 103
Figura 74. Relación de máxima potencia aportada comparada con la potencia
diversificada ................................................................................................................... 105
Figura 75. Superposición del techo en AutoCAD sobre la orientación norte de C.S. del
google earth ................................................................................................................... 106
Figura 76. Orientación de cada área .............................................................................. 107
Figura 77. Valor de Azimut de cada área ....................................................................... 107
Figura 78. PVWatts, Ingresando datos para Área 1 (A1) ............................................... 109
Figura 79. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 1 (A1) ........... 110
Figura 80. PVWatts, Ingresando datos para Área 2 (A2) ............................................... 110
Figura 81. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 2 (A2) ........... 111
Figura 82. PVWatts, Ingresando datos para Área 3 (A3) ............................................... 111
Figura 83. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 3 (A3) ........... 112
Figura 84. PVWatts, Ingresando datos para Área 4 (A4) ............................................... 112
Figura 85. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 4 (A4) ........... 113
Figura 86. PVWatts, Ingresando datos para Área 5 (A5) ............................................... 113
Figura 87. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 5 (A5) ........... 114
Figura 88. PVWatts, Ingresando datos para Área 6 (A6) ............................................... 114
Figura 89. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 6 (A6) ........... 115
Figura 90. Cronograma de instalación fotovoltaica......................................................... 119
XIV
INDICE DE TABLAS
Tabla 1 Cuadro de carga luego del mejoramiento al C.S. Haquira ..................................... 4
Tabla 2 Parámetros estándares de la cedula solar .......................................................... 19
Tabla 3 Fórmula para caída de tensión ............................................................................ 29
Tabla 4 Requisitos de selección para el Módulo fotovoltaico ........................................... 71
Tabla 5 Temperatura de noviembre 2018 ........................................................................ 83
Tabla 6 Promedios de temperaturas 2018 ....................................................................... 84
Tabla 7 Temperaturas Max y Min, del mes más productivo ............................................. 84
Tabla 8 Cuadro de caída de tensión de los ramales ........................................................ 93
Tabla 9 Requisitos para seleccionar el inversor de Red .................................................. 95
Tabla 10 Cálculo de potencia y corriente generada Ac .................................................. 104
Tabla 11 Porcentaje de apoyo ....................................................................................... 105
Tabla 12 Datos previos de las áreas para PVWatts ....................................................... 109
Tabla 13 Presupuesto de componentes ......................................................................... 117
XV
ANEXOS
ANEXO A. Lamina A-06 ................................................................................................. 128
ANEXO B. Lamina A-28 ................................................................................................. 129
ANEXO C. Lamina IF-24 ................................................................................................ 130
ANEXO D. Lamina IF-09 ................................................................................................ 131
ANEXO E. Lamina IF-10 ................................................................................................ 132
ANEXO F. Lamina IF-11 ................................................................................................ 133
ANEXO G. Lamina IF-12 ............................................................................................... 134
ANEXO H. Lamina A-32 ................................................................................................ 135
ANEXO I. Lamina A-49 .................................................................................................. 136
ANEXO J. Lamina IF-16 ................................................................................................ 137
ANEXO K. Máximo número de conductores en tuberías ................................................ 138
ANEXO L. Máximo número de conductores en tuberías ................................................ 139
ANEXO M. Era solar 270w ............................................................................................. 140
ANEXO N. Yingli solar 280w .......................................................................................... 141
ANEXO O. Jinko 60 cell 265w ....................................................................................... 142
ANEXO P. Generalidades de inversor Symo ................................................................. 143
ANEXO Q. Comunicación de varios inversores ............................................................. 144
ANEXO R. Inversores en paralelo .................................................................................. 145
ANEXO S. Conexión y comunicación de Smart meter ................................................... 146
ANEXO T. Compatibilidad de inversores ....................................................................... 147
ANEXO U. Ficha técnica smart meter ............................................................................ 148
ANEXO V. Interface IN / OUT, DATACOM .................................................................... 149
ANEXO W. Conector RJ45, RSS422 ............................................................................. 150
ANEXO X. Generalidades y Seguridad .......................................................................... 151
ANEXO Y. Conexión CC lateral ..................................................................................... 152
XVI
ANEXO Z. Ficha técnica Sunny tripower ........................................................................ 153
ANEXO AA. Ficha técnica Fronius Symo 5.0-8.2 ........................................................... 154
ANEXO BB. Ficha técnica Fronius Symo 10-20 ............................................................. 155
ANEXO CC. Eficiencia de inversor Fronius .................................................................... 156
ANEXO DD. Ficha técnica Sirio k12-k33 ........................................................................ 157
ANEXO EE. Características de conductores DC TOP CABLE ....................................... 158
ANEXO FF. N2XOH UNIPOLAR.................................................................................... 159
ANEXO GG. Conexión de transformadores de corriente para el Smart meter 50kA-3 ... 160
ANEXO HH. Revista Colombia de tecnologías de avanzada-Algoritmos más usados y
mejores .......................................................................................................................... 161
XVII
INTRODUCCION
El siguiente trabajo está enfocado en la utilización de la energía solar, la cual por medio de
sus resultados de ahorro energético y de costo ha demostrado ser la energía renovable del
futuro, dando a lugar el interés de muchos en empezar a implementarlo en el Perú. En esta
oportunidad se ha seleccionado la tecnología fotovoltaica en beneficio al establecimiento de
salud (C.S. Haquira). El ministerio de Salud viene implementando acciones de mejores
dirigidas al sector salud, para cumplir con eficiencia, equidad y calidad de los servicios de
salud en nuestro país. Dentro de su cartera de trabajos han asignado al C.S. Haquira ubicado
en la Región de Apurímac para el mejoramiento de sus servicios, implicando ampliación de
servicios, equipamientos, niveles, etc. Por lo tanto, a razón de esta intervención al C.S.
presentará mayor carga eléctrica por consumir, es donde ahí surge la necesidad de cubrir
dicha carga por medio de la tecnología fotovoltaica, compartiendo la carga eléctrica que
requiera el C.S entre la red pública y la generada por el arreglo de los paneles fotovoltaicos.
De esta manera contribuimos a un grado de autoconsumo al C.S. reduciendo la exigencia de
carga a la distribuidora eléctrica y por otra parte a reducir el importe a pagar del C.S. Haquira.
Para el mencionado proyecto, este informe se elaboró en cuatro capítulos, en el primer
capítulo se dará a conocer el problema, el objetivo del proyecto, alcances y limitaciones, para
luego pasar al segundo capítulo en donde se reúne la información que abastecerá a esta
investigación, para el tercer capítulo se mostrara el análisis, diseño, y selección para llevar a
cabo este proyecto; es decir la solución al
XVIII
problema, y para finalizar en el cuarto capítulo se presentará los resultados obtenidos de
los análisis del capítulo anterior así como los conclusiones del proyecto.
XIX
CAPITULO 1
ASPECTOS GENERALES
1.1 Definición del problema
1.1.1 Descripción del problema
Cada año las empresas de distribución eléctrica otorgan más electrificación a las zonas
rurales (Apurímac) por encargo del estado, sin embargo, debido a la lejanía que se
encuentran las zonas pobladas y sus distintas trayectorias, en ocasiones no es eficiente
cubrir la demanda máxima total, manifestando irregularidades en la calidad de la energía
eléctrica. El ministerio de Salud en su labor de brindar mejores y nuevos centros de salud
viene implementando acciones dirigidas a la construcción de un nuevo Sector salud con
equidad, eficiencia y calidad para disminuir las actuales brechas sanitarias y mejorar las
condiciones de vida de la población.
Como parte de la política de fortalecimiento de la atención primaria en salud, el Centro de
Salud Haquira ha sido incluido en el listado nacional de establecimientos de salud
estratégicos, aprobado por R.M. N°632-2012/MINSA el 20 de julio del 2012, modificado
por la R.M. N°997-2012/MINSA del 20 de diciembre del 2012.
1
Figura 1. Ingreso principal al C.S. Haquira, región de Apurímac.
Fuente: (Elaboración propia)
Para este mejoramiento del C.S. se lleva a cabo múltiples cambios, los cuales son
instalaciones de nuevos y/o reposición de equipos médicos como Rayos X, Autoclave
para residuos sólidos, etc.; en la parte de instalaciones eléctricas presentan, nuevos y
reposición de alumbrados, termas eléctricas, estabilizador, etc., también en la parte de
instalaciones mecánicas y sanitarias. Todo esto provoca un aumento en el consumo
eléctrico al centro de salud (actual consumo energético promedio de 1995 kWh) y por
ende un aumento en el importe a pagar a la distribuidora eléctrica, encontrándose una
dificultad a los miembros encargados del C.S. de cubrir un gasto básico y necesario más
elevado, limitando el presupuesto del C.S. con otros gastos necesarios por cubrir, por otro
lado, se presenta un nuevo desafío para la distribuidora eléctrica; que es el de suplir esta
nueva carga mayor, aumentando sus insumos tanto materiales y servicios.
2
Figura 2. Recibo facturado por Electro Sur Este S.A.A. a C.S. Haquira
Fuente: (Electro Sur Este S.A.A., 2017)
3
Tabla 1 Cuadro de carga luego del mejoramiento al C.S. Haquira
Fuente: (Pronis, 2017)
1.1.2.1 Formulación del problema
Conociendo la nueva y mayor carga eléctrica del C.S. Haquira y en consecuencia el
mayor importe de consumo por cubrir. ¿Se podrá diseñar un sistema fotovoltaico on grid
de autoconsumo e inyección 0 conectado a la red eléctrica del centro de salud Haquira?
1.2 Definición de objetivos
1.2.1 Objetivo general
Diseñar un sistema fotovoltaico on grid de autoconsumo e inyección 0 conectado a la red
eléctrica del centro de salud Haquira, Apurímac.
1.2.2 Objetivos específicos
Determinar si un sistema fotovoltaico on grid de autoconsumo viene a ser beneficioso o
no en el C.S. Haquira, apurímac.
4
Encontrar que áreas de la cobertura del C.S. Haquira son pertinentes para ubicar los
módulos solares con el objeto de cuantificarlas e independizar su productividad
energética para no producir calentamiento de los módulos solares y así no dañar al
sistema fotovoltaico.
Determinar la cantidad de grupos de módulos solares y sus conexionados en serie y/o
paralelo, de forma que los parámetros eléctricos resultantes de estas conexiones sean los
adecuados que deban recibir cada inversor de red y así lograr un buen funcionamiento
del sistema fotovoltaico.
Determinar si en el cuarto técnico de tableros generales, bajo normas estándares de
instalaciones eléctricas y considerando las instalaciones eléctricas ya establecidas del
expediente técnico C.S. Haquira, la ubicación de la instalación de el/los inversor/es de red
resultante/s del campo fotovoltaico.
1.3 Alcances y limitaciones
1.3.1 Alcances
El presente trabajo tiene como fin el diseño e implementación de un sistema de
alimentación eléctrico con paneles fotovoltaicos para suministrar a la red eléctrica del
C.S. Haquira. Es parte del alcance, la integración del sistema eléctrico existente y el
nuevo sistema de sincronización a red. Instalado el sistema fotovoltaico, se realizará la
configuración del equipo Inversor de red de manera que si se presenta el evento que la
corriente generada sea mayor a la corriente de demanda del C.S. Haquira esta corriente
generada sea regulada o limitada para que este evento no ocurre, logrando evitar o
impedir la inyección de corriente a la red pública (Distribuidora eléctrica). Finalmente se
demostrará por medio de cálculos el porcentaje que cubrirá de la máxima potencia
diversificado del C.S. Haquira.
5
1.3.2 Limitaciones
En el presente trabajo de investigación implica las disciplinas eléctrica y instrumental; en la
parte eléctrica, nos enfocaremos en instalar los modelos fotovoltaicos y el inversor de red
conectado a red, el cual lo configuraremos para que no inyectar corriente a la red pública.
Mientras que en el parte de instrumentación se enfocará en el monitorio de la energía.
Este planteamiento se basa en dar un apoyo energético a la demanda energética de los
servicios del mejorado centro de salud haquira, en donde este no presenta banco de
baterías para dar un respaldo en la noche, por motivos que el estado no atiende
adecuadamente el tema de mantenimiento técnico en el Perú, en donde a largo plazo se
tendría que realizar un plan de inversión por la renovación de las baterías cuando las
baterías cumplan su tiempo de vida. También es necesario mencionar que en el
planteamiento del mejoramiento del centro de salud no contempla un área específica para
la ubicación y disposición de las baterías, por lo que diseñar un ambiente nuevo en este
establecimiento no es el propósito de esta investigación sino más conlleva a un tema
arquitectónico y de mayor envergadura.
Dentro de los cálculos posteriormente demostrados, el porcentaje de alcance que cubrirá
la energía generada al centro de salud en relación a la máxima demanda diversificado
será un máximo de un 15.62%.
1.4 Justificación
Á continuación se mencionará las diversas justificaciones que presenta este proyecto.
Este planteamiento ingenieril surgió a partir del mejoramiento del centro de salud Haquira,
detectando que este presentaría una nueva dificultad que afrontarían los miembros del
C.S. por superar, que viene a ser un nuevo y elevado importe de consumo eléctrico por
pagar. Para conllevarlo se ideó un sistema de alimentación eléctrico por medio del
sistema Fotovoltaicos “on grid” para suministrar un apoyo de energía a la red eléctrica del
centro de salud Haquira.
6
1.4.1 Justificación práctica
Este proyecto es justificado porque reduce el consumo energético de la red pública del
centro de salud haquira haciéndolo por medio de una energía renovable, el sol.
Este trabajo de investigación es flexible para aplicarlo en distintos centros poblados,
alejados, rurales o zonas inhóspitas que no presenta electrificación o escasa potencia,
pues sirve para resolver el problema que lleva a cabo trabajando el Perú por medio del
ministerio de energía y minas en electrificar zonas rurales o inhóspitas a la nación, por lo
tanto, con este trabajo, nos brinda una solución en generación energética como de apoyo
energético.
1.4.2 Justificación tecnológica
Conociendo que las distribuidoras eléctricas presentan dificultades en proporcionar
energía eléctrica basta y de calidad, en las zonas previamente ya mencionadas, este
proyecto es justificado tecnológicamente porque proporciona un apoyo de carga eléctrica
y energético a la red pública de la distribuidora eléctrica evitando o reduciendo así
demandas excesivas de la red pública escasa y/o lejana a estas zonas.
1.4.3 Justificación socioeconómica
Este proyecto incentiva y brinda la capacidad que un centro poblado o local pueda auto
suministrarse de energía eléctrica a sí misma por medio de una energía renovable,
impulsando a una sociedad de autoconsumo para cubrir sus necesidades energéticas,
logrando por ende un ahorro económico constante, de esta manera brinda la capacidad
de cubrir otras necesidades básicas y dar cabida a otras mejoras en la sociedad.
Adicionalmente, al ser este proyecto basada en una energía renovable, a causa del
ahorro económico este proyecto abre posibilidades a una ampliación en su envergadura y
así, a más ahorro y/o generación acumulativa.
7
1.4.4 Justificación ambiental
Este proyecto presenta justificación ambiental por que plantea la implementación de
energía renovable y como tal contribuye con la reducción de co2 la cual en su abundancia
de esta contamina y perjudica totalmente a la vida en el planeta.
1.5 Viabilidad del proyecto
1.5.1 Viabilidad económica
Está investigación es viable económicamente porque el Perú invierte en energía
renovable, esto lo podemos observar en la electrificación rural que viene realizando el
MEM (Ministerio de energía y minas) desde el 2018 viene invirtiendo al sector de energía,
instalando 80000 paneles fotovoltaicos en zonas rurales del Perú, como lo publica en su
página oficial del minem, aquí es donde vemos enfáticamente el alto interés que presenta
el estado peruano en invertir en energía renovable como son los sistemas fotovoltaicos,
por lo tanto se puede afirmar que el Perú invierte en energía renovable.
1.5.2 Viabilidad técnica
En el Perú existente diversos proveedores que proporcionan servicios y equipamiento de
la tecnología fotovoltaica, con los cuales podemos contactarnos y estos suplirnos de los
equipos necesarios para la instalación de este proyecto. A continuación, se menciona:
Autosolar Energía del Perú S.A.C, Panel solar Perú, Pro Viento S.A.C., Delta Volt.
8
CAPITULO 2
MARCO TEORICO
2.1 Antecedentes
2.1.1 Antecedentes Internacionales
Departamento Nacional de Planificación (2016), en “Instalación de sistemas fotovoltaicos
individuales en zonas no interconectadas” (pp.16,19,186); nos presenta todo un análisis de
los procesos que llevaría a realizar un suministro de sistema eléctrico a una casa familiar por
medio de la energía renovable solar fotovoltaico con baterías (aislado a red) en ella podemos
ver desde la cuestión si la entidad territorial tiene lo necesario para instalar el sistema
fotovoltaico, también recomienda que el personal comunitario capacitado en aspectos
técnicos generales lleven a cabo ejercicios cómo, conteo de equipos instalados por casa,
lectura de potencia instalada, el tipo de inversor, y cantidad de baterías por casa. Para la
operación y mantenimiento de la obra también menciona que el personal de la comunidad
ejercerá actividades de técnico gestos comunitario, tesorero, fiscal y secretario. Este
documento adicionalmente nos brinda un árbol de problemas y objetivos de las circunstancias
y consecuencias comunes de la carencia de electrificación en las zonas rurales. Por último,
también nos afirma que el proyecto debe tener la garantía de ser sostenible durante la vida
útil promedio de los paneles fotovoltaicos que vienen a ser 20 años, e inversores cada 12. En
definitiva, este proyecto tipo aporte para la electrificación rural buenas pautas a llevar a cabo
porque no solo nos guía para una instalación eléctrica adecuada sino incentiva a que el
personal comunal participe en todo el proceso y posterior
9
también. En conclusión, este documento es una buena herramienta a considerar para la
implementación de un sistema fotovoltaico no interconectada en zonas rurales.
Miranda (2016), en su tesis “Diseño de sistema de generación fotovoltaica para viviendas
conectadas a la red de distribución, en el contexto de la ley n°20.571”, nos muestra un
marco de cambio o transcendencia en el aspecto industrial ya que debido a la tecnología
que cada vez avanza más hasta el margen de un uso, instalación y control para la
mayoría de las personas en general y/o una comunidad interesada; es en poder disponer
de su propia energía eléctrica generada, llega a entablar un acuerdo con las empresas
distribuidoras de energía eléctrica en inyectar energía a estas, por lo cual este evento se
da y es posible gracias a la ley n°20.571 que nos expone siendo a favor del consumidor y
así abrimos a nuestras puertas de la rentabilidad en la tecnología. Esta ley que expone
Millaray, fue aprobada en abril del 2012 en su nación Santiago de chile, como nos explica
en su tesis. En su trabajo de investigación llega a concluir que los sistemas fotovoltaicos
para viviendas no son tan rentables como lo podrían ser en casos de colegios
condominios o centros comerciales por razones que estos presentan una existencia de
economía de diferente escala y las horas de consumo y generación coinciden a diferencia
de las viviendas y también por la escala de tamaño.
Ramos y Luna (2014), en su investigación “Diseño de un sistema fotovoltaico integrado a
la red para el área de estacionamiento de la universidad tecnológica de salamanca” ,(pp.
5, 6, 99), realizan un proyecto similar, en donde evalúan la ubicación más optima en el
valle de Santiago, e indican que la parte más crítica del proyecto son diferentes estudios,
como la radiación de la zona (por medio de un medidor de radiación marca Mac-Solar), el
estudio de consumo energético y el plan de acción en ahorro energético, y un estudio
socioeconómico para la factibilidad, estos factores se les presento ya que el lugar no
10
presentaba la zona adecuada y optima altura para los modulo además de considerar los
recursos escasos para la factibilidad del proyecto en el valle. En sus conclusiones, vemos
la energía consumida sin embargo no expresa una comparación con el ahorro energético
producida o proporción con la máxima demanda, tampoco un análisis de tiempo de
recuperación.
Esteve (2011), en su trabajo “Energización de las zonas no interconectadas a partir de las
energías renovables solar y eólica”, la expositora realiza una eficiente investigación, pues
analiza los ámbitos correspondientes y necesarios a leyes referentes a la energización en
las zonas no interconectadas de Bogotá, Colombia, para abastecer de energía a los
centros poblados pequeños, los cuales no están interconectadas. También hace un
aspecto predominante de la energía renovable solar en comparación con la eólica, debido
que la energía solar viene a ser más favorable para la mayoría de los municipios, a
diferencia de la energía eólica podría ser tan beneficiosa en centros poblados más
grandes como cabeceras departamentales y municipales. Concluye por medio del análisis
realizado que en el mes menos favorable se obtuvo 4kWh/m2 de radiación, siendo este
un valor importante para tener en cuenta como solución alternativa la energía solar en las
zonas no interconectadas.
2.1.2 Antecedentes Nacionales
Tinoco y Huamani (2013), en su tesis de la UNI llamado “Microgeneración distribuida con
sistemas fotovoltaicos en viviendas urbanas para mitigar impactos ambientales”, realizado por
los ingenieros, nos ofrecen una herramienta de estudio para la implementación de futuros
proyectos similares en nuestro país, esto consiste en instalar 500 paneles fotovoltaicos en la
provincia de lima, sin baterías de acumuladores, junto con el inversor conectado a la red, los
cuales producirían la energía eléctrica en las horas de luz solar, satisfaciendo las necesidades
del usuario(cargas); es decir alimentando las propias cargas de las viviendas y el excedente
suministrándose a la red pública de la empresa de servicios
11
eléctricos, de esta manera las mediciones del contador de energía de doble sentido
permitirán valorizar la facturación correspondiente a favor del cliente o a la empresa de
suministro eléctrico en el punto de alimentación.
De la cruz (2014), en su tesis “Optimización del sistema solar fotovoltaico para la
generación de energía eléctrica en viviendas aisladas altoandinas”, realizó este proyecto
en la cual pone a evaluar la optimización de la elevación, el acimut y la ubicación del
controlador de carga respecto a los paneles fotovoltaicos de esta manera optimizar la
estructura del soporte del módulo fotovoltaico. Las pruebas y adquisición de datos del
proyecto se realizaron en Yanacancha y en San José de Quero, donde se realizó las
pruebas y mediciones. Como conclusiones muestra el modelo matemático de la
generación de energía eléctrica a partir de sus factores. También muestra un rango de
potencia generada de las distintas combinaciones que realizo en su búsqueda de la
optimizar del sistema solar fotovoltaico.
Chigne, Carolina de Fátima, Zúñiga, Malú (2015), en su tesis “Proyecto de prefactibilidad
para la implementación de energía solar fotovoltaica y térmica en el campamento minero
comihuasa”, aquí los autores nos exponen propuestas para abastecer la carga eléctrica y
reducir el costo de energía eléctrica al campamento en mención por medio de la energía
renovable solar, en esta oportunidad proponen con la tecnología de energía fotovoltaica y
energía térmica o propiamente dicho termas solares, como resultados nos muestran
resultados de promedios de impactos negativos y positivos, entre otros, un dato
resaltante puede ser la afirmación de dejar de emitir 283.05 tCO2/anual. También
concluyo que la mina en mención posee las condiciones necesarias para que pueda
aprovechar de la energía renovable solar en particular. Por último, recomienda realizar
este proyecto con otro campamento minero para aumentar el ahorro.
Dionicio y Naupari (2016), en “Instalación de un sistema fotovoltaico domiciliario en
beneficio de la calidad de vida de la localidad de huarascalle, Ancash” (pp.11, 71); Este
12
proyecto es un apoyo a la electrificación que continúa realizando el Perú en las zonas
rurales, su meta es abastecer a 6 locales relevantes entre ellas 2 viviendas, realizándolo
a través de cálculo de cargas de consumo, con sus respectivas baterías. Es decir, una
instalación fotovoltaica aislada con banco de baterías por vivienda, el aporte de este
proyecto es el valor de beneficio mostrado por medio de encuestas realizadas a los
pobladores expresados en graficas de Excel.
2.2 Fundamento teórico
El trabajo a desarrollar está enfocado en el uso de los paneles fotovoltaicos
conjuntamente con el dispositivo que canaliza y concentra la energía y se encarga de
usarla a necesidad del usuario, el inversor de red, por lo tanto, nos concentraremos en
entender y definir estos equipos y sus parámetros que los gobiernan.
2.2.1 La energía
Tiene como definición aquello que no se puede ver, tocar, pesar, oler u ocupar un
espacio; es decir, no podemos percibirlo con nuestros sentidos con facilidad, este
concepto de energía está asociado a objetos o a un sistema material, afirma Fernández
(2009): “Se puede definir como algo que no se puede ver, no se puede tocar, no ocupa
lugar. Ver, tocar, pesar, etc., son acciones que podemos realizar sobre objeto, sobre un
sistema material y lo que ocurre es que la energía no es un sistema material.” (p.1).
Una característica importante de la energía es su transformación menciona fernandez
(2009): “Un hecho importante respecto a la energía es su transformación (…), no existen
pérdidas y se podría establecer el conocido principio de conservación de la energía: la
energía ni se crea ni se destruye, sólo se transforma” (p.5). De esta manera la energía
presenta la cualidad que los cuerpos o sustancias la contenga, y no que el cuerpo o la
sustancia sea propiamente llamada energía, sino simplemente que lo posee; además por
medio de esta energía tienen la cualidad de cambiar su propio cuerpo u otros cuerpos.
13
La energía (del griego enérgueia, “que contiene trabajo”) es una propiedad que se
encuentra asociada a los sistemas materiales. Gracias a esta propiedad los
cuerpos tienen capacidad para producir cambios en otros cuerpos o en ellos
mismo. Por ejemplo, podemos decir que la gasolina es una sustancia (sistema
material) pero no es energía, sin embargo, si podemos decir que la gasolina tiene
energía ya que con ella podemos producir estos cambios de los que hablamos
(Fernández, 2009, p.1).
2.2.2 Energía no renovable
Es aquella energía que en un principio se encuentra almacenada y finita. Fernández
(2009) afirma: “Se define usualmente como fuente de energía no renovable a aquella que
está almacenada en cantidades inicialmente fijas, comúnmente en el subsuelo. A medida
que se consume un recurso no renovable, se va agotando” (p.1). Mientras se aprovecha
de esta energía al mismo tiempo se va a agotando su fuente.
2.2.3 Energía renovable
A diferencia de la energía no renovable esta energía se obtiene de una fuente cuya
cantidad es prácticamente infinita. Fernández (2009) afirma: “Se llama fuente de energía
renovable a aquella que, administrada en forma adecuada, puede explotarse
ilimitadamente, es decir, su cantidad disponible (en la tierra) no disminuye a medida que
se aprovecha” (p.2). A su vez, la fuente de esta energía no se va reduciendo conforme se
va usando en el tiempo.
El uso de las energías renovables es una buena práctica o clave para alcanzar un futuro
prácticamente ideal para las personas y el medio en el que vivimos.
Las energías renovables son, junto con el ahorro y la eficiencia energética, la llave
para un futuro energético limpio, eficaz, seguro y autónomo. Un futuro que debe
hacerse presente con medidas urgentes y decididas, como única forma de evitar la
amenaza nuclear y el calentamiento global del planeta, problemas que se deben a
14
nuestro desenfrenado consumo de energía y a su irresponsable e irracional modo
de producción. (Fernández, 2009, p.3)
De esta forma empezar a considerar las energías renovables como alternativa
fundamental.
Hasta en la actualidad las fuentes de energías más usadas son el carbón, gas natural, el
petróleo y la energía nuclear, siendo estas las más contaminantes, esto afirma fernandez
(2009): “El concepto de “energías renovables” excluye fuentes de energía como el
carbón, el petróleo, el gas natural, y la energía nuclear, las más empleadas en la
actualidad, y también las más contaminantes” (p.3).
Es importante mencionar que las energías renovables toman parte para la reducción del
dióxido de carbono, según fernandez (2009) afirma: “La energía renovable desempeña un
papel importante en la reducción de las emisiones de dióxido de carbono (CO2)-lo cual es
un objetivo fundamental en la UE” (p.14).
2.2.3.1 Energía solar
Llamado como la parte de la luz del sol que ilumina el área terrestre. Fernández (2009)
afirma: “La energía solar, como recurso energético terrestre, está constituida simplemente
por la porción de la luz que emite el sol y que es interceptada por la tierra.” (p.3).
2.2.3.1.1 Irradiancia
Parámetro para medir la energía solar recibida en un intervalo de tiempo, lugar y definida
en unidades de W/m2. Así lo afirma Lorenzo (2006): “Es la magnitud que describe la
radiación o intensidad de iluminación solar que llega hasta nosotros medida como una
potencia instantánea por unidad de superficie. Sus unidades en el SI (Sistema
internacional) son el w/m2.” (parr. 24).
15
2.2.3.1.2 Irradiación
Potencia recibida en un determinado tiempo y una unidad de superficie, medido en kilo
watts hora por cada metro cuadrado. Según tobajas (2015) lo afirma: “Energía incidente
en una superficie por unidad de tiempo.” (p.36).
2.2.3.1.3 Medidor de radiación solar
Elemento que sirve para la medición de la radiación solar en general. Según guerrero
(2017) afirma: “El piranómetro es el dispositivo que se suele usar para la medida de la
radiación solar global” (p.146).
Figura 3. Piranómetro.
Fuente: (guerrero, 2017, p.147)
2.2.4 Efecto fotoeléctrico
Este fenómeno viene a ser la capacidad que posee un objeto metálico en proporcionar
electrones. Fernández (2009) afirma: “La energía solar fotovoltaica está basada en el
efecto fotoeléctrico, y consiste en la cantidad de electrones que un metal es capaz de
proporcionar cuando recibe del sol una radiación del tipo fotónica” (p.10). Esto a partir de
la exposición de la radiación (luz solar) fotónica sobre este objeto metálico.
16
Figura 4. Efecto fotoeléctrico.
Fuente: (Grupo de El CSIC en la Escuela, 2017, parr.14)
El efecto fotoeléctrico está basado en la siguiente ecuación: = ℎ
Donde:
E, es la energía que proporcionan los fotones.
h, la constante de Planck = 6.62x10-34 J.s.
f, frecuencia en Hz o en ciclos/segundos de las ondas de luz.
2.2.5 Célula Solar
Es el componente base para la formación de los paneles fotovoltaicos, conformado por dos
capas de semiconductores de silicio uno llamado del tipo n y otro del tipo p, entre estos se
encuentra la unión P-N. Esto lo indica Tobajas (2015): “La célula solar fotovoltaica está
formada por la unión de dos materiales semiconductores de silicio dopado (impurezas en el
silicio), uno tipo N y otro tipo P haciendo la unión P-N o unión diodo” (p.11).
Al recibir la luz solar la célula solar fotovoltaica, en ella aparecen un campo eléctrico por
la presencia de electrones en la capa N y a la vez aparecen huecos en la capa P.
Al incidir la luz solar aparece un campo eléctrico desde la zona N, donde
están los electrones libres, hasta la zona P, donde existen los huecos,
17
aunque dentro del semiconductor las cargas están compensadas, aparecen
polarizadas localizadas en la interfase unión P-N. (Tobajas, 2015, p.11)
Obteniéndose así una polaridad la cual es captada o capturada por los terminales
metálicos presente sobre la capa N y bajo la capa P.
Figura 5. Estructura de una célula solar
Fuente: (Guerrero, 2017, p.96)
18
Tabla 2 Parámetros estándares de la cedula solar
Fuente: (Revista de prototipos tecnológicos, 2017, p.10)
2.2.6 Panel fotovoltaico
Formado por la matriz de células solares conectados en serie y/o paralelo, con la
disposición para varíalas para conseguir algún valor más deseado. Así lo afirma guerrero
(2017): “Un panel solar o fotovoltaico está formado por varias células idénticas
interconectadas eléctricamente, en serie y/o paralelo, de forma que la tensión y corriente
que pueda suministrar el panel se ajuste al valor deseado.” (p.65).
2.2.6.1 Panel solar monocristalino
Estos paneles fotovoltaicos tienen el rendimiento más elevado de 20% y 24%, se
consiguen a partir de la adquisición del silicio en su forma pura, por ello su mayor
rendimiento y costo moderadamente alto.
Panales solares monocristalinos: proporcionan el rendimiento más elevado, alrededor
del 20% en la fabricación en serie y un 24% en modelos de laboratorio. Se obtienen
de silicio puro fundido y dopado con boro, su inconveniente es que tienen un precio
medio alto. (Tobajas, 2015, p.12)
19
2.2.6.2 Paneles solar policristalinos
Los siguientes paneles fotovoltaicos vienen a ser los policristalinos cuyo rendimiento llega
a 12% y 14%, estos en su fabricación poseen menos cantidad de silicio y por ende su
precio es más aceptable o reducido. Tobajas (2015) afirma:
Proporcionan un rendimiento entre 12 y 14%, tiene un espesor reducido de varias
micras. Se diferencian de los paneles monocristalinos en que son de forma
cuadrada, esto hace que se aproveche mejor el espacio entre las células que
componen el panel solar, también se tendrá en cuenta que el coste por panel es
menor, ya que se aplica menos silicio en su fabricación y su proceso es menos
complicado. (p.13).
Diferenciándose de los paneles monocristalinos, que son cuadrados.
Figura 6. Módulo fotovoltaico, monocristalino y policristalino.
Fuente: (Autosolar, 2018, parr.1)
2.2.6.3 Paneles de conexión a red
Son módulos fotovoltaicos que presentan características eléctricas estándares diseñados
para instalaciones fotovoltaicas grandes, así lo dice Autosolar (2020): “Las placas
fotovoltaicas de conexión a red o las también llamadas placas solares de 60 células son
20
una medida estandarizada de paneles muy utilizados en las grandes instalaciones de
conexión a red y tienen unas características muy específicas de tensión.” (parr.1).
Estos módulos los encontramos en un rango de potencia de 250 a 300w. Así lo indica
Autosolar (2020): “Un panel solar de conexión a red ofrece una potencia entre los 250 a
300w para las células normales de silicio policristalino o silicio monocristalino.” (parr.1).
2.2.6.4 Estructuras Coplanares
Son aquellos elementos de fijación para módulos fotovoltaicos que permiten una
instalación con una inclinación del mismo valor que el tejado donde ira instalado. Así lo
indica Saclima solar fotovoltaica (2016): “Éstas se fijan al techo de los edificios utilizando
dos perfiles de aluminio sobre los que posteriormente se colocarán los paneles solares.
Dichos panales tendrán la misma inclinación que el ángulo del tejado sobre el que se
monte la estructura.” (parr.3).
2.2.7 La energía Solar Fotovoltaica
Se le considera energía solar fotovoltaica a aquella energía que se obtiene a partir de una
conversión a base de la luz a un diferencial de potencial, siendo esto posible por medio
de celdas fotoeléctricas. Fernández (2009) afirma: ““Se llama “fotovoltaica” a la energía
solar aprovechada por medio de celdas fotoeléctricas, capaces de convertir la luz en un
potencial eléctrico, sin que tenga lugar un efecto térmico. Esta conversión se realiza sin
tener pérdidas de calor generadas.” (p.4).
21
Figura 7. Formación de un módulo o panel solar fotovoltaico.
Fuente: (Tobajas, 2015, p.14)
2.2.7.1 Curva I-V
Esta es una curva característica que todo módulo fotovoltaico presenta, esta nos muestra
los valores de los parámetros de tensión y corriente que alcanzan el módulo cuando las
condiciones de radiación y temperatura son 1000W/m2 y 25°C respectivamente.
El panel solar fotovoltaico A-135 es un módulo formado por silicio del tipo
policristalino, del que se obtienen 135w cuando el sol nos proporciona una
radiación de 1.000W/m2 como observamos en las de características eléctricas del
panel solar, puede variar en un +-5%. (…) y describe el punto de máxima potencia
o Wp (vatio pico) que corresponde al producto. (tobajas, 2015, p.15)
La imagen nos muestra la potencia máxima que alcanza el producto bajo estas
condiciones.
22
Figura 8. Curva característica A-135P corriente vs tensión
Fuente: (Tobajas, 2015, p.15)
2.2.8 Configuración de módulos fotovoltaicos
Los módulos fotovoltaicos no se recomiendan instalarlos de distintas marcas o modelos,
así lo afirma tobajas (2018): “Como norma general nunca conectaremos entre sí módulos
de distintas características ni de distintos fabricantes” (p.14).
23
Figura 9. Sistema de agrupamiento y conexión de paneles.
Fuente: (Tobajas, 2018, p.16)
Al conectar de forma paralela los módulos, la corriente resultante es la suma de cada
módulo. Tobajas (2018) afirma: “La intensidad total en módulos conectados en paralelo
será la suma de la intensidad de cada módulo” (p.15).
Al conectar de forma serial los módulos, la tensión resultante es la suma de cada módulo.
Tobajas (2018) afirma: “La tensión total en módulos conectados en serie será la suma de
la tensión de cada módulo” (p.15).
24
2.2.9 Eficiencia de producción
2.2.9.1 Perpendicularidad
La producción energética de los módulos está en función de la perpendicularidad de los
rayos solares sobre los módulos, esto lo afirma mpptsolar (2011-2020): “como los paneles
fotovoltaicos son más productivos cuando los rayos del sol son perpendiculares a su
superficie” (parr.2).
2.2.9.2 Azimut
Es el ángulo barrido que se determina hacia la dirección al sur, así lo indica Tobajas (2018):
“Ángulo que mide la desviación respecto al hemisferio sur” (p.41).
2.2.9.3 Dependencia de una célula o panel fotovoltaica en una conexión serie
Además, debemos de considerar lo mencionado por bo hanus (2012) que dice: “Siempre
circula por todas las células la misma intensidad de corriente eléctrica determinada por la
corriente de la célula más débil” (p.27). De lo que entendemos que lo mismo ocurre con
algún módulo conectado en serie; es decir que, si un panel produce una corriente menor,
los demás paneles del ramal en serie circularán esta misma corriente menor, limitando la
generación de corriente que se debería obtener del ramal de paneles en serie. Esto es
puntual a la hora de agrupar los paneles en serie sobre el techo por la orientación y
separación.
25
Figura 10. Intensidad de corriente determinada por célula más débil
Fuente: (Bo hanus, 2012, p. 27)
2.2.9.4 La intensidad varía en función de la radiación.
La intensidad de corriente de las células fotovoltaicas varía en proporción directa a la
radiación que recibe, mientras que la tensión varia levemente.
La intensidad aumenta con la radiación, permaneciendo la tensión más o menos
constante. Es importante tener presente este efecto, ya que los valores de la
radiación varían a lo largo de todo el día en función del ángulo del sol con el
horizonte, por lo que es importante la adecuada colocación de los paneles y la
posibilidad de cambiar la posición a lo largo del tiempo, según la hora del día o la
estación del año. (Guerrero, 2017, p.79).
Conforme transcurre el día esta radiación incrementa y disminuye variando la corriente
circulante por la célula y por ende al panel.
Del mismo modo, la radiación es afectada por el cielo si es cubierto o no. Tal como indica
Guerrero (2017): “Un mediodía a pleno sol equivale a una radiación de 1000 W/m2.
Cuando el cielo está cubierto, la radiación apenas alcanza los 100 W/m2.” (p.80).
26
2.2.9.5 Rendimiento por temperatura
El rendimiento de los paneles fotovoltaicos incrementa cuando la temperatura del
ambiente sea menor a 20°C.
En el caso del panel solar fotovoltaico que estamos referenciando se toma la
temperatura media ambiente de 20°C, ahora bien, en el caso de que la
temperatura media ambiente fuese superior a la indicada, el rendimiento del panel
disminuiría, en el caso contrario, aumentaría. (Tobajas, 2018, p.14)
De manera contraria disminuirá si la temperatura del ambiente aumenta. Es a raíz de los
20°C porque es a esta temperatura es donde se realiza las STC.
Figura 11. TONC y STC
Fuente: (Tobajas, 2018, p.14)
2.2.9.6 Temperatura de trabajo de célula
Temperatura a la cual la célula se encuentra trabajando considerando la temperatura del
ambiente e irradiancia. Así lo dice Insa (2019): “La temperatura de trabajo de la célula está
27
relacionada con la temperatura ambiente y la irradiación y se puede obtener mediante la
siguiente fórmula:” (parr. 8).
= + . TONC−20800……(1)
Tc= Temperatura de célula
Ta= temperatura de ambiente
G=Irradiancia
TONC= Temperatura de operación nominal de la célula
2.2.9.7 Caída de Tensión
Es la diferencia de valor medido de las tensiones entre la carga final y la fuente
suministradora de corriente. Ruiz (2015) Por lo anterior, podemos decir que como resultado
de la corriente eléctrica que circula por el conductor o circuito de fuerza y debido a la
resistencia que presenta el mismo se produce una cierta caída de tensión eléctrica. Al efecto
de la disminución de la magnitud o valor de la tensión al final del circuito se le conoce como
“caída de tensión”. A este fenómeno se le conoce caída de tensión.
Este fenómeno está sujeto a diferentes circunstancias de la aplicación como describe la
imagen.
Figura 12. Factores que afectan la caída de tensión
Fuente: (Ruiz, 2015)
28
Tabla 3 Fórmula para caída de tensión
Nota: S=Sección del conductor, en mm2. I= Intensidad de corriente, en amperios. V=Caída de
tensión, en voltios. L=Longitud del conductor, en metros. ρ: la resistividad del material equivalente
a 1/K, donde K es conductibilidad eléctrica, para el cobre 56. Fuente: (Tierras Insólitas, 2020)
De la tabla 3 podemos extraer la fórmula de la siguiente forma: ∆ = 2K.L
.S.I…….(2)
2.2.10 Potencia DC
La potencia que entrega el módulo fotovoltaico está determinada por el producto de I y V.
Así lo afirma guerrero (2017).
Si se conecta una determinada carga al panel, el punto de trabajo vendrá
determinado por la corriente I y la tensión V existentes en el circuito, (…). La
potencia que el panel entrega a la carga está determinada por la siguiente
ecuación. (Guerrero, 2017, p.77)
Es decir, de la siguiente expresión. = …(3)
2.2.11 Inversor fotovoltaico
Son elementos que nos proporcionan corriente alterna a partir de la corriente continua,
esto lo afirma guerrero (2017): “Así se denomina inversor al elemento que trasforma la
CC en CA; (…).” (p.117).
Para suministrar a cargas que necesiten esta corriente. Los inversores como
convertidores electrónicos de potencia son hechos con diodos, tiristores, etc.
29
Los convertidores electrónicos de potencia se basan en el uso de componentes
tales como diodos, tiristores (similares a los diodos, pero con un terminal de
control), etc., con el fin de realizar la conversión de una señal de entrada a otra de
salida. (guerrero, 2017, p.117)
Así logra convertir la señal de entrada en señal de salida.
Figura 13. Inversor fotovoltaico Sunny boy.
Fuente: (Delta Volt, 2011-2020, parr.10)
2.2.11.1 Conversor DC a AC
2.2.11.1.1 Bobina
Componente eléctrico conformado por el acto de hacer muchas espiras con un hilo de
cobre.
La bobina o inductor es formado de un alambre conductor con el cual se ha hecho
espiras a manera, en su forma más sencilla, de un resorte. (…). Pero en la bobina
si existe oposición al paso de la corriente, y esto sucede solo en el momento en
que se hace la conexión a fuente de voltaje y dura por un tiempo muy pequeño.
(Electrónica Unicrom, 2020, parr.2)
30
En la bobina se presenta una leve oposición a la corriente y sucede en el instante cuando
se conecta a la tensión.
2.2.11.1.2 Condensador electrolítico
Componente eléctrico, constituido por dos capas metales separadas por un elemento
aislante. Así lo afirma Nieto (2015): “Un condensador es, básicamente, un componente
fabricado a base de capas conductoras separadas por un elemento aislante” (parr. 8).
Según Nieto (2015) nos indica que: “Al añadir un condensador a la salida del diodo,
amortiguamos la onda, debido a que el condensador se carga mientras la onda asciende,
y se descarga lentamente cuando desciende. De esta premisa podemos afirmar que el
condensador se comporta como un suavizador de tensión, ya que se descarga cuando la
tensión aplicada al condensador desciende.
2.2.11.1.3 Filtro LC
Los filtros LC están compuesto por una bobina y un condensador. Así lo dice Prometec
(2020): “Los Filtros LC son uno de los tipos de filtro más básicos en electrónica. Un filtro
LC en su forma más básica, se componen simplemente de una bobina y de un
condensador” (parr.1).
Figura 14. Esquema de un filtro L-C
Fuente: (Prometec, 2020)
Estos filtros son usados para obtener una tensión del inversor más constante. Arrillaga y
Eguíluz (1994) afirman que: “A fin de conseguir una tensión aproximadamente constante
31
para el inversor, normalmente se conecta un filtro L-C a la salida del rectificador trifásico”
(p.140). Este filtro sirve para suavizar los rizados de tensión y de corriente.
2.2.11.1.4 Tiristor
Semiconductor muy usado en el campo de la potencia por su capacidad de soportar
tensiones y corrientes más elevadas que los demás semiconductores. Es usado para
permitir o impedir el flujo de corriente.
El tiristor es un semiconductor de potencia que se utiliza como interruptor, ya sea
conducir o interrumpir la corriente eléctrica, a este componente se le conoce como
de potencia por que se utilizan para manejar grandes cantidades de corriente y
voltaje, a comparación de los otros semiconductores que manejan cantidades
relativamente bajas. (Ingeniería Mecafenix, 2018, parr.1)
El tiristor está conformado por 3 patillas comúnmente conocidas como ánodo, cátodo y
gate.
Están conformados por 3 terminales un ánodo, un cátodo y una compuerta o
mejor conocida “gate”, su funcionamiento se asemeja al de un relevador o un
interruptor mecánico, ya que cuando aplicas una corriente a la terminal gate este
se activa y obtiene la característica de dejar pasar a la electricidad. (Ingeniería
Mecafenix, 2018, parr.2)
Cuando se aplica corriente en la patilla gate permite el paso de la corriente de ánodo a
cátodo.
32
Figura 15. Componente semiconductor tiristor
Fuente: (Ingeniería Mecafenix, 2018)
2.2.11.1.5 Spwm
Es el tren de pulsos coordinados para el control de cierre y apertura de los transistores de
potencia. Es la técnica más usada en los inversores trifásicos para lograr su cometido.
Típicamente, la técnica de modulación sinusoidal PWM o SPWM es la técnica
más usada para generar las señales lógicas de activación de los transistores de
potencia de un inversor trifásico. En esta técnica, los estados de encendido (on) y
apagado(off) de los transistores son generados mediante la comparación de una
señal de referencia sinusoidal llamada moduladora con una señal triangular de
mayor frecuencia conocida como portadora. (Díaz y Dávila, 2014, p.1)
Esta señal digital se genera a partir de la comparación de dos señales, una señal
referencial sinusoidal la cual se llama moduladora y otra señal de forma triangular de alta
frecuencia, llamada portadora. Dándonos una señal de pulsos en donde el ancho de los
pulsos es equivalente a los intervalos de tiempos donde la señal moduladora es mayor
que la señal portadora. Descrita en la siguiente figura.
33
Figura 16. Señal SPWM generada a partir de comparar una señal triangular y una sinusoidal
Fuente: (Semanticscholar, 2017)
Figura 17. 03 señales moduladoras 120° y portadora; Spwm 1, Spwm 2, Spwm 3
Fuente: (Sapiensman, 2020)
En esta figura tenemos las 3 señales adecuadas spwm Vak, Vbk y Vck para el inversor
trifásico figura 18. y desfasadas 120°. Vab es la tensión de línea entre A y B.
34
2.2.11.1.6 Inversores trifásicos
Equipo electrónico con componentes de potencia, que nos proporciona una señal
senoidal trifásica a partir de una fuente continua, esto lo logra a partir de dispositivos
conmutadores como Mosfets o tiristores, etc. La conmutación de los dispositivos tiene
una secuencia adecuada para obtener las tres señales de forma simétrica y balanceada.
El objetivo de un inversor trifásico es generar energía eléctrica de corriente alterna
a partir de una fuente de energía de corriente continua, con magnitudes y
frecuencias deseadas. Se constituye principalmente por dispositivos electrónicos
de potencia, que trabajan como interruptores operando en corte y saturación con
una secuencia apropiada para obtener tres tensiones de salida simétricas y
balanceadas. Cualquier tipo de inversor (monofásico o trifásico) utilizan
dispositivos con activación y desactivación contralada (es decir BJT, MOSFET,
IBGT, MCT, SIT, GTO) o tiristores de conmutación forzada, según la aplicación.
(Nevárez, 2018, parr.1)
Figura 18. Esquema general de un inversor trifásico pwm.
Fuente: (Díaz, R. y Dávila, C., 2014)
Los inversores o convertidor DC/AC presentan una estructura de 6 conmutadores, tal
como vemos en la figura anterior, y una fuente continua conectada a esta estructura.
35
Los convertidores DC/AC, conocidos también como inversores, (…) Estos
dispositivos tienen una estructura (…), donde una fuente de voltaje DC estable se
conecta a un arreglo de 6 elementos de conmutación (tales como IGBT o
MOSFET) con el fin de generar la potencia de salida AC demandada por la carga.
(Díaz y Dávila, 2014, p.1)
También se observa en la figura anterior que cada par de conmutadores de la misma columna
son complementarios; es decir, mientras uno está cerrado el otro está en abierto.
Figura 19. Señales de salida del inversor trifásico con respecto neutro y desfasados 120. Fuente:
(Díaz, R. y Dávila, C., 2014)
En la figura 19. tenemos las 3 señales Va, Vb, Vc que salen del inversor trifásico figura 18.
evaluadas con respecto al neutro de la carga y estas se encuentran desfasadas 120°.
Como resultado, la señal medida entre los terminales de salida del convertidor con
respecto al neutro de la carga corresponde a una señal sinusoidal (…) Donde, Vp
es el voltaje pico, w es la frecuencia definida por la señal moduladora o de control
y Ø es el ángulo de fase correspondiente a 120°. (Díaz y Dávila, 2014, p.1)
2.2.11.2 Sistema de Inyección 0
Son sistemas con la capacidad de ajustar la potencia generada que otorga el inversor
para que esta no supere a las cargas de consumo, y así evitar que el excedente de
potencia por el sistema fotovoltaico no sea inyectada a la red pública.
Los sistemas de inyección 0, son dispositivos que miden en tiempo real la
producción solar y el consumo eléctrico real de una instalación, de forma que en el
36
momento en que la producción solar supera al consumo, se disminuye de manera
automática la producción solar para evitar la generación de kWh excedentarios
que serían enviados a la red eléctrica. (Solartradex, 2014, parr.5)
2.2.11.3 Tecnología Mppt
Cuyo significado de siglas son (Maximum power point tracking, es decir seguidor de punto
de máxima potencia) este convierte la corriente y la tensión continua a otros valores sin
dejar de ser continua para cargar la batería de la mejor manera.
Un regular solar MPPT (Maximum power point tracking seguidor punto de máxima
potencia), es un convertidor electrónico de corriente continua (CC) a corriente
continua (CC) que optimiza el flujo eléctrico entre la matriz solar (paneles
fotovoltaicos) y el banco de baterías. En pocas palabras, convierten una salida de
corriente continua (CC) de mayor voltaje de los paneles solares a la tensión
necesaria para cargar las baterías. (Generatuluz, 2020, parr.1)
Controlando su tensión y corriente de salida a favor de optimizar el cargado de la batería.
Esta tecnología requiere de una serie de controles complejos debido a las variaciones de
luz y temperatura que repercuten en el cargado de la batería, y por lo tanto este regulador
MPPT viene a ser un regulador de cc a cc de alta eficiencia.
En la mayoría de los convertidores de CC a CC, este es estrictamente un proceso
electrónico; no se requiere de procesadores, excepto por alguna regulación del
voltaje de salida. Por el contrario, los reguladores solares MPPT para paneles
solares necesitan mucha más electrónica y complejidad, ya que las condiciones
de luz y Temperatura varían continuamente durante todo el día y el voltaje de la
batería cambia. (Generatuluz, 2020, parr.6)
37
Por medio de un microprocesador el mppt calcula los parámetros para un cargado optimo
a la batería, QMAX (2020) manifiesta: “El microprocesador calcula cual es la potencia
óptima que el regulador puede enviar a las baterías en cada estado de carga” (parr.1).
También con la tecnología mppt se puede obtener entre un 20 a 45% de mejora en
potencia en la estación de invierno, QMAX (2020) lo dice: “Normalmente pueden
obtenerse una mejora de potencia entre un 20 y un 45% en invierno y entre un 10 y un
15% en verano usando un regulador con seguimiento de punto de máxima potencia mppt”
(parr.5). Mientras que en verano un aprovechamiento del 10 a 15% de potencia durante la
estación de verano.
2.2.11.2.1 Método directo, perturbación y observar (P&O)
Este algoritmo tiene como objetivo perturbar la tensión para así encontrar la máxima
potencia que alcanza el módulo. Así lo define MathWorks (2020): “Este algoritmo perturba
la tensión de funcionamiento para garantizar la potencia máxima.” (parr.4).
Figura 20. Algoritmo de P&O básico
Fuente: (MathWorks, 1994-2020, parr.5)
38
Figura 21. Función característica P vs V con P&O
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
De la figura 15: En la zona celeste; A y B son mediciones de potencia actual y anterior
respectivamente después de realizar una perturbación positiva (un aumento pequeño de
tensión).
En la zona naranja; A’ y B’ son mediciones de potencia actual y anterior respectivamente
después de realizar una perturbación negativa (Un decremento pequeño de tensión).
Para la zona celeste, al realizar una perturbación positiva, si la variación de la potencia es
positiva es porque aún no se ha alcanzado el punto de máxima potencia por lo cual se
realiza otra perturbación positiva, acercándonos al punto de máxima potencia MPP. Si
seguimos realizando la perturbación positiva en la zona naranja, obtendremos que la
variación de la potencia es negativa es porque se ha pasado del punto de máxima
potencia por lo cual se realiza otra perturbación de la tensión, pero negativa,
acercándonos al punto de máxima potencia MPP.
39
Por otro lado, si empezamos a evaluar desde el área naranja hacia el celeste; es decir,
evaluar hacia la izquierda obtendríamos que, al realizar una perturbación negativa, si la
variación de la potencia es positiva es porque aún no se ha alcanzado el punto de
máxima potencia, por lo cual se realiza otra perturbación negativa, acercándonos al punto
de máxima potencia MPP. Si ahora estando en el área celeste, nuevamente realizamos
una perturbación negativa y observamos que la variación de la potencia es negativa es
porque se ha pasado del punto de máxima potencia por lo cual se realiza otra
perturbación, pero positiva, acercándonos al punto de máxima potencia MPP. Es de esta
forma como el algoritmo MPPT P&O logra su objetivo de proporcionar la máxima potencia
bajo los cambios de radiación y temperatura. Esta descripción comprende lo mostrado en
el diagrama de flujo de la figura 19.
2.2.11.2.2 Método directo conducción incremental
Este método evalúa el cambio de la conductancia incremental IΔ/VΔ y la conductancia de
la matriz I/V, entonces si el valor absoluto de ambos son iguales, la tensión que se
registra será la del punto de máxima potencia.
El método de conductancia incremental calcula el punto de máxima potencia por
comparación de la conductancia incremental (IΔ/VΔ) con la conductancia de la
matriz (I/V). Cuando estos dos son iguales (I/V=IΔ/VΔ), el voltaje de salida es el
voltaje MPP. El controlador mantiene este voltaje hasta que la irradiación cambia
y el proceso se repite. (Hisour, 2020, parr.28)
2.2.11.2.3 Método indirecto de tensión a circuito abierto fraccional
Se obtiene a parte del producto de la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico
multiplicado por una fracción constante, ya que la tensión de máxima potencia Vmpp es
cercana a la tensión de circuito abierto Voc. Lo afirma MathWorks (2020): “Este algoritmo
40
se basa en el principio de que la tensión del punto de máxima potencia es siempre una
fracción constante de la tensión a circuito abierto” (parr.6).
2.2.11.4 Redes
Denominación que se usa para la comunicación por medio de datos entre dos o varios
equipos. Bolton (2010) lo afirma: “El termino red se refiere a un sistema que permite
comunicación entre dos o más computadoras/microprocesadores para intercambiar
datos. La configuración del enlace se conoce como topología de red.” (p.470). La unión
de comunicación de estos equipos se realiza de distintas formas.
2.2.11.5 Bus en anillo
Forma de comunicación entre equipos, donde cada uno tiene la tarea de pasar la
información al siguiente.
Una red en anillo es una topología de red en la que cada estación tiene una única
conexión de entrada y otra de salida. Cada estación tiene un receptor y un
transmisor que hace la función de traductor, pasando la señal a la siguiente
estación. (Orozco, 2013, parr.11)
2.2.11.5.1 Interface
Es la disposición por un medio físico de los equipos electrónicos para una comunicación
entre equipos semejantes o diferentes para cumplir un propósito definido y de una forma
estandarizada.
Definimos genéricamente en el mundo de la electrónica a la interfaz como todo
puerto que nos permite enviar o recibir señales desde un componente a otro,
teniendo entonces distintas formas de realizar este envío dispuestas por las
especificaciones técnicas de cada equipo, o bien mediante el establecimiento de
distintos estándares que permiten la comunicación. (Sistemas, 2020, parr.1)
41
2.2.11.5.2 Interface RS-422
Método de comunicación por el cual se lleva la información a través de 4 líneas.
La RS-422 utiliza un par de líneas por cada señal y funciona bien hasta una
distancia máxima de 1120m o a velocidades de transmisión de hasta 100 bits/s y
en entornos con mayor ruido; sin embargo, no es posible obtener en forma
simultánea la velocidad y la distancia máximas. (Bolton, 2010, p.477)
Es capaz de alcanzar una distancia de comunicación de 1120m, y una velocidad de 100
bits/s.
2.2.11.5.3 Interface RS-485
Esta interface viene a ser una versión superior al RS-422. Así lo afirma Club de
Integradores Viakon (2018): “El estándar recomendado 485 es una evolución del estándar
422.” (parr.15).
Esta comunicación alcanza mayor velocidad, al mismo alcance que la RS-422, siendo su
velocidad de 100Kbps. Así lo menciona Weis (2019): “Se admiten velocidades de
transmisión de 30-35 Mbps para distancias de hasta 10 metros. Se pueden alcanzar
velocidades de daos de 100 Kbps en distancias de hasta 1200 metros.” (parr.14).
Esta interface, por su buena calificación es recomendada en donde existen nodos que
necesiten comunicar la adquisición de datos. Así lo afirma Weis (2019): “Esto ha llevado a
la adopción amplia de RS485 como la interface de comunicación elegida cuando varios
nodos necesitan comunicarse en aplicaciones de control o adquisición de datos” (parr.2)
2.2.12 Potencia trifásica
Es aquella energía eléctrica que se contrata para una instalación eléctrica que comprende de
3 fases y sus 3 corrientes alternas, una característica de esta es poder disponer de la
potencia solicitada, dividiéndola de forma equitativa entra cada una de sus fases.
42
La potencia trifásica es aquella que se puede contratar en una instalación eléctrica
con tres fases y tres corrientes alternas. Esta instalación se caracteriza por dividir
el número de kilovatios (kW) contratados en tres partes iguales, una para cada
fase. (Comparadorluz, 2019, parr. 2)
Figura 22. Potencia trifásica
Fuente: (Areatecnologia, 2020)
De la figura podemos despejar y expresar: = √3 …(4)
2.2.13 Rendimiento energético
Durante el proceso de una transformación de energía, una parte de la energía suministrada
es disipada a través del calor mientras que el resto llega a ser la aprovechada o útil.
A partir de aquí podemos definir el concepto de rendimiento energético, (…) pero
el valor de la cantidad de energía suministrada es igual a la suma de la energía
útil y la energía disipada en forma de calor. La energía útil es la energía
aprovechada. (Certificados energéticos, 2015, parr.10)
Por tanto, el rendimiento energético es un parámetro que nos indica una proporción de la
energía suministrada con la aprovechada. Este rendimiento es expresado de la siguiente
manera:
= ...(5)
43
2.2.13.1 Rendimiento europeo
Es aquel rendimiento de mayor uso para lograr la comparación entre inversores.
Yubasolar (2015) así lo indica: “El rendimiento europeo es el factor más usado para
comparar inversores, principalmente de red” (parr.10).
2.2.14 Factor de utilización
Es el factor utilizado para determinar el valor que habría de consumir el sistema para un
intervalo de tiempo en relación a la potencia total del sistema. Real Academia de
Ingeniería (2020) lo indica: “Cociente de dividir la energía que ha producido o consumido
una instalación en un periodo de tiempo, entre la que habría producido o consumido si
hubiera funcionado la potencia nominal.” (parr.1).
2.2.15 Factor de seguridad
Es el aquel valor que nos indica cuanta carga de remanencia puede soportar un elemento
con relación a la carga para lo cual ha sido fabricada. Intelligy SA (2019) lo afirma: “no es
más que la división entre el esfuerzo de cedencia dado por la curva del material y el
esfuerzo calculado y dado por las condiciones a las que está sometido nuestro diseño”.
(parr. 2).
2.2.16 Tipos de instalación de los inversores
2.2.16.1 Sistemas directos aislados de red
Estas instalaciones se basan en el flujo directo de la energía generada de los módulos
fotovoltaicos hacía del inversor y directamente a las cargas de consumo (ac).
Estas instalaciones constan únicamente del generador fotovoltaico junto con el
inversor. En estas instalaciones, lo que se genera en cada momento es lo que
llega al consumo(alterna). estos sistemas son utilizados cuando no importa que
existan interrupciones en la generación de energía. al no almacenar energía estos
sistemas también carecen de baterías. (Guerrero, 2017, p.115)
44
Sin la prioridad que estas cargas tengan interrupciones y ni un respaldo de baterías.
A esta instalación es denominada de autoconsumo.
“nos centraremos en las instalaciones de autoconsumo directo, es decir, sin
almacenamiento (baterías). En estas instalaciones la energía generada por
nuestros paneles se usa para abastecer el consumo interno, es decir, los
receptores que tengamos conectados en ese momento en nuestra red eléctrica.
(Heliosfera, 2019, parr. 2).
La cual se caracteriza por canalizar directamente lo generado a las cargas solicitadas.
2.2.16.2 Inversor de conexión a red
Estos equipos están diseñados para que la señal que sale del inversor se sincronice con
la señal de la red pública y así suministren a la vez de energía eléctrica a una carga.
Dichos inversores necesitan estar sincronizados con la red eléctrica a la cual se
vaya la electricidad, por ejemplo, si nos instalamos un inversor de conexión a red
en nuestra vivienda, necesitaremos tener obligatoriamente una red eléctrica
convencional que también podamos abastecernos, de manera que, si se trata de
una casa aislada, no podremos hacer uso de dichos inversores. Este tipo de
instalaciones es lo que comúnmente se denominada "Autoconsumo" o "
Autoconsumo Directo. (Autosolar, 2017, parr.2)
Este tipo de conexión naturalmente se denomina de autoconsumo.
A diferencia del sistema aislado de red este se encuentra conectado a la red comercial.
El sistema se encuentra conectado directamente con la red eléctrica local. Esto
quiere decir que durante las horas de luz del día el usuario consume la energía
producida por el sistema fotovoltaico y durante la noche toma energía de la red
(debido a que el sistema no almacena energía). (Wega lighting, 2020, parr.2)
45
Mientras funciona el sistema fotovoltaico esta entregará energía eléctrica durante el día a
la carga y por la noche lo hará la red pública a razón que este sistema no contempla
respaldo por baterías.
En la modernidad existen diversas conexiones mediante más de un inversor para el
campo fotovoltaico.
Las primeras instalaciones de conexión a red solían utilizar un único inversor para
todo el sistema fotovoltaico. En la actualidad, no suele ser así, por lo que lo más
habitual es que este tipo de instalaciones presenten varios inversores conectados
en paralelo. Por ello, se pueden distinguir hasta tres configuraciones diferentes en
instalaciones fotovoltaicas de conexión de red, en función de la interconexión del
inversor o inversores con el generador fotovoltaico. (Guerrero, 2017, p.130)
Estas configuraciones están basadas en la conexión entre inversores y/o partes del
campo fotovoltaico.
Figura 23. Sistema on grid, Autoconsumo
Fuente: (Wega lighting, 2020, parr.2)
46
2.2.16.2.1 Por ramales cortos
Se refiere cuando enlazamos de forma serial 3 a 5 módulos resultándonos una tensión de
un rango de baja tensión. Tal como señala guerrero (2017): “Cuando se conectan pocos
módulos en serie en un ramal (de 3 a 5 módulos), la tensión de salida del generador está
dentro del rango de bajas tensiones.” (p.131).
Figura 24. Configuración ramal corto
Fuente: (Guerrero, 2017, p.131)
2.2.16.2.2 Por ramales largos
Se refiere cuando enlazamos varios módulos en conexión serial, resultando una tensión
más elevada. Tal como señala guerrero (2017): “En el caso de tener muchos módulos en
serie por ramal, se tendrán tensiones más elevadas y el material a emplear deberá tener
mayores condiciones de seguridad.” (p.132).
47
Figura 25. Configuración por ramal largo
Fuente: (Guerrero, 2017, p.132)
2.2.16.2.3 Por configuración maestro-esclavo
Se refiere a la conexión entre inversores donde uno recibe el nombre maestro y los
demás de esclavos, cuando la energía del campo fotovoltaico está dentro del límite del
inversor a causa de la radiación, solo este inversor maestro lo trabajará, cuando la
radiación aumenta y la energía supere el límite del inversor maestro, el inversor esclavo
siguiente arrancará automáticamente.
En esta configuración se utilizan varios inversores (2 o 3), donde uno de ellos hace de
maestro y trabaja cuando existen bajos niveles de radiación. Cuando existen valores
mayores de radiación y se supera el límite de potencia del inversor maestro, arranca
automáticamente el siguiente inversor (esclavo). (Guerrero, 2017, p.133).
48
Figura 26. Configuración de inversor maestro-esclavo
Fuente: (Guerrero, 2017, p.133)
2.2.17.2.4 Por configuración de inversor por ramal
En esta configuración se encuentra que cada ramal de módulos sobre una inclinación y/o
orientación distinta esté conectada a un solo inversor de esta manera cada inversor
generará de acuerdo al rango de radiación que reciba cada ramal.
En una instalación en la que existen partes con diferentes inclinaciones y/o
orientaciones, se pueden disminuir considerablemente las pérdidas por sombras si
cada una de estas partes se conecta directamente a un inversor específico, ya
que se conseguiría que los módulos conectados a un inversor reciban en todo
momento el mismo nivel de radiación. (Guerrero, 2017, p.134).
49
Figura 27. Configuración de inversor por ramal
Fuente: (Guerrero, 2017, p.134)
2.2.17 Razones trigonométricas
Las razones trigonométricas, vienen a ser el cociente de dos longitudes de un triángulo
rectángulo cuyos nombres se les ha asignado como adyacente, opuesto e hipotenusa tal
como se muestra en la Figura 28. “Las razones de los lados de un triángulo rectángulo se
llaman razones trigonométricas. Tres razones trigonométricas comunes son: seno(sin),
coseno(cos) y tangente(tan) (Khan Academy, 2020) (parr.1)”. Estas razones son
comúnmente llamadas seno, coseno y tangente.
50
Figura 28. Triángulo rectángulo, ecuación (1), (2), (3)
Fuente: (Khan Academy, 2020)
2.2.18 Ley de Kirchhoff
Es una ley de la electricidad que se manifiesta en un nodo, cuando las corrientes entran
al nodo, el resultando de la suma de estas sale del nodo. Así lo afirma khanacademy
(2020): “La ley de la corriente de Kirchhoff dice que la suma de todas las corrientes que
fluyen hacia un nodo es igual a la suma de las corrientes que salen del nodo.” (parr.11).
51
CAPITULO 3
DESARROLLO DE LA SOLUCIÓN
3.1 Sistema de generación eléctrica
A continuación, se representa la formulación de la solución en un esquema simplificado
para la obtención de la energía eléctrica trabajando en conjunto con la red eléctrica.
Paneles Energía Inversor Energía
de Red Eléctrica AC fotovoltaicos eléctrica DC
Red comercial
(Servicios requeridos del hospital)
Figura 29. Esquema de sistema fotovoltaico on grid
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
52
3.2 Metodología propuesta
Para lograr el objetivo principal debemos alcanzar los objetivos específicos los cuales se
han ramificado de la siguiente forma con sus subunidades:
53
Figura 30. Diagrama de bloques
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
54
3.2.1 Levantar información del entorno energético de la ubicación del C.S. Haquira
Una parte muy importante de esta investigación acerca de la energía renovable
fotovoltaica, son los datos que proporcionan un atlas de radiación solar, con el cual
podemos observar la cantidad de energía eléctrica que se puede producir con un kilowatt
pico de módulos fotovoltaicos instalados en un lugar durante un año. Por medio de este
mapa se puede garantizar que tan productiva puede ser una instalación de energía solar.
A continuación, se presenta un atlas solar.
Figura 31. Atlas solar Solargis
Fuente: (Global solar atlas, 2020)
A continuación, se presenta la radiación solar anual en el territorio peruano con el mismo
atlas solar, este quiere decir la cantidad de radiación solar que recibe el territorio peruano
en el periodo de un año. Con el cual podemos ver que, en la zona sur del Perú,
específicamente en la región de haquira, este tiene una intensidad de radiación elevada
conforme al rango de la leyenda que nos proporciona el atlas solar. Por el cual podemos
afirmar que el planteamiento de la instalación fotovoltaica es muy productivo en ese lugar.
55
Mediante la información que proporciona Google maps podemos encontrar las
coordenadas de latitud y longitud del C.S haquira, las cuales son -14.215572, -72.188750.
Figura 32. Coordenadas google maps, C.S haquira: 14.215572, -72.188750
Fuente: (Google maps, 2020)
3.2.1.1 Global solar atlas
Por medio de esta plataforma en la Figura siguiente con solo ubicar la zona de la
aplicación nos proporciona de manera puntual en la zona de haquira, un total de 2296
kWh/m2 al año de energía generada y fundamentalmente al notar el rango de energía por
metro cuadrado obtenido podemos afirmar que esta zona presenta un elevado valor de
incidencia de radiación solar.
También la plataforma ofrece mostrar las cantidades de horas solar pico, siendo esta de
6.291 HSP (kWh/m2 x día). con una inclinación recomendada de 19°.
56
Figura 33. Zoom de Altas solar para el territorio de Perú, Haquira
Fuente: (Global solar atlas, 2020)
A continuación, en la siguiente figura se muestra la inclinación del techo que presenta el
C.S Haquira, la cual es de 20°.
Figura 34. Inclinación del techo a 20°.
Fuente: (Pronis, 2017)
57
3.2.1.2 PVWatts
Este es una calculadora de producción energética solar creada por el laboratorio nacional
de energía renovable National renewable energy laboratory, NREL en los Estados unidos,
por medio de esta plataforma podemos ingresar las características del sistema
fotovoltaico, como las coordenadas de la ubicación, la inclinación de los módulos, el
azimut entre otros, logrando obtener una estimación de la energía ac que se lograría
producir por mes y anualmente.
Para un cálculo situacional del sistema fotovoltaico, introducimos los datos previamente
mencionado; solo para el caso del azimut de una instalación de un metro cuadrado (HSP)
será el más óptimo; es decir, ya que el C.S Haquira se encuentra en el hemisferio sur la
orientación óptima sería totalmente hacia el norte, y según las características indicadas
por la plataforma del PVWatts, ver en la Figura.28, nos indica que para una orientación
hacia el norte el valor del azimut debe ser de 0°.
Figura 35. Ingreso de datos al Pvwatts para m2
Fuente:(Elaboración propia, 2020)
58
Figura 36. Características de PVWatts, Valor de Azimut
Fuente:(Elaboración propia, 2020)
Figura 37. Resultados para un m2
Fuente: (PVWatts, 2020)
59
Por medio del PVWatts, obtenemos un total de HSP, de 6.44(kWh/m2 x día). De este
valor y el del Global solar atlas, podemos hacer una comparación entre ellas, dando fe de
la magnitud de irradiación obtenida.
3.2.2 Diseñar la distribución de los paneles fotovoltaicos
Para lograr este objetivo primero debemos identificar las zonas hábiles e independientes
del techo donde se puedan montar los módulos.
3.2.2.1 Análisis de áreas independientes para el montaje de módulos
Para empezar a realizar este análisis del techo debemos observar el plano de planta de la
cobertura del C.S.; dato que se aprecia en la siguiente figura, este viene a ser la lámina
A-06, Planta general techos en la escala definida de 1/100 para una hoja A1. Por medio
de este dato, se puede apreciar las formas, separación y sus orientaciones de los techos,
de esta manera se puede empezar a dar un alcance para el análisis de la colocación,
distribución y cantidad de los módulos fotovoltaicos sobre el techo del C.S. Haquira.
Figura 38. Planta general techo del C.S. Haquira, anexo A.
Fuente: (Pronis, 2017)
60
En la siguiente figura se aprecia el plano clave del C.S. Haquira para brevedad de
ubicación, dato por Pronis.
Figura 39. Plano clave de arquitectura de C.S Haquira.
Fuente: (Pronis, 2017)
Por lo tanto, se empieza a analizar distinguiendo las zonas con diferentes orientaciones y
a la vez que se encuentren separadas. Cabe mencionar que algunas zonas del techo no
presentarán módulos fotovoltaicos (zonas X, X’, X’’). Las zonas independientes
1,2,3,4,5,6. son donde se planteará el montaje de los módulos. Cada una de estas zonas
independientes presentarán producción de corriente.
61
Figura 40. Áreas independientes para agrupar los módulos.
Fuente: Elaboración propia
A continuación, se explica el porqué de no instalar módulos en las zonas X, X’, X’’. En la
Figura 34, la zona X al ser una zona con coberturas pequeñas, de irregulares formas y
estar separada físicamente de las otras zonas, no es recomendable una producción
fotovoltaica amplia como las otras zonas a razón que estas características físicas
provocan una desigualdad de características eléctricas para el acople con los demás
módulos de las otras zonas como su semejanza hacia con el inversor. Por este motivo la
zona X no presentará módulos fotovoltaicos.
Tampoco la zona X’, pues esta tiene una orientación hacia el bloque adyacente de las
zonas 1 y 2, cuyo parapeto presenta un valor de 16.61m mayor que el borde de la
cobertura de la zona X’ la cual es de 4.06m, dato que se constata gracias a los planos de
Pronis; dando como resultado una zona encerrada y por ende de una producción de
energía escasa o mínima, en consecuencia, esta zona carece de importancia para una
producción fotovoltaica.
62
Figura 41. Lamina planta de techo sector A-II, Anexo A
Fuente: (Pronis, 2017)
Se realiza un zoom de la Figura 41. Para constatar las alturas mencionadas respecto a los
parapetos de ambas coberturas. Dicho dato, están resaltados con un círculo rojo.
63
Figura 42. Zoom de lámina A-28, alturas de parapetos de coberturas de zona 1, 2 y X’ Fuente:
(Pronis, 2017)
Para la zona X’’, esta zona puede albergar módulos, sin embargo, se determina no
montarlos por razones que se explicarán al llevar a cabo el punto de cálculo de
parámetros del sistema fotovoltaico.
3.2.2.2 Análisis de estructura de soporte para paneles
Para esta etapa se requerirán de estructuras coplanares para la instalación de paneles
fotovoltaicos en techo inclinado, ya que estas vienen a ser mas rentables que si se
instalara alguna estructura que colocaría a los módulos a la orientación idónea,
provocando un mayor requerimiento de fijaciones y montaje para las mismas, elevando el
precio de esta instalación.
Las cualidades de las estructuras coplanares son las siguientes:
Perfiles metálicos de aluminio anodizado (resistente a la corrosión).
64
Resistente a vientos.
Fácil mecanización.
Poco peso y gran resistencia
Sencillo anclaje por medio de pernos
Tornillería de acero inoxidable
Prensas intermedias y finales
Perfiles riel de 2.1m
Guía para unir perfiles riel
Además de considerar un adhesivo sellador elástico
Elemento para fijar sobre cobertura ondulada metálica, como S-5-CorruBracket o similar
Figura 43. Fijación
Fuente: (Sunfer energy structures, 2020)
65
Figura 44. Elemento de fijación corrubracket
Fuente: (ACR Metal, 2020)
Prensa central
Prensa lateral
Perfil riel
Fijación
Figura 45. Perfil, fijación, prensas centrales, laterales y varilla roscada.
Fuente: (Atersa grupo elecnor, 2017)
Para el siguiente apartado se demostrará que la estructura compuesta por “Perfil riel y
fijación” (figura anterior), son aptas para soportar los módulos solares por medio del
software de simulación SolidWorks, a través del método que aplica de elementos
finitos(mallado).
66
Figura 46. Modelado de montaje de módulo solar y estructura coplanar
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Para la aplicación la cobertura presenta una inclinación de 20°.
Figura 47. Inclinación de montaje, 20°
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Para la simulación se considera la masa del módulo solar de 18kg más de lo indicado en
la ficha técnica.
67
Figura 48. Masa de panel solar de 1640x990
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Se presenta el análisis de tensiones, en donde se expone las zonas donde presenta
mayor esfuerzo, alcanzando un valor de esfuerzo de 6,375x106 N/m2, cuando el límite
elástico del material es de 3.2x108 por ser de aluminio, característica mencionada
anteriormente. Constatando mediante el modelado que dichas estructuras que soportan
satisfactoriamente el panel solar.
68
Figura 49. Análisis de esfuerzo de estructura para panel solar
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Por medio del software se tiene un factor de seguridad de 47.24.
Figura 50. Factor de seguridad
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
69
3.2.2.3 Análisis de módulos fotovoltaico
Este componente debe poseer una placa donde se aprecie sus características físicas y
eléctricas. Con certificado IEC 61215 e IEC 61730.
Presenta una cubierta exterior que pueda protegerlo de impactos externos, este material
es de vidrio templado o semejante y que permita la transmisión a la radiación.
Con protección de las células con material EVA (Etil vinilo acetileno) o superior y contra la
degradación de las radiaciones ultravioletas.
Con protección posterior del tipo eva o semejante contra la humedad.
Marco de aluminio anodizado o de acero inoxidable con toma para puesta a tierra.
3.2.2.3.1 Selección de modulo fotovoltaico
Todos los módulos serán de las mismas características eléctricas y físicas, ya que no es
recomendable realizarlo con diferencias modelos; además provocaría una rigurosidad
mayor para la selección del inversor de red, como problemas de valores heterogéneos de
entrada a un mppt.
Serán módulos de conexión a red de alta eficiencia, donde la tensión resultante de
enlazar serialmente los módulos se encuentra dentro de un rango común de tensiones
para la conexión hacia los inversores de red. Según el diseño de la distribución de
módulos y la configuración serie paralelo se presenta que un inversor recibirá 6 ramales
de 16 módulos; es decir, de la siguiente manera:
= 16 6
Por lo cual el inversor debe tener la capacidad de resistir esta potencia. Donde el valor de
25550watts viene a ser un valor mínimo de la capacidad de los inversores para este tipo
de proyectos de gran envergadura y sus características.
70
Tabla 4 Requisitos de selección para el Módulo fotovoltaico
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
3.2.2.3.2 Diseño de distribución de módulos
Una vez comprendido la primera etapa respecto a las áreas independientes por
orientación y separación, además debemos considerar lo indicado en el DS 42-F art. 119
que menciona “En los lugares de trabajo, los pasillos entre máquinas, instalaciones o
rumas de materiales, deberán tener un ancho de 0.60mts., por lo menos” entonces
podemos empezar a ubicar los módulos fotovoltaicos en las zonas habilitadas por esta
razón la distancia aproximada de separación entre fila y fila por ser una superficie
inclinada se ha definido un valor mayor a 60cm, siendo este de 80cm, estando dentro de
lo permitido y más por lo mencionado en este DS (Decreto supremo). A continuación, se
presenta la ubicación de los módulos fotovoltaicos sobre el techo del C.S. haquira.
71
Figura 51. Distribución de paneles fotovoltaicos del C.S. Haquira ESC: 1/100.
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
3.2.2.3.3 Distribución de los perfiles rieles para los módulos
Para el montaje de los paneles solares, previamente se deben colocar las estructuras de
rieles, sobre los cuales irán montados los paneles solares.
72
Figura 52. Distribución de los rieles perfiles sobre techo (ANEXO B)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Para realizar el montaje de los módulos primero se debe montar los rieles sobre la
superficie, en este caso sobre el techo, por ende, en este etapa se montan un par de filas
de rieles sobre los cuales se montaran los paneles, estos rieles se encontrarán enlazados
continuamente a la largo por uniones guía del mismo material de aluminio anodizado, y
sujetos por pernería de acero inoxidable, con el propósito de permitir el arreglo de
paneles fotovoltaicos uno después de otro separados por un prensador central resultando
una separación de 3cm de distancia aproximadamente entre cada módulo. Los rieles
presentan una separación relacionada de “2a” siendo “4a” el lado que se considere a
colocar el panel según la Figura 51., cabe mencionar que las distancias que se observan
en la Figura 54. entre los rieles viene a ser el valor considerando que se observa desde
una vista de planta del proyecto cuando el ángulo de inclinación es de 20°.
73
Figura 53. Separación de rieles con respecto al panel
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
De la ecuación (2) de la Figura 28., se despeja el componente adjacent, donde adjacent
es el valor de vista de planta mostrado en la Figura 53., por lo cual obtenemos:
= cos( ) × ℎ ….(α)
Para nuestro caso, el valor de A es el ángulo de inclinación de 20°, y el valor de
hypotenuse es la distancia longitudinal de separación entre los rieles, para el proyecto se
muestra dos casos en la Figura 53., que son de 820mm y de 496mm. Por lo tanto,
usando esta ecuación α, obtenemos:
_1 = cos(20°) × 820 _1 = 770.54
_2 = cos(20°) × 496 _1 = 466.08
74
Figura 54. Separación de rieles, vista de planta - Sector E
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
3.2.3 Diseñar el conexionado serie-paralelo de los paneles fotovoltaicos
Está etapa se determinará la configuración y cantidad de paneles a instalar y el
agrupamiento de estos sobre las zonas independientes mostradas anteriormente.
3.2.3.1 Análisis de enlazar los módulos en serie y/o paralelo
Algunas zonas presentan la misma orientación por ende la misma tensión DC, esto da a
lugar a la posibilidad de conectar de forma serial un módulo y otro de otra zona de igual
orientación resultando la misma producción de corriente, sin embargo, estas zonas al
presentarse físicamente separadas es recomendable que no se conecten estos módulos
en serie, porque conllevaría a una dependencia de producción de una zona con otra,
debido a que alguna de ellas pueda ser afectada negativamente por algún en evento
fortuito, provocando una reducción y dependencia de producción en cadena.
75
Para zonas de distintas orientaciones no habrá alguna conexión de forma serial ni paralela,
porque al presentar distintas orientaciones originan distinta tensión y corriente DC.
En la Figura 40. tenemos 6 zonas independientes, en donde se dispondrá la instalación
de los módulos fotovoltaicos, y la cantidad de los ramales, siendo un ramal con un total
de 16 paneles conectados en serie, determinado por la zona 6 por ser la zona con forma
regular y más pequeña que las demás zonas independientes, entonces por un tema de
semejanza de características eléctrica, conexión paralela con otros ramales y equidad de
módulos por ramal, todos los ramales presentarán la misma cantidad de módulos; es
decir, 16 módulos por ramal.
Montando grupos de 16 paneles solares en todas las zonas independientes; sin que
algún panel de un grupo pertenezca a otra zona independiente resultan 12 ramales. En la
siguiente figura se muestra los agrupamientos de los 12 ramales en las 6 zonas
independientes.
76
Figura 55. Formación de ramales sobre techo
Fuente: (Elaboración propia, 2020) 77
Figura 56. Distribución de ramales sobre el techo esc:1/25
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Del total de ramales formados se tiene un total de módulos de:
16 paneles en serie x 12 ramas = 192 paneles solares
Definido la cantidad y distribución de los ramales sobre el techo a continuación se
muestran en las 3 figuras siguientes la conexión serie de los módulos de cada ramal.
78
Figura 57. Enlaces entre módulos de cada ramal
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Figura 58. Enlaces entre módulos de cada ramal esc: 1/25 sector A
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
79
Figura 59. Enlaces entre módulos de cada ramal esc: 1/25 sector B
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Continuando con el conexionado serie-paralelo, para la determinación de la formación de
los ramales en paralelo, empezamos a analizar la cantidad de ramales que se encuentran
sobre la fracción de techo que se tiene bajo los ramales en el planteamiento. El sector A
por presentar 2 zonas independientes, presentará 2 grupos de ramales, cada grupo
estará configurado por 3 ramales en paralelo.
El sector B, presenta 3 zonas independientes, zona 3, 4 y 5. Para la zona 3, se determina
la configuración 2 ramales en paralelo (cadena 7 y 8). De la misma forma para la zona 4,
2 ramales en paralelo (cadena 9 y 10). Resultando una configuración de 4 grupos, 2 de
ellos presentarán 3 ramales en paralelo; y los otros 2 grupos, 2 ramales en paralelo cada
uno.
80
3.2.3.1.1 Calculo de parámetros del sistema fotovoltaico
Obtenido los grupos de paralelo y serie sobre los sectores podemos declarar las
características del sistema fotovoltaico.
Por el sector A: 1er y 2do grupo, ambos grupos de 3 ramales en paralelo.
Corriente de operación
= 3 8.5 = 25.5
Corriente de corto circuito
= 3 9.14 = 27.42
Tensión en circuito abierto
= 16 37.4 = 598.4
Tensión de operación
= 16 31.8 = 508.8
Por el sector B: 3er y 4to grupo, ambos grupos de 2 ramales en paralelo.
Corriente de operación = 2 8.5 = 17
Corriente de corto circuito = 2 9.14 = 18.28
Tensión en circuito abierto = 16 37.4 = 598.4
Tensión de operación = 16 31.8 = 508.8
Potencia de campo fotovoltaico PCF = 192x270w = 51840w = 51.84kW
Ahora por el efecto de la temperatura estos parámetros se modificarán a razón de sus
coeficientes de temperatura que posee todo panel fotovoltaico en la actualidad en su ficha
técnica.
. = +0.08558%/°
. = −0.29506%/° . = −0.38001%/°
Para saber la temperatura de ambiente en la que trabajarán los paneles, se extrajo datos
de la entidad peruana Senamhi, de esta manera podemos obtener la mayor temperatura
81
de ambiente que se registra en la temporada de mayor producción solar que viene a ser
la de verano, gracias a este parámetro podemos estimar el valor máximo de potencia que
aportaría el sistema fotovoltaico al hospital de haquira en verano. Según Senamhi, el mes
donde hay mayor incidencia solar en apurímac viene a ser noviembre.
Figura 60. Apurímac, incidencia de radiación solar
Fuente: (Delta volt, 2020)
En la figura nos indica que noviembre es el mes en la que apurímac presenta mayor
incidencia de radiación solar, adyacente a esta afirmación se demuestra por medio de los
82
datos actuales que arroja dicha entidad en su página web que noviembre en efecto es el
mes donde presenta mayor temperatura.
La estación meteorológica convencional más cercana a la zona de trabajo de haquira es la
estación Santo tomas(cusco) con código 114030 cuyas coordenadas son muy semejantes y
cercanas a las del C.S. haquira, de la cual podemos extraer los siguientes datos:
Tabla 5 Temperatura de noviembre 2018
Fuente: (Senamhi, 2018)
Coordenadas C.S. Haquira: 14.215572, -72.188750
83
La temperatura promedio máxima del mes de agosto se puede obtener con un cálculo
básico; realizando la suma promedio de las temperaturas máximas de dicho mes.
= 24.5+23.5+25.5+⋯26.5 = 25.81° 30
Del mismo modo para los otros meses.
Tabla 6 Promedios de temperaturas 2018
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Del cuadro se confirma que noviembre es el mes donde la temperatura de ambiente es la
más alta del año; es decir, verano, lo cual va de la mano con la figura 60. habiendo mayor
irradiación en la superficie y por ende más efecto de los coeficientes de temperatura de
los paneles por la mayor temperatura registrada.
Tabla 7 Temperaturas Max y Min, del mes más productivo
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
84
De la tabla 7 Se extrae la máxima temperatura registrada del mes de noviembre por ser
de mayor productividad, 29°C. Este valor lo pasamos a grados Kelvins.
° = + 273.15 --> ° = 29 + 273.15
° = 302.15 --> ° = 302.15°
A partir de la temperatura de las condiciones estándar de prueba (STC) según ficha
técnica del módulo es de T= 25°C
° = + 273.15 --> ° = 25 + 273.15 --> ° = 298.15°
° = 298.15
Entonces observamos una diferencia entre las condiciones de prueba estándar y la
temperatura máxima de ambiente en donde trabajará el panel; por lo tanto, esto repercute
en la temperatura de trabajo de la célula. Tomaremos una irradiancia muy cercana o igual
a 1000w/m2 por presentar la época de mayor radiación solar en la zona.
Por lo tanto, usando la formula (1) = + . TONC−20800
Ta=29°C ; G=1000 ; TONC=45°C = 29 + 1000. 45800−20 = 60.25°C
La variación de la temperatura de trabajo de la célula es ∆ = − = 15.25°c
Luego con los coeficientes de temperatura podemos calcular los nuevos parámetros
afectados por la célula. Por lo tanto; los parámetros del sistema fotovoltaico afectados por
la temperatura son:
Por el sector A: 1er y 2do grupo, ambos de 3 ramales en paralelo. = + . = 27.42 + 27.42 0.08558% 15.25
85
= 27.42(100% + 1.30509%) = . = − . = 598.4 − 598.4 0.29506% 15.25 = 598.4(100% − 4.4996%) = .
Por el sector B: 3er y 4to grupo, ambos de 2 ramales en paralelo. = + . = 18.28 + 18.28 0.08558% 15.25 = 18.28(100% + 1.30509%) = . = − . = 598.4 − 598.4 0.29506% 15.25 = 598.4(100% − 4.4996%) = .
Potencia kWp afectada por la temperatura = − . = 51.84 − 0.38001% 15.25 = 51.84(100% − 5.7951%)
= 51.84(94.2048%) = .
Determinando un total de 4 grupos y 2 ramales restantes para la conexión hacia el
inversor o inversores. Esto nos da un total de 6 entradas mppt,
86
3.2.3.2 Diseño de instalación eléctrica de conductores DC hasta el cuarto de
tableros generales.
El equipo inversor de red se instalará en el cuarto de tableros general a razón que el
tablero general se encuentra ubicado en este lugar y así simplificar el conexionado entre
estos dos elementos. A continuación, se presentará la trayectoria o instalación de los
conductores dc desde la ubicación de los módulos hasta el cuarto de tableros generales.
Para ello se empezará a diseñar a partir de las láminas denominadas planos de
alimentadores de las instalaciones eléctricas por Pronis, así poder aprovechar la bandeja
eléctrica. En la siguiente figura se muestra la instalación sobre la planta techo.
Figura 61. Instalación de conductores DC, cobertura, Anexo D.
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
En la siguiente figura se muestra la instalación de la planta siguiente inferior nombrada
planta entretecho.
87
Figura 62. Instalación de conductores DC, entretecho, Anexo D
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
En la siguiente figura se muestra la instalación de la planta siguiente inferior nombrada
planta tercer nivel.
Figura 63. Instalación de conductores DC, tercer nivel, Anexo E
88
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
En la siguiente figura se muestra la instalación de la planta inferior siguiente nombrada
planta segundo nivel.
Figura 64. Instalación de conductores DC, segundo nivel, sector A’, B, D, Anexo F Fuente:
(Elaboración propia, 2020)
89
En la siguiente figura se muestra la llegada de los conductores dc a la planta del primer
nivel donde se encuentra el cuarto de tableros generales.
Figura 65. Instalación de conductores DC, primer nivel, cuarto de tableros generales. Fuente:
(Elaboración propia, 2020)
Para el diseño de la ubicación del inversor de red se validará las medidas del cuarto de
tableros generales, gracias a los datos provistos por Pronis, por medio de las siguientes 3
Figuras. podemos observar la altura y el ancho.
90
Figura 66. Zoom en Lamina A-32, corte A, altura en central de oxígeno, Anexo G
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Figura 67. Zoom en Lamina A-49, Elev-6, altura de ambiente grupo electrógeno, Anexo
H Fuente: (Pronis, 2020)
91
En consecuencia, hacemos trazar un corte Z, ver figura 68. En donde se puede mostrar la
llegada e instalación de los conductores dc al inversor de red en la siguiente etapa. La
ilustración en el corte Z se mostrará más adelante.
Figura 68. Ubicación de puesta a tierra para sistema fotovoltaico y dimensión de cuarto técnico
Fuente: (Elaboración propia. 2020)
Se muestra la puesta a tierra para el sistema fotovoltaico en la figura 65. y figura 68., de dos pozos
a tierra respectivamente. A su vez se muestra la trayectoria del cable tierra para los módulos como
lo indica la norma técnica EM080 en el 2do punto de 6.2.6 Protección y elementos de seguridad
eléctrica de la norma técnica de edificaciones de instalaciones con energía solar.
92
3.2.3.2.1 Validación de caída de tensión de ramales
Definido la instalación de los conductores DC, podemos obtener la longitud que tiene
cada ramal de módulos hasta el inversor/es de red, y así poder validar la caída de tensión
que presenta, el cual no debe ser mayor a 1.5%, según ITC-BT 40 en el punto 5.
A continuación, se presenta un cuadro donde se expresa la caída de tensión y su
porcentaje que representa cada ramal de módulos con su respectiva longitud.
Tabla 8 Cuadro de caída de tensión de los ramales
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
En esta tabla podemos observar que la caída de tensión, la cual se encuentra dentro de
lo permitido por dicha norma.
3.2.4 Diseñar la instalación de inversor/es de red en el cuarto de tableros generales.
Esta etapa se elaborará el análisis para el inversor, la selección y por ende la cantidad de
inversores que se llevará a cabo en el cuarto de tableros generales, que corresponde a la
ilustración del corte Z mencionado anteriormente, en donde se desarrolla la llegada de los
conductores DC, la instalación del inversor/es y cables de comunicación entre inversores.
93
3.2.4.1 Análisis de características eléctricas del inversor
El inversor/es y/o complemento debe ser capaz de sincronizar la señal de salida AC del
inversor con la de la red pública e impedir inyectar energía a esta.
Poseer un grado de protección mayor o igual a IP65.
Tener la tecnología mppt para aprovechamiento del máximo rendimiento de los módulos.
El inversor o inversores debe tener la cantidad total de entradas de mppt mayor o igual a
6. A razón que en el cálculo de parámetros del sistema fotovoltaico se determinó un total
de estas 6 entradas.
Capacidad de comunicarse entre otros inversores de su misma línea de fabricantes o
muy semejante para trabajar en paralelo y comunicarse con el contador direccional
sincronizador.
En caso de un cortocircuito de una línea DC+ o DC- con la puesta a tierra, el inversor se
desconectará de la red.
El/los inversor/es suministrará de energía AC siempre y cuando registre energía AC de la
red pública que esté conectada.
El/los inversor/es se desconectará de la red pública conectada en caso de detectar
anomalías e interrupciones.
El/los inversor/es entrara o se desacoplara automáticamente de acuerdo a la adquisición
de la energía recibida de los módulos.
3.2.4.1.1 Selección de inversor/es de red
En el mercado existen varios inversores de red y muchos en la actualidad muestran sus
datos de la instalación fotovoltaica y de la red pública por medio de su aplicativo web a
través de WLAN. A continuación, se seleccionará el inversor o inversores.
94
El sistema contempla 6 entradas mppt, en la actualidad gran cantidad de inversores
poseen hasta 2 entradas mppt como máximo, por lo tanto, el sistema, estará conformado
con más de un inversor, dando un total de 3 inversores. Por ende, lo más recomendable y
seguro es que estos 3 inversores deberán ser de la misma marca y tipo.
Tabla 9 Requisitos para seleccionar el inversor de Red
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Por un tema de potencia, tenemos que un inversor recibirá la potencia de 2 grupos de
módulos, en donde estos grupos están formados por 3 ramales cada uno, dando un total
de:
2 . ó = 2 3 = 2 3 16 ó = 2 3 16 270 = 25.92
Esta es la potencia dc máxima que recibirá el inversor de red de mayor número de paneles.
95
Por lo tanto, para la selección de los otros 2 inversores, será correspondido por su
potencia dc que reciba.
2do Inversor recibe: 2 . ó = 2 2 = 2 2 16 ó = 2 2 16 270 = 17.28
Corresponde al modelo Fronius Symo 12.5-3-M
3er Inversor recibe: 2 = 2 = 2 16 ó = 2 16 270 = 8.64
Corresponde al modelo Fronius Symo 6.0-3-M
Los inversores de red de la marca Fronius en la actualidad son uno de los pioneros en
dar soporte a los requerimientos exigentes en los sistemas fotovoltaicos. Dentro de los
algoritmos mppt que existen, vemos que hay métodos directos e indirectos, según la
Revista Colombia de Tecnologías Avanzada (2017), el método de perturbar y
observar(P&O) y el de conductancia incremental vienen a ser los métodos directos más
implementados por su alta eficiencia y menor costo computacional a diferencia de otros
(ANEXO HH). El inversor Fronius Symo, tiene diseñado el algoritmo del método directo
Perturbar y Observar P&O; con él logra llevar los parámetros recibidos del generador
fotovoltaico afectado por las distintas condiciones ambientales y los aproxima hacia a los
parámetros de Vmpp e Impp de la curva característica resultante de las condiciones
ambientales insitu.
3.2.4.1.1.1 Diagrama unifilar del acoplamiento del sistema fotovoltaico a la red
eléctrica del hospital.
En este apartado se mostrará el diseño unifilar de la adición del sistema fotovoltaico a la
red eléctrica del hospital, esto se iniciará a partir del diagrama unifilar del expediente
técnico por Pronis.
96
Los bloques ilustrados de conceptos eléctricos están realizados bajo la sección 3, Símbolos
distintos y otros símbolos con aplicaciones generales del CNE, por ejemplo, como 03-31-
46 protección a tierra, 07-72-17 interruptor diferencial, 07-75-09 fusible-interruptor, entre
otros. En este esquema unifilar se puede representar gran parte del planteamiento
fotovoltaico.
La unión de los conductores de tierra de los módulos se realizará con repartidor de
corriente si es necesario o por medio de empalmes dentro de las cajas de paso en los
techos o niveles inferiores de acuerdo a lo indicado a la regla 070-506 (1).
Figura 69. Diagrama unifilar de instalación fotovoltaica conectado al TG-N, Anexo J Fuente:
(Elaboración propia, 2020)
3.2.4.1.1.2 Diagrama multifilar de conexiones eléctricas para el sincronismo de los
inversores hacia la red comercial.
Para la conexión eléctrica de los conductores ac hacia la red pública o comercial, unimos
las señales ac de salida de cada inversor (figura 67) y esta resultante la conectamos a la
97
red comercial, siendo el Smart meter 50kA/3PH el encargado de dar la orden de acoplarse
hacia la red comercial con el protocolo de comunicación RS485 conectado al inversor
principal Fronius Symo 20.0-3-M (Con datamanager 2.0). Esto lo realiza mediante la medición
de la tensión de red de la cual está conectada y la medición de corrientes de los
transformadores de corriente instalados en las líneas principales del establecimiento de salud,
este mide y censa ambos parámetros para llevar a cabo la sincronización a la red comercial.
También se muestra la conexión de los transformadores de corriente hacia el smart meter,
esta instalación se expresa en la siguiente figura y conforme a lo indicado en sus manuales
adjuntados en los anexos R, S y GG.
Figura 70. Conexión eléctrica para el sincronismo hacia la red comercial
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
98
3.2.4.1.1.3 Diagrama de conexión entre inversores, smart meter e ingreso de
parámetros generados por los generadores fotovoltaicos.
A continuación, la figura muestra los parámetros generados por los generadores
fotovoltaicos que ingresan a cada inversor de red, como la tensión de máxima potencia
Vmpp y corriente de máxima potencia Impp, los cuales se sitúan cercano al medio día y
un cielo despejado, mientras se den estas condiciones el inversor recibirá estos valores o
muy cercanos a ellos. La potencia y parámetros recibidos de cada inversor es conforme a
la cantidad y forma de conexión de módulos conectados a ellos. En la figura también se
muestra las máximas capacidades que puede recibir cada inversor conforme a su manual
mostrados en los anexos AA, BB y además de la tensión de trabajo de señal de salida
que proporciona cada inversor, tales como 3 líneas y neutro a 380/220 VAC y su
frecuencia configurable de 45-65Hz.
Figura 71. Diagrama de conexión entre inversores, smart meter y parámetros de ingreso Fuente:
(Elaboración propia, 2020)
99
3.2.4.1.1.4 Instalación de inversores de red en el cuarto de tableros generales.
Para el planteamiento de esta instalación se realizó en base a las normas que se
mencionan durante el proceso talvez como, ITC-BT-40 equipos de protección de
instalaciones generadoras de baja tensión en el punto 7 por el RBT., como el interruptor
termomagnético; la EM080 en el 1er punto de 6.2.6 Protección y Elementos de seguridad
eléctrica de contacto directo como un interruptor diferencial. Estas protecciones son para
la salida AC generada de los inversores; también la instalación de fusibles para los
conductores DC conforme a lo indicado en la norma ITC-BT-13 en el punto 1.2., también
se desarrolla las canalizaciones usando tubería emt rígida, flexible y canaleta de
cableado conforme a la norma NTP 370.301, B1, en donde se valida el uso de tuberías y
canales de forma vertical.
Para la fijación se realizó con abrazaderas y separadas conforme a lo indicado en 070-
210 y 070-1010 (1), (3).
Los inversores al ser dispositivo de lectura se instalaron a una altura de 1.8m conforme a
lo mencionado por la ITC-BT-13, de igual forma la altura de los tableros de sobreponer
para los fusibles de protección, siendo esta de 0.7m a 1.8m. Cabe mencionar que los
tableros de sobreponer o caja de protección con portafusibles no son tableros de
distribución.
Para la cantidad de conductores en las canalizaciones de canaleta de cableado y tuberías, se
realizó conforme a la tabla 6 del CNE, ver anexo L y M. Por ejemplo, en una tubería de 35mm,
ingresan 12 conductores dc, a razón que el diámetro exterior del conductor es de 5.3mm, ver
anexo FF, siendo este valor menor que el diámetro de la denominada tabla.
Para la selección del conductor de tierra conectado a los inversores de red, este se
seleccionó de acuerdo a la indicado en la tabla 17 del CNE, resultando una sección de
10mm2 debido que la capacidad máxima de corriente del inversor de red de mayor capacidad
es de 28.9 Amp AC y/o la suma total de las capacidades máximas de corrientes
100
de los inversores en conjunto es menor a 100 Amp de la tabla 17 del CNE; a su vez la
suma de las corrientes máximas generadas se puede apreciar en la tabla 10.
A través de la norma TIA 569 se dispuso el uso de las tuberías emt para la canalización
de los cables utp cat 6 para el anillo de comunicación de los inversores de red, pero por
presentarse una distancia corta y escaso espacio esta tubería será del tipo flexible.
Para la selección del conductor AC resultante de las sumas de corrientes generadas de
los inversores, este se realizó como indica la norma ITC-BT-40 en el punto 5, donde
indica que el conductor debe estar dimensionado un 125% de la corriente nominal. La
corriente nominal generada es de 48.88 Amp como se muestra en la Tabla 10., por lo
tanto, el conductor debe soportar:
ñ = 125% = 125% 46.76 = 58.45
Entonces el conductor será de 6mm2 N2XOH, el cual soporta una corriente de 68Amp en
ducto, por ende, el interruptor que canalizará esta corriente debe soportar la misma
corriente, por lo tanto, el valor del interruptor termomagnético y el diferencial deberá ser
de una capacidad de 63 Amp, por ser el inmediato superior en el mercado.
Por un tema de homogeneidad la sección de los conductores AC de los 3 inversores será
del mismo valor del conductor AC resultante de estas, cumpliendo en cada una la
magnitud de corriente circulante.
De esta manera se da certeza del dimensionamiento de los conductores e instalación por
medio del uso de las normas técnicas.
En esta figura también se muestra la instalación del cable de comunicación cat6 del
inversor de red maestro; específicamente desde la tarjeta datamanager 2.0 que incluye
solo este inversor y no en los inversores esclavos, que va hacia el equipo contador
bidireccional Smart meter 53kA ubicado en el TG-N. De esta manera el datamanager se
comunica con el Smart meter por medio del protocolo de comunicación RS485 para dar
101
lugar a la sincronización de la señal generada con la señal de la red pública.
Posteriormente el datamanager enviará los datos del sistema fotovoltaico y de la red
pública por medio de wlan para visualizarlo en su plataforma de su página web.
Figura 72. Instalación fotovoltaica en cuarto de tableros generales
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
De este diseño se observa que el espacio restante es incapaz de permitir algún inversor más,
lo cual imposibilita añadir más entradas mppt al sistema y en efecto considerar alguna área
más donde montar módulos, tal como la zona X’’, nombrada en el punto 3.2.2.1.
A continuación, en la siguiente figura se muestra la conexión en paralelo de los 3
conductores AC, de esta manera obtenemos la corriente resultante generada de los 3
inversores. Esto se logró mediante el uso de un peine tetrapolar e interruptores, tal como
se muestra en la siguiente figura.
102
Figura 73. Caja de adición de corrientes
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Para el dimensionamiento de los interruptores de cada salida de los inversores se usó la
norma ITC-BT-40, punto 5, de la siguiente manera: ñ 1 = 125% 1 ñ 1 = 125% 15.94 = 19.925
Corresponde la capacidad de interruptor de 30 Amp ñ 2 = 125% 2 ñ 2 = 125% 10.59 = 13.237
Corresponde la capacidad de interruptor de 20 Amp ñ 3 = 125% 3 ñ 3 = 125% 3.97 = 4.962
Corresponde la capacidad de interruptor de 20 Amp
103
CAPITULO 4
RESULTADOS
4.1 Resultados
Etapa donde se muestra resultado a partir de lo generado por el campo fotovoltaico.
4.1.1 Potencia Generada AC.
La siguiente tabla muestra la corriente y potencia máxima que genera cada inversor a
partir del campo fotovoltaico que recibe. El factor que se considera para pasar de la
corriente continua a la alterna, es del mismo valor que presenta la ficha técnica al
transformar la potencia continua a la potencia alterna; ver en anexos. Estos valores se
darán en la época de mayor irradiación solar; es decir en verano, el cual anteriormente se
declaró que vendría ser noviembre. Por lo cual esta es la máxima potencia que llegaría a
aportar el sistema fotovoltaico al C.S. Haquira, beneficiándola, en un tema de potencia.
Tabla 10 Cálculo de potencia y corriente generada Ac
104
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Nota: Cuya descripción que contenga el termino útil, contempla la consideración
del rendimiento del equipo.
4.1.2 Porcentaje de potencia de apoyo a la red eléctrica del C.S. Haquira
La siguiente tabla nos muestra el máximo apoyo que ofrecería el sistema fotovoltaico
durante la máxima radiación.
Tabla 11 Porcentaje de apoyo
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Figura 74. Relación de máxima potencia aportada comparada con la potencia diversificada
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
105
4.1.3 Energía generada
La energía generada ac viene a ser la potencia que dispone el sistema fotovoltaico
durante el periodo de tiempo que lo disponga, gracias a la plataforma de Pvwatts(página
web) podemos calcular la energía generada anual y mensualmente a partir de la cantidad
total de potencia Watts pico montado sobre una superficie con una misma inclinación y
orientación, por lo cual gracias al análisis 3.2.2.1 se tienen 6 zonas distintas, cada una de
ellas produce energía de distintos valor, por ende, al sumar las energías producidas de
las distintas 6 áreas se obtendría el total de energía producida del campo fotovoltaico.
4.1.3.1 Calculo de azimut de las áreas
A través de la herramienta Autodesk AutoCAD, podemos hallar la orientación que
presenta cada área. Utilizando google earth y superponiendo el techo del C.S. desde el
AutoCAD, podemos observar la orientación que presenta el hospital con el norte, a partir
de aquí podemos hallar las distintas orientaciones de las áreas.
CA LL E
HA QUIRA
Norte
CALLE AGUSTO
B .
LEGUIA
Figura 75. Superposición del techo en AutoCAD sobre la orientación norte de C.S. del google
earth Elaboración: (Elaboración propia, 2020)
La siguiente figura se muestra la orientación independiente que se puede apreciar de área
con respecto a la dirección del norte.
106
Figura 76. Orientación de cada área
Elaboración: (Elaboración propia, 2020)
Calculamos por separado el azimut que presenta cada área y según la plataforma Pvwatts
viene a ser el ángulo en sentido horario desde el norte. Así calculamos el azimut.
Figura 77. Valor de Azimut de cada área
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
107
4.1.3.2 Cálculo de energía recolectada por Áreas
Para la brevedad de datos se dispone de la siguiente Tabla 12. para introducir los datos
al PVWatts. Se debe conocer los kWp de cada área o zona independiente, esto se
obtiene gracias a la Figura 55., donde notamos la cantidad de ramales que presenta cada
área, y donde cada ramal tiene 16 módulos, obtenemos los kWp del área.
Á = ° 16 270
Dentro de la plataforma PVWatts, nos pide seleccionar un tipo de modulo, en donde el
módulo estándar es para aquellos de 15% y el tipo premium de 19%, por lo tanto, la
selección será del tipo estándar porque este es el modelo más próximo a la eficiencia del
módulo seleccionado, el cual es de 16.5%.
Para las pérdidas del sistema, tomaremos el valor predeterminado que recomienda.
La instalación de los módulos es coplanar; por lo tanto, su inclinación es la misma que
presenta la cobertura, 20°.
De la figura 2. observamos la tarifa cobrada al C.S. el cual tiene un costo por unidad de
kWh consumidos de S/0.7985, gracias a este dato podemos calcular el costo del kWh en
dólares por medio de una transformación de unidades.
$ 1$ $
(
) = 0.7985
= 0.241
ℎ ℎ 3.312 ℎ
Este valor tarifario también ha sido considerado e ingresado en la plataforma PVWatts,
la cual se puede observar en la parte inferior de la figura 78.
108
Tabla 12 Datos previos de las áreas para PVWatts
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Energía del Área 1:
Figura 78. PVWatts, Ingresando datos para Área 1 (A1)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
109
Figura 79. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 1 (A1)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Energía del Área 2:
Figura 80. PVWatts, Ingresando datos para Área 2 (A2)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
110
Figura 81. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 2 (A2)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Energía del Área 3:
Figura 82. PVWatts, Ingresando datos para Área 3 (A3)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
111
Figura 83. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 3 (A3)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Energía del Área 4:
Figura 84. PVWatts, Ingresando datos para Área 4 (A4)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
112
Figura 85. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 4 (A4)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Energía de Área 5:
Figura 86. PVWatts, Ingresando datos para Área 5 (A5)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
113
Figura 87. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 5 (A5)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Energía de Área 6:
Figura 88. PVWatts, Ingresando datos para Área 6 (A6)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
114
Figura 89. Resultados de Energía y dólares equivalentes al año de área 6 (A6)
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
Sumando las energías:
í = 1 + 2 + 3 + 4 + 5 + 6
í = 21499 ℎ + 20574 ℎ + 14196 ℎ + 13716 ℎ + 6482 ℎ + 7081 ℎ
í = 83548 ℎ
Por lo tanto, como resultado del sistema fotovoltaico instalado en el C.S. Haquira
obtendríamos 83548kWh de potencia alterna generaría al año. Este viene a ser la energía
ahorrada anual.
4.1.3.2.1 Valor equivalente de dólares ahorrados
Cada kWh generado equivale a un valor monetario que no se pagaría; es decir, el valor de
dinero que se evitaría pagar o ahorrar. El PVWatts arroja los dólares ahorrados, introduciendo
el valor de la tarifa en $/kWh, para esto usaremos la tarifa que presenta dicha
115
localidad del C.S. Haquira la cual la podemos ver en la Figura 2, siendo su valor de
S/0.7985 kWh.
Transformando la Tarifa de Soles a Dólares:
0.7985
1$
=
0.241$
ℎ 3.312 ℎ
Esta tarifa ha sido considerada e ingresada en la plataforma PVWatts (Figura
72,74,76,78,80,82). Por consiguiente, podemos obtener y corroborar el valor por kWh de
la energía total generada haciendo una multiplicación:
83548 ℎ 0 ℎ.241$ = 20135$
El PVWatts lo realiza también automáticamente y de forma individual mostrándolo en la
parte inferior derecha de cada resultado de las figuras anteriores (Figura
73,75,77,79,81,83). Para calcularla se procederá de la misma manera matemática que la
de la energía ahorrada.
$ = $ 1 + $ 2 + $ 3 + $ 4 + $ 5 + $ 6
$ = 5181$ + 4958$ + 3420$ + 3306$ + 1563$ + 1707$ $ = 20135$ ñ → 1 $ = / 3.312 / = / 66687.12 ñ
A este monto de soles, aplicamos el igv (Impuesto general a las ventas) a favor del
cliente, obteniendo un mayor valor resultado por lo generado.
IGV=18%
→
$20135 + $20135 18% = $23759.3
IGV=18%
→
/ 66687.12 + / 66687.12 18% = / 78690.80
116
4.2 Presupuesto
En la siguiente tabla se muestra la cantidad de equipos, descripción, cantidad, precio
unitario, precio equivalente y total de lo descrito por los componentes y actividades para
la instalación del sistema fotovoltaico.
Tabla 13 Presupuesto de componentes
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
117
Resultando un total de 296640.90 de soles.
4.3 Tiempo de recuperación
Este valor numérico nos indica el tiempo que tardaría en recuperar el valor de costo por la
instalación y puesta en marcha del planteamiento fotovoltaico, a través de lo ahorrado por
el sistema fotovoltaico.
/ 296640.90 ó = / 78690.80 = 3.76
Esto quiere decir que en un periodo de 3 años con 9 meses aproximadamente el costo
por la implementación del sistema fot. habrá sido recuperada, y pasado este periodo el
C.S. Haquira tendrá un ahorro energético y económico directo.
5.1 Cronograma
Para la elaboración insitu del planteamiento se realizó el cronograma de actividades
donde expresa y proyecta la duración de las actividades más fundamentales.
118
Figura 90. Cronograma de instalación fotovoltaica.
Fuente: (Elaboración propia, 2020)
119
CONCLUSIONES
Se logro diseñar un sistema fotovoltaico on grid de autoconsumo e inyección 0 conectado
a la red eléctrica al centro de salud haquira, Apurímac; realizándolo con paneles de red
de 60 células, sincronizando 3 inversores de red Fronius Symo de distintas capacidades y
con medidor inteligente Smart meter de la misma marca. El sistema presenta un campo
generador fotovoltaico de 51.84kW de potencia continua.
Gracias a los resultados arrojados por las plataformas solares en la web, estos nos confirman
que el uso de la tecnología fotovoltaica ubicada en el C.S. Haquira, Apurímac viene a tener
una elevada rentabilidad, en donde su parámetro de 6.291HSP (kWh/m2xdía) se encuentra
cercano al límite superior del rango radiación por la plataforma de atlas solar.
Se logró el diseño de la distribución de los paneles fotovoltaicos sobre el techo del C.S.
Haquira, identificando las áreas pertinentes y de productividad energética independiente. Esto
se logró a partir de la superficie más simple etiquetada como Área independiente (A6) la cual
puede albergar un grupo de 16 módulos, entonces es a partir de esta cantidad por la cual se
propone colocar el mismo grupo o múltiplos del mismo sobre las 5 áreas restantes,
alcanzando un total de 6 áreas independientes respetando el conexionado de las mismas.
Este grupo de 16 módulos nos proporciona el parámetro de tensión de circuito abierto Voc de
598.4v aceptable para la conexión de un inversor de red, y la Imppt de 8.5Amp en donde 3
veces su valor de este, un regulador mppt puede soportarlo, es por
120
esta razón que se presenta hasta 3 grupos de módulos conectados en paralelo a un
regulador mppt.
Se desarrollo el diseño del conexionado serie-paralelo de los paneles fotovoltaicos, en
donde el inversor de red de mayor capacidad estará conectado a 6 grupos de módulos en
donde 3 grupos estarán conectados en forma paralela y los otros 3 también; para todo
grupo de módulos este consta de 16 módulos conectados en serie. Para el siguiente
inversor de red este estará conectado a 4 grupos de módulos, en donde 2 grupos estarán
conectados en forma paralela y los otros 2 también. Para el último inversor de red, este
presentará 2 grupos de módulos en donde cada grupo irá conectado a cada entrada de
reguladores mppt del inversor de red. Logrando así de esta manera que los parámetros
resultantes de estas configuraciones se encuentren dentro de lo establecido que debe
recibir cada modelo de inversor.
Se logró añadir y ubicar la instalación de 3 inversores de red en el cuarto técnico de
tableros generales, a la par con los fusibles e interruptores de protecciones, respetando el
diseño eléctrico establecido del expediente técnico C.S. Haquira. Estableciendo las
herramientas y separaciones adecuadas conforme a normas estandarizadas, conectando
los cables AC de los inversores al tablero general normal, e instalando el Smart meter en
este tablero. A la vez se concluyó que debido al espacio en este cuarto técnico ya no se
puede albergar un inversor de red más; ver figura 66, por consecuencia esto impide poder
ampliar más áreas de captación fotovoltaica o generadoras, ya que un área de
generación más, implica una entrada de mppt y por ende un inversor más.
121
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126
ANEXOS
127
ANEXO A. Lamina A-06
128
ANEXO B. Lamina A-28
129
ANEXO C. Lamina IF-24
130
ANEXO D. Lamina IF-09
131
ANEXO E. Lamina IF-10
132
ANEXO F. Lamina IF-11
133
ANEXO G. Lamina IF-12
134
ANEXO H. Lamina A-32
135
ANEXO I. Lamina A-49
136
ANEXO J. Lamina IF-16
137
ANEXO K. Máximo número de conductores en tuberías
138
ANEXO L. Máximo número de conductores en tuberías
139
ANEXO M. Era solar 270w
140
ANEXO N. Yingli solar 280w
141
ANEXO O. Jinko 60 cell 265w
142
ANEXO P. Generalidades de inversor Symo
143
ANEXO Q. Comunicación de varios inversores
144
ANEXO R. Inversores en paralelo
145
ANEXO S. Conexión y comunicación de Smart meter
146
ANEXO T. Compatibilidad de inversores
147
ANEXO U. Ficha técnica smart meter
148
ANEXO V. Interface IN / OUT, DATACOM
149
ANEXO W. Conector RJ45, RSS422
150
ANEXO X. Generalidades y Seguridad
151
ANEXO Y. Conexión CC lateral
152
ANEXO Z. Ficha técnica Sunny tripower
153
ANEXO AA. Ficha técnica Fronius Symo 5.0-8.2
154
ANEXO BB. Ficha técnica Fronius Symo 10-20
155
ANEXO CC. Eficiencia de inversor Fronius
156
ANEXO DD. Ficha técnica Sirio k12-k33
157
ANEXO EE. Características de conductores DC TOP CABLE
158
ANEXO FF. N2XOH UNIPOLAR
159
ANEXO GG. Conexión de transformadores de corriente para el Smart meter 50kA-3
160
ANEXO HH. Revista Colombia de tecnologías de avanzada-Algoritmos más usados y mejores
161