UNIVERSIDAD AUTÓNOMA METROPOLITANA

IZTAPALAPA

División Ciencias Básicas e Ingeniería

Licenciatura Ingeniería en Energía

Estudio de posibles causas que originan pérdidas en el

rendimiento de una planta fotovoltaica conectada a la red

eléctrica.

MÉXICO D.F. a 17 de Septiembre del 2014

INDICE

Introducción…………………………………………………………………………………………………………………………..1

Objetivos y marco general …………………………………………………………………………………………………….2

Antecedentes………………………………………………………………………………………………………………….......3

CAPÍTULO 1. CONCEPTOS……………………………………………………………………………………………….4

1.10 Radiación solar y energía solar……………………………………………………………………………………...5

1.11 Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica……………………..…………….…….……6

1.12 Inclinación delos módulo fotovoltaico…….…………………………..………………………………………..7

1.13 Factores de pérdidas energéticas sombras y reflejos……………………..…………………..………….8

1.14 Pérdidas por polvo y suciedad y pérdidas angulares……..…………………………………….………..9

1.15 Pérdidas por caídas óhmicas en el cableado y por temperatura…………..……………….………10 1.16 Efecto de la temperatura en los módulos fotovoltaicos………………………………………………..11 1.17 Pérdidas por rendimiento ac/dc del inversory curva característica del módulo fotovoltaico………..………….…………..……………………………………………………………………………………..….12 1.18 Parámetros de un módulo fotovoltaico……………………………..………..………………………………..13 1.19 Factor de forma y eficiencia total del módulo……………….…….………………………………………..14

1.20 Protecciones adicionales- cableado………………………………………………………….…..………………15

1.21 Otras consideraciones adicionales a las características eléctricas………………………….......16 1.22 Ejemplo de una ficha técnica de solar Word…………….…………………………………….…..…….…….…17

CAPÍTULO 2. DIMENSIONADO FOTOVOLTAICO…………..…………………………………………..18

2.10 Ejemplo de dimensionado fotovoltaico………………..……………………………………………….........19

2.11 Resultados del dimensionado fotovoltaico………………..…………………………………………………24

CAPÍTULO 3. CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO DE LA

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA METROPOLITANA…………………………………………………………..25

2.13 El sistema fotovoltaico de la Universidad Autónoma Metropolitana……………….…………..26 2.14 Análisis de la generación fotovoltaica…………………………………………………………………………..27

2.15 Desempeño de los 21 inversores a lo largo delos 12 meses del año 2011.……..….……………28

2.16 Rendimiento de los inversores durante el año 2011………………………………………………………..29

2.17 Análisis del mes con mayor y menor rendimiento de los inversores en el año 2011………..30

Conclusiones……………………………………………………………………………………………………………………...32

Bibliografía………………………………………………………………………………………………………………………..33

INTRODUCCIÓN

Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica constituyen la aplicación de la energía solar fotovoltaica que mayor expansión ha experimentado en los últimos años. Las instalaciones de módulos fotovoltaicos, objeto de estudio del presente proyecto de fin de carrera toman como referencia el sistema fotovoltaico conectado a la red, de 60 kWp de la Universidad Autónoma Metropolitana. En países como Alemania, Estados Unidos, Japón, Italia y España predominan los sistemas fotovoltaicos conectados a la red de distribución que, a diferencia de los fotovoltaicos autónomos, no utilizan baterías para su almacenamiento debido a que están constituidos por un generador unido a la red eléctrica convencional a través de un inversor, lo que hace más económica su utilización. FIGURA 1. Sistema fotovoltaico de la UAM-Iztapalapa.

1

OBJETIVOS

Evaluar el recurso solar, los efectos en la eficiencia de los módulos fotovoltaicos, la temperatura, el sombreado, la orientación y la inclinación a partir de mediciones experimentales del sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica de Comisión Federal de Electricidad CFE ubicado en la Universidad Autónoma Metropolitana Unidad Iztapalapa. FIGURA 2. Vista frontal del arreglo en serie de los módulos fotovoltaicos de la UAM.

MARCO GENERAL

En los últimos siglos, los humanos aprendimos a aprovechar los combustibles fósiles en gran medida, pero a raíz de la crisis petrolera de 1970 en medio oriente, la dependencia del petróleo hizo eco en países que no contaban con recursos energéticos y en particular del petróleo. Fue así como países europeos como Alemania y Francia al no contar con recursos energéticos, empezaron con investigación de alternativas diferentes para acabar con el problema que enfrentaban, así nació el desarrollo de nuevas tecnologías alternativas para sustituir al petróleo las llamadas energías limpias, esto dio paso al desarrollo de energías no contaminantes y hoy en día es el principal tema de países a nivel mundial, el ejemplo más común hoy en día es México con la reciente reforma energética aprobada. Actualmente las personas están reutilizando sus raíces en un mundo solar al utilizar módulos fotovoltaicos1 (PV)2 para generar energía de los rayos del sol. Tan confiable como el sol, esta tecnología aporta muchas ventajasporque no contamina es verde y disminuye el CO2.

1Un efecto físico hace surgir una tensión en una placa semiconductora bipolar; si se le conecta un inversor fluirá la corriente. Foto

= photos (griego): luz; voltios = unidad de la tensión eléctrica tensión por luz 2En resumen, el término PV significa electricidad de la luz.

2

ANTECEDENTES RELACIONADOS A LA HISTORIA DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA.

1954

1955

1958

1960

1962

1963

1967

1973

1974

1975

2009

Anuncia la invención de las primeras celdas solares modernas de

silicio con una eficiencia de conversión de energía de

aproximadamente 6 por ciento.

Western Electric patentiza las tecnologías de la celda solar comercial.

Primer satélite impulsado por energía solar, es lanzado con un módulo solar de 1 vatio.

Hoffman Electronics crea una celda solar con eficiencia del 14%.

El satélite de comunicaciones Telstar es impulsado por celdas solares.

Un módulo fotovoltaico viable es producido de celdas solares de silicio.

Soyuz 1 se convierte en la primera nave espacial tripulada que utiliza energía solar.

Celdas solares impulsan al Skylab, la primera estación espacial de Estados Unidos.

Un hogar de New México es el primero en el mundo en ser energizado únicamente por energía solar y del viento.

El ingeniero y empresario Bill Yerkes crea Solar Technology

International.

Inauguran el laboratorio de sistemas fotovoltaicos de la Universidad

Autónoma Metropolitana Unidad Iztapalapa.

3

CAPÍTULO 1.

CONCEPTOS

4

¿QUÉ ES LA RADIACIÓN SOLAR? Es la energía que viene del sol hacia la tierra. Puede llegar de dos maneras: 1. Radiación directa: es la llega desde el sol, sin que sufra algún desvió en su camino. 2. Radiación difusa:es la que sufre cambios en su dirección, principalmente debido a la

reflexión y difusión de la atmósfera.

FIGURA 3.Trayectoria de la radiación directa y la radiación difusa en un módulo fotovoltaico.

¿QUÉ ES LA ENERGÍA SOLAR?

Es la energía radiante producida en el sol, como resultado de reacciones nucleares de fusión que llegan a la Tierra a través del espacio en paquetes de energía llamados fotones (luz), que interactúan con la atmósfera y la superficie terrestres, y la energía del sol que se utiliza para producir electricidad se la llama energía solar fotovoltaica.

FIGURA 4. El sol fuente de generación de energía fotovoltaica.

5

EL SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO A LA RED ELÉCTRICA Los sistemas fotovoltaicos son plantas generadoras de electricidad que sirven para generar energía eléctrica por medio de la radiación proveniente del sol. Están compuestos de varios elementos dependiendo del tipo de sistema, sin embargo, todos los sistemas fotovoltaicos tienen en común que requieren de módulos fotovoltaicos para convertir la radiación del sol en energía eléctrica.

Los sistemas interconectados a la red requieren necesariamente interconexión con la red eléctrica nacional para operar, sin embargo, una ventaja de estos sistemas es el de no requerir el uso de baterías (o acumuladores) para funcionar, lo cual los vuelve la alternativa más económica y con los requerimientos de mantenimiento más bajos de todos los sistemas.

Estos sistemas únicamente operan cuando la irradiación solar incide sobre los módulos fotovoltaicos con suficiente intensidad para que estos generen la energía eléctrica necesaria para arrancar el sistema.

¿QUÉ CONSIDERAR EN UN ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE UN SISTEMA FV?

Área disponible.

Orientación.

Sombras.

Historial de consumo.

Costos. FIGURA 5. Componentes de un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica.

6

INCLINACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED.

1) Inclinación y orientación

Muchos de los módulos FV están inclinados para colectar mayor radiación solar. La cantidad óptima de energía se colecta cuando el módulo está inclinado en el mismo ángulo que el ángulo de latitud de la localidad en que esté ubicado el sistema FV sin embargo, hay que tener en cuenta que el ángulo mínimo de inclinación debería ser de por lo menos 15° para asegurar que el agua de las lluvias drene fácilmente, lavando el polvo al mismo tiempo. Los módulos deben estar inclinados en la dirección correcta. Esto significa:

En el hemisferio sur, los módulos están mirando exactamente hacia el Norte

En el hemisferio norte, los módulos están mirando hacia el Sur.

Por supuesto, algunas veces hay circunstancias locales que impiden la correcta colocación de los módulos. Por ejemplo, los módulos deben acoplarse sobre un techo inclinado que no tiene la inclinación adecuada. FIGURA 6. Inclinación de los módulos fotovoltaicos con un ángulo de 19° de inclinación para captar mejor la luz.

7

FACTORES DE PÉRDIDAS ENERGÉTICAS. SOMBRAS Y REFLEJOS Es obvio que deben evitarse las sombras lo más posible. Primero, uno debe considerar que la sombra puede crear problemas con puntos

calientes3. La aparición de puntos calientes en una instalación fotovoltaica es un problema de gran importancia ya que afecta no sólo a la producción sino también a la vida útil de dicha instalación, lo cual resulta preocupante si se tiene en cuenta que las instalaciones están, normalmente, pensadas para funcionar correctamente durante más de 20 años.

Segundo, si dentro de un módulo una célula se encuentra sombreada y las otras no, o tiene un defecto de fabricación, se ve obligada a comportarse como una carga. En vez de producir energía, la consume, y comienza a disipar la energía generada.

En esta condición de operación la célula puede presentar zonas donde eleva su temperatura con respecto a los puntos que la rodean. La disipación de calor puede causar un sobrecalentamiento y en casos severos, el derretimiento de la soldadura o el deterioro de la encapsulación.

En la figura 7 se puede apreciar una imagen termográfica de una célula solar en la cual existe un punto caliente. La mayor parte de la célula se encuentra a 31ºC aproximadamente mientras un punto ha aumentado su temperatura a 77.4ºC.

Este sería un ejemplo de cómo podemos identificar un punto caliente con una cámara termográfica, ya que la propiedad de estos puntos es que su temperatura es considerablemente superior a la del resto de la célula.

FIGURA 7. Termográfia de un módulo fotovoltaicopara captar los puntos calientes.

3Situación existente cuando una célula solar dentro de un módulo genera menos corriente.

8

PÉRDIDAS POR POLVO Y SUCIEDAD.

Tienen su origen en la disminución de la potencia de un generador fotovoltaico por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos fotovoltaicos. Cabría destacar dos aspectos:

1. La presencia de una suciedad uniforme da lugar a una disminución de la corriente y tensión entregada por el generador fotovoltaico.

2. La presencia de suciedades localizadas (como puede ser el caso de excrementos de aves) da lugar a pérdidas por formación de puntos calientes.

FIGURA 8. Larupturas en los módulos fotovoltaicosy haces fecales de pajaros provoca que se generen puntos calientes disminuyendo el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos.

PÉRDIDAS ANGULARES Y ESPECTRALES.

La potencia nominal de un módulo fotovoltaico suele estar referida a unas condiciones estándar de medida, STC, que, además de 1000 W/m² de irradiancia y 25ºC de temperatura de célula, implican una incidencia normal y un espectro estándar AM1.5G. No obstante en la operación habitual de un módulo fotovoltaico ni la incidencia de la radiación es normal, ni el espectro es estándar durante todo el tiempo de operación. El que la radiación solar incida sobre la superficie de un módulo FV con un ángulo diferente de cero grados implica unas pérdidas adicionales (mayores pérdidas a mayores ángulos de incidencia). Las pérdidas angulares se incrementan con el grado de suciedad.

9

Por otro lado los dispositivos fotovoltaicos son espectralmente selectivos. Esto es, la corriente generada es diferente para cada longitud de onda del espectro solar de la radiación incidente (respuesta espectral). La variación del espectro solar en cada momento respecto del espectro normalizado puede afectar la respuesta de las células fotovoltaicas dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. FIGURA 9. La orientación correcta de los módulos con ángulo de 19° minimiza pérdidas de eficiencia en los sistemas fotovoltaicos.

PÉRDIDAS POR CAÍDAS OHMICAS EN EL CABLEADO. Tanto en la parte DC como en la parte AC (desde la salida de los inversores hasta los contadores de energía) de la instalación se producen unas pérdidas energéticas originadas por las caídas de tensión cuando una determinada corriente circula por un conductor de un material y sección determinados. Estas pérdidas se minimizan dimensionando adecuadamente la sección de los conductores en función de la corriente que por ellos circula. PÉRDIDAS POR TEMPERATURA.

Los módulos fotovoltaico presentan unas pérdidas de potencia del orden de un 4% por cada 10 °C de aumento de su temperatura de operación (este porcentaje varía ligeramente en función de cada tecnología). La temperatura de operación de los módulos fotovoltaico depende de los factores ambientales de irradiancia, temperatura ambiente y velocidad del viento y de la posición de los módulos o aireación por la parte posterior.

10

Esto implica que por ejemplo a igualdad de irradiación solar incidente un mismo sistema fotovoltaico producirá menos energía en un lugar cálido que en un clima frío. EFECTO DE LA TEMPERATURA EN LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS. Las celdas solares al estar expuestas al sol se calientan como cualquier captador solar. Este aumento en la temperatura afecta las características eléctricas de ellas. La figura 10 muestra el comportamiento simulado de los parámetros eléctricos de una celda solar ideal en función de la temperatura de la celda, Tc, se observa que la Corriente de cortocircuito (Isc) aumenta ligeramente mientras que el Voltaje a circuito abierto (Voc) está disminuyendo en una razón muy grande. Este fenómeno es más pronunciado en unas celdas, como es el caso del silicio, que en otras, como es el caso de las celdas basadas en arseniuro de galio (GaAs). FIGURA 10. La influencia de la temperatura en la corriente de corto circuito y el voltaje de circuito abierto, se ve claramente que decrece linealmente con el incremento de la temperatura.

11

PÉRDIDAS POR RENDIMIENTO AC/DC DEL INVERSOR

El inversor fotovoltaico se puede caracterizar por la curva de rendimiento en función de la potencia de operación. Es importante seleccionar un inversor de alto rendimiento en condiciones nominales de operación y también es importante una selección adecuada de la potencia del inversor en función de la potencia del generador fotovoltaico (por ejemplo, la utilización de un inversor de una potencia excesiva en función de la potencia del generador fotovoltaico dará lugar a que el sistema opera una gran parte del tiempo en valores de rendimiento muy bajos, con las consecuentes pérdidas de generación). CURVA CARACTERÍSTICA DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO

Terminología La representación estándar de un dispositivo fotovoltaico es la curva característica corriente-tensión (figura 11),representa las posibles combinaciones de corriente y voltaje para un dispositivo fotovoltaico bajo unas condiciones ambientales determinadas (radiación solar incidente y temperatura ambiente). El punto en concreto de corriente y voltaje en el que el dispositivo fotovoltaico trabajará vendrá determinado por la carga a la que esté conectado y por las condiciones ambientes mencionadas. FIGURA 11. Curva caracteristica de un sistema fotovoltaico en función de su potencia, su amperaje y su voltaje.

12

PARÁMETROS DE UN MÓDULO FOTOVOLTAICO

Los módulos fotovoltaicos, atendiendo características eléctricas, que pueden ser

descritos mediante parámetros, los cuales definimos a continuación:

Corriente de cortocircuito (Isc).

Es la intensidad máxima de corriente que se puede obtener de un módulo bajo unas

determinadas condiciones.

El término sc se refiere a las siglas en inglés short circuit.

Voltaje a circuito abierto (Voc).

Es el voltaje máximo que se podría medir con un voltímetro.

El término oc se refiere a las siglas en inglés open circuit.

Corriente (I) a un determinado voltaje (V).

Las dos definiciones anteriores corresponden a casos extremos. En la práctica, lo

usual es que una placa solar produzca una determinada corriente eléctrica que fluye

a través del circuito externo que une los bornes del mismo y que posee una

determinada resistencia R, que define la característica eléctrica del circuito (curva

intensidad-voltaje), cuya intersección con la propia curva del módulo fija el voltaje

de operación del mismo y, en consecuencia, la intensidad que ese entrega al

circuito. Si la diferencia de potencial entre los bornes es V, decimos que la corriente

de intensidad I se produce a un voltaje V.

Potencia máxima (Pmax).

En unas condiciones determinadas, la intensidad I tendrá un cierto valor

comprendido entre 0 e Isc, correspondiéndole un voltaje V que tomará un valor

entre 0 y Voc. Dado que la potencia es el producto del voltaje y la intensidad, ésta

será máxima únicamente para un cierto par de valores (I, V), en principio

desconocido. Decimos que una placa solar trabaja en condiciones de potencia

máxima cuando la resistencia del circuito externo es tal que determina unos valores

13

de IM y VM tales que su producto sea máximo. Normalmente un módulo fotovoltaico

no trabaja en condiciones de potencia máxima, ya que la resistencia exterior está

fijada por las características propias del circuito, aunque existe la posibilidad de

utilizar dispositivos electrónicos conocidos como “seguidores del punto de máxima

potencia”.

Eficiencia total del módulo.

Es el cociente entre la potencia eléctrica producida por éste y la potencia de la radiación

incidente sobre el mismo.

Dónde: Pmax: Potencia en el punto de máxima potencia Pi: Potencia de la radiación solar incidente sobre la celda G: Radiación solar A: área del generador

Factor de forma (FF).

Es el valor correspondiente al cociente entre Pmax y el producto de Isc x Voc. Puede venir

expresado en tanto por ciento o tanto por 1, siendo el valor 100% el que corresponderá a un

hipotético perfil de cuadrado, no real. Nos da una idea de la calidad del dispositivo

fotovoltaico, siendo éste tanto mejor cuánto más alto sea su factor de forma.

Dónde:

Pmax: Potencia máxima

Voc:Voltaje a circuito abierto

ISC:Corriente de cortocircuito

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PROTECCIÓNES ADICIONALES

Cableado

La correcta selección del tipo y calibre del cableado aumentará el rendimiento y la

fiabilidad del sistema fotovoltaico, evitando situaciones de riesgo. El tipo de cable

dependerá de las conexiones que va a realizar, pero en general deben cumplir:

Estar aislados de la intemperie y ser resistentes a la humedad.

Los cables utilizados para interconectar módulos deben estar especificados como

resistentes a la luz solar.

Los cables que vayan a ser enterrados se colocarán en una zanja de al menos 40 cm

de profundidad, y llevarán un revestimiento de combustión lenta, resistente a la

humedad, corrosión y formación fúngica.

Además, la sección del cable ha de ser tal que asegure que la caída de tensión en el

generador y entre éste y el resto de los componentes del sistema no supere el 1% de

la tensión nominal.

FIGURA 12.Cable del sistema fotovoltico de la UAM.

15

OTRAS CONSIDERACIONES ADICIONALES A LAS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS.

También podemos encontrar en las fichas técnicas de cada módulo características como:

Parámetros térmicos, veremos los coeficientes de temperatura para tensión y

corriente.

Rango de funcionamiento, temperatura de uso, máxima tensión del sistema y

cargas de viento y nieve así como la máxima corriente inversa que pueden admitir.

Características físicas, donde además de indicarnos las dimensiones del panel y su

peso, nos pueden indicar el tipo de marco, caja de conexiones, cables, conectores y

sobre todo el número de células en serie de la placa solar.

FIGURA 13. Ejemplo de una etiqueta con las caracteristicas eléctricas de un módulo A-140P marca ATERSA.

16

FIGURAS 14. Ejemplo de una ficha técnica de solar Word.

17

CAPÍTULO 2.

DIMENSIONADO FOTOVOLTAICO.

18

DIMENSIONADO FOTOVOLTAICO.

EJEMPLO 1.

Para realizar el dimensionado de un sistema fotovoltaico conectado a la red para un hotel situado en los Cabos Baja California (latitud 23.4410, longitud 109.77590) que desea reducir en un 5% su consumo anual de electricidad, se tiene la siguiente información del consumo mensual de electricidad en los hoteles

La organización mundial de turismo ha señalado que el turismo es una de las industrias más potentes del mundo y es responsable del 5% de las emisiones mundiales de dióxido de carbono. Por tanto, tiene una gran responsabilidad y debe aumentar la ecoeficiencia para combatir el cambio climático.

Los hoteles que desarrollan estrategias para respetar el medio ambiente tienen una ventaja competitiva al mejorar su imagen. La inversión global de energía sustentable (la cual incluye eficiencia energética y energía renovable alcanzo en 2007 la cifra de 148,800 millones de dólares (MDD), se estima en 2008 una suma de 155,000 MDD.Se espera que la inversión anual de 155,000MDD de acuerdo a los datos del “New Energy Finance”.

La factura energética representa hasta el 20% de los costos operativos de los hoteles.

TABLA 1.Consumo de energía de 5 hoteles estrella.

Hotel 1 Estrella 2Estrella 3 Estrella 4 Estrella 5 Estrella

Promedio del costo anual de energía $99,210.0 $309,445.9 $378,841.6 $527,841.2 $1, 426,917

TABLA 2.Consumo de electricidad de un hotel en un año.

Mes Consumo (Kwh)

Enero 225647 febrero 207713 marzo 249014 abril 241861 mayo 181553 junio 171402 julio 227496 agosto 239834 septiembre 223714 octubre 205795 noviembre 225715 diciembre 208512

19

Programa del RAD para obtener los datos de irradiación diaria promedio mensual para el plano horizontal y el plano inclinado en cualquier punto en la República Mexicana (MJ/m^2)

TABLA 3.Irradiancia total.

Componente de datos de irradiación solar Global horizontal

Latitud 2.344.310

Longitud -10.977.590

TABLA 4.Irradiación plano horizontal.TABLA 5.Irradiación plano inclinado.

TABLA 6.Características de los módulos.

Modelo 225P 230P 235P 240P 245P 250P Unidades

Pmax 225 230 235 240 245 250 W

Vmpp 28.4 28.8 29.8 29.8 29.8 30.3 V

Impp 7.92 7.99 8.06 8.23 8.06 8.27 A

Voc 36 37 40 41.2 38 38.19 V

Isc 8.49 8.49 8.59 8.91 8.59 8.65 A

Coef P -0.0047 -0.0047 -0.0047 -0.0047 -0.0047 -0.0047 W/°C

Coef V -0.0034 -0.0034 -0.0034 -0.0034 -0.0034 -0.0034 V/°C

Coef I 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 A/°C

20

TABLA 7.Características del inversor a la salida OUTPUT.

Sacamos el 5% del consumo eléctrico anual de los hoteles correspondientes a la tabla 2 del

consumo de electricidad.

TABLA 8.Cálculo del consumo anual del hotel.

Mes Consumo kWh El 5% total anual Enero 225647 225647*0.005=11282.35 Febrero 207713 207713*0.005=10385.65 Marzo 249014 2490140.005=12450.7 Abril 241861 2418610.005=12093.05 Mayo 181553 1815530.005=9077.65 Junio 171402 1714020.005=8570.1 Julio 227496 2274960.005=11374.8 Agosto 239834 2398340.005=11991.7 Septiembre 223714 2237140.005=11185.7 Octubre 205795 2057950.005=10289.75 Noviembre 225715 2257150.005=11285.75 Diciembre 208512 2085120.005=10425.6 Anual 2608256 Suma=130412.8

TABLA 9. Cálculo el recurso solar de los datos obtenidos del programa RAD.

Mes Días del mes

Diaria MJ/m2

Mensual MJ/m2 kWh/m2 kWh/kWp

Enero 31 18.6954 31*18.695=579 579.557*0.28=16 162.276*0.73=118.46

Febrero 28 20.2584 31*18.695=567 579.557*0.28=158 162.276*0.73=115.94

Marzo 31 20.8675 31*18.695=646 579.557*0.28=181 162.276*0.73=132.22

Abril 30 19.8675 31*18.695=596 579.557*0.28=166 162.276*0.73=121.82

Mayo 31 18.6542 31*18.695=578 579.557*0.28=161 162.276*0.73=118.20

Junio 30 17.3731 31*18.695=521 579.557*0.28=145 162.276*0.73=106.53

Julio 31 16.8731 31*18.695=523 579.557*0.28=146 162.276*0.73=106.91

Agosto 31 17.2719 31*18.695=535 579.557*0.28=149 162.276*0.73=109.44

Septiem 30 17.3396 31*18.695=520 579.557*0.28=145 162.276*0.73=106.3

Octubre 31 17.2295 31*18.695=534 579.557*0.28=149 162.276*0.73=109.17

Noviemb 30 17.6601 31*18.695=529 579.557*0.28=148 162.276*0.73=108.29

Diciembr 31 16.5441 31*18.695=512 579.557*0.28=143 162.276*0.73=104.83

Total 365 218.6344 6644.6509 1860.502252 1358.166644

Modelo 250-V 208-V 240-V Unidades

Pnom salida 11000 10000 10000 w VMPP salida 360.0 360.0 360.0 v

21

TABLA 10.Características eléctricas de algunos módulos.

Modelo 225P 230P 235P 240P 245P 250P

Potencia 225 230 235 240 245 250

Pnom(w) 426 417 408 400 391 384

#módulos 427 417 409 400 392 384

El número de módulos que conviene es 384 para el modelo 250P por las dimensiones del

terreno y por costos.

TABLA 11. Cálculo para cada modelo de inversor para obtener el número de módulos que

podría tener en el sistema.

Modelo 250-V 208-V 240-V Pnom OUTPUT (W) 11000 10000 10000 Inversores 8.727 9.6 9.6

#inversores 9 10 10

El número de inversores debe ser de 9 aproximadamente.

TABLA 12.Resultados de módulos a conectar.

#máximo de módulos en serie 15.7 16

#mínimo de módulos en serie 11.88 12

PRUEBA 1 Modulo=250p Inversor=208-v

TABLA 13.Resultados eléctricos.

TABLA 14.Temperaturas.

Temperaturas(°C) T estándar T mínima T máxima

Potencia del sistema (Pn) 250 273.5 197.125 Voltaje de max potencia (VMPP) 30.3 32.3604 25.6641 corriente de max potencia (IMPP) 8.27 8.1873 8.456075 voltaje de circuito abierto (VOC) 38.19 40.78692 32.34693 Corriente de corto circuito (ISC) 8.65 8.5635 8.844625

Temperaturas °C

Tmin 5 20

Tmáx 70 45

Testandar 25

22

FIGURA 15.Características eléctricas.

Análisis: se muestra claramente que para la temperatura mínima de 5°C las características

eléctricas son mayor que para la temperatura máxima y que para la temperatura estándar.

TABLA 15.Pruebas De Relación de potencias Pn/PFV.

0

50

100

150

200

250

300

(Pn) (VMPP) (IMPP) (VOC) (ISC)

240

30.5

7.87

38

8.39

262.56

32.6411

7.81491

40.6676

8.33127

189.24

25.682525

7.9939525

31.9979

8.5221425

Tstandar Tmin Tmax

Pruebas De Relación de potencias Pn/PFV rango

# Módulos en serie P Nominal Relación 0.8-1 10 7500 1.533333333 NO

11 8250 1.393939394 NO

12 9000 1.277777778 NO

13 9750 1.179487179 NO

14 10500 1.095238095 NO

15 11250 1.022222222 NO

16 12000 0.958333333 SI

17 12750 0.901960784 SI

18 13500 0.851851852 SI

19 14250 0.807017544 SI

20 15000 0.766666667 NO

21 15750 0.73015873 NO

22 16500 0.696969697 NO

23 17250 0.666666667 NO

24 18000 0.638888889 NO

25 18750 0.613333333 NO

26 19500 0.58974359 NO

27 20250 0.567901235 NO

28 21000 0.547619048 NO

23

Análisis: El rango entra en entre 0.8 y 1 para un numero de módulos aproximado de 16, 17

y 18 módulos en serie.

RESULTADOS.

1er combinación Inversor Modulo

250-V 250P

máximo mínimo

Imax 35 8.65

módulos en serie 16 12

rango de operación 0.875 1.27

# de módulos 8 8

módulos que tengo 384

potencia instalada 96000 W inversor 208-V

# de módulos 384 modulo 250P

# max de mod en serie 16

# min de mod en serie 12

# mod en paralelo 3

27

27

24

CAPÍTULO 3.

CARACTERÍZACIÓN DEL SISTEMA

FOTOVOLTAICO DE LA UNIVERSIDAD

AUTÓNOMA METROPOLITANA

25

EL SISTEMA FOTOVOLTAICO DE LA UNIVERSIDAD AUTÓNOMA METROPOLITANA-IZTAPALAPA.

La universidad cuenta con un sistema fotovoltaico conectado a la red, de 60 kWp, con una producción promedio de 90 000 kilowatts-hora al año, lo que equivale a abatir las emisiones de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera en 697 toneladas a lo largo de 30

años de vida útil del sistema. El sistema cuenta con 286 módulos fotovoltaicos de 210 Watts (w), 21 inversores, 19 subarreglos de dos series de siete módulos en paralelo y dos subarreglos de una serie de diez módulos. El sistema fotovoltaico de la Universidad Autónoma Metropolitana Unidad Iztapalapa 92% de la energía del edificio “B” del campus. FIGURAS 16.Vista aérea del arreglo del sistema fotovoltaico de la UAM del edificio B.

26

ANÁLISIS DE LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA

Se determinó el comportamiento de los arreglos fotovoltaicos a lo largo del año 2011 y se

comprobó que a pesar de tener arreglos iguales y tener las mismas características

eléctricas tenían diferentes rendimientos.

Del total de número de inversores que tiene el sistema fotovoltaico conectado a la red

eléctrica de la UAMI 19 son los arreglos idénticos y el otro par son de otro arreglo que los

hace diferentes en cuanto a voltaje, intensidad de corriente eléctrica y potencia.

Los resultados arrojados por el programa de la instalación fotovoltaica que se tiene en el

edificio B de la UAM nos arrojaron valores para los 12 meses correspondientes al año 2011,

y se analizó la generación fotovoltaica para determinar su comportamiento respecto al

arreglo de los módulos que conforman el sistema de 60KWp.

FIGURAS 17. Pantalla que muestra la generación del sistema fotovoltaico de la UAM en tiempo real.

27

TABLA 16.Desempeño de los 21 inversoresa lo largo delos 12 meses del año 2011.

Inversor Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

X1 330.8 302.4 455.3 416.1 403.8 368.4 292.1 369.5 379.3 381.6 354 370.6 X2 331.4 307.2 467.1 427.9 414.4 377.9 300.1 378.6 390.6 392.5 363 380.4 X3 315.3 291.6 448.2 410.2 394.9 358.7 285.1 362.8 373.3 374.2 346.8 361.8 X4 311.6 289.9 438.5 402 388.6 354.3 280.3 354.4 366.6 369 341.5 357.8 X5 321.2 298.9 454.9 416.8 400.6 365 287.6 360.8 376.3 381.7 352.5 367.7

X6 326.8 305.4 463.1 419.4 400 375.5 280.5 363.7 383.1 388.4 349.9 372.9 X7 329.4 306.6 463 425.3 412.5 376.4 298.4 376.2 389.1 390.5 361.2 377.8 X8 309.5 289.9 443.6 406.6 394 359.3 281.9 358.1 370.3 372.8 343.1 356 X9 311.6 290.4 445.9 409.3 396.9 362.9 286.6 362.7 371.7 362.1 337.4 351 X10 327.6 400.9 476.9 426.6 411.2 375.4 296.4 375 386.6 387 341.1 338.8 X11 319.1 297.2 454.8 416.5 404.2 368.3 290.5 368.3 380.5 390.5 353.5 367.2 X12 320.7 299.4 456.3 418.7 406 370.2 292.6 369.7 383 394.4 356.3 369.3 X13 310.4 290.6 443.6 407.6 395.8 361.5 285.7 360.6 372.4 383.6 345.2 357.5 X14 319.4 296.3 453.2 415.9 403.7 368.8 291.3 367.8 379.1 390.9 352.7 361.8 X15 303 281.1 430.9 394.3 381.2 347.9 273.5 348.2 359.2 370.7 334.9 345.6 X16 323.5 301.8 460.3 421.3 409.3 373.8 294.4 373 385.7 387.1 356.2 370.1 X17 320.1 299.4 458.4 421.8 409.5 374.1 295.6 372.8 385.3 386.6 355.7 369.9 X18 305.8 285.3 440.2 403.2 390.5 356.8 280.9 355.6 367.9 370.2 341.5 354.1 X19 217.1 201.6 323 295.5 284.6 259.3 202.2 261.1 270.9 271.5 249 256.7 X20 316.4 294.8 455.6 417 404.4 369.6 291 368.7 381.5 393.3 354.7 366.9 X21 210.6 195.9 313.1 286.5 276 250.9 196.1 253.1 262.2 270.2 242.2 249.4 total 6481.3 6126.6 9245.9 8459 8182.1 7475 5883 7461 7714.6 7808.8 7132.4 7403.3

Análisis: En esta tabla nos damos cuenta del papel que desempeña cada uno de los

inversores del sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica del edificio B de la UAM-I a

lo largo de un año, y de acuerdo a la tabla arrojada por el programa del sistema el mes con

mayor rendimiento fue el mes de marzo con un promedio de 440.28 kWh y el de menor

rendimiento fue el mes de julio con 280.1 kWh.

FIGURAS 18. Imagen del proceso de instalación de los inversores.

28

FIGURA 19. Rendimiento de los inversores durante el año 2011.

Análisis: Esta grafica nos muestra el rendimiento irregular que tienen los arreglos

fotovoltaicos para la generación de electricidad y alimentación del edificio B y biblioteca

de la UAMI, pero hay un arreglo en especial que tiene una tendencia demasiado rara que

corresponde para el mes de febrero y su origen puede ser variado como el paro de

actividades en la universidad, el efecto de la sombra sobre los módulos, el fallo en los

módulos y de los inversores algún comportamiento anormal en la corriente y las fallas

técnicas etc.

175

225

275

325

375

425

475

525

X1

X2

X3

X4

X5

X6

X7

X8

X9

X1

0

X1

1

X1

2

X1

3

X1

4

X1

5

X1

6

X17

X1

8

X1

9

X2

0

X2

1

kW-h

Número de inversores

Generación

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

29

Ahora vemos el mes con mayor rendimiento y el mes con menos rendimiento de

acuerdo a los siguientes datos.

TABLA 17.Generación máximo y mínimo que se obtuvo del arreglo del sistema fotovoltaico

correspondientes a los meses de marzo y julio del año 2011.

FIGURA 20. Tendencia del comportamiento de los inversoresen el mes con mayor

generación marzo y el mes con menor generación en el mes de julio.

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25

kW-h

Número de inversores

Generación

julio

marzo

Generación Mayor Menor

Inversor Marzo Julio

X1 455.3 292.1 X2 467.1 300.1 X3 448.2 285.1 X4 438.5 280.3 X5 454.9 287.6 X6 463.1 280.5 X7 463 298.4 X8 443.6 281.9 X9 445.9 286.6 X10 476.9 296.4 X11 454.8 290.5 X12 456.3 292.6 X13 443.6 285.7 X14 453.2 291.3

X15 430.9 273.5 X16 460.3 294.4 X17 458.4 295.6 X18 440.2 280.9 X19 323 202.2

X20 455.6 291 X21 313.1 196.1 suma 9246 5882.8

30

Análisis: Cómo podemos ver en la gráfica se presentan los 2 arreglos fotovoltaicos que

tuvieron una mayor generación en el mes de marzo y una mejor eficiencia y para el caso

contrario el mes con menor generación fue julio, muchas pueden ser las causas, aunque en

principio julio es el mes con menor irradiancia.

31

CONCLUSIONES.

Lo primero, objetivo cumplido, hemos sido capaces de estudiar las posibles causas que

originan pérdidas en el rendimiento de la planta fotovoltaica conectada a la red eléctrica,

de la Universidad Autónoma Metropolitana unidad Iztapalapa del edificio B,también

conocimos el comportamiento del sistema fotovoltaico mediante el estudio de su

características eléctricas para ver las variaciones que afectan al sistema como la

temperatura, el efecto del polvo y de las sombras que provocan puntos calientes y que

hacen al sistema menos eficiente, también se tomaron registros y se graficaron los datos

obtenidos de la producción del sistema.

FIGURA 21.Yo Ivan Martínez Rojas con mi compañero Sampablo al término del análisis del

sistema fotovoltaico de la universidad.

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BIBLIOGRAFÍA

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