estudio de factibilidad técnico y económico de la adopción...

FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA MECÁNICA

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO

DE ENERGÍA

Marian G. Morales Arias y Miguel A. Pérez Adrián Tutor: José Manuel Marino Rodríguez

Caracas, Marzo 2004

DERECHO DE AUTOR

Cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir y difundir el presente

trabajo, con las únicas limitaciones que establece la legislación vigente en materia de

derecho de autor.

En la ciudad de Caracas, a los 30 días del mes de Marzo del 2004

___________________________ __________________________

Marian G. Morales Arias Miguel A. Pérez Adrián

C.I. 14.796.785 C.I. 15.665.485

APROBACIÓN

Considero que el Trabajo Final titulado

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO DE ENERGÍA

elaborado por


Para optar el título de

INGENIERO MECÁNICO

Reúnen los requisitos exigidos por la Escuela de Mecánica de la Universidad

Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser sometido a la presentación y

evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.

En la ciudad de Caracas, a los 30 días del mes de Marzo del año 2004.


ACTA DE VEREDICTO

Nosotros, los abajo firmantes, constituidos como jurado examinador y reunidos en

Caracas, el día de Abril del 2004, con el propósito de evaluar el Trabajo Final

titulado

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO DE ENERGÍA

Presentado por los ciudadanos


Emitimos el siguiente veredicto:

Reprobado ___ Aprobado ___ Notable ___ Sobresaliente ___

Observaciones:

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________

__________________ _________________ _________________ Ing. Antonio Borges Ing. José Manuel Marino Ing. José A. Briceño

AGRADECIMIENTOS

Agradezco primero al Eterno por haberme dado la vida, por haberme dado la

oportunidad de llegar a este momento y triunfar, por haberme dado unos padres

comprensivos, que me han apoyado muchísimo, a ellos les debo toda mi energía.

Agradezco a mi compañero de tesis Miguel Angel, pues sin su amor y alegría no

hubiera sido lo mismo, le agradezco a toda su familia por su apoyo y hospitalidad.

También le doy las gracias a mi abuela Lucila Quiñónez pues ha sido para mi un

ejemplo a seguir y a mi hermana Maireth Morales. Agradezco a todos aquellos que

nos brindaron su apoyo.

Marian G. Morales Arias

A Dios quien me ha dado toda la felicidad que hay en mi vida. A mis padres, a

mi padrino Luís Rafael y a mis hermanos por su apoyo, compresión y sabiduría, que

me han ayudado a alcanzar todas las metas que me propongo. A mis amigos, que sin

ellos este viaje no hubiese sido tan placentero y gratificante, y en especial a mi

compañera de tesis, Marian Morales, por su apoyo, entusiasmo y amor. A la familia

Morales Arias, que me brindaron toda su solidaridad y hospitalidad.

Miguel Angel Pérez A.

Tabla de Contenido i

Universidad Metropolitana

TABLA DE CONTENIDO Lista de tablas y figuras iv Resumen ix Introducción 1 CAPITULO I. TEMA DE INVESTIGACIÓN

1.1- Planteamiento del problema 6 1.2- Objetivos de la Investigación 7

1.2.1- Objetivos generales 7 1.2.2- Objetivos específicos 7

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

2.1- El Sol y la Radiación 9 2.2- Medidas de la radiación a nivel del suelo 13

2.2.1- Mediciones con cielo claro sobre una superficie horizontal 13 2.2.2- Medición con cielo claro sobre una superficie inclinada y

orientada en forma indistinta con relación al sur 14 2.2.3- Medición en condiciones medias 16

2.3- La Altura del Sol en un lugar dado. Expresión de la energía recibida sobre un plano cualquiera 17

2.3.1- Longitud, latitud, declinación y ángulo horario 18 2.3.2- Posición del Sol en el cielo 21 2.3.3- Expresión de la energía recibida sobre un plano cualquiera

con cielo claro 23 2.4- Sistemas Solares Fotovoltaicos 27 2.5- Dimensionamiento del sistema fotovoltaico de la forma Net-Metering 29

2.5.1- Nociones sobre consumo de energía del sistema 31 2.5.2- Determinación de la Insolación promedio para el

dimensionamiento del arreglo FV 32 2.5.3- Cálculo de la eficiencia de los módulos solares 32 2.5.4- Cálculo de la energía a suministrar por los módulos solares 33 2.5.5- Cálculo del Total Ampere-Hora/día (AH/día) 34 2.5.6- Cálculo del tamaño del arreglo FV 35 2.5.7- Cálculo del número total de módulos solares y el área total

cubierta 36 2.6- Distribución de la energía a la Red Eléctrica 38

2.6.1- Requerimientos técnicos del sistema 39

Tabla de Contenido ii


2.6.1.1- El sistema generador fotovoltaico 40 2.6.1.2- Estructura soporte 41 2.6.1.3- Inversores 42 2.6.1.4- Cableado 45 2.6.1.5- Dispositivos de protección 45

2.6.2- Operación y mantenimiento de las instalación 48 2.6.2.1- Operación 48 2.6.2.2- Mantenimiento preventivo 49

2.6.2.2.1- Sistema de captación 49 2.6.2.2.2- Inversor 49 2.6.2.2.3- Estructura soporte 49 2.6.2.2.4- Conexionado y cableado de los

componentes 50 CAPÍTULO III. BASES Y PREMISAS

3.1- Ubicación geográfica y condiciones meteorológicas generales de Venezuela 51

3.2- Ubicación geográfica de Caracas 53 3.3- Datos meteorológicos de Caracas 54

3.1.1- Red Meteorológica 54 3.3.2- Las estaciones de medida 54 3.3.3- Características metereológicas de Caracas 54

3.4- Geografía del lugar e influencia del contorno 59 3.4.1- Geografía del lugar 59 3.4.2- Influencia del contorno 59

3.5- Aplicación de la Ley Orgánica de Electricidad al sistema Net-Metering 62

3.6- Consumo en Wh/día de cada casa en estudio 64 CAPÍTULO IV. MARCO METODOLÓGICO

4.1- Planteamiento del esquema general para la generación Fotovoltaica 68 4.2- Selección de los equipos que conforman el sistema de Generación FV 70 4.3- Determinación de la orientación e inclinación óptima de los módulos

solares 73 4.3.1- Características metodológicas 74 4.3.2- Evaluaciones realizadas para cada caso 76

4.4- Limitaciones durante la investigación 89 CAPÍTULO V. RESULTADO Y ANALISIS

5.1- Resultados 91 5.1.1- Caso específico para inmuebles de 600 KWh 91 5.1.2- Caso específico para inmuebles de 300 KWh 92

Tabla de Contenido iii


5.1.3- Caso específico para inmuebles de 100 KWh 93 5.1.4- Caso particular para inmueble ubicado en Caracas 94

5.2- Análisis 94 CAPÍTULO VI. EVALUACIÓN ECONÓMICA 6.1- Análisis de costos por Valor Presente Neto (VPN) 97

6.1.1- Inmueble con un consumo mensual de 600 KWh 98 6.1.2- Inmueble con un consumo mensual de 300 KWh 101 6.1.3- Inmueble con un consumo mensual de 100 KWh 103 6.1.4- Inmueble ubicado en Caracas 105 6.1.5- Valor Presente Neto y Tasa interna de retorno 106

6.2- Análisis de costos por la relación Costo – Beneficio 107 6.3- Periodo de recuperación descontado 108 CAPÍTULO VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 110 Referencias Bibliográficas 114 Apéndice A 120 Apéndice B 126 Apéndice C 153 Apéndice D 172 Apéndice E 175 Apéndice F 187 Apéndice G 189

Lista de Tablas y Figuras iv


LISTA DE TABLAS Y FIGURAS

FIGURAS

Figura 1. Radiación solar directa y difusa captada por una superficie inclinada. 10

Figura 2. Espectro de la radiación fuera de la atmósfera y al nivel del mar. 11

Figura 3. Masa de aire. 12

Figura 4. Diagrama solar de Venezuela, Latitud Norte. 18

Figura 5. Posición de Caracas, Venezuela, en la superficie terrestre. 19

Figura 6. Posición del Sol en la superficie terrestre. 22

Figura 7. Posición de planos inclinados según sea el caso. 26

Figura 8. Representación gráfica de la Insolación captada por superficies

horizontales. Caracas, Venezuela. 56

Figura 9. Representación gráfica del porcentaje de nubosidad, Caracas,

Venezuela. 57

Figura 10. X = 2,20 longitud y dirección de la sombra por cada unidad de altura el día

21 de Noviembre a las 8 a.m. 60

Figura 11. B = 14,75 mts. Longitud de la sombra medida normal a la fachada. 61

Figura 12. Angulo C de penetración por las aberturas del edificio. 62

Figura 13. Esquema Unificar General de los arreglos fotovoltaicos. 69

Figura 14. Posición relativa del Sol respecto a Caracas, Venezuela. 74

Lista de Tablas y Figuras v


Figura 15. Aprovechamiento anual de Insolación captada variando el ángulo de

inclinación β. 76

Figura 16. Radiación solar percibida en el mes crítico (Diciembre) variando el ángulo

de inclinación β. 77

Figura 17. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e

inclinada 16o respecto a la horizontal, Caracas, Venezuela. 79

Figura 18. Diagrama de flujo para el inmueble de 600 KWh. 101



Lista de Tablas y Figuras vi


TABLAS

Tabla 1. Declinación del Sol con respecto a Caracas, Venezuela. 53

Tabla 2. Insolación global promedio captada por superficies horizontales, Caracas,

Venezuela. 55

Tabla 3. Porcentaje de nubosidad, Caracas, Venezuela. 57

Tabla 4. Hora Solar Pico o Duración de Insolación diaria promedio, horas y décimas,

Caracas, Venezuela. 58

Tabla 5. Consumo de electricidad del inmueble de 100 KWh. 65



Tabla 8. Consumo eléctrico del inmueble particular ubicado en Caracas,

Venezuela. 67

Tabla 9. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e

inclinada 16° respecto a la horizontal,

Caracas, Venezuela. 78

Tabla 10. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV,

modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y

costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de

600 KWh. 82



Lista de Tablas y Figuras vii



300 KWh. 84




100 KWh. 86

Tabla 13. Facturación de Energía eléctrica para el hogar particular de Caracas. 87


modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación

y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso

particular KWh. 88

Tabla 15. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 600 KWh. 91



Tabla 18. Tabla de resultados caso particular ubicado en Caracas. 94

Tabla 19. Inversión inicial para la vivienda de 600 KWh. 98

Tabla 20. Porcentaje de incremento del precio del KWh en Venezuela de 1993 al

2002. 100



Tabla 23. Inversión inicial para la vivienda ubicada en Caracas. 105

Tabla 24. Valor presente neto y tasa interna de retorno para los diferentes

proyectos. 106

Lista de Tablas y Figuras viii


Tabla 25. Relación beneficio – costo para cada uno de los casos. 108

Tabla 26. Periodo de recuperación descontado. 108

Resumen ix


RESUMEN

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO

DE ENERGÍA

Autores: Marian Morales y Miguel Pérez

Tutor: Ing. José Manuel Marino Rodríguez

Caracas, 30 de Marzo del 2004

En el presente estudio se verifica la factibilidad técnica y económica para

implantar un sistema de energía renovable. El sistema esta conformado por un arreglo

fotovoltaico que genera electricidad a partir de la energía solar. Esta energía es

aprovechada en el inmueble y el excedente es suministrado a la red de la electricidad

de Caracas. En el desarrollo de la investigación se analiza y estima los posibles

ahorros generalizando en los hogares urbanos en Caracas. Se utiliza un inmueble

particular y se estudian tres casos específicos de consumo eléctrico mensual,

concretamente 600 KWh, 300 KWh y 100 KWh.

Para la investigación se utilizan los datos históricos de un año sobre consumo

eléctrico mensual, hora solar pico, declinación del Sol, etc. en Caracas. Con los datos

recopilados se determina el ángulo óptimo de inclinación del arreglo fotovoltaico para

recibir la mayor insolación durante el año. Por esta razón se utiliza el mes crítico de

insolación. Con esta información se procedió a realizar el análisis adaptado al

Resumen x


consumo energético de cada inmueble. Se logró determinar el modelo y fabricante de

las celdas más adecuadas, el total de celdas y el área total de cobertura del arreglo

fotovoltaico.

Luego se realizó la evaluación económica de cada caso considerado, tomando

en cuenta la inversión inicial, costos de operación y mantenimiento, y finalmente se

estimó el ahorro que conlleva la implantación de este tipo de sistemas. Se demostró

que no es factible utilizar las celdas solares como sistema alterno de energía, debido a

que la inversión inicial es alta, y el costo del KWh en Venezuela es relativamente

bajo. Sin embargo, este sistema es beneficioso pues no contamina, utiliza una fuente

inagotable de energía como lo es el Sol y es una tecnología en desarrollo, que dentro

de unos años puede ser rentable en Venezuela.

Introducción 1


INTRODUCCIÓN

El suministro de energía eléctrica es uno de los servicios indispensables para

la vida moderna. De él depende el funcionamiento de la maquinaria industrial, la

iluminación de oficinas y hogares, la operación de los trenes y del Metro, de los

acueductos y las comunicaciones.

Los pronósticos de distintos análisis especializados indican que el consumo

energético en el mundo, en particular la electricidad, continuará incrementándose

sistemáticamente. El último informe del consejo mundial de Energía estima que el

consumo global de electricidad puede llegar a incrementarse aproximadamente un 75

% para el 2020 y triplicarse para el 2050.

Países en desarrollo como Bangladesh, consumen menos de 100 KWh por año

y persona, mientras que en países como Canadá y Suecia se llega hasta 15.000 KWh

por persona. Venezuela consume un promedio de 5000 KWh por persona.

(Referencia Bibliográfica 5).

No existen casi controversias sobre el incremento constante en la demanda a

futuro de la energía eléctrica; pero ¿de dónde provendrá esa electricidad?

En los momentos actuales, esta es generada por una multiplicidad de fuentes,

algunos contaminantes y otros no. Entre los contaminantes están los combustibles

Introducción 2


fósiles (petróleo, gas, carbón, orimulsión), hidroelectricidad, nuclear, biomasa, y

otros no contaminantes o alternativas como la energía eólica, geotérmica,

mareomotriz y la solar.

En conjunto los combustibles fósiles contribuyen con un 63% de la

producción eléctrica, la hidroeléctrica un 19%, la nuclear un 17%, la geotérmica un

0,3% y la solar, eólica y la biomasa, en conjunto, menos del 1%.

Los combustibles fósiles tienen algunas ventajas:

• Bajo costo.

• Facilidad en su transporte.

• La tecnología esta muy desarrollada y existen una inmensa cantidad de

capitales invertidos en este sector.

Pero también tienen una gran desventaja, que es la contaminación ambiental

mediante el dióxido de carbono generado al quemar dichos combustibles. Estos gases

contaminantes, contribuyen en el calentamiento global del planeta, el cual puede tener

consecuencias desastrosas para ciertas regiones, produciendo sequías e inundaciones.

La energía hidroeléctrica, es una energía relativamente limpia y económica

para generarla, aunque para ello se requiere alterar y modificar el curso de los ríos

mediante la construcción de grandes presas y la creación de reservorios para el

almacenamiento del agua. Por ser extraída en las fuentes hidráulicas disponibles,

Introducción 3


siempre estará alejada de los grandes centros de consumo, por lo que requiere muy

largos y costosos sistemas de transporte mediante líneas de transmisión de muy alta

tensión, lo cual incrementa su costo final.

Las energías renovables cada vez cogen más impulso en el mercado mundial,

y en los países desarrollados ya hay bastante receptividad.

Las ventajas que proporcionan las energías alternativas:

• No consumen combustibles.

• Son fuentes de generación inagotables.

• No contaminan el medio ambiente.

• No producen mutaciones en los seres vivos.

• No producen alteración del clima.

• No altera el equilibrio de la flora y la fauna. (Nota: en el caso de plantas

hidroeléctricas se afecta en la zona donde se construye el embalse).

La energía solar es considerable y los avances tecnológicos (proceso que se da

sin la intervención del gobierno, ya que las innovaciones en nuevas tecnologías parten

fundamentalmente de la iniciativa privada), permitirán su utilización para generar

energía eléctrica en sitios aislados, por ejemplo en el sur del país, donde resulta

antieconómico extender líneas de transmisión.

Introducción 4


De esta manera surge la idea de aprovechar y utilizar la energía producida por

el Sol, la cual es inagotable. Dicha energía solar tiene tres campos de aplicación:

A) Conversión en energía térmica: Consiste en la utilización de la energía para

obtener calor. Esto se realiza mediante colectores solares.

B) Conversión en energía eléctrica: Consiste en la utilización de la energía solar para

producir directamente electricidad, la cual se utilizará para este estudio.

VENTAJAS

La energía solar fotovoltaica es una de las fuentes más prometedora de energía

renovable en el mundo. Comparada con las fuentes no renovables, las ventajas son

claras: es totalmente no contaminante, no tiene partes móviles que analizar y no

requiere de mucho mantenimiento.

No requiere de una extensa instalación para operar. Los generadores de

energía pueden ser instalados de una forma distribuida en la cual, los edificios ya

construidos, pueden generar su propia energía de forma segura y silenciosa.

Además el elevado crecimiento de la población en el planeta en el último siglo

(de 1600 a 6000 millones de habitantes) han dado lugar a una tendencia mundial de

desconcentración urbana, apoyado en los avances de la comunicación satelital,

teléfonos celulares y la red de redes de Internet totalmente inalámbricos, las cuales

permitirán a los habitantes del futuro vivir más cerca de la naturaleza en zonas cada

Introducción 5


vez más alejadas de los grandes y medianos centros urbanos, lo cual contribuye a una

mayor factibilidad al uso de fuentes de energía producidas por el sol.

Aún cuando la energía fotovoltaica es comparada con otras fuentes de energía

renovables, tales como la eólica, hidráulica y la solar térmica, hay algunas ventajas

obvias. Primero, la energía producida por el viento y el agua, dependen de turbinas

para lograr que los generadores produzcan energía. Las turbinas y generadores tienen

partes móviles que se pueden dañar, que requieren mantenimiento y que son ruidosas.

INCONVENIENTES

Los inconvenientes de éste sistema de generación de energía, no es tanto el

origen de esa energía, el Sol, que excede nuestras necesidades, ni tampoco la materia

prima de donde se extrae el silicio, consistente en arena común muy abundante en

nuestras playas; se trata de la técnica de construcción de las láminas parecidas a una

oblea, excesivamente compleja y cara. Un segundo motivo, es el rendimiento

obtenido y el espacio de terreno ocupado por los elementos captadores; el

rendimiento final se estima en solo un 13%.

Hay que añadir entre las desventajas de la energía fotovoltaica, que también

depende de los volúmenes de masa de nubosidad que caractericen una zona, lo cual

afecta la capacidad de recepción de los rayos solares.

CAPÍTULO I TEMA DE INVESTIGACIÓN

Tema de Investigación 6


1. TEMA DE INVESTIGACIÓN

1.1- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Se quiere conocer la factibilidad técnica, la cual estará regida por los tipos de

celdas a utilizar, el espacio físico necesario para la instalación, el cálculo de la

potencia que estas celdas suministraran tomando en cuenta la incidencia y la

inclinación de los rayos solares en la zona y la capacidad de generación de cada

celda. La capacidad de generación de las celdas cubrirá un poco menos del

porcentaje total de la energía requerida en el hogar durante el día, de manera que el

pequeño porcentaje de energía carente será cubierto por el sistema interconectado, en

este caso de estudio será La Electricidad de Caracas C.A.

Además se quiere conocer la factibilidad económica de la instalación de

celdas solares en un hogar de Caracas comparándolas con las tarifas generadas en el

mismo por la utilización de la energía suministrada por La Electricidad de Caracas

C.A. Se debe tomar en cuenta la inversión inicial de la instalación de celdas solares y

el ahorro que estas generarían por medio de la utilización de un inversor el cual tiene

como objetivo hacer circular la corriente en sentido contrario y hacia el tendido

eléctrico de la zona, en los momentos donde la demanda requerida durante el día sea

menor a la mayor suministrada por las celdas eléctricas, y de esta manera disminuir la

cifra de potencia suministrada por el medidor de corriente en el hogar, generando un

ahorro.



1.2- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.2.1- Objetivos Generales

Determinar la factibilidad técnica de la instalación de celdas solares como

sistema alterno de energía en hogares localizados en zonas urbanas. Caso de Estudio:

hogares localizados en Caracas.

Analizar los beneficios económicos de la instalación de celdas solares como

sistema alterno de energía en hogares localizados en zonas urbanas. Caso de Estudio:

hogares localizados en Caracas.

1.2.2- Objetivos Específicos:

Determinar los requerimientos técnicos mínimos necesarios de espacio y

eléctricos para la instalación de celdas solares como sistema alterno de energía en

hogares, para capacidades de 100 Kwh, 300 kwh y 600 kwh.

Determinar si es posible suministrar desde un hogar energía al sistema

eléctrico nacional por medio del sistema de medición del inmueble.

Determinar si la diferencia neta entre los Kilovatios-horas consumidos y los

suministrados al sistema eléctrico nacional genera ahorro en la facturación.



Estimar las inversiones mínimas a realizar para la instalación de celdas

solares como sistema alterno de energía en hogares, para capacidades de 100 Kwh,

300 kwh y 600 kwh.

Estimar los ahorros económicos de la cogeneración eléctrica.

Determinar la factibilidad o no de la cogeneración por medio de la relación

costo-beneficio, el valor presente neto, el periodo de recuperación descontado.

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO

Marco Teórico 9


2.- FUNDAMENTO TEÓRICO

2.1- EL SOL Y LA RADIACION

El sol tiene una estructura y características que determinan la naturaleza de la

energía irradiada en el espacio. Una de sus características es ser una esfera con un

diámetro de 1.39 x 109 metros ubicada a una distancia de la Tierra de 1.5 x 1011

metros. Es una esfera formada por helio e hidrogeno con carbono y por otros

elementos en muy pequeña cantidad.

El sol se comporta como un emisor perfecto de radiación, es decir, es un

cuerpo negro con una temperatura de 5800 K. A través de mediciones efectuadas

mediante satélites y cohetes se obtuvo el resultado del flujo de energía incidente por

unidad de superficie, colocada perpendicularmente a los rayos solares en el límite

exterior de la atmósfera terrestre llamada Constante Solar, la cual es de 1353 Wh/m2.

En la figura 1 se observa la radiación solar cuando entra en la atmósfera

terrestre. Existen 3 tipos de radiación: La radiación que no se refleja o dispersa y se

encuentra en la superficie, llamada radiación directa. La que se encuentra en la

tierra producto de la radiación dispersa, llamada radiación difusa, y por último se

encuentra el llamado albedo que es la radiación recibida después de haberse reflejado

en la tierra.

Marco Teórico 10


Absorción

La luz que se recibe del Sol es radiación electromagnética y se desplaza a

300.000 km/s en el vacío, pero la longitud de onda no es la misma en todos los

fotones luminosos, sino que varía entre los 400 nm y los 700 nm. La luz blanca se

descompone en un espectro de diferentes bandas coloreadas, cada una definida por

una longitud de onda distinta. Así, la luz de menor longitud de onda es la luz violeta,

que es de alrededor de unos 4000 Ángstroms, y la luz de mayor longitud de onda es la

luz roja, que es de alrededor de unos 7000 Ámgstroms.

Figura 1. Radiación solar directa y difusa captada por una superficie inclinada. Fuente: Ref. Bibliográfica 2.

Sin embargo, hay radiaciones de mayor y también de menor longitud de onda,

es decir, que tienen una longitud de onda inferior a 4000 Ángstroms y que tienen una

longitud de onda superior a los 7000 Ángstroms.

Componente difusa

Rayos

Albed β

Marco Teórico 11


Las radiaciones que van desde el violeta al rojo se dice que forman el espectro

visible, pues procede de la descomposición de la luz blanca.

Las radiaciones de longitud de onda inferior al violeta se llaman radiación

ultravioleta, rayos X, y rayos gamma, por orden decreciente en la longitud de onda.

Las radiaciones de longitud de onda superior al rojo son las denominadas

infrarrojas, microondas y ondas de radio, por orden creciente en longitud de onda.

Figura 2. Espectro de la radiación fuera de la atmósfera y al nivel del mar. Fuente: Ref. Bibliográfica 20.

Existe un concepto que caracteriza el efecto de la atmósfera con el espectro

solar en un día claro (figura 2), este es la Masa de aire (m), el cual se refiere a la

longitud relativa de la emisión directa que pasa a través de la atmósfera. Por ejemplo,

Irradiación (teórica) de un cuerpo negro a 5900 K

Irradiación solar a nivel del mar

Irradiación solar extraterrestre

Longitud de Onda µm

Irra

dian

cia

Esp

ectr

al Ǻ

Marco Teórico 12


la masa de aire es igual a 1 en un día claro de verano donde la radiación del sol esta

en el zenit, pero en otros momentos la masa de aire corresponde a:

z

mθcos

1= Ec. 1

Solar Electricity Ref. Bibliográfica 2

Donde;

θz: ángulo que se forma desde el Zenit.

Cada lugar geográfico tiene unas condiciones de presión y temperatura, pero

al tomar las condiciones a nivel del mar se considera que la masa atmosférica cuando

es atravesada por la radiación solar recorre aproximadamente una longitud de 9 Km.

En el ejemplo anterior cuando la masa de aire era igual a 1 se tomaba una presión a

nivel del mar de 1000 milibares.

Figura 3. Masa de aire. Fuente: Ref. Bibliográfica 2.

Vertical

A

O

Atmósfera

hθz

Marco Teórico 13


Lo que quiere decir, que cuando se esta en otro lugar a una presión dada y

según la figura 3, la masa de aire será:

1000mOA P== Ec. 2

La energía solar en la edificación Ref. Bibliográfica 1

De estudios realizados se conoce que la radiación solar recorre un espesor

pequeño de gases atmosféricos (ozono, gas carbónico, vapor de agua) comparado con

la masa atmosférica, y se puede semejar con el espesor de agua condensable que

presenta las mismas características de absorción.

2.2- MEDIDAS DE LA RADIACIÓN A NIVEL DEL SUELO

2.2.1- Mediciones con cielo claro sobre una superficie horizontal

En el punto anterior se habló de los tipos de radiación, pero la radiación total

recibida es la radiación global GOH para un cielo claro a nivel horizontal, que resulta

de la suma de la radiación directa más la radiación difusa.

OHOHOHOOH DSDhsenIG +=+= )(* Ec. 3


De la ecuación anterior se deduce que la radiación directa es

Marco Teórico 14


*0 ( )OHS I sen h=

)(

*0 hsen

SI OH= Ec. 4


De acuerdo a estudios y mediciones meteorológicas la radiación Difusa (DOH)

es 0,10 GOH.

La radiación global es medida con un instrumento llamado piranómetro, el cual

se relaciona a un registrador continuo. Algunos de los piranómetros pueden separar

la radiación directa con un desvanecedor de manera que solo den la radiación difusa.

2.2.2- Medición con cielo claro sobre una superficie inclinada y orientada en forma indistinta con relación al sur

El valor de la radiación directa que se encuentra con la formula anterior no es el

que realmente se usa, sino el valor que se obtiene de multiplicarlo por el factor de

proyección cos (u), es decir, la componente sobre la superficie 45estudiada.

Por otro lado, para trabajar con la radiación difusa se utiliza la siguiente

fórmula:

O OH OHD D a bGβ α= + Ec. 5 La energía solar en la edificación

Ref. Bibliográfica 1

Marco Teórico 15


Las funciones a y b trabajan en función del ángulo (β), el cual define la

inclinación de la superficie en los captadores del sistema Fotovoltaico. Se calculan de

la siguiente manera.

2)cos(1 β+=a

2)cos(1 β−=b

El coeficiente de albedo (α) introducido en la Ec. 5 toma diferentes valores de

acuerdo a la superficie del lugar en estudio. Este indica la fracción de insolación

reflejada en la superficie de la tierra y por tanto depende de la naturaleza de los

suelos.

Para un plano vertical la radiación difusa toma valores en a y b iguales a 0,5 y

el coeficiente de albedo a 0,3. En este caso la radiación difusa para planos vertical no

tiene el mismo valor que para planos horizontales, debido a que las superficies

verticales no captan más de la mitad en comparación con las horizontales; además

interviene la parte de la radiación global reflejada por el suelo cerca de la superficie

estudiada (debido al coeficiente de albedo).

Marco Teórico 16


2.2.3- Medición en condiciones medias

La Ecuación 3 permite calcular la radiación global con cielo claro pero no

siempre se tiene esa característica ya que eso depende de la zona donde se haga el

estudio, para ello se utiliza la siguiente relación sin el sub-índice O.

ββββ DSDhsenIG +=+= )(* Ec. 6 La energía solar en la edificación


Para calcular la radiación difusa DH se debe recurrir a la ecuación de la fracción

de insolación, la cual tiene una noción parecida a la nubosidad del cielo, es decir, la

relación entre la superficie del cielo cubierta por nubes y la superficie total del cielo

sobre el territorio de estudio. En este caso la fracción de la insolación es una

magnitud cuantificable cuando se conoce la duración de la insolación registrada por

el heliógrafo, a través de la siguiente relación:

insolaciónlademáximaDuracióninsolaciónladeDuración

SSSS

O _______==σ Ec. 7


Por lo tanto,

( )σσββ 60,025,01 −−= GD Ec. 8 La energía solar en la edificación


Marco Teórico 17


Donde GH se calcula de la siguiente manera,

( )σββ 77,033,0 += OGG Ec. 9 La energía solar en la edificación


2.3- LA ALTURA DEL SOL EN UN LUGAR DADO. EXPRESIÓN DE LA ENERGÍA RECIBIDA SOBRE UN PLANO CUALQUIERA

Es importante destacar que para realizar los cálculos de aportaciones

energéticas sobre la superficie es necesario el dato esencial de la altura del sol como

se verá mas adelante. La altura del sol se consigue a través de los ábacos para los

diferentes meses del año como se ve en la figura 4. Este dato también es necesario

para poder realizar un estudio de las sombras debida a las edificaciones existentes, la

vegetación, el relieve (zona de montañas), etc. que podrían ocultar el sol a los

captadores solares.

Marco Teórico 18


Figura 4. Diagrama solar de Venezuela, Latitud Norte. Fuente: Ref. Bibliográfica 21.

2.3.1- Longitud, latitud, declinación y ángulo horario

Para determinar un punto sobre la superficie de la tierra se utilizan dos

coordenadas angulares, la longitud y la latitud astronómica.

La longitud de un lugar respecto del meridiano 0º (Greenwich) es la diferencia

entre el tiempo medio de Greenwich y el tiempo medio del lugar. El tiempo medio

de Greenwich se calcula por la recepción de las señales radio horaria. El tiempo

medio local se determina por la observación de los pasos de los astros por los

meridianos. La longitud puede ser negativo (oeste de Greenwich) o positivo (este de

Greenwich).

Marco Teórico 19


La latitud es el ángulo formado desde el ecuador (0º) hasta cualquier punto

sobre la superficie de la tierra. La latitud puede ser positiva (+90º para el hemisferio

Norte) y negativa (-90º para el hemisferio Sur).

Caracas

Ecuador

Paralelo

Meridiano origen

ϕ

λ

ϕ = 10,5º λ = -66,917º

Figura 5. Posición de Caracas, Venezuela, en la superficie terrestre. Fuente: Elaboración propia.

La declinación solar δ

Cada planeta tiene una trayectoria alrededor del sol, la trayectoria de la tierra

es elíptica y se encuentra contenida en el plano de la eclíptica. La perpendicular a

este plano y el eje de rotación de la tierra forman un ángulo variable δ denominado

declinación solar. Este ángulo tiene los siguientes valores:

δ = + 23º 27 en el solsticio de verano (22 de junio).

Marco Teórico 20


δ = - 23º 27 en el solsticio de invierno (22 de diciembre).

δ = 0º en los equinoccios de primavera (21 marzo) y de otoño (23 de

septiembre).

La razón por la que se llaman equinoccios es porque el día y la noche tienen

igual duración.

Para otros días diferentes a los equinoccios y solsticios, la declinación solar se

puede calcular a través de esta relación:

( ) 0,4 ( )Sen sen tδ = Ec. 10 La energía solar en la edificación


Donde t se relaciona con el número N de días transcurridos desde el

equinoccio de primavera, multiplicado por el factor de corrección 360/365

360365

t N=

El ángulo horario AH del sol

La Tierra tiene un movimiento de traslación y rotación alrededor del sol, pero

quien influye a determinar el ángulo horario es el movimiento de rotación. Este

ángulo es de 0º cuando el sol pasa por el plano meridional del lugar y se dice que es

Marco Teórico 21


el mediodía solar verdadero. Toma el valor de 90º a las 18 h (Tiempo solar

verdadero) y -90º a las 6 h. En el resto de las horas el ángulo horario tiene un valor y

es positivo desde el mediodía verdadero hasta la puesta del Sol, y es negativo desde la

salida del Sol hasta el mediodía verdadero.

2.3.2- Posición del Sol en el cielo

Para representar la posición del sol en el cielo en un lugar y tiempo dado se

utilizará el sistema de coordenadas horizontales, constituido por el plano horizontal y

la normal al mismo. El estudio del movimiento del sol sobre la esfera celeste

consiste en tomar como centro de la esfera el lugar considerado.

En la figura 6 se observa en líneas punteadas la trayectoria del sol en la

mañana y en la tarde. Para encontrar la ecuación que nos relacione la altura del sol se

utilizará como plano horizontal el plano ecuatorial y como plano vertical el eje de la

esfera celeste.

Marco Teórico 22


Figura 6. Posición del Sol en la superficie terrestre. Fuente: Ref. Bibliográfica 1.

Como se observa en la figura 6 del triángulo esférico que forma P-Zenit-S se

tiene la siguiente relación que ayuda a encontrar la altura del sol:

( ) ( ) ( ) cos( )cos( )cos( )Sen h sen sen AHϕ δ ϕ δ= + Ec. 11 La energía solar en la edificación


Cuando en ángulo horario AH = 0 el cos (AH) = 1 por lo que la ecuación

anterior se transforma en:

( )( ) cos cos2

sen h hπ ϕ δ = − = −

Marco Teórico 23


δϕπ +−=2maxh Ec. 12


La ecuación anterior es solo cuando es el mediodía pero para una hora dada se

necesita la ayuda de un ábaco.

Un ábaco solar es la proyección de la trayectoria del Sol sobre la esfera

celeste que suministra información sobre la dirección y longitud de las sombras

arrojadas, sobre el plano horizontal de un elemento vertical de dimensiones

conocidas, el ángulo de incidencia de los rayos solares sobre un plano cualquiera, el

ángulo horizontal y vertical con el que penetran los rayos solares por una abertura

cualquiera, y finalmente las horas de incidencia solar sobre un plano determinado.

2.3.3- Expresión de la energía recibida sobre un plano cualquiera con cielo claro

En el primer capítulo se habló sobre los distintos componentes de la radiación y

entre ellos la Directa (I*) y la Difusa (D).

Cuando se proyecta un captador con inclinación o no, en el plano vertical u

horizontal se pueden estudiar varios ángulos que se forman. Entre los ángulos que se

forman se encuentran:

β: Ángulo de inclinación de la normal al plano con la vertical del lugar.

Marco Teórico 24


γ: Ángulo de incidencia del rayo directo con la normal al plano.

La componente sobre la cual se trabajará en los siguientes casos será la

proyectada sobre la normal, es decir:

*cos( )S I γ= Ec. 13 La energía solar en la edificación


I* esta determinada por las fórmulas de las leyes de radiación solar.

Plano Horizontal

h−= º90γ

* ( )S I sen h= Ec. 14 La energía solar en la edificación


Plano vertical orientado al Sur

(90º ) * os(h)cos( ) *cos( )S Sur I c a I u= = Ec. 15 La energía solar en la edificación


Plano inclinado sobre la horizontal y orientado hacia el Sur

En este caso se proyecta sobre la normal al insolador. Ocurre que I* tiene dos

componentes, las cuales son:

*cos( )I h (Sobre la vertical al horizonte)

Marco Teórico 25


*cos( ) cos( )I h a (Sobre el plano horizontal con el Sur)

De las dos componentes y con la proyección sobre la normal, se tiene:

[ ]* cos(h)cos( ) ( ) ( ) cos( ) *cos( )S I a sen sen h I uβ β= + = Ec. 16 La energía solar en la edificación


Plano vertical con cualquier orientación

(90º , ) *cos(h)cos( )S I aα α= − Ec. 17 La energía solar en la edificación


Donde α toma los siguientes valores

α = -45º fachada Sureste

α = 90º fachada Oeste

α = -90º fachada Este

Plano con orientación e inclinación cualesquiera

( , ) *(cos(h) ( ) cos( ) ( )cos( ))S I sen a sen hβ α β α β= − + Ec. 18 La energía solar en la edificación


( , ) *cos( )S I uβ α =

Marco Teórico 26


Figura 7. Posición de planos inclinados según sea el caso. Fuente: Ref. Bibliográfica 1.

Marco Teórico 27


2.4- SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS

Los Sistemas fotovoltaicos convierten directamente parte de la energía de la

luz solar en electricidad. Las celdas fotovoltaicas se fabrican principalmente con

silicio, el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre, el mismo material

semiconductor usado en las computadoras. Cuando el silicio se contamina o dopa con

otros materiales de ciertas características, obtiene propiedades eléctricas únicas en

presencia de luz solar. Los electrones son excitados por la luz y se mueven a través

del silicio; este es conocido como el efecto fotovoltaico y produce una corriente

eléctrica directa. Las celdas fotovoltaicas no tienen partes móviles, son virtualmente

libres de mantenimiento y tienen una vida útil entre 20 y 30 años.

Las celdas solares fotovoltaicas se conectan en serie (normalmente 36 de

ellas) y se encapsulan en módulos de manera que, dada la sumatoria del efecto, el

módulo presenta valores nominales de Potencia (W), Voltaje (V) y Corriente (A).

En la actualidad los módulos a escala comercial tienen potencias nominales

que van desde los 5W hasta los 160W. Es posible, en cualquier caso, fabricar

módulos de mayor potencia según sean los requerimientos y la aplicación específica

en que se quieran utilizar.

Se distinguen dos tipos de aplicaciones de la energía solar fotovoltaica: los

Marco Teórico 28


sistemas aislados y los sistemas conectados a la red. En el primer caso, se trata de

instalaciones que generan energía solar para viviendas, escuelas, sistemas de

iluminación, bombeo de agua, etc. que no se encuentran interconectados a la red

eléctrica. En el segundo caso, la instalación interactúa con la red a través de un

inversor, por lo que no se requiere almacenar la energía ya que la continuidad del

suministro energético está asegurada. Cuando los niveles de radiación solar son altos

el generador fotovoltaico proporciona energía eléctrica directamente al edificio y el

excedente es inyectado a la red eléctrica. Durante la noche, o en situaciones

climáticas adversas, la energía eléctrica es tomada de la red, el cual en nuestro estudio

la proporcionara la Electricidad de Caracas.

Nuestro objetivo es emplear un sistema conocido como Net-metering, el cual,

consiste en entregar la energía producida que no se consume a la red eléctrica. Con

este sistema se busca dos cosas, generar un ahorro en la factura de electricidad y

disminuir los costos de la instalación, evitando el uso de baterías para acumular la

carga y todos los dispositivos derivados de estas.

En países que por bastante tiempo han empleado esta tecnología, un contador

bi-direccional o dos que funcional en una sola dirección, llevan la cuenta de la

energía recibida y entregada. Por ejemplo en España usan un método aprobado por

los organismos legales, el cual consiste en un sistema que funciona en paralelo con la

red. La energía producida por el arreglo FV, es convertida en su totalidad a corriente

alterna y entregada a la red del servicio eléctrico, el usuario a cambio recibe una

Marco Teórico 29


compensación monetaria. El usuario obtiene la energía eléctrica para su consumo de

la red y no del sistema fotovoltaico, debido a las ventajas económicas y

medioambientales que esto supone.

Existe otro tipo de sistema, en el cual la energía producida por el arreglo

fotovoltaico es consumida por los usuarios en el hogar, y solo la energía restante que

no se consumió se inyecta a la red eléctrica. Quizás este es el sistema que más se

adapte a nuestras necesidades, debido a que en el marco legal actual no se estipula el

pago a generadores de electricidad en baja tensión provenientes de recursos

renovable. La ventaja que supondría este último sistema es hacer correr el medidor

tradicional del hogar en sentido contrario. De esta manera se reducirá el costo de la

energía por motivo del pago a la compañía que suministra el servicio eléctrico.

2.5- DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO DE LA FORMA NET-METERING

El dimensionamiento del sistema fotovoltaico para esta forma de conexión, se

define como el cálculo para optimizar el aprovechamiento del recurso solar en

conjunto con la energía de la red eléctrica. Dirigida hacia el ahorro en el consumo de

electricidad a través del equilibrio entre los aspectos técnicos y económicos.

Se deben considerar dos aspectos en el diseño de nuestro sistema fotovoltaico.

El primero consiste en determinar el consumo de energía en el sistema. Este

consumo se calcula tomando en cuenta las características eléctricas de los equipos en

el hogar, entre las cuales hay que conocer o estimar la corriente, el voltaje y el

Marco Teórico 30


número de horas diarias que trabajaran estos equipos. Generalmente las

especificaciones eléctricas se encuentran impresas en alguna placa o lugar de la parte

exterior de los equipos.

Como segundo aspecto, y no de menor importancia, se debe considerar el

recurso solar en la zona de instalación. Este aspecto se define como la cantidad de

radiación solar global o total que incide diariamente sobre los módulos solares,

expresada en KWh/m2 día. Para efectos de calculó este parámetro es llamado horas de

insolación promedio y expresa las horas de insolación diarias en las cuales se percibe

una radiación solar de 1000 W/m2.

Para obtener este dato se puede medir al menos durante un año la radiación

solar en el sitio de la futura instalación, pero lo más práctico y generalizado es el uso

de las tablas de radiación y los mapas de radiación, que han sido desarrollados por el

Instituto de Meteorología y otros organismos e instituciones como la Organización

Meteorológica Mundial (OMM) con la ayuda de sus estaciones actinométricas de

medición de la radiación y el uso de satélites meteorológicos de la NASA.

El recurso solar dentro del sistema de generación de electricidad tiene un

papel muy importante. Si se quiere generar ahorro de energía, se debe garantizar que

en las horas de irradiación solar el sistema sea capaz de suplir la demanda y un poco

sobre esta para poder entregarle energía a la red.

Marco Teórico 31


2.5.1- Nociones sobre consumo de energía del sistema

Conceptualmente el cálculo de la energía de consumo diario (Wh/día), es

sencillo, pues basta con multiplicar la potencia (W) de cada una de los equipos

conectados al sistema (luces, televisores, videos, ordenadores, etc.) por el número de

horas de utilización respectivamente (h/día). Es claro que este último parámetro se ve

afectado por muchos factores, tales como el número de usuarios, sus actividades,

costumbres y entorno socioeconómico, la época del año, etc. que resultan de difícil

predicción pero que deberán estimarse en base a la experiencia y los datos que se

disponga.

Para calcular la potencia (W) de cada equipo si no se especifica en las placas

antes mencionadas, se procede de la siguiente manera:

P IV= Ec. 19 Ref. Bibliográfica 14.

Donde:

P: potencia consumida por el artefacto (Watts).

I: intensidad de corriente del artefacto (Ampere).

V: voltaje del artefacto (Voltios).

Marco Teórico 32


Para estimar la carga de consumo diaria (Ah/día), únicamente se deberá

dividir la energía de consumo diaria (Wh/día) por la tensión nominal del sistema (V),

o bien realizar los cálculos anteriores en función de la corriente de consumo de cada

equipo (A) en lugar de la potencia (W).

2.5.2- Determinación de la Insolación promedio para el dimensionamiento del arreglo FV

La determinación promedio se debe calcular para la situación más crítica.

Tomaremos el mes de Diciembre por presentar el menor índice de insolación

promedio anual. De manera de optimizar el arreglo fotovoltaico, se debe tomar en

cuenta el ángulo de inclinación con respecto a la horizontal, siendo proporcionada la

data horizontal por los agentes meteorológicos. La razón por la cual se optimiza este

ángulo es para obtener la mayor perpendicularidad posible de los rayos del Sol en los

captadores solares.

2.5.3- Cálculo de la eficiencia de los módulos solares

El cálculo de la eficiencia de conversión de los módulos solares es un buen

indicativo al momento de escoger un módulo solar en vista que un arreglo FV

elaborado a partir de módulos solares con alta eficiencia de conversión (13%)

generalmente, suele ser de menor magnitud en tamaño que uno de menor eficiencia

de conversión (10%), sin embargo no es un parámetro de importancias si se evalúa el

costo y el espacio físico disponible.

Marco Teórico 33


La eficiencia de conversión de un módulo solar puede ser determinada por la

siguiente expresión:

max 1001000 m

PA

η = Ec. 20


Donde:

η: eficiencia del módulo (%).

Pmax: potencia nominal máxima propuesta por el fabricante (Watt).

Am: área del módulo solar (m2).

Esta ecuación es valida única y exclusivamente si el módulo solar fue probado

por el fabricante a STC (Standard Test Conditions), esto significa que la temperatura

de la celda fotovoltaica esta a 25°C, la intensidad de la radiación es (1 kw/m2) y la

distribución del espectro de luz (masa del aire 1.5 ó AM 1.5, esto es el espectro de la

luz solar que se ha filtrado pasando a través de 1.5 densidades atmosféricas de la

tierra).

2.5.4- Cálculo de la energía a suministrar por los módulos solares

Lo primordial en este aspecto es establecer las demandas energéticas

establecidas EDC, que no vendría siendo lo mismo que la energía EAC del sistema. En

Marco Teórico 34


este caso, es necesario tomar en cuenta la pérdida que implica el aparato inversor y un

factor de seguridad del 20% de sobredimensionamiento; que prevé el envejecimiento

de los paneles solares, polvo, suciedad y fallos en las conexiones eléctricas.

Los módulos solares suministraran energía de acuerdo a la siguiente

expresión:

1.2 ACDC

I

EEη

= Ec. 20


Donde:

EDC: es la energía suministrada por los módulos solares en corriente directa.

EAC: es la energía suministrada para el consumo del sistema en corriente

alterna.

ηI: es la eficiencia del aparato inversor de corriente. (/100)

2.5.5- Cálculo del Total de Ampere-Hora/día (AH/día)

El total de AH/día es simplemente el cociente entre la energía que

suministraran los módulos solares (EDC) y el voltaje nominal del sistema DC (Ve) que

trae sugerido el aparato inversor.

Marco Teórico 35


e

DC

VEdiaAH =/ Ec. 21


2.5.6- Cálculo del tamaño del arreglo fotovoltaico

El Tamaño total del arreglo fotovoltaico se determina en amperes. El

procedimiento de cálculo requiere determinar el número de horas de insolación

promedio para la superficie de los paneles, la cual debe ser inclinada un ángulo

óptimo de acuerdo a varios parámetros que se discutirán más adelante.

En primer lugar se determina Dβ con la ecuación 9, para calcular la insolación

captada por la superficie inclinada;

/1000 Duracion Dia

GQ Insolacionβ

β = Ec. 22

Elaboración Propia

Donde:

Qβ: Energía proveniente de la insolación media global captada por una

superficie inclinada un ángulo β (KWh/m2*día).

/Duracion DiaInsolacion : Duración de la insolación en un día (Horas).

Una vez obtenido este valor se calcula el tamaño del arreglo en amperes:

Marco Teórico 36


/Tamaño Arreglo FV AH díaQβ

= Ec. 23


Donde:

Tamaño Arreglo FV : Tamaño del arreglo fotovoltaico (Amperes).

2.5.7- Cálculo del número total de módulos solares y el área total cubierta

Se necesitan instalar una determinada cantidad de módulos solares establecida

por el tamaño del arreglo en Amperes y el voltaje nominal del sistema DC sugerido

por el inversor de corriente. Para satisfacer los dos puntos anteriores, se utiliza la

teoría de circuitos básica. Dicha teoría establece que al conectar una fuente de energía

en paralelo se aumente el amperaje, de manera que sumando los amperajes

individuales producidos por cada módulo, se obtendrá el amperaje total del arreglo

deseado. Ahora bien, con la conexión anterior el voltaje deseado permanece

constante, por lo cual, si se necesita un aumento de voltaje en el arreglo se deben

conectar los módulos en serie, manteniendo constante la tensión en los extremos de la

celda.

Por lo cual, se dice:

º ppm

TAN MI

= Ec. 24


Marco Teórico 37


Donde:

NºMp: número de módulos conectados en paralelo.

Ipm: corriente pico del módulo fotovoltaico, especificada por el

fabricante a STC.

º es

n

VN PV

= Ec. 25


Donde:

NºPs: número de paneles solares conectados en serie.

Vn: voltaje nominal del módulo solar especificado por el fabricante.

El área total de cobertura se calcula como:

ºta MODULOS mA N A= Ec. 26 Ref. Bibliográfica 30

Donde:

Ata: área total del arreglo FV (m2).

Marco Teórico 38


2.6- DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA A LA RED ELÉCTRICA

Los sistemas de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que

mayor expansión ha experimentado en el campo de la actividad fotovoltaica durante

los últimos años. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido

el desarrollo de una ingeniería específica que permite, por un lado, optimizar diseño y

funcionamiento tanto de productos como de instalaciones completas, lo que incluye el

desarrollo de nuevos productos con los conocimientos adquiridos y, por otro, evaluar

su impacto en el conjunto del sistema eléctrico, siempre cuidando la integración de

los sistemas y respetando el entorno arquitectónico y ambiental.

Un sistema fotovoltaico de conexión a red es un tipo de instalación eléctrica

en la que intervienen cinco elementos:

• La energía solar.

• Un grupo de módulos solares fotovoltaicos convenientemente conectados, y

situados de tal manera que reciban la mayor cantidad de luz solar a lo largo

del año.

• El inversor fotovoltaico de conexión a red eléctrica.

• Las protecciones eléctricas.

• La red eléctrica.

La manera en la que se integran estos elementos para su funcionamiento esta

basada en un principio sumamente sencillo. La energía solar que toca los módulos

Marco Teórico 39


solares es convertida en corriente eléctrica continua, como se describió anteriormente.

La corriente continua pasa por las protecciones eléctricas y se entrega directamente al

corazón de un inversor. El control del inversor se encuentra conectado al generador

solar y a la red. El inversor fotovoltaico de conexión a la red es el encargado de

proporcionar corriente alterna senoidal, a partir de la energía en corriente continua

entregada por los módulos solares fotovoltaicos. La energía que entrega este inversor

se encuentra sincronizada con la existente en la red de abastecimiento. Dicha energía,

si no se consume en el mismo sitio donde esté la instalación, es inyectada en

frecuencia y fase a la línea de distribución eléctrica existente. De ésta forma queda

disponible para otros.

El funcionamiento del sistema solar se realiza de forma completamente

automática, tanto para su puesta en marcha como para su parada. Al amanecer, los

dispositivos de control del sistema miden la potencia disponible en el generador

fotovoltaico. Una vez alcanzado el nivel mínimo de funcionamiento, el inversor

arranca y comienza la generación de corriente. Al anochecer, cuando se detecta un

nivel de potencia del generador inferior al mínimo con el que puede funcionar, el

equipo se desconecta hasta un nuevo amanecer.

2.6.1- Requerimientos técnicos del sistema

A continuación se especifican los requerimientos técnicos de cada uno de los

equipos que conforman la instalación solar fotovoltaica conectada a la red. Estos son

Marco Teórico 40


basados en la experiencia y normativas de países donde ya se aplican estas

tecnologías con bastante regularidad como España.

2.6.1.1- El sistema generador fotovoltaico

Los módulos fotovoltaicos deben cumplir las especificaciones IEC-61215 de

la industria de altos estándares para módulos de silicio cristalino, así como estar

cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo, Laboratorio de Energía

Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint

Research Centre Ispra, etc.), lo cual debe acreditarse por medio de la presentación del

certificado oficial correspondiente.

Es recomendable que los módulos lleven diodos de derivación para evitar las

posibles averías de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tengan un

grado de protección IP65.

Debido a que los módulos son sometidos a las inclemencias del tiempo se

recomienda que los marcos laterales al igual que la estructura de soporte sean de

aluminio o acero inoxidable.

Para que el módulo resulte aceptable, su corriente de cortocircuito y su

potencia máxima reales en condiciones estándares de funcionamiento deberán estar

en un margen del ± 10% de los correspondientes valores nominales de catálogo.

Marco Teórico 41


Se recomienda que las células sean de la máxima eficiencia posible, de esta

manera se ahorra espacio y dinero en módulos fotovoltaicos, debido a que con menor

número de módulos se hace el mismo trabajo.

Para garantizar la seguridad y facilitar el mantenimiento y reparación del

generador, se deben instalar elementos tales como fusibles, interruptores, etc. que

permitan la desconexión de forma independiente en ambos terminales de cada una de

las ramas del generador.

2.6.1.2- Estructura Soporte

La estructura del generador se debe conectar a tierra. El diseño y construcción

de la estructura, al igual que los sistemas de fijación de los módulos deben soportar

los debates del viento y la lluvia. Además de permitir dilataciones térmicas, sin

trasmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos.

Los módulos deben tener suficientes puntos de sujeción teniendo en cuenta el

área de apoyo, de manera que no se produzcan flexiones mayores a las permitidas por

el fabricante.

La estructura debe diseñarse teniendo en cuenta la facilidad de montaje y

desmontaje para la posible necesidad de sustituir elementos, pero esto no debe

sacrificar la correcta orientación y el ángulo de inclinación.

Marco Teórico 42


Es recomendable que la tornillería o cualquier otro elemento de soporte sean

de acero inoxidable capaces de aguantar la carga y las inclemencias del tiempo.

Es indispensable que cualquier elemento de sujeción o de la propia estructura

no arroje sombras sobre los módulos.

2.6.1.3- Inversores

Los inversores deben actuar como fuentes de corriente sincronizada con la red

y disposición de microprocesador de control encargado de garantizar una curva

senoidal con una mínima distorsión. La lógica de control empleada debe garantizar un

funcionamiento automático completo, como por ejemplo el seguimiento del punto de

máxima potencia. Así, son capaces de transformar en corriente alterna y entregar a la

red toda la potencia que el generador fotovoltaico genera en cada instante,

funcionando a partir de un umbral mínimo de radiación solar del orden de 10%

superiores a STC.

Trabajan conectados por su lado DC a un generador fotovoltaico, y por su

lado AC a un transformador que adapta la tensión de salida del inversor a la de la red.

Este transformador permite además el aislamiento galvánico entre la parte DC y la

AC.

Marco Teórico 43


Además debe permitir la desconexión-conexión automática de la instalación

fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, evitando el

funcionamiento en modo aislado, garantía de seguridad para los operarios de

mantenimiento.

Deben cumplir las normas de seguridad eléctrica y compatibilidad

electromagnéticas, ambas certificadas por el fabricante, para asegurar protecciones

frente a:

Cortocircuitos de corriente alterna.

Tensión de red fuera de rango.

Frecuencia de red fuera de rango.

Sobre tensiones, mediante varistores o similares.

Perturbaciones presentes en la red como micro cortes, pulsos, defectos de ciclos,

ausencia y retorno de la red, etc.

El inversor debe estar provisto de la adecuada documentación para su

operación y control.

Debe estar dotado de controles manuales tales como: Encendido y apagado

general, como también conexión y desconexión a la interfaz CA.

Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

Marco Teórico 44


Soportará picos de magnitud un 30 % superior a las Condiciones Estándares

de Medida durante períodos de hasta 10 segundos.

Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal

deberán ser superiores al 88 % y 96 % respectivamente para inversores de potencia

inferior a 5 kW, y del 90 % al 95 % para inversores mayores de 5 kW. En virtud de

las ventajas económicas es recomendable usar el de mayor eficiencia posible, debido

a que esto implica menor cantidad de módulos fotovoltaicos.

El voltaje nominal del inversor, el cual es el voltaje al que funciona el arreglo

fotovoltaico en el sub-sistema DC, debe ser múltiplo de los voltajes de los módulos.

Esta condición garantiza que el voltaje requerido por las especificaciones del inversor

en la entrada DC pueda ser cumplida.

El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de

su potencia nominal y el factor de potencia de la potencia generada debería ser

superior a 0,95; entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal.

El inversor debe inyectar en la red a partir de potencias mayores del 10% de

su potencia nominal.

Marco Teórico 45


Por último tienen que ser capaces de operar en condiciones ambiéntales entre

los rangos de 0 oC y 40 oC de temperatura. Para la humedad relativa el rango es entre

0 % y 85 %.

2.6.1.4- Cableado

Se sugiere que cada grupo de módulo conduzca por separado y protegidos los

positivos y negativos. Los conductores deben ser de cobre con una sección transversal

adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, durante

cualquier condición de trabajo, en la parte de corriente continua (CC) el cable debe

impedir que la tensión sea inferior del 1,5%. En la parte de corriente alterna la caída

tensión no se debe ver afectada en más del 2%. En ambos casos se tomara como

referencia a las tensiones correspondientes a las cajas de conexiones.

El cableado de corriente continua debe poseer un doble aislamiento, adecuado

para el uso en la intemperie o enterrado.

2.6.1.5- Dispositivos de Protección

El sistema debe contar con un interruptor general manual del tipo magneto

térmico con intensidad de cortocircuito adecuado a las condiciones de la red. Un

interruptor diferencial automático.

Se deben proveer protecciones de contacto indirecto a las personas por falla

accidentales del aislamiento, estas se producen por averías, contacto inoportuno, etc.

Marco Teórico 46


y se dice que la corriente resultante se llama corriente de defecto, que es la que puede

ocasionar daños a las personas. Así, los sistemas de protección se basan, o bien en

limitar las corrientes de defecto, o bien en detectar su ocurrencia y eliminar la tensión

que las produce. El interruptor diferencial que existe en la mayoría de nuestras casas

es el ejemplo más conocido: detecta corrientes de defecto en AC y desconecta el

circuito cuando su valor es superior a 30 mA en un tiempo inferior a 0,2 s. El límite

equivalente para corrientes DC está en 100 mA, siendo el tiempo máximo de

actuación 5 segundos.

En el lado DC se debe limitar las tensiones de operación, para que en caso de

contacto accidental la corriente sea siempre inferior a 100 mA, este límite se

considera razonable para evitar daños lamentable a las personas. En la práctica, esto

se traduce en imponer a los generadores fotovoltaicos la condición * 81,25 120ocV V≤ ,

donde *ocV es la tensión de circuito abierto del generador en condiciones estándar de

medida. Esto equivale a que la tensión nominal del sistema sea inferior a 80 V. Esta

medida trae como consecuencia que tensiones bajas conllevan corrientes altas, lo cual

implica cables gruesos y disminución de bajar la eficiencia de los inversores, pero

que solo es significativo en instalaciones con altos Kwp.

Se debe adoptar una configuración flotante del generador fotovoltaico, es

decir, que sus dos polos estén aislados de tierra. Esta medida garantiza 100% de

protección contra el primer defecto del que se hablo antes y no requiere aparataje

Marco Teórico 47


alguno, el único requisito es que la resistencia de aislamiento, Riso, sea tan alta como

para limitar la corriente de derivación a un máximo de 100 mA. Esto equivale a decir

que *1,25 /100iso ocR V mA≥ , lo cual, es muy fácil de cumplir debido a que las

resistencias de aislamiento en generadores reales suelen ser del orden de los MΩ

(Mega Ohmios).

Es importante mantener una frecuente vigilancia del aislamiento por medio de

la implementación de un dispositivo capaz de medir el valor de Riso, el cual informe

de manera oportuna cuando no se cumpla la condición de seguridad definida en el

párrafo anterior. Si esto llegara a ocurrir, el defecto puede ser reparado antes de que

ocurra un segundo defecto, que ahora sí, podría resultar fatal, debido a que el primer

defecto representa un camino por el que la corriente de retorno podría circular con

comodidad.

La puesta a tierra de las masas de una instalación es, en general, una medida

que tiene como objeto proteger a las personas en el caso de que un defecto provoque

la aparición de tensión donde normalmente no debe de haberla (entonces, la puesta a

tierra hace que tal tensión se mantenga por debajo de la peligrosidad); y también

permite que funcionen otras medidas de protección, como por ejemplo los

interruptores diferenciales mencionados anteriormente.

Marco Teórico 48


2.6.2- Operación y mantenimiento de las instalaciones

Entre los requisitos mínimos para el buen funcionamiento se enumeran una

serie de paso para la operación y mantenimiento de la instalación de conjunto.

2.6.2.1- Operación

- Comprobar diariamente que la instalación funciona sin anomalías asegurándose de

que los valores funcionales de la instalación son correctos y no hay ninguna

alarma.

- Mantener limpios los módulos fotovoltaicos, tanto de polvo como de cualquier

otro elemento que pueda incidir en el rendimiento de la instalación. Esta limpieza

puede suponer adoptar las medidas adecuadas que eviten el ensuciamiento (como

por ejemplo en el caso de ensuciamiento por aves) o simplemente en el lavado

con agua y detergentes no abrasivos, procurando evitar que el agua se acumule en

los módulos. En ningún caso se utilizaran mangueras a presión. En este sentido si

los módulos solares superan los 10 o grados de inclinación con respecto a la

horizontal, se tiene asegurado una mínima acumulación de residuos, que puede

ser favorecido por el efecto de la lluvia.

Marco Teórico 49


2.6.2.2- Mantenimiento preventivo

2.6.2.2.1- Sistema de captación:

- Posibles degradaciones internas y de estanqueidad del panel (inspección visual

trimestral).

- Rotura del cristal.

- Oxidaciones de los circuitos y soldaduras de las células fotovoltaicas.

- Estado de las conexiones eléctricas y del cableado (inspección visual trimestral).

- Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminales.

- Comprobación del apriete y estado de los terminales de los cables que conexionan

los paneles.

- Comprobación del estado y apriete de la tornillería de fijación de los paneles a la

estructura (inspección visual semestral).

2.6.2.2.2- Inversor:

- Estado general y funcionamiento del inversor (inspección visual semestral).

2.6.2.2.3- Estructura soporte:

- Comprobación del estado y apriete de la tornillería de la estructura (inspección

visual semestral).

- Detección de puntos de corrosión (inspección visual semestral).

Marco Teórico 50


- Asentamiento y situación de las estructuras en cubiertas planas (inspección visual

semestral).

2.6.2.2.4- Conexionado y cableado de los componentes:

- Estado general del conexionado y cableado (inspección visual semestral).

CAPÍTULO III BASES Y PREMISAS

Bases y Premisas 51


3.- BASES Y PREMISAS

3.1- UBICACIÓN GEOGRAFICA Y CONDICIONES METEOROLOGICAS GENERALES DE VENEZUELA

Venezuela se encuentra ubicada en América del Sur y limita al norte con el

Mar Caribe o de las Antillas, al este con la Guyana Británica, al sur con Brasil y al

oeste con Colombia.

Venezuela está al oeste del Meridiano de Greenwich, específicamente -4 GMT

(Greenwich Mean Time), entre los siguientes meridianos:

• 59° 48 en su parte más oriental, pasa por la confluencia de los

ríos Barima y Mururuma en el Estado Delta Amacuro.

• 73° 25 en su parte más occidental, pasa por el nacimiento del

río Intermedio, en el Estado Zulia, esto significa que está en el

hemisferio occidental.

Al norte del Ecuador está entre los siguientes paralelos:

• 0°38 53 en su parte más meridional, pasa por las cabeceras

del río Ararí en el extremo más meridional del estado

Amazonas.

Bases y Premisas 52


• 12° 12 en su parte más septentrional, pasa por el Cabo San

Román, Península de Paraguaná, en el estado Falcón.

Venezuela por estar ubicada en el hemisferio norte se encuentra en una zona

intertropical, es decir, entre los trópicos de Cáncer al norte, y el de Capricornio al sur,

los rayos solares caen perpendicularmente sobre el territorio, esto hace que el día y la

noche tengan mas o menos igual duración todo el año, además de que no se

presenten mayores contrastes entre el mes frío y el más cálido. No obstante, existen

alteraciones climáticas en las diferentes regiones del país, debido en gran parte a la

altura sobre el nivel del mar. Las temperaturas oscilan entre los 8° C y 40° C

dependiendo de la ubicación geográfica de cada región.

De acuerdo a la cantidad de precipitación caída, se definen dos estaciones: una

estación seca comprendida entre los meses de Diciembre y Abril, y una estación

lluviosa comprendida entre los meses de Mayo a Noviembre. Por su ubicación

geográfica, las situaciones meteorológicas frecuentes son: la actividad de la

convergencia tropical (ITCZ), el anticiclón permanente del Atlántico Norte, vaguadas

en altura, ondas tropicales del este, la penetración de masas de aire frío procedentes

del norte y efectos locales por influencia orográfica (conjunto de montaña del país).

Bases y Premisas 53


3.2- UBICACIÓN GEOGRAFICA DE CARACAS

Caracas está ubicada en uno de los principales valles de la Cordillera Central,

muy cerca de las costas bañadas por el Mar Caribe. Se encuentra separada de estás

por el majestuoso Cerro El Ávila cuya altura se eleva a los 2600 metros. El Distrito

Capital posee 1.930 Km2 una altitud de 900 msnm. La temperatura anual promedio

oscila en 23° C. Como no existen las 4 estaciones se dan dos temporadas la lluviosa

en la época de mayo a septiembre y la temporada seca de octubre a abril.

La latitud norte de Caracas es 10º 30 y su longitud oeste es 66 o 55 1.2.

Cada coordenada geográfica describe y ubica cada país, ciudad o pueblo.

Además, según su ubicación tendrá características metereológicas que lo identifican

y debido al movimiento de rotación de la tierra y su traslación alrededor del Sol cada

coordenada será exclusiva de una declinación solar a lo largo de todo el año.

En Caracas la declinación solar se representa en la siguiente tabla.

Ciudad Ubicación Geográfica Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Lat: 10,50 Caracas

Lon: -66,917 -21 -12 -1.81 -9,7 18,8 23 21,2 13,7 3,09 -8.44 -18 -23

Tabla 1. Declinación del Sol con respecto a Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 25.

Bases y Premisas 54


3.3- DATOS METEOROLOGICOS DE CARACAS

3.3.1- Red Meteorológica

Para medir los datos meteorológicos se tienen que usar varios observatorios

ubicados alrededor de todo el territorio. Todos los datos se utilizan para hacer

estudios sobre algún tema, pero los más importantes para utilizar la energía solar son

la intensidad de la radiación y la duración de la insolación. De igual manera, pero no

con la misma importancia, se utiliza la temperatura y el régimen de los vientos.

3.3.2- Las estaciones de medida

Existen actualmente en el país varios observatorios uno de los más destacados

está ubicado en Caracas: El Observatorio Cajigal y el otro en el Estado Mérida: La

Fundación Centro de Investigaciones de Astronomía "Francisco J. Duarte" (CIDA).

A parte, esta también El Servicio de Meteorología de la Aviación, ubicado en

Maracay, el cual cuenta con 35 estaciones meteorológicas distribuidas en todo el país,

y en las mismas se registran datos de: temperatura, presión, viento, radiación,

insolación, nubosidad, precipitación, evaporación entre otros.

3.3.3- Características Meteorológicas de Caracas

La ciudad de Caracas presenta condiciones climáticas variables dependiendo de

la temporada en la que se encuentre, entre mayo y septiembre es la temporada

lluviosa y entre octubre y abril es la temporada seca. Además, tiene una temperatura

Bases y Premisas 55


anual promedio de 23° C, siendo un poco más bajo en la época de diciembre, enero y

febrero lo que ayuda a mantener una temperatura de operación adecuada en los

módulos fotovoltaicos. Su grado de nubosidad depende también de la temporada pero

generalmente se mantiene alrededor del 50%. A parte, presenta poca precipitación.

Dependiendo del lugar de estudio, o de dónde se coloquen los módulos

fotovoltaicos se necesita cierta inclinación de los mismos para que los rayos solares

penetren de manera perpendicular a los módulos ya que de esta manera la cantidad de

rayos que recibe es mayor que la que recibiría el modulo horizontalmente. En la

tabla que se muestra a continuación se observa la insolación global promedio

percibida por Caracas en superficies horizontales en KWh/m2 día.

Ciudad Ubicación Geográfica Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Lat: 10,50 Caracas

Lon: -66,917 5,59 5,14 5,82 6,11 5,94 5,76 5,63 5,77 5,77 5,72 5,56 5,01 4,84

Tabla 2. Insolación global promedio captada por superficies horizontales, Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 25.

De lo expuesto anteriormente, se hace necesario y beneficioso colocar el

sistema FV con cierto grado de inclinación orientados al sur, como se explicará mas

adelante, para que la energía aprovechada sea mayor a la que se observa en la tabla 2.

Como se puede observar, en la gráfica a continuación, el mes con menor

insolación es Diciembre con 4,84 KWh/m2*día, siguiéndole Noviembre con 5,01

Bases y Premisas 56


KWh/m2 *día debido a la poca perpendicularidad con que inciden los rayos en

Caracas como se describe en la Tabla 1.

0

1

2

3

4

5

6

7

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Meses

Inso

laci

on K

Wh/

m2*

dia

Figura 8. Representación gráfica de la Insolación captada por superficies horizontales. Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.

Una de las actividades meteorológicas que influyen en la adopción de celdas

solares como sistema alterno de energía, es el porcentaje de nubosidad presente en la

zona de estudio, ya que éstas contribuyen positiva o negativamente a la cantidad de

insolación que recibe el lugar.

A continuación, se observa la tabla del porcentaje de nubosidad presente en

Caracas en un periodo de 10 años medido en las horas de luz del día.

Bases y Premisas 57



Lat: 10,50 Caracas

Lon: -66,917 55,9 45,6 47,7 47,2 59,4 63 66,4 59,8 55,3 58,6 60,5 57,3 51,1

Tabla 3. Porcentaje de nubosidad, Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 25.

0

10

20

30

40

50

60

70

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicMeses

% N

ubos

idad

Figura 9. Representación gráfica del porcentaje de nubosidad, Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.

En la figura 8 se observa que el mes donde se capta mayor insolación es

Marzo debido a la casi perpendicularidad con que inciden los rayos (véase tabla 1),

además del bajo porcentaje de nubosidad presente en dicho mes.

La influencia del mayor porcentaje de nubosidad en el mes de Junio da a lugar

que la cantidad de insolación recibida sea un poco menor, consecuencia de que en

esa época está presente la temporada lluviosa a lo largo de todo el país. Sin embargo

Bases y Premisas 58


la insolación en Caracas no es tan variable, se mantiene dentro de un rango pequeño a

pesar que la nubosidad es cambiante por las temporadas de lluvia y sequía a lo largo

del año.

A consecuencia del movimiento relativo del Sol con respecto a Caracas, se

observa que los meses de Marzo y Septiembre, el Sol se encuentra en el Zenit, lo que

implica que los rayos solares caen perpendicularmente en la ciudad Capital, sin

embargo ambas radiaciones difieren por el porcentaje de nubosidad presente en

Septiembre. Luego la insolación disminuye levemente hasta que cae en Diciembre,

siendo esta la mínima, hasta que vuelve a aumentar en Marzo cerrando el ciclo anual.

Un término importante para el diseño del sistema fotovoltaico es la duración

de insolación diaria expresada comúnmente en horas solares pico (HSP). Una hora

solar pico es la energía recibida durante una hora, a una radiación promedio de 1

Kw/m2. Es decir, 1 Kw-h/m2 es igual a 1 HSP.


Lat: 10,50 Caracas

Lon: -66,917 5,6 6,1 6,4 6,2 4 5,6 5,2 5,8 6,7 5,7 5 5,4 4,8

Tabla 4. Hora Solar Pico o Duración de Insolación diaria promedio, horas y décimas, Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 24.

Bases y Premisas 59


3.4- GEOGRAFÍA DEL LUGAR Y LA INFLUENCIA DEL CONTORNO

3.4.1- Geografía del lugar

Venezuela es un país con una diversidad grande en su relieve que dependiendo

de dónde este ubicado el sistema fotovoltaico se presentarán dificultades o no debido

a obstáculos tales como la vegetación o construcciones altas.

Caracas es una ciudad que esta ubicada en un valle, muy congestionada, que

tiene muchas construcciones altas y esto puede ocasionar perdidas en las aportaciones

solares a diferencia de Coro, Edo. Falcón que es una ciudad plana con pocas

edificaciones donde la recepción de la radiación solar es mayor.

Existe un método que consiste en colocar sobre el ábaco de soleamiento (altura,

azimut) el mapa en relieve del lugar considerado, utilizando para la altura del Sol y

para los relieves la misma unidad de medida. De esta manera cuando ocurran los

periodos desfavorables habrá agujeros en la radiación, inducidos por las pantallas

naturales.

3.4.2- Influencia del contorno

Cuando se quiere colocar un sistema de módulos fotovoltaicos para una

vivienda residencial es importante tomar en cuenta las construcciones vecinas y la

vegetación presente en el lugar, debido a que su posición sobre la trayectoria del solar

Bases y Premisas 60


puede originar sobre los módulos una sombra perjudicial que afectaría el

funcionamiento y el rendimiento de la instalación.

Para ello antes de colocar los paneles se debe tener presente primero, la altura

del obstáculo debido a la distancia de la sombra que varía con la estación y segundo,

la superficie del suelo barrida por la variación del azimut del Sol.

En estas figuras se puede observar el cálculo de la sombra que arroja un edificio

de 20 metros de altura. Para poder hacer el cálculo, primero se ubica el centro del

ábaco, luego se traza una línea de allí hasta el punto de intersección de la curva del

día y mes en estudio (Ej. 21 de Noviembre) y la recta de la hora que se desee (Ej. 8

a.m.). Se mide la distancia en unidades y el valor arrojado es la longitud y dirección

de la sombra por cada unidad de altura del día y la hora que se escogió (21/Nov a las

8 a.m.)

Figura 10. X = 2,20 longitud y dirección de la sombra por cada unidad de altura el día 21 de Noviembre a las 8 a.m. Fuente: Ref. Bibliográfica 21.

Bases y Premisas 61


A

A continuación se calcula la distancia de la sombra que produce todo el edificio:

20,00 mts. de altura x 2,20 = 44,00 mts.

Este valor es A. Se calcula el valor de la longitud de la sombra medida

normal a la fachada, trazando una paralela A de igual magnitud de A en el punto

inferior de la edificación como se muestra en la figura.

M

MB

A

14,7

5

44,00

O E

S

N

Figura 11. B = 14,75 mts. Longitud de la sombra medida normal a la fachada. Fuente: Elaboración propia.

En esta última figura se observa el ángulo C que forma la longitud B y la

fachada del edificio.

Bases y Premisas 62


Figura 12. Angulo C de penetración por las aberturas del edificio. Fuente: Elaboración propia.

3.5- APLICACIÓN DE LA LEY ORGÁNICA DEL SERVICIO ELECTRICO AL SISTEMA NET METERING

La Ley Orgánica del Servicio Eléctrico se creó para establecer las

disposiciones que regirán el servicio eléctrico en el territorio nacional, constituido por

las actividades de generación, transmisión, gestión del Sistema Eléctrico Nacional,

distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica etc., como lo expresa

el Artículo 1, de dicha Ley.

En el Artículo 6 se expresa que cualquiera de las actividades comentadas en

el párrafo anterior, no pueden ser desplegadas por una misma empresa, lo que permite

la comercialización y la libre competencia de dichas actividades. Debido al sistema

propuesto en esta tesis, llamado Net Metering, es obligatorio cumplir con los

requisitos propuestos por la Ley Orgánica, sin embargo este sistema no entraría en el

Mercado Mayorista de Electricidad ya que la demanda de corriente que ofrece no es

tan grande como para abastecer a una población y no está estipulado un Mercado

B = 14,75

CC

INCLINACIÓN DE LOS RAYOS SOLARES NORMALES A LA FACHADA

Bases y Premisas 63


Minorista en la Ley de manera que para este tipo de sistema habría que crear nuevos

artículos que lo legalicen.

Por otro lado, debido a que el sistema le esta aportando energía a la Red

Eléctrica es importante tomar en cuenta lo establecido en el Artículo 12 del Capítulo

II, de la planificación del Servicio Eléctrico, que establece que las actividades que

constituyen el servicio eléctrico deberán realizarse de tal manera que se asegure su

compatibilidad con las disposiciones relativas a las áreas pobladas, agrícolas,

forestales y a las de régimen de administración especial. Con respecto a este

Artículo no habría problema ya que el sistema cuenta con interruptores de seguridad y

disposiciones técnicas que la hacen compatible a la Red.

A parte, con la creación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica

encargada de la regulación, supervisión, fiscalización y control de las actividades que

constituyen el servicio eléctrico, como se expresa en el Artículo 15, se hace necesaria

una previa autorización de dicha comisión para que haya una competencia abierta

como lo expresa el Artículo 24, Capítulo III, de las Actividades del Servicio

Eléctrico. Para este caso el Artículo 24, se adaptaría para el Mercado Minorista,

debido a que solo se refiere al Mercado Mayorista.

Es importante resaltar que la autogeneración, es decir, la actividad de

generación eléctrica reservada para el uso único de la persona natural está exenta del

Artículo 24, con las excepciones establecidas en esta Ley. Por ejemplo, el sistema

Bases y Premisas 64


fotovoltaico con un banco de baterías, sin abastecimiento de la energía suministrada

por la Red Eléctrica cumpliría con este Artículo.

En el Artículo 30 de la Ley se establece que los generadores de energía que se

conectan directa o indirectamente a la red deben efectuar las obras para la conexión

de sus instalaciones y cumplir con las normas que establezca, la Comisión Nacional

de Energía Eléctrica, lo que implica que la persona jurídica debe cubrir con los gastos

que acarree el sistema.

Con el Artículo 119 se concluye que el sistema Net Metering no estaría sujeto

a la autorización de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica que se expresa en el

Artículo 43, pues la demanda de las casas en estudio no entra dentro de los

requerimientos para tener una autorización, a menos que se creen las leyes que

legalicen el sistema.

3.6- CONSUMO EN Wh/día DE CADA INMUEBLE EN ESTUDIO

Como se mencionó en el capítulo I y según los objetivos específicos, el

estudio de Factibilidad técnico se debe realizar a viviendas con un consumo mensual

de 100 KWh, 300 KWh y 600 KWh para luego ir aplicarlo a una casa ubicada en

Caracas. De esta manera se muestra a continuación las tablas del consumo total de

energía que tienen las viviendas con las cargas descritas anteriormente.

Bases y Premisas 65


Dichas tablas cuentan con artefactos eléctricos que permiten el consumo

mensual que se necesita para el estudio.

CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC)

Artefactos Eléctricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/día Total

Wh/día Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0,3 90 Lavadora 1 500 120 4,17 0,5 250 Licuadora 1 100 120 0,83 0,15 15 Luz de pared 6 75 120 0,63 4 1800 Radio 1 50 120 0,42 1 50 Televisor 1 250 120 2,08 1 250 Nevera 1 350 120 2,92 3 1050 Computadora 1 350 120 2,92 0,5 175 Capacidad de Carga Continua: 1975 Total consumo de Energía: 3680

Tabla 5. Consumo de electricidad del inmueble de 100 KWh. Fuente: Elaboración propia.


Artefactos Eléctricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/día Total

Wh/día Aspiradora 1 1400 120 11,67 0,1 140 Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0,3 90 Horno Microondas 1 1400 120 11,67 0,5 700 Lavadora 1 500 120 4,17 0,5 250 Licuadora 1 100 120 0,83 0,15 15 Luz de pared 14 75 120 0,63 4,5 4725 Plancha 1 1000 120 8,33 0,25 250 Radio 2 50 120 0,42 1 100 Secador de pelo 1 500 120 4,17 0,1 50 Televisor 2 250 120 2,08 3,5 1750 Nevera 1 350 120 2,92 3 1050 Motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0,1 93,6 Computadora 1 350 120 2,92 2 700 Impresora 1 50 120 0,42 0,25 12,5 Capacidad de Carga Continua: 7261 Total consumo de Energía: 9926,1


Bases y Premisas 66



Artefactos Eléctricos Cant. Potencia

(watt) Voltaje (V) Amp =P/V Hora/día Total

Wh/día batidora 1 150 120 1,25 0,08 12 Horno pequeño 1 1400 120 11,67 1 1400 Calentador de 50 lts. 1 800 120 6,67 2 1600 equipo de Sonido 2 300 120 2,50 1 300 horno Microondas 1 1400 120 11,67 1 1400 Lavadora 1 1500 120 12,50 1,5 2250 licuadora 1 100 120 0,83 0,5 50 Luz de pared 29 60 120 0,50 6 360 Máquina de afeitar 1 10 120 0,08 0,15 1,5 Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 2 3200 Plancha normal 1 1000 120 8,33 0,35 350 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0,1 50 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0,4 2000 Televisor 2 250 120 2,08 5 1250 Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0,5 37,5 Nevera 1 350 120 2,92 3 1050 Computadora 1 350 120 2,92 12 4200 impresora 1 50 120 0,42 0,5 25 motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0,3 280,8 Capacidad de carga Continua CCC (Watt) 15831 Total Consumo de Energía 19.816,80


A continuación se observa la tabla de consumo de la vivienda ubicada en

Caracas, a la cual, se le realizará todo el estudio para verificar la factibilidad o no de

la adopción de celdas solares como sistema alterno de energía.

Todos estos datos se sacaron haciendo un inventario de dicha casa y

estimando el consumo promedio de los artefactos eléctricos durante el día y la noche.

Bases y Premisas 67



Artefactos Eléctricos Cant. Potencia (watt) Voltaje (V) Amperaje (A)=P/V Hora/día Total

Wh/día batidora 1 150 120 1,25 0,08 12 Horno pequeño 1 1400 120 11,67 0,5 700 Cafetera 1 600 120 5,00 0,3 180 Calentador de 50 lts. 1 800 120 6,67 1 800 Cocina 1 6000 120 50,00 3 18000 equipo de Sonido 2 300 120 2,50 0,1 30 horno Microondas 1 1400 120 11,67 1 1400 Lavadora 1 1500 120 12,50 0,4 600 licuadora 1 100 120 0,83 0,2 20 Luz de pared 1 10 120 0,08 0,1 1 Luz de pared 18 15 120 0,13 0,3 4,5 Luz de pared 1 30 120 0,25 0,17 5,1 Luz de pared 10 40 120 0,33 0,3 12 Luz de pared 4 50 120 0,42 0,3 15 Luz de pared 29 60 120 0,50 0,3 18 Luz de pared 5 75 120 0,63 0,5 37,5 Luz de pared 4 100 120 0,83 0,7 70 Luz de pared 16 150 120 1,25 0,56 84 Máquina de afeitar 1 10 120 0,08 0,15 1,5 Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 1 1600 Plancha normal 1 1000 120 8,33 0,1 100 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0,05 25 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0,1 500 Televisor 2 250 120 2,08 3 750 Timbre 1 50 120 0,42 0,05 2,5 Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0,5 37,5 Nevera 1 119 120 0,99 4 476 Computadora 1 350 120 2,92 5 1750 impresora 1 50 120 0,42 0,3 15 motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0,1 93,6 Horno Convencional 1 4500 120 37,50 0,3 1350 Capacidad de carga Continua CCC (Watt) 27220 Total Consumo de Energía 28.690,20

Tabla 8. Consumo eléctrico del inmueble particular ubicado en Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.

CAPÍTULO IV MARCO METODOLÓGICO

Marco Metodológico 68


4.- MARCO METODOLÓGICO

El estudio realizado se hace partiendo de un caso particular para ir a lo general

(estudio inductivo), es decir, se tomará un inmueble ubicado en la ciudad de Caracas

con data histórica (un año) del consumo energético mensual, para analizar y estimar

sus posibles ahorros generalizando en los hogares urbanos en Caracas. Se estudiaran

para tres casos específicos de consumo energético mensual, concretamente para 600

KWh, 300 KWh y 100 KWh.

En el caso de las inversiones se partirá de instalaciones típicas y básicas en

hogares, para luego estudiar el caso particular del inmueble en estudio y sus

necesidades de adecuación por medio de un estudio deductivo.]

4.1- PLANTEAMIENTO DEL ESQUEMA GENERAL PARA LA GENERACION FOTOVOLTAICA

De acuerdo a los objetivos generales de la investigación en el capitulo I, se

consideran las soluciones al problema, haciendo uso de la documentación recopilada

sobre condiciones ambientales, tales como insolación, grado de nubosidad, etc. todas

indispensables para determinar el aporte energético del sistema.

Sobre la propuesta planteada se ejemplifica de manera general el esquema

unifilar; en este se puede apreciar la disposición de los equipos en el sistema para la

totalidad de los casos en estudio.



!

=

Figura 13. Esquema Unificar General de los arreglos fotovoltaicos. Fuente: Elaboración propia.

El esquema esta basado en los equipos planteados en el capitulo II,

específicamente en la sección 2.6.1. donde se describen los componentes de forma

detallada y se justifica su implementación. Algunos de estos elementos son

indispensables por que forman parte del proceso de generación y conversión de

energía, otros están por razones de seguridad.

El esquema planteado ilustra de manera general la ubicación de cada uno de

los equipos instalados en el arreglo fotovoltaico de los 4 casos de estudio, excepto por

el de 100 KWh que necesita un componente adicional.



4.2- SELECCIÓN DE LOS EQUIPOS QUE CONFORMAN EL SISTEMA DE GENERACIÓN FV

Módulos Fotovoltaicos

Los paneles solares en el arreglo fotovoltaico fueron determinados de acuerdo

al consumo energético del hogar en estudio (Ver Capítulo III, sección 3.6) y a los

requerimientos técnicos planteados en el capítulo II, sección 2.6.1.1. El análisis

realizado se baso en los módulos de varios fabricantes de conocido prestigio y

comercialmente fáciles de adquirir, que ofrecen garantía entre 20 y 25 años, de que

sus productos cumplen las especificaciones de generación prometidas.

Los módulos y fabricantes evaluados se exponen en el apéndice A, cualquiera

de estos modelos presentados cumple con las características anteriores, y por lo tanto

representan una opción viable. Por estas razones la única diferencia de peso para

escogerlos fue la opción que representara menor costo.

En base al costo de los módulos (véase evaluación económica capítulo VI y el

apéndice D), se seleccionaron los siguientes módulos fotovoltaicos que pasaran a

formar parte de los planteamientos posteriores y durante el desarrollo final del

presente trabajo.

Para el caso particular del hogar en Caracas la marca escogida fue SHARP,

modelo NE-165 U1 de 165 W de potencia.



Para el caso de 600 KWh el módulo fotovoltaico fue el modelo PW1650-155

de la marca PHOTOWATT de 155 W de potencia.

Para el caso de 300 KWh el módulo fotovoltaico fue el modelo EC-115 NSP

de la marca EVERGREEN SOLAR de 115 W de potencia.

Y finalmente, para el caso de 100 KWh el módulo escogido fue el modelo

ST1662 de la marca RELIAGEN de 155 W de potencia.

Inversor de corriente

El inversor de corriente debe cumplir con las condiciones descritas en el

capitulo II, secciones 2.6.1.3 y 2.6.1.5, de acuerdo a las características físicas y a las

normas de seguridad, respectivas.

Los parámetros para selección del inversor están basados en la eficiencia, en

la capacidad de carga continua y en el costo, como último recurso para decidir.

Las capacidades de carga continua (CCC) se establecen en las tablas 5, 6, 7 y

8 del capitulo III, sección 3.6, los valores expuestos para los distintos casos de

estudios son:



Hogar Particular en Caracas con 27000 W de capacidad de carga continúa.

De acuerdo a estos parámetros se escogió el inversor de la marca Xantrex, modelo

PV 30 con una capacidad de 30 KW.

Los modelos para dos de los casos de estudio general, fueron de la marca

Xantrex en los modelos PV 10, PV 20 correspondientes a 300 y 600 Kilovatio-horas

respectivamente. Estos dos modelos escogidos tienen una eficiencia superior al 95 %

y el rango de voltaje a la entrada del sub-sistema DC varia entre 330 y 600 VDC

(voltios en corriente continua). Por esta razón se determinó que el voltaje nominal

del sub-sistema DC debe ser de 336 VDC, lo cual va en concordancia con el voltaje

nominal de los módulos fotovoltaicos seleccionados, que varía en múltiplos de 48

(ver capitulo II, sección 2.6.1.3).

El caso de 100 KWh arrojo algunas mejorías en los costos del inversor, ya que

para esta capacidad de carga continua había más opciones en el mercado, a diferencia

de los otros estudios donde solo se encontró un inversor adecuado para cada caso

(Ver capitulo VI, sección 6.1.3).

En este caso el inversor escogido fue de la misma marca de los anteriores

(Xantrex), pero el modelo Sun tie XR de 2.5 Kw de capacidad continua. La eficiencia

de este es un poco menor al de los anteriores, pero el costo es significativamente

menor. La última característica de relevancia es para el voltaje nominal de entrada



DC, el cual se reduce a 48 VDC, esto permite disminuir la cantidad de paneles a

utilizar en el arreglo fotovoltaico.

Por último, este inversor requiere de un equipo adicional, pero por un costo

muy reducido (ver Capitulo VI, sección 6.1.3). Necesita un transformador de

corriente alterna que permita pasar de los 240 VAC monofásico de la salida del

inversor a 208 VAC trifásico a la entrada de la red.

4.3- DETERMINACIÓN DE LA ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN ÓPTIMA DE LOS MODULOS SOLARES

Como consecuencia del movimiento relativo de la tierra, el sol es capaz de

recorrer un ángulo de 46o 54 que es la máxima trayectoria de polo a polo con

respecto al ecuador. El movimiento sobre los captadores se representa en la figura a

continuación. En esta se indica los ángulos máximos de la posición variable del sol,

que en el caso de Caracas corresponden a 33o 54 hacia el Sur y 12o 57 hacia el

Norte. Esto indica que la radiación que percibe Caracas proviene del hemisferio Sur

durante 7 meses y del hemisferio Norte durante 5 meses (Ver Tabla 1).



β

Figura 14. Posición relativa del Sol respecto a Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.

Durante los 7 meses en el hemisferio Sur es cuando se percibe la mayor

cantidad de radiación solar, debido a que el sol se encuentra ahí por más tiempo. Por

esta razón los captadores se fijan con el ángulo óptimo β con respecto a la horizontal

y orientado hacia el Sur (Ver figura 14). Se busca aprovechar la mayor cantidad de

insolación anual, entre el equilibrio de menor número de módulos fotovoltaicos y

mayor aporte de energía a la red.

4.3.1- CARACTERÍSTICAS METODOLÓGICAS

Las consideraciones para el desarrollo de los diferentes casos de estudio se

presentan a continuación.



! Para el análisis de β, se estudiaron diversos ángulos en los captadores solares

variados entre 4 y 25 grados con respecto a la horizontal. Esto se hizo para

cada uno de los casos en estudio.

! El módulo óptimo para cada ángulo β, se estudia por vivienda. Es decir, para

cada uno de los 4 casos, se busca el mejor módulo por ángulo. Para un mismo

caso de acuerdo al ángulo de inclinación puede haber un módulo más barato

que otro, así esto implique que se necesite usar mayor cantidad de ellos.

! Los valores se obtuvieron con la metodología de cálculo presentada en el

Capítulo II, secciones 2.2 y 2.3.

! Los datos meteorológicos utilizados en el modelo de calculo fueron obtenidos

de la NASA, en su mayoría son promediados para un periodo de 10 años (Ver

apéndice E). Únicamente la duración de la insolación (hr/día) fue recopilada

por el Instituto Nacional de Estadísticas (INE), ver apéndice F.

! El parámetro de diseño para determinar el total de módulos solares en el

arreglo fue la insolación solar obtenida teóricamente en el mes crítico de

Diciembre (Ver tabla 11).

! Los captadores para los diferentes arreglos se escogieron en base a los análisis

realizados en las tablas 10, 11, 12 y 14 de acuerdo a los requerimientos

planteados en la sección anterior (4.2). Las hojas de cálculo que respaldan las

tablas anteriores se encuentra en el apéndice A.



4.3.2- EVALUACIONES REALIZADAS PARA CADA CASO

Los estudios realizados se basan en la optimización del ángulo de inclinación

β, utilizando el mes crítico de insolación y con los captadores siempre orientados

hacia el Sur. Se utiliza también el promedio anual de la insolación, las características

técnicas y económicas de cada módulo estudiado en cada uno de los casos

específicos, y para el inmueble ubicado en la ciudad de Caracas.

A continuación se presentan los gráficos de insolación anual y de insolación

del mes crítico (Diciembre) con respecto a los ángulos β para la ciudad de Caracas

obtenido de las hojas de cálculo expuestas en el apéndice A.

5,90

5,92

5,94

5,96

5,98

6,00

6,02

6,04

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Inclinación Angulo β (Grados)

Inso

laci

ón A

nual

(Kw

h/m

^2*d

ía)

Figura 15. Aprovechamiento anual de Insolación captada variando el ángulo de inclinación β. Fuente: Elaboración propia.



5,00

5,10

5,20

5,30

5,40

5,50

5,60

5,70

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Inclinación Angulo β (Grados)

Inso

laci

ón M

es C

rític

o (K

wh/

m^2

*día

)

Figura 16. Radiación solar percibida en el mes crítico (Diciembre) variando el ángulo de inclinación β. Fuente: Elaboración propia.

De acuerdo a las gráficas de la figura 15, se observa que el ángulo óptimo de

inclinación para los captadores es 16 o. Este permite aprovechar la mayor cantidad

anual de insolación, estamos hablando del orden de los 6,03 KWh/m2*día. La figura

16 demuestra que al aumentar el ángulo de inclinación aumenta la insolación

percibida durante el mes de más baja insolación del año. Esto trae la ventaja de

producir más energía durante el mes de insolación crítico.

Este análisis, sin embargo, no garantiza que el ángulo anterior sea el más

adecuado a la hora de escoger los módulos, como se verá más adelante. Esto depende

de las características eléctricas de los equipos a utilizar, y de acuerdo a las

necesidades energéticas del lugar en cuestión.



La distribución anual de la insolación global media considerando la

inclinación de 16° se presenta en la siguiente tabla.

Mes Qβ Enero 5,60 Febrero 6,21 Marzo 6,18 Abril 5,92 Mayo 6,39 Junio 6,40 Julio 6,32

Agosto 6,01 Septiembre 5,95

Octubre 6,08 Noviembre 5,75 Diciembre 5,47

Promedio Anual 6,03 Tabla 9. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e inclinada 16°

respecto a la horizontal, Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración Propia.



5,00

5,20

5,40

5,60

5,80

6,00

6,20

6,40

6,60

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicMeses

Inso

laci

ón M

edia

Glo

bal (

KW

h/m

^2*d

ía)

16°

Figura 17. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e inclinada 16°

respecto a la horizontal, Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.

Caso específico para inmuebles de 600 KWh

Este caso en particular se adapta a viviendas con alto consumo energético,

tales como casa o quintas. En este sentido se encuentran sobre el promedio de los

hogares en la ciudad de Caracas.

El análisis realizado adaptado al consumo energético, determina el modelo y

fabricante del módulo más adecuado; así como también la cantidad de módulos

dispuestos en serie y en paralelo. De esta manera se llega a conocer el total de celdas

y el área total de cobertura del arreglo fotovoltaico.



La insolación utilizada como parámetro de diseño para la obtención del

número total de módulos solares fue siempre la obtenida teóricamente en el mes de

diciembre (ver Apéndice A).

Para escoger el módulo más adecuado se parte del parámetro ya escogido de la

inclinación óptima, que es para este caso β = 16o. De acuerdo a esto, se busca el mes

con menor insolación para este ángulo (16 o), el cual se puede observar en la figura

17, donde se indica claramente la insolación a lo largo de todo el año. Este mes es el

de Diciembre y se usa como parámetro de diseño. La finalidad de usar este valor de

insolación es para garantizar el suministro de energía en las condiciones más críticas.

Se parte de la premisa, si se logra satisfacer la generación de energía en el mes

crítico, se logrará para el resto del año.

La tabla 10 se elaboró para poder determinar la opción más económica, de

acuerdo a los módulos solares recomendados (Ver apéndice A). Se puede observar

que a medida que se cambia el ángulo β, las insolaciones anuales y las del mes de

diciembre varían. Es precisamente esta variación la que permite escoger un módulo

de celda FV para cada ángulo. Como se indica en la tabla 10, la opción más viable es

la más barata y la que permita el máximo provecho de la insolación anual.

El área de captación es determinada por el lugar donde se dispone la

instalación fotovoltaica, y generalmente no supone un problema, a menos que se viva

en un apartamento. Ahí generalmente no se tiene la disponibilidad de un techo propio



como en una casa, donde se pueda instalar el arreglo FV sin problema. Si este fuera el

caso podemos determinada el área mínima del techo en la tabla 10.

Como hecho curioso se observa en esta tabla, que algunos modelos mantienen

su jerarquía durante varios ángulos de inclinación β, representando la mejor opción

entre otros módulos FV para algún ángulo en específico. Esto indica que el módulo

posee las mejores cualidades técnicas y económicas, con respecto a los otros

comparados en ese rango de insolación.

Es importante destacar que a medida que se considere la mayor cantidad de

marcas y modelos de celdas solares, se logrará satisfacer mejor las necesidades de

cada instalación específica. La idea es lograr ajustar las características técnicas y

económicas a la demanda energética del lugar en estudio.



Inclinación Insolación Insolación Fabricante Modelo Número de Área de Total US $ ángulo β Anual Diciembre Módulos Captación

4 5,91 5,04 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 5 5,93 5,08 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 6 5,95 5,12 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 7 5,96 5,17 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 8 5,98 5,21 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 9 5,99 5,24 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 10 6,00 5,28 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00 11 6,01 5,32 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00 12 6,01 5,35 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00 13 6,02 5,38 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00

14 6,02 5,41 Evergreen Solar EC-115 NSP 56 52,83 24640,00


16 6,03 5,47 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 17 6,02 5,50 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 18 6,02 5,52 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 19 6,02 5,55 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 20 6,01 5,57 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 21 6,00 5,59 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 22 5,99 5,61 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 23 5,98 5,63 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 24 5,97 5,64 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 25 5,95 5,66 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00

Tabla 10. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de 600 KWh.

Fuente: Elaboración propia.

Queda entones demostrado que para este caso particular la mejor opción (por

ser la más económica), se adapta al ángulo de inclinación de los paneles solares

donde ocurre la mayor captación anual de insolación.


Este tipo de inmueble se encuentra dentro del rango de consumo para los

hogares de una gama media dentro de caracas.



Al igual que para el caso de 600 KWh el análisis se realiza en base al

consumo energético, el cual determina el modelo y fabricante del módulo, así como

también la cantidad de módulos dispuestos en serie y en paralelo, para determinar los

factores de dimensionamiento.

En la siguiente tabla (número 11), con formato conocido, se analiza

igualmente en función del ángulo de inclinación y de la energía recibidas sobre los

captadores. En este caso un solo panel logra desempeñarse como la mejor opción a lo

largo del periodo de mayor insolación anual. Lo recomendable en este caso es adoptar

el ángulo β de 16 grados, por razones ya conocida de insolación.

Como dato de interés se observa un solo modelo para varios ángulos por

encima y por debajo de β = 16o. Esto demuestra que dentro de las opciones de los

equipos evaluados, este se adapta mejor a las necesidades de generación.




4 5,91 5,04 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00

5 5,93 5,08 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00

6 5,95 5,12 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00

7 5,96 5,17 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00

8 5,98 5,21 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00

9 5,99 5,24 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00

10 6,00 5,28 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00

11 6,01 5,32 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00

12 6,01 5,35 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00

13 6,02 5,38 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00













Tabla 11. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de 300 KWh. Fuente: Elaboración propia.

En el apéndice A se especia a detalle el estudio que se realizó y todas las

variables técnicas para llegar a los resultados de la tabla 11.




Este es un tipo de inmueble particular, de características pequeñas, con un

consumo bajo como lo demuestra la tabla 7. Por ello no necesita una gran cantidad de

módulos FV.

En este caso solo un modelo y un fabricante lograron obtener el menor

desempeño para los distintos valores de inclinación (Ver tabla 12).

Esto en alguna medida demuestra, que los equipos escogidos para las

evaluaciones realizadas, suplen mejor las necesidades para hogares de mayor

consumo. Por razones comentadas con anterioridad, el ángulo que se consideró

óptimo, es el β=16o.




4 5,91 5,04 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 5 5,93 5,08 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 6 5,95 5,12 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 7 5,96 5,17 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 8 5,98 5,21 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 9 5,99 5,24 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00

10 6,00 5,28 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 11 6,01 5,32 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 12 6,01 5,35 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 13 6,02 5,38 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 14 6,02 5,41 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 15 6,02 5,44 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 16 6,03 5,47 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 17 6,02 5,50 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 18 6,02 5,52 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 19 6,02 5,55 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 20 6,01 5,57 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 21 6,00 5,59 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 22 5,99 5,61 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 23 5,98 5,63 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 24 5,97 5,64 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 25 5,95 5,66 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00

Tabla 12. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de 100 KWh.


La idea de hacer este estudio es lograr encontrar el módulo que disminuya los

costos de la inversión inicial (Ver capítulo VI sección 6.1.3) ya que de esta manera se

puede logar que el proyecto sea factible o no.

Los cálculos a detalle realizados para esta vivienda están reflejados en el

apéndice A.



Caso particular para inmueble ubicado en Caracas

El siguiente estudio cumple con las características para inmuebles de alto

consumo energético en Caracas (ver tabla 13). De acuerdo a lo comentado en el

principio de este capítulo, se cálculo el promedio para la data histórica de un año

correspondiente al 2003. En estos datos se expresa el consumo promedio de la

energía consumida por la vivienda en Kilovatios-horas durante ese año.

En la siguiente tabla se presenta las condiciones anteriormente descritas,

detallas mes a mes, y con los costos correspondientes.

MES FACTURADO CONSUMO CANTIDA

FACTURADA (Bs.) Ene-02 930,00 97571,89 Feb-02 867,45 101852,50 Mar-02 780,00 90992,01 Abr-02 735,00 82461,25 May-02 857,58 96096,53 Jun-02 872,06 98293,06 Jul-02 892,50 111356,68

Ago-02 881,00 103442,54 Sep-02 778,12 97237,16 Oct-02 779,00 92902,25 Nov-02 886,36 117517,17 Dic-02 767,14 89827,05

PROMEDIO ANUAL 835,52 98295,84

Tabla 13. Facturación de Energía eléctrica para el hogar particular de Caracas. Fuente: Elaboración propia.

El monto devengado por la Electricidad de Caracas corresponde a los

conceptos de consumo eléctrico, cargo por ajuste de combustible y energía, y

finalmente costo por impuesto municipal.



A continuación se realiza el mismo estudio que para los otros tres casos,

donde dependiendo del ángulo de inclinación se tendrá un fabricante, modelo y precio

de módulos FV.




6 5,95 5,12 SHARP NT-185 U1 56 72,85 36120,00 7 5,96 5,17 SHARP NT-185 U1 56 72,85 36120,00 8 5,98 5,21 SHARP NT-185 U1 56 72,85 36120,00 9 5,99 5,24 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 10 6,00 5,28 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 11 6,01 5,32 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 12 6,01 5,35 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 13 6,02 5,38 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 14 6,02 5,41 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 15 6,02 5,44 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 16 6,03 5,47 RELIAGEN ST1650 56 74,35 33040,00 17 6,02 5,50 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 18 6,02 5,52 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 19 6,02 5,55 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 20 6,01 5,57 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 21 6,00 5,59 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 22 5,99 5,61 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 23 5,98 5,63 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 24 5,97 5,64 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 25 5,95 5,66 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00

Tabla 14. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso particular KWh.


Como se describió anteriormente, el ángulo que permite mayor captación de

insolación anual es 16o, sin embargo para este caso se decidió tomar la marca Sharp

que se ubica en el ángulo de inclinación β=170, debido a que presenta un costo menor

a la de 16o y es importante destacar que el número de módulos no cambia. Sin

embargo el área del arreglo aumenta con respecto a sus predecesores (ver tabla 14),



esta condición es importante tenerla en cuenta si no se dispone de mucho espacio

físico.

Como se puede aprecia en la tabla anterior, la diferencia del ángulo escogido

es del 10 con respecto al ángulo óptimo, esto supone apenas una diferencia de

insolación anual de 0,01 KWh/m2*día y 0,03 KWh/m2*día para la insolación en el

mes de diciembre.

4.4- LIMITACIONES DURANTE INVESTIGACIÓN

Para el desarrollo de nuestro trabajo se esperaba realizar la instalación física,

de manera de comprobar todos los fundamentos teóricos de cálculo y la factibilidad

técnica de la instalación para el inmueble ubicado en la ciudad de Caracas. Por

razones de costo esto no pudo ser realizado.

Dentro de los puntos más importante para demostrar la factibilidad técnica, se

debe comprobar que el medidor analógico del consumo eléctrico instalado por la

Electricidad de Caracas, debe girar en sentido inverso, sin ningún tipo de trampa o

manipulación sobre este. Esta característica permite el suministró de energía eléctrica

a la red, en momentos del día donde la generación de arreglo FV exceda la carga del

inmueble. Para satisfacer esta necesidad sin contar con la instalación física, se nos

facilito un contador de electricidad con las características técnicas propias de los

utilizados en la ciudad de Caracas. El aparato fue dispuesto de manera paralela en el



tablero eléctrico de un inmueble. Se conecto con sus tres fases de corriente,

cumpliendo con las características de la red eléctrica en los hogares de Caracas (208

VAC Trifásica).

Se pudo comprobar por medio del procedimiento anteriormente descrito, que

el inversor no puede girar en sentido inverso. Este tiene un componente de plástico en

los engranes de las ruedas de medición que solo permite que el medidor gire al

contrario aproximadamente una vuelta desde un punto en específico. Es importante

recalcar que si este dispositivo no existiese, el medidor giraría libremente en los dos

sentidos.

Por esta razón para implementar este tipo de sistema en Venezuela es

indispensable que exista una legislación que lo permita. Como ya ocurre en países

como EE.UU., Alemania, Japón, España y Turquía. Países en los cuales se retribuye

monetárimente la energía eléctrica suministrada a la red.

CAPÍTULO V RESULTADO Y ANALISIS

Resultado y Análisis 91


5.- RESULTADOS Y ANÁLISIS

5.1- RESULTADOS

De acuerdo a lo dispuesto en el Capítulo IV, se presentan los resultados

obtenidos para cada uno de los casos en estudio.

5.1.1- Caso específico para inmuebles de 600 KWh

En la siguiente tabla se expone el caso específico para el inmueble de 600

KWh.

Datos Inmueble en Estudio 600 Kwh/mes Dimensionamiento Sistema DC EAC (Wh/día) 20000,00 EDC (Wh/día) 25263,16

Carga Máxima Continua (Watts) 15831,00 Total de AH/día 75,19 Insolación de diseño (KWh/m2*día) 5,47 Tamaño del arreglo FV (Amperes) 13,75

Inclinación de los captadores dirección sur 16 o Factor de Seguridad (%) 20

Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo PHOTOWATT Marca Xantrex Marca PW1650-155 Modelo PV 20

Potencia Máxima (Watt) 155 Capacidad de Carga Continua 20 Kw Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 336,00

Eficiencia (%) 12,47 Eficiencia del Inversor (ηi) 95 % Área del Arreglo FV (m2) 52,22

Módulos en Paralelo 3 Módulos en Serie 14 Módulos Totales 42

Tabla 15. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 600 KWh. Fuente: Elaboración propia.





KWh.




Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo Evergreen Solar Marca Xantrex Marca EC-115 NSP Modelo PV 10

Potencia Máxima (Watt) 115 Capacidad de Carga Continua 10 Kw Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 336,00








KWh.




Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo RELIAGEN Marca Xantrex Marca ST1650 Modelo Sun Tie

Potencia Máxima (Watt) 155 Capacidad de Carga Continua 2,5 KW Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 48,00

Eficiencia (%) 11,67 Eficiencia del Inversor (ηi) 91 % Área del Arreglo FV (m2) 10,62 Transformador AC

Módulos en Paralelo 2 Marca Acme Electric Co.

Módulos en Serie 4 Modelo T-1-81058 Módulos Totales 8




5.1.4- Caso particular para inmueble ubicado en Caracas

En la siguiente tabla se expone el caso particular para el inmueble ubicado en

la ciudad de Caracas.

Datos Inmueble en Estudio 835,52 Kwh/mes Dimensionamiento Sistema DC EAC (Wh/día) 27850,58 EDC (Wh/día) 35179,68



Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo SHARP Marca Xantrex Marca NE-165 U1 Modelo PV 30

Potencia Máxima (Watt) 165 Capacidad de Carga Continua 30 KW Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 336,00



Tabla 18. Tabla de resultados caso particular ubicado en Caracas. Fuente: Elaboración propia.

5.2- ANÁLISIS

Los valores expuestos en las diferentes tablas de resultado son consecuencia

de las condiciones y características expuestas en el Capítulo III.

El estudio de los cuatro casos abarca un amplio rango de las características

energéticas encontradas en los inmuebles de Caracas. Por lo tanto, se logra hacer un

estudio completo de este tipo de energía alternativa para esta Ciudad.



En primer lugar se puede observar de las tablas expuestas en este capítulo, que

hay un arreglo con diferentes características que se ajusta mejor a las necesidades de

cada inmueble. Con este estudio se puede llegar a satisfacer las necesidades de

consumo para un amplio rango de inmuebles en la ciudad de Caracas. Aunque sin

lugar a duda, lo óptimo es buscar equipos y condiciones de instalación para cada caso

en específico.

Las variables que producen la adaptabilidad de diversos equipos en sistemas

de generación fotovoltaica son: la corriente, el voltaje y la potencia máxima que

produce cada módulo solar, la eficiencia del módulo y del inversor, y finalmente el

costo de los equipos a utilizar. Todos estos parámetros son objeto de estudio en

nuestra investigación y se encuentran reflejados en las tablas de cálculo del apéndice

A.

Como es natural a medida que se aumentan las necesidades energéticas,

también se eleva la cantidad de módulos solares a utilizar, y por lo tanto el costo de la

instalación. En razón de esto a medida que aumentamos los Kilovatios-horas

mensuales consumidos en cada caso específico, aumentamos el costo de la instalación

(ver capítulo VI, sección 6.1).

Otro equipo que se ve afectado por el consumo energético del inmueble, es el

inversor, pero no por las mismas condiciones que afecta el aumento de los costos en

las celdas solares.



Cuando dimensionamos uno de estos equipos (inversor) lo hacemos por la

capacidad de carga continua primordialmente (ver Capítulo III, sección 3.6). Esta

variable define como su nombre lo indica, la capacidad de carga máxima que puede

trasformar de corriente directa a corriente alterna, el aparato inversor. Depende

explícitamente de la cantidad de aparatos que funcionan en AC (corriente alterna), los

cuales pueden ser utilizados todos a las vez en algún momento determinado (factor de

simultaneidad). Este parámetro hay que tomarlo en cuenta solo cuando los equipos

eléctricos están siendo alimentados por el arreglo FV.

En nuestra investigación es un parámetro fundamental para definir la

rentabilidad de las inversiones instaladas (Ver capítulo VI, secciones 6.1.5 y 6.2)

debido a que las capacidades de carga continua son bastante altas en todos nuestros

casos en estudio. Esto se debe fundamentalmente, a la deducción de los casos

específicos partiendo del caso del inmueble ubicado en la ciudad de Caracas, el cual

presenta capacidad de carga continua muy alta. Por las razones anteriormente

comentadas se debe ser conservador al estimar este valor en una instalación

fotovoltaica conectada a la red. Finalmente es este parámetro el que determina la

rentabilidad o no, de nuestros casos en estudio (ver Capítulo IV para más detalle).

CAPÍTULO VI EVALUACIÓN ECONÓMICA

Evaluación Económica 97


6. EVALUACIÓN ECONÓMICA

La evaluación económica se realizó siguiendo las pautas establecidas en los

objetivos específicos (Ver capítulo I).

La tasa de interés que se utilizó para este estudio fue del 10% anual tomando

un promedio a 25 años de la tasa de inversionistas de la Reserva Federal de los

EE.UU., la cual bajo de un 13% hasta un 10% debido al accidente ocurrido el 11 de

septiembre del 2002 en New York.

6.1 ANÁLISIS DE COSTOS POR VALOR PRESENTE NETO (VPN)

Este método es muy utilizado debido a que los gastos o los ingresos futuros se

transforman en dólares equivalentes de ahora. En otras palabras, los flujos de

efectivo asociados con una alternativa se convierten en dólares presentes.

Para cada demanda de las viviendas unifamiliares se hará el estudio, es de

destacar que ellas tendrán las mismas características iniciales, debido a que los

equipos son los mismos.



6.1.1 Inmueble con un consumo mensual de 600 KWh

La inversión inicial viene dada por los equipos que se explicaron en el

Capítulo II, sección 2.6.1 y se escogerán aquellos que cumplan las consideraciones

establecidas en el Capítulo IV, sección 4.3.

Los costos de operación y mantenimiento de todo el sistema se estimarán de

acuerdo a los documentos investigados que expresan la experiencia de la puesta en

marcha de proyectos similares a este, el cual tiene un valor de $200 anuales.

A continuación se muestra el esquema de costos:

INVERSIÓN INICIAL

Tipo de Equipo Número

de Unidades

Fabricante Modelo Costo US $

Módulos Fotovoltaicos 42 PHOTOWATT PW1650-155 23730 Estructura de Montaje 1 UNIRAC SMR132+CB3 208

Inversor 1 Xantrex PV 20 16624

1 Desconocido BC10-4/0 3,0 m rojo y negro heatshrink (+/-) 135

Cableado 1 Desconocido BC15-4/0

4,5 m rojo y negro heatshrink (+/-) 160

TOTAL: 40857

Tabla 19. Inversión inicial para el inmueble de 600 KWh. Fuente: Elaboración propia.

En el momento de escoger los módulos fotovoltaicos se tomo en cuenta aquel

que tuviera un costo menor con respecto a los demás, en este caso el costo fue de

$3,65 por watt que comparado con el último de la tabla que se encuentra en el

Apéndice D para 600 KWh, presentó un costo de $6,99 por watt, el doble.



Los módulos solares trabajan solo durante las horas de Sol ya que en la noche

la vivienda se abastecerá por la Red Eléctrica. De la tabla del consumo de la Red

Eléctrica del Apéndice G, se observa que una vivienda de 600 KWh paga por el

consumo de electricidad $34,67 (esta cantidad es en bolívares pero para este estudio

se convirtió a dólares al cambio oficial de 1920,00 Bs.) según lo establecido por la

Electricidad de Caracas en la Gaceta Oficial nº 37415. Con la implantación de todo

el arreglo fotovoltaico esa cantidad será menor debido al consumo que tendría la casa

en la noche, es decir, cuando no trabajan las celdas solares.

En el Apéndice G, en la tabla de la vivienda de 600 KWh, se observa que el

consumo en la noche es de 2880,00 Wh/día, ya que no todos los equipos están en

funcionamiento. Este valor se traduce a 86,40 KWh para un mes de 30 días que

multiplicado por la cantidad en Bolívares del costo del KWh da un valor de $6,13.

Por lo tanto el costo aproximado que generan los módulos fotovoltaicos es de

$28.53, lo cual se traduce en ganancias. Este valor es el ahorro que se genera de de

los KWh consumidos y los generados por el sistema el cual es de un 82,3%.

Es importante tomar en cuenta que este valor es solo para este año (2004) ya

que el precio del KWh irá aumentando como lo muestra la siguiente tabla del precio

de años anteriores.



Año Costo del KWh en Bolívares

Cambio del Bolívar al Dólar

Costo del KWh en Dólares

% de crecimiento al año anterior de Bs.

% de crecimiento al año anterior de

$

1993 2,14 91,15 0,023 - -

1994 3,65 148,89 0,025 70,58 4,41

1995 5,52 176,85 0,031 51,23 27,32

1996 7,12 417,34 0,017 28,99 -45,34

1997 14,76 488,59 0,030 107,30 77,07

1998 22,96 547,55 0,042 55,56 38,81

1999 29,16 605,70 0,048 27,00 14,81

2000 37,19 679,93 0,055 27,54 13,61

2001 47,40 723,67 0,065 27,45 19,75

2002 57,37 1160,95 0,049 21,22 -24,44

Promedio: 14,00

Tabla 20. Porcentaje de incremento del precio del KWh en Venezuela de 1993 al 2002. Fuente: Ref. Bibliográfica 22 y 23.

De esta tabla se deduce que la ganancia que generarán los módulos

fotovoltaicos será una serie geométrica de 14% aproximadamente con un margen de

0,5%.

Al utilizar el método de valor presente neto se toma en cuenta la inversión

inicial, los costos de operación y mantenimiento, los beneficios o ganancias que

generan y por último algún cambio en el sistema debido a una ampliación del mismo,

avería de algún equipo, inversión en un equipo o fusible, etc.

A continuación el diagrama de flujo del sistema durante 25 años los cuales

cubren la garantía y la vida útil de los módulos FV.



$ 200

14,5 %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

$ 100$ 40857

Figura 18. Diagrama de flujo para el inmueble de 600 KWh. Fuente: Elaboración propia.

( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ] 38.29589$1.0145.0

11.01/145.0112*53,28$

14%,10,100$25%,10,200$40857$2525

−=−

−+++

−−−= FPAPVPN

(Ver tabla 24)

6.1.2 Inmueble con un consumo mensual de 300 KWh

La inversión inicial es la siguiente:

INVERSIÓN INICIAL


de Unidades


Módulos Fotovoltaicos 28 Evergreen

Solar EC-115 NSP 12320

Estructura de montaje 1 UNIRAC SMR60+CT2C 106

Inversor 1 Xantrex PV 10 8313 Combiner Box 1 REC PV Combiner Box 229




TOTAL : 21103




En este caso el precio de cada watt es de $3,83 del módulo fotovoltaico (Ver

Apéndice D, tabla para 300 KWh).


consumo en la noche es de 2070,00 Wh/día. Este valor se traduce a 62,10 KWh para

un mes de 30 días que multiplicado por la cantidad en Bolívares del costo del KWh

da un valor de $4,41. Por lo tanto el costo aproximado que generan los módulos

fotovoltaicos es de $10,68 (Ver Apéndice G, tabla del consumo de la Red Eléctrica

para 300 KWh), lo cual se traduce en ganancias, es un beneficio lo que se logra. Este

valor es el ahorro que se genera de de los KWh consumidos y los generados por el

sistema el cual es de un 70,78%.

$ 200

14,5 %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

$ 75$ 20874




( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ] 35.18035$1.0145.0

11.01/145.0112*68,10$

14%,10,75$25%,10,200$21103$2525

−=−

−+++

−−−= FPAPVPN

(Ver tabla 24)

6.1.3 Vivienda con un consumo mensual de 100 KWh

La inversión inicial es la siguiente:

INVERSIÓN INICIAL


de Unidades


Módulos Fotovoltaicos 8 RELIAGEN ST1650 3968

Estructura de montaje 8 Mr. Solar U-RV01 112

Inversor 1 XANTREX Sun Tie 2149 Transformador 1 Acme Electric Co. T-1-81058 103,88




TOTAL : 6627,88


Para este estudio se presentaron dos opciones cuando se escogió el tipo de

inversor debido a la poca cantidad de carga continua que presenta esta vivienda, una

opción fue escoger un inversor de 5Kw de potencia nominal con una eficiencia del

95% lo cual es beneficioso pues permite que el número de módulos para el arreglo

fotovoltaico disminuya, el único inconveniente fue el precio. Por esta razón se

decidió tomar el otro tipo de inversor que se muestra en la tabla anterior con una

eficiencia del 91% pero con precio mucho más bajo. Con respecto al precio del watt

este fue de $3,20 (Ver Apéndice D, tabla para 100 KWh).




consumo en la noche es de 1020,00 Wh/día. Este valor se traduce a 30,60 KWh para

un mes de 30 días que multiplicado por la cantidad en Bolívares del costo del KWh

da un valor de $2,17. Por lo tanto la ganancia aproximada que generan los módulos

fotovoltaicos es de $4,93 (Ver Apéndice G, tabla del consumo de la Red Eléctrica

para 100 KWh). Este valor es el ahorro que se genera de de los KWh consumidos y

los generados por el sistema el cual es de un 69,44%.

$ 200

14,5 %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

$ 50$ 6627,88


( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ] 15.6195$1.0145.0

11.01/145.0112*93.4$

14%,10,50$25%,10,200$88,6627$2525

−=−

−+++

−−−= FPAPVPN

(Ver tabla 24)



6.1.4 Inmueble ubicado en Caracas

Para este estudio la inversión inicial viene dada por la siguiente tabla:

INVERSIÓN INICIAL


de Unidades


Módulos Fotovoltaicos 56 Sharp NE-165U1 32984

Estructura de montaje 1 UNIRAC SMRI44+CT4F 226

Inversor 1 Xantrex PV 30 24934




TOTAL: 58439

Tabla 23. Inversión inicial para el inmueble ubicado en Caracas. Fuente: Elaboración propia.

Al igual que en los otros casos, en el apéndice G se observa el consumo

durante la noche. La ganancia es de $41,25 si se realiza el mismo procedimiento que

con los 3 casos anteriores y el porcentaje de ahorro es de 80,16%.

$ 200

14,5 %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

$ 100$ 58439

Figura 21. Diagrama de flujo para inmueble ubicado en Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.



( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ] 62.41282$1.0145.0

11.01/145.0112*25.41$

14%,10,100$25%,10,200$58439$2525

−=−

−+++

−−−= FPAPVPN

(Ver tabla 24)

6.1.5 Valor presente Neto y Tasa interna de Retorno

Al realizar este procedimiento utilizando Excel el resultado es el siguiente:

KWh Año

835,52 Flujo

600 Flujo

300 Flujo

100 Flujo

0 -58439,00 -40857,00 -21103,00 -6627,88

1 295,00 142,36 -71,84 -140,84

2 366,78 192,00 -53,26 -132,26

3 448,96 248,84 -31,98 -122,44

4 543,06 313,92 -7,62 -111,19

5 650,80 388,44 20,28 -98,32

6 774,17 473,77 52,22 -83,57

7 915,42 571,46 88,79 -66,69

8 1077,15 683,33 130,67 -47,36

9 1262,34 811,41 178,61 -25,23

10 1474,38 858,06 158,51 -49,89

11 1717,17 1125,98 296,37 29,13

12 1995,16 1318,25 368,35 62,35

13 2313,45 1538,40 450,76 100,40

14 2677,91 1790,46 545,12 143,95

15 3095,20 2079,08 653,16 193,83

16 3573,01 2409,55 776,87 250,93

17 4120,09 2787,93 918,51 316,32

18 4746,51 3221,18 1080,70 391,18

19 5463,75 3717,25 1266,40 476,90

20 6284,99 4285,26 1479,02 575,05

21 7225,32 4935,62 1722,48 687,44

22 8301,99 5680,28 2001,24 816,12

23 9534,77 6532,92 2320,42 963,45

24 10946,32 7509,20 2685,88 1132,15

25 12562,53 8627,03 3104,34 1325,32

VPN -41.282,62 -29589,38 -18035,35 -6195,15 TIR 2% 2% 0% 0%

Tabla 24. Valor presente neto y tasa interna de retorno para los diferentes proyectos. Fuente: Elaboración propia.



De esta tabla se concluye que los proyectos para las viviendas no son factibles

pues VPN < 1 y la TIR < i.

6.2 ANALISIS DE COSTOS POR LA RELACIÓN COSTO - BENEFICIO

Este método está basado en la relación de los beneficios a los costos. Se

considera que un proyecto es atractivo cuando los beneficios derivados de su

implementación y reducidos por los negativos esperados exceden sus costos

asociados.

CostosNegativosBeneficiosBeneficiosCB _/ −=

Los beneficios se toman como el ahorro que genera los módulos fotovoltaicos,

es decir, el consumo del día tomado anteriormente como la serie uniforme de 14,5%,

los beneficios negativos son los gastos que se puedan generar a lo largo de los 25

años producidos por una ampliación del sistema, avería de algún equipo, inversión en

un equipo o fusible, etc. Por último los costos serán la inversión inicial y los costos de

operación y mantenimiento.

En la siguiente tabla se muestra el valor que genera la relación beneficio

costo de las viviendas de 600 KWh, 300 KWh, 100 KWh de consumo mensual y la

que está ubicada en Caracas, así como también la factibilidad o no del proyecto.



Caso de Vivienda

Beneficios Beneficios Negativos

Costos B/C Factibilidad

600 KWh 13121,58 26,33 42.672,41 0,307 No 300 KWh 4911,97 19,75 22.918,41 0,213 No 100 KWh 2267,42 13,17 8.443,29 0,267 No Casa ubicada en Caracas

18971,79 26,33 60.254,41 0,314 No

Tabla 25. Relación beneficio costo para cada uno de los casos. Fuente: Elaboración propia.

Se comprueba de nuevo que no son factibles los proyectos.

6.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DESCONTADO

KWh 835,52 600 300 100 Año Flujo VP Flujo VP Flujo VP Flujo VP

0 -58439,00 - -40857,00 - -21103,00 - -6627,88 - 1 295,00 268,18 142,36 129,42 -71,84 -65,31 -140,84 -128,04 2 366,78 303,12 192,00 158,68 -53,26 -44,01 -132,26 -109,31 3 448,96 337,31 248,84 186,96 -31,98 -24,03 -122,44 -91,99 4 543,06 370,91 313,92 214,41 -7,62 -5,20 -111,19 -75,95 5 650,80 404,10 388,44 241,19 20,28 12,59 -98,32 -61,05 6 774,17 437,00 473,77 267,43 52,22 29,48 -83,57 -47,17 7 915,42 469,75 571,46 293,25 88,79 45,56 -66,69 -34,22 8 1077,15 502,50 683,33 318,78 130,67 60,96 -47,36 -22,09 9 1262,34 535,36 811,41 344,12 178,61 75,75 -25,23 -10,70 10 1474,38 568,44 858,06 330,82 158,51 61,11 -49,89 -19,23 11 1717,17 601,86 1125,98 394,65 296,37 103,88 29,13 10,21 12 1995,16 635,72 1318,25 420,04 368,35 117,37 62,35 19,87 13 2313,45 670,13 1538,40 445,62 450,76 130,57 100,40 29,08 14 2677,91 705,18 1790,46 471,49 545,12 143,55 143,95 37,91 15 3095,20 740,97 2079,08 497,72 653,16 156,36 193,83 46,40 16 3573,01 777,59 2409,55 524,39 776,87 169,07 250,93 54,61 17 4120,09 815,14 2787,93 551,58 918,51 181,72 316,32 62,58 18 4746,51 853,70 3221,18 579,36 1080,70 194,37 391,18 70,36 19 5463,75 893,37 3717,25 607,80 1266,40 207,07 476,90 77,98 20 6284,99 934,22 4285,26 636,98 1479,02 219,85 575,05 85,48 21 7225,32 976,36 4935,62 666,95 1722,48 232,76 687,44 92,89 22 8301,99 1019,87 5680,28 697,80 2001,24 245,84 816,12 100,26 23 9534,77 1064,83 6532,92 729,58 2320,42 259,14 963,45 107,60 24 10946,32 1111,33 7509,20 762,38 2685,88 272,69 1132,15 114,94 25 12562,53 1159,47 8627,03 796,24 3104,34 286,52 1325,32 122,32

Tabla 26. Periodo de recuperación descontado. Fuente: Elaboración propia.



Cada valor del año se pasó a valor presente, pero dado que la tasa de interés es

muy alta no hay recuperación de la inversión para 25 años.

CAPÍTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Conclusiones y Recomendaciones 110


7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1 CONCLUSIONES

! Es más factible colocar este tipo de sistemas en aquellos lugares donde las

líneas del tendido eléctrico no llegan como en Apure, pues en Caracas no hace

falta porque existe la Electricidad de Caracas que suministra a toda la ciudad.

! El costo del KWh en Venezuela es bajo comparado con los de otros países

que tienen que importar petróleo como España. Por esta razón es que países

como este se ven en la necesidad de buscar energías alternativas.

! El costo de los módulos fotovoltaicos junto con los equipos que se necesitan

para generar la electricidad, son de muy alto costo. La economía del país en

estos momentos no permite realizar una instalación de este tipo con una

inversión inicial tan elevada, sobre todo con el control de cambio que existe

ahora.

! La energía sola fotovoltaica es ventajosa porque evita el costoso de

mantenimiento de líneas eléctricas en zonas de difícil acceso, elimina los

costes ecológicos y estéticos de la instalación de líneas en esas

condiciones, contribuye a evitar el despoblamiento progresivo de

determinadas zonas, es una energía descentralizada que puede ser captada

y utilizada en todo el territorio, una vez instalada tiene un coste energético

nulo, el mantenimiento y riesgo de avería es muy bajo, el tipo de



instalación es fácilmente modulable, con lo que se puede aumentar o

reducir la potencia instalada, de manera fácilmente según las necesidades.

No produce contaminación de ningún tipo, se trata de una tecnología en

rápido desarrollo que tiende a reducir el coste y aumentar el rendimiento. ! La quema de combustibles fósiles está provocando el cambio climático. Así

que para no sobrepasar los límites ecológicos, la humanidad dispone de un

limitado "presupuesto" o cuota de carbono para emitir a la atmósfera en forma

de CO2. Por esta razón es viable utilizar energía alternativas que no

contaminen, como lo es en este caso los módulos fotovoltaicos, los cuales,

sólo necesitan de la radiación producida por el Sol.

! Venezuela es un país que cuenta con una gama extensa de recursos naturales

no renovables que aprovecha al máximo, entre ellos el petróleo de donde se

saca el carbón para su quema en las centrales termoeléctricas y el agua para

las centrales hidroeléctricas como la del Guri. De esta manera no se ve

necesario en estos momentos ni a un futuro próximo la implantación de

módulos fotovoltaicos como sistema alterno de energía.

7.2 RECOMENDACIONES

! Para este tipo de sistema se hace necesario reducir el consumo de energía,

para que al momento de escoger los equipos que formarán todo el sistema,



tales como los módulos, el inversor, combiner box, cables etc. se pueda

escoger aquellos más baratos.

! Una manera de reducir el consumo de electricidad en un hogar es utilizando

aparatos de la marca Energy Star, debido a que la capacidad de carga continua

de las casas que se estudiaron son muy altas y esto hace que los equipos que

se utilicen sean muy costosos.

! Una posibilidad para que este tipo de proyectos sea factible es lograr que la

inversión inicial pueda ser financiada por lo menos entre 50% y 60% del total.

La idea es que organismos del estado como la Comisión Nacional de Energía

Eléctrica u otros que se interesen en este tipo de proyectos la financien, como

se hace en España donde la Comisión Nacional de Energía y la Institución

para la Diversificación y Ahorro de la Energía cubren el 50% y hasta el 60%.

! Si se quiere implementar en el país este tipo de sistema, denominado Net-

Metering es necesario crear ciertos artículos dentro de la Ley Orgánica del

Servicio Eléctrico que definan un Mercado Minorista, donde entre este tipo de

proyectos, ya que también están definidos como una mini central eléctrica.

! Se sugiere que la energía que se le suministre a la Red Eléctrica tenga un

costo y se le pague a la persona jurídica por prestar este servicio.



! Otra alternativa para la generación de energía son las Micro CHP o

WhisperGen (WG), el cual es una aplicación de la cogeneración para las

instalaciones domésticas, utiliza una caldera encendida por gas que produce

calefacción, mientras que agrega la funcionalidad de generar electricidad AC.

El WG se puede instalar conjuntamente con un sistema termal de almacenaje,

o se puede conectar directamente con un sistema convencional a la

calefacción central. La revolucionaria central eléctrica de WhisperGen es un

micro-sistema combinado de calor y de energía basado en un motor de

combustión externo de Sterling. Ver http://www.whispergen.com

Referencias Bibliográficas 114


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Apéndice 120

APENDICE A TABLAS DE CÁLCULO PARA DETERMINAR LOS EQUIPOS A

UTILIZAR

Datos Inmueble en Estudio: 600 Kwh/mes0 20000,00

Carga Máxima Continua (Watts) 15831,00Insolación de 5,47

diseño (KWh/m2*día)Inclinación de los captadores dirección sur 16 o

Factor de Seguridad (%) 20Dimensionamiento del sistema DC

EDC (Wh/día) 25263,16Total de AH/día 75,19

Tamaño del arreglo FV (Amperes) 13,75Aparato Inversor

Marca XantrexModelo PV 20

Capacidad de Carga Continua 20 KwVe (Voltaje Nomial DC) 336,00

ηi Eficiencia del Inversor (%) 95

Pmax Voltaje Corriente ηmódulo Areamódulo No No NoTotal Área Años de Fabricante Modelo (Watts) Nominal (V) Pico (Amp) (%) (m2) Mparalelo Pserie Módulos Total (m2) Garantía

PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 3 14 42 52,22 25Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 4 14 56 52,83 25

SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 3 14 42 54,64 25BP Solar PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 3 14 42 52,22 25

SOLAR SHELL ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 2 28 56 55,57 25PHOTOWATT KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 2 28 56 52,03 20

SHARP KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 2 28 56 52,03 25KYOCERA PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 3 14 42 52,22 25KYOCERA NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 3 14 42 54,64 25

PHOTOWATT ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 2 28 56 74,35 25SHARP 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 3 14 42 52,50 25

SOLAR SHELL EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 5 14 70 66,03 25RELIAGEN SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 4 14 56 63,00 25

BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 4 14 56 70,56 25Evergreen Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 4 14 56 70,47 25

KYOCERA ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 2 28 56 74,35 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 4 14 56 63,00 25

BP Solar KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 2 28 56 71,52 25RELIAGEN SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 4 14 56 63,00 25KYOCERA ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 3 7 21 51,03 25

RWE SCHOTT SOLAR APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 3 28 84 82,01 25Astropower KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 3 28 84 107,28 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 3 28 84 82,01 25








Capacidad de Carga Continua 10 KwVe (Voltaje Nomial DC) 336,00



Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 2 14 28 26,41 25KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 1 28 28 26,01 20

SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 1 28 28 27,79 25KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 1 28 28 26,01 25RELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 1 28 28 37,18 25

PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 2 14 28 34,82 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 2 14 28 31,50 25

BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 2 14 28 35,28 25SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 2 14 28 36,43 25BP Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 2 14 28 35,24 25

RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 1 28 28 37,18 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 2 14 28 31,50 25PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 2 14 28 34,82 25Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 3 14 42 39,62 25

KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 1 28 28 35,76 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 2 14 28 34,82 25

SHARP NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 2 14 28 36,43 25SOLAR SHELL SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 2 14 28 31,50 25

BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 2 14 28 35,00 25RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 2 7 14 34,02 25

Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 2 28 56 54,67 25KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 2 28 56 71,52 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 2 28 56 54,67 25







Marca XantrexModelo Sun Tie

Capacidad de Carga Continua 2,5 KWVe (Voltaje Nomial DC) 48,00


Pmax Voltaje Corriente ηmódulo Areamódulo No No NoTotal Área Años de Fabricante Modelo (Watts) Nominal (V) Pico (Amp) (%) (m2) Mparalelo Pserie Módulos Total (m2) GarantíaRELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 2 4 8 10,62 25

Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 5 2 10 9,43 25PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 4 2 8 9,95 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 4 2 8 9,00 25


RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 2 4 8 10,62 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 4 2 8 9,00 25PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 4 2 8 9,95 25Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 6 2 12 11,32 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 4 2 8 9,95 25


KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 3 4 12 11,15 25SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 3 4 12 11,91 25

RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 3 1 3 7,29 20BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 4 2 8 10,00 25

KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 3 4 12 11,15 25Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 3 4 12 11,72 25KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 3 4 12 15,33 25KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 3 4 12 15,33 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 3 4 12 11,72 25








Capacidad de Carga Continua 5 KWVe (Voltaje Nomial DC) 336,00



Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 1 14 14 13,21 25Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 1 14 14 13,21 25PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 1 14 14 17,41 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 1 14 14 15,75 25


SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 1 14 14 15,75 25PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 1 14 14 17,41 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 1 14 14 17,41 25


BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 1 14 14 17,50 25KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 1 28 28 26,01 25

RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 1 7 7 17,01 20SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 1 28 28 27,79 25

KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 1 28 28 26,01 25RELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 1 28 28 37,18 25Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 1 28 28 27,34 25KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 1 28 28 35,76 25RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 1 28 28 37,18 25KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 1 28 28 35,76 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 1 28 28 27,34 25

Datos Inmueble en Estudio: 835,52 Kwh/mesEAC (Wh/día) 27850,58







Capacidad de Carga Continua 30 KWVe (Voltaje Nomial DC) 336,00



SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 4 14 56 72,85 25RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 2 28 56 74,35 25

PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 4 14 56 69,63 25Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 6 14 84 79,24 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 4 14 56 69,63 25

SHARP NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 4 14 56 72,85 25Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 6 14 84 79,24 25

KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 3 28 84 78,04 25SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 3 28 84 83,36 25BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 4 14 56 70,00 25

KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 3 28 84 78,04 25PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 5 14 70 87,04 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 5 14 70 78,75 25

BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 5 14 70 88,20 25BP Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 5 14 70 88,09 25

RELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 3 28 84 111,53 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 5 14 70 78,75 25

Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 3 28 84 82,01 25SOLAR SHELL SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 5 14 70 78,75 25

KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 3 28 84 107,28 25RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 4 7 28 68,04 20

KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 3 28 84 107,28 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 4 28 112 109,35 25

Apéndice 126

APENDICE B DETERMINACIÓN DE LA INSOLACIÓN VARIANDO EL

ÁNGULO DE INCLINACIÓN EN CAPTADORES ORIENADOS AL SUR EN LA CIUDAD DE CARACAS, VENEZUELA.

Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)

0 0

Declinacion Altura Fraccion de

Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,85 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 874,92 97,21 972,13 822,33 5,02

Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,92 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 939,38 104,38 1043,75 907,02 5,80 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,98 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1021,94 113,55 1135,48 977,99 6,06 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1611,00 179,00 1790,00 1527,94 6,11 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1179,64 131,07 1310,71 1139,01 6,38 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,98 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1249,62 138,85 1388,46 1206,57 6,27 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,98 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1114,14 123,79 1237,93 1075,76 6,24

Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 957,76 106,42 1064,18 916,58 6,14 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,99 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1103,68 122,63 1226,32 1046,78 5,97

Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,95 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1209,60 134,40 1344,00 1157,59 5,79 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,88 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1020,00 113,33 1133,33 967,41 5,22 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,83 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1074,38 119,38 1193,75 1009,79 4,85

Promedio Anual 5,82

β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado

a: Azimut (°). (W/m^2).

h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado

ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.

GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado

(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por

una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).

DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).

SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).


1 0






Promedio Anual 5,85

β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado

a: Azimut (°). (W/m^2).









2 0






Promedio Anual 5,87

β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado

a: Azimut (°). (W/m^2).









3 0






Promedio Anual 5,89


a: Azimut (°). (W/m^2).









4 0






Promedio Anual 5,91


a: Azimut (°). (W/m^2).









5 0






Promedio Anual 5,93


a: Azimut (°). (W/m^2).









6 0






Promedio Anual 5,95


a: Azimut (°). (W/m^2).









7 0






Promedio Anual 5,96


a: Azimut (°). (W/m^2).









8 0






Promedio Anual 5,98


a: Azimut (°). (W/m^2).









9 0






Promedio Anual 5,99


a: Azimut (°). (W/m^2).









10 0






Promedio Anual 6,00


a: Azimut (°). (W/m^2).









11 0






Promedio Anual 6,01


a: Azimut (°). (W/m^2).









12 0






Promedio Anual 6,01


a: Azimut (°). (W/m^2).









13 0






Promedio Anual 6,02


a: Azimut (°). (W/m^2).









14 0






Promedio Anual 6,02


a: Azimut (°). (W/m^2).









15 0






Promedio Anual 6,02


a: Azimut (°). (W/m^2).









16 0






Promedio Anual 6,03


a: Azimut (°). (W/m^2).









17 0






Promedio Anual 6,02


a: Azimut (°). (W/m^2).









18 0






Promedio Anual 6,02


a: Azimut (°). (W/m^2).









19 0






Promedio Anual 6,02


a: Azimut (°). (W/m^2).









20 0






Promedio Anual 6,01


a: Azimut (°). (W/m^2).









21 0






Promedio Anual 6,00


a: Azimut (°). (W/m^2).









22 0






Promedio Anual 5,99


a: Azimut (°). (W/m^2).









23 0






Promedio Anual 5,98


a: Azimut (°). (W/m^2).









24 0






Promedio Anual 5,97


a: Azimut (°). (W/m^2).









25 0






Promedio Anual 5,95


a: Azimut (°). (W/m^2).








Apéndice 153

APENDICE C ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS RECOMENDADOS

PW1650- 12/24 V HIGH EFFICIENCY

PHOTOVOLTAIC MODULE - Cables

The PW1650 is Photowatt’s 5 inch high efficiency module. Thanks to its optimum size it is easy to handle and specifically dedicatedto large scale grid connected applications.

The PW1650 module uses Photowatt’s multicrystalline technology. The solar cells are individually characterized and electronically matched prior to interconnection. Encapsulation beneath high transmission tempered glass is accomplished using an advanced, UVresistant thermal setting plastic. The encapsulant, ethylene vinyl acetate, cushions the solar cells within the laminate and protect the cells from etching. The rear surface of the module is completely sealed from moisture and mechanical damage by a continuous high strengh polymer sheet.

The PW1650 is using a reinforced transparent anodised aluminium frame, designed to meet Photowatt’s High Quality Standards for corrosion resistance (lifetime tested 3 times longer than requested by CEI 61215).

With a tolerance improvement to+/- 3%, the PW1650 module ensures more power homogeneity in installations, and a financial investment corresponding to the real power produced.

A 12V version and a UL version are available on request.

POWER TOLERANCE : +/ -3% EFFICIENCY WARRANTY : 25 YEARS* PRODUCT WARRANTY : 5 YEARS*

The PW1650 is made of 8 x 9 high efficiency (up to 15%) 5 inch polycrystalline silicon solar cells (125,50 mm X 125,50 mm), with a silicon nitride anti-reflective coating.

- Grid connected system

- Water pumping

- Telecommunications

- Battery charging system

- Cathodic protection system

- Building integrated power system

*According to general warrantu conditions

Datas subject to evolutions – Last update : 020903

W 155 165 175 155 165 175W 150 160 170 150 160 170V 34 34,4 35 17 17,2 17,5

A 4,6 4,8 5 9,2 9,6 10A 4,8 5,1 5,3 9,6 10,2 10,6V 43 43,2 43,4 21,5 21,6 21,7

Maximum system voltage V 770V DC

12 V Configuration

Typical powerMinimum powerVoltage at typical powerCurrent at typical powerShort circuit currentOpen circuit voltage

Temperature coefficient

24 V ConfigurationPW1650

Power specifications at 1000 W/m² : 25°C : AM 1,5α=+1,46 mA/°C ; β= -158 mV/°C ; γ P / P = -0,43 % /°C α = +2,92 m A/°C ; β = -79 m V/°C ; γ P /P = - 0,43 % /°C

PV Quality Mark® No.:001-S-02-1002

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

5,5

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48

Volts

Ampères

100 W

50 W

150 W

0,8 kW/m2

1 kW/m2

0,6 kW/m2

0,5 kW/m2

0,1 kW/m2

0,2 kW/m2

0,4 kW/m2

200 W

!!!! Module weight : 18 kg

!!!! Module size:1237 x 1082 x 45 mm

!!!! Packaged per 2 units :1350 mm x 1130 mm x 102 mm, 39 kKg

!!!! Maximum pallet size (34 modules) :1360 mm x 1130 mm x 1770 mm, 678 Kg

Module dimensions

Frame

Module protected by 4 bypass diodes (1 bypass diode per 18 cells)

The mounting frame screw not passing beyond the frame

∅ 2,5 mm² Cables

Photowatt International SA – 33 Rue Saint Honoré – ZI Champfleuri – 38300 Bourgoin Jallieu – France

Tel : +33 (0) 4.74.93.80.20 – Fax : +33 (0) 4.74.93.80.40 - www.photowatt.com - [email protected]

PW1650 Characteristics Ptyp : 165 Watts (24V)

Module’s mounting oblong hole

I=F(V) at T = 25°C as a function of the irradiance E (kW / m2), AM 1.5.

EC-100seriesC E D A R L I N E™ P H O T O V O L TA I C M O D U L E S

Photovoltaics (PV) provideclean, quiet, re l iableelectrici ty from sunlightwhere traditional sourcesare too distant, expen-sive, or environmentallyunacceptable. With nomoving parts to wear out,no emissions of any kind,and a limitless, readily-available power source,PV meets the need forelectricity in places andways that other sourcessimply cannot.

Outstanding flexibility for optimal system design• EC-100 series modules are field-selectable to nominal

12 - or 24 - volt configurations.• Junction boxes have two spare terminals for

pass-through wiring and four knockouts, providingdesigners and installers with interconnectionoptions for every application.

Easier, faster, more accurate wiring• The junction box has a captive lid and fastener,

eliminating the possibility of losing vital parts.• The lid of the junction box even has a detent to

hold it open during the wiring process.• Generous junction box size, clear markings, and

separate terminals for factory and field wiringhelp make wiring easy, accurate, and reliable.

• Available with factory-installed wires, connectors, and bypass diode(s).

Advanced technology with promise for the future• String Ribbon™ polycrystall ine solar cells

outper form thin fi lms and achieve comparable per formance to bulk cr ystal l ine technologieswhile using half as much si l icon.

• The proprietary cell fabrication process is amongthe most environmentally friendly in the business.

Predictable, reliable, long-term performance• Each module is individually tested to ensure field

performance meets or exceeds specifications.• Solar cells are matched to reduce internal losses

and the possibility of hot spots.• Rugged, durable anodized aluminum frame makes

for strong, stable mechanical mounting.• Industry standard EVA (Ethyl Vinyl Acetate) and

TedlarTM construction protects solar cells frommechanical and environmental stress.

s u n l i g h t t o e l e c t r i c i t y t o d a y

SAFETY AND QUALITY TESTS

• IEC 1215 (IEC 503, ISPRA) Certified

• , Class C Fire Rating

• IEEE 1262 Certified

• TUV Safety Class II Certified

•

I-V CHARACTERISTICS*

VOLTAGE (V)

CU

RR

ENT

(A)

0 5 10 15 20

8.0

7.0

6.0

5.0

4.0

3.0

2.0

1.0

0.0

0 5 10 15 20 25 30 35 40

EC-110

EC-102

EC-115

4.0

3.0

2.0

1.0

0.0

259 Cedar Hill St., Marlboro, MA 01752-3004 USATL: 508.357.2221 FX: 508.357.2279

www.evergreensolar.comv2.7e

Designed for maximum performance: safe, reliable, versatile and easy to install.

*At STC (Standard Test Conditions): 1000 W/m2, 25° C celltemperature, AM 1.5. Specifications subject to change withoutnotice. 25 year limited power warranty. Complete warranty available on request.

TEMPERATURE EFFECTS

Pp = –0.49%/ °C

Vp = –0.53%/ °C

Ip = +0.049%/ °C

NOCT = 44°C

Voc = –0.41%/ °C

Isc = +0.088%/ °C

ELECTRICAL SPECIFICATIONS*

EC-102 EC-110 EC-115

Pp watts 102 110 115 12V 24V 12V 24V 12V 24V

Vp volts 16.2 32.4 16.4 32.7 16.5 33.0

Ip amps 6.30 3.15 6.72 3.36 6.97 3.48

Voc volts 20.0 40.0 20.0 40.0 20.0 40.0

Isc amps 7.49 3.75 7.60 3.84 7.71 3.86

No. of cells 72 72 72

Dimensions: Inches (mm)

Weight: lb (kg) 30 (13.64)

EC102/110/115Shown with optional cables and connectors

Joachimstaler Strasse 15, 10719 Berlin GermanyTelefon: +49 (30) 8861 4520 Fax: +49 (30) 8839633

1.78 (45)1.25 (31.75)

25.69 (653)

6.59 (167)

0.84 (21)

62.4

(158

5)

7.40

(188

)

20.5

(521

)

37.1

3 (9

47)

29.5

3 (7

05)

JUNCTION BOX

MODULE DATA ANDSAFETY LABEL

CABLES

STANDARD EVERGREENCLEAR ANODIZEDALUMINUM FRAME

1.38 (35)24.40 (620)

Ø0.16 (Ø4) X 4GROUNDING HOLE

Ø.160 (Ø4) GROUNDING HOLE

20.025 (509)

Ø0.26 (6.6MM) X 14,FOR 1/4" (6MM) BOLT

CONNECTORS

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Performance and Value!

The ReliaGen TM ST1650 155 Watts in a single module This long awaited module has hit the

market with a vengeance ! The

ST1650 is literally flying off our

shelves, we can't stock enough of

them. A larger output module means less

wiring and less mounting hardware

and labor ! This industrial grade

module produces an incredible 9.1 amps @

17 volts in the 12 volt charging mode or 4.56 amps @ 34 volts in the 24 volt

charging mode. They come with a 25 year factory warranty and

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quality control that has made the ReliaGen TM

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Solder-coated grid results in high fill factor performance under low light conditions.

Sharp multi-purpose modules offer industry-leading performance for

a variety of applications.

165 WATTM U LT I - C RYS TA L S I L I CO N P H OTOVO LTA I C M O D U L EW I T H 1 6 5 W M A X I M U M P O W E R

Sharp’s NE-165U1 photovoltaic modules offer high-powered performance

and industry-leading durability for large electrical power requirements.

Using advanced technology perfected by Sharp’s nearly 45 years of

research and development, these modules use a textured cell surface

to reduce reflection of sunlight, and BSF (Black Surface Field) structure

to improve conversion efficiency. An anti-reflective coating provides a

uniform blue color and increases the absorption of light in all weather

conditions. Common applications include office buildings, cabins, solar

power stations, solar villages, radio relay stations, beacons, and traffic lights.

Ideal for grid-connected systems and designed to withstand rigorous

operating conditions, Sharp’s NE-165U1 modules are a breakthrough in

technology and reliability.

H I G H - P O W E R E D M O D U L E . S U P E R I O R P E R F O R M A N C E .

N E - 16 5 U 1

F E AT U R E S

• High-power module (165W) using125mm square multi-crystal silicon solar cells with 12.68%module conversion efficiency

• Bypass diode minimizes thepower drop caused by shade

• Improved cell conversion efficiency: 14.55%

• Water white, tempered glass, EVAlaminate, plus aluminum framefor extended outdoor use

• Nominal 24VDC output perfectfor grid-connected systems

• UL Listings: UL 1703, cUL

• Sharp modules are manufactured in ISO 9001 certified facilities

• 25-year limited warranty on power output (see dealer for details)

M U LT I - P U R P O S E M O D U L E

D I M E N S I O N S

Sharp Electronics Corporation • 5901 Bolsa Avenue, Huntington Beach, CA 92647Tel:1-800-SOLAR-06 • E-mail: [email protected] • www.sharpusa.com/solar

N E - 16 5 U 1 M U LT I - P U R P O S E M O D U L E 165 WATT

I V C U R V E S

A B S O L U T E M A X I M U M R A T I N G S

M E C H A N I C A L C H A R A C T E R I S T I C SE L E C T R I C A L C H A R A C T E R I S T I C S

In the absence of confirmation by product manuals, Sharp takes no responsibility for any defects that may occur in equipment using any Sharp devices.Contact Sharp to obtain the latest product manuals before using any Sharp device.

Specifications are subject to change without notice.

Cell Multi-crystal silicon

No. of Cells and Connections 72 in series

Open Circuit Voltage (Voc) 43.1V

Maximum Power Voltage (Vpm) 34.6V

Short Circuit Current (Isc) 5.46A

Maximum Power Current (Ipm) 4.77A

Maximum Power (Pm)* 165W

Minimum Power (Pm)* 148.5W

Encapsulated Solar Cell Efficiency (ηc) 14.55%

Module Efficiency (ηm) 12.68%

PTC Rating (W)** 144.87

Maximum System Voltage 600VDC

Series Fuse Rating 10A

Type of Output Terminal Lead Wire with MC Connector

Dimensions (A x B x C below) 62.01 x 32.52 x 1.81" / 1575 x 826 x 46mm

Weight 37.485lbs / 17.0kg

Packing Configuration 2 pcs per carton

Size of Carton 66.93 x 38.19 x 5.12" / 1700 x 970 x 130mm

Loading Capacity (20 ft container) 168 pcs (84 cartons)

Loading Capacity (40 ft container) 392 pcs (196 cartons)

Operating Temperature -40 to 194˚F / -40 to +90˚C

Storage Temperature -40 to 194˚F / -40 to +90˚C

Dielectric Isolation Voltage 2200 VDC max.

* (STC) Standard Test Conditions: 25°C, 1 kW/m2, AM 1.5** (PTC) Pacific Test Conditions: 20°C, 1 kW/m2, AM 1.5, 1 m/s wind speed

A C

B

DE

G

F

FRONT VIEW

BACK VIEW

D E F G30.93"/785.5mm 7.3"/185.5mm 30.43"/773mm 51.2" +/- 2"/1300mm+/-50mm

Cell Temperature: 25˚C

Current, Power vs. Voltage Characteristics

Cover photo: Solar installation by Pacific Power Management, Auburn CA SSD-03-006 ©2003 Sharp Electronics Corporation Printed in the USA

C

Xantrex Technology Inc.Headquarters

8999 Nelson Way

Burnaby, British Columbia

Canada V5A 4B5

800 670 0707 Toll Free

604 420 1591 Fax

5916 195th Street NE

Arlington, Washington

USA 98223

800 446 6180 Toll Free

360 925 5144 Fax

www.xantrex.com© 2003 Xantrex Technology Inc. All rights reserved. Xantrex is a trademark of Xantrex International. P/N 970-0051-01-02 Rev A Printed in USA

PV Inverter

High Voltage Commercial Scale Power Conversion Center

Utility Interactive Renewable EnergyUtility interactive, three-phase inverter, with models ranging from 5 kW to 225 kW. Multiple inverters may be paralleled for larger power installations.

Designed for cost-effectiveness, high performance, easy installation, and reliability.

Advanced MPPT technology maximizes PV array output (not for use with batteries).

Revolutionary switching technology utilizes insulated gate bi-polar transistors (IGBT), greatly reducing power losses during the conversion process.

Meets all applicable UL, IEEE, and NEC codes.

Automatic operation includes start-up, shut-down, self-diagnosis, and fault detection.

FeaturesEfficient design, with over 95% peak efficiency for the inverter, and overall efficiency, including transformer losses, in excess of 93%.

Digital Signal Processor (DSP) based controls with self-diagnostics and LCD for display of operating status.

Inverter shut off and reset toggle switch.

Over- and under-voltage and frequency protection, shutting down the inverter in compliance with UL1741.

Anti-islanding protection - prevents back-feeding inverter-generated power to the grid in the event of a utility outage.

User definable power tracking matches the inverter to the array, as well as adjustable delay periods to customize system shut-down sequences.

OptionsVariety of system accessories for ease of system installation, including combiner boxes, isolation transformers, disconnect switches, etc.

Graphical user interface software for real time communication and control.

Complete inverter kits, incorporating all required accessories for NEC code compliant installation, are available.

Specifications subject to change without notice.

Models PV5 PV10 PV15 PV20 PV30 PV45 PV100 PV225

Continuous Power Rating 5 kW 10 kW 15 kW 20 kW 30 kW 45 kW 100 kW 225 kW

Nominal AC Voltage 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC Three-phase, +10% / -12%

Nominal AC Frequency 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz + 0.5 Hz / -0.7 Hz

Line Power Factor > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 >0.99 Above 20% rated power

Maximum AC Line Current 15.4 amps AC 30.8 amps AC 46.3 amps AC 61.7 amps AC 94 amps AC 143 amps AC 316 amps AC 625 amps AC

AC Current Distortion < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD At rated power

Max. Open Circuit Voltage 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC

Power Tracking Window Range 330 to 600 VDC all models

Max. DC Input Current 15.9 amps DC 31.9 amps DC 47.8 amps DC 63.8 amps DC 100 amps DC 150 amps DC 319 amps DC 710 amps DC

Max. Ripple Current < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% % of rated current

Peak Inverter Efficiency > 93% > 95% > 95% > 95% > 95% > 95% > 95% > 95%

Standby Tare Losses < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 90 watts < 90 watts

PV Inverter

High Voltage Commercial Scale Power Conversion Center

Electrical Specifications

General Specifications

Temperature Range

Ambient -4 °F to 122 °F (-20 °C to 50 °C)

Storage -40 °F to 122 °F (-40 °C to 50 °C)

Enclosure Environmental Rating NEMA4 NEMA4 NEMA4 NEMA4 NEMA3R NEMA3R NEMA3R NEMA 3R

Enclosure Galvaneal folded steel enclosure

Weight 75 lb 115 lb 160 lb 160 lb 260 lb 260 lb 1140 lb 2150 lb

34 kg 52 kg 73 kg 73 kg 118 kg 118 kg 518 kg 977 kg

Dimensions (H x W x D) 20x16x13” 26x16x12 28x24x15” 28x24x15” 54x36x19” 54x 36x19” 83x76x20” 89x102x27”

51x41x33cm 66x41x30cm 71x61x38cm 71x61x38cm 137x91x48cm 137x91x48cm 211x193x51cm 226x259x68cm

Altitude 6,600’ (2,012 m)

Relative Humidity 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% non-condensing

Array Configuration Monopole, negative grounded

Features & Options

Cooling Method PV5: natural convection cooling

PV10 – PV225: forced convection cooling

Protective Functions AC over / under voltage, AC over / under frequency, ground over current, over temperature, AC and DC over current, DC over voltage

User Display Standard - LCD, four-line, twenty-characters, with on/off toggle switch (LED status indicators, only, on PV5)

AC Disconnect Optional - NEMA3R wall mount enclosure, load break rated; Standard and integral to inverter assembly for PV100 and PV225

DC Disconnect Optional - NEMA3R wall mount enclosure, 600 VDC load break rated; Standard and integral to inverter assembly for PV100 and PV225

Isolation Transformer Optional - High efficiency, NEMA3R wall or floor mount enclosure

Combiner Enclosures Optional - 10 or 12 pole, with or without diodes, NEMA3R wall mount enclosure

Communications Software Optional - Serial communications and control software

Regulatory Approvals

Listed to UL Standard 1741, UL File No. E199356

Xantrex Technology Inc.Headquarters

8999 Nelson Way

Burnaby, British Columbia

Canada V5A 4B5

800 670 0707 Toll Free

604 420 1591 Fax

5916 195th Street NE

Arlington, Washington

USA 98223

360 435 8826 Telephone

360 435 2229 Fax

www.xantrex.com© 2003 Xantrex Technology Inc. All rights reserved. Xantrex is a trademark of Xantrex International. P/N 974-0102-01-04 Rev C Printed in USA

Sun Tie XR Grid Tie Inverter (2003 Model)

1.5 kW / 2.5 kW Sine wave

Converts solar power to AC power

The Sun Tie XR inverter converts DC energy generated by a solar array into utility grade AC power turning any household into a solar power plant. The Sun Tie XR efficiently sells excess power back to the utility, significantly reducing monthly electric bills. With Sunsweep™ Maximum Power Point Tracking (MPPT) technology, the Sun Tie XR harvests the maximum amount of energy available from the solar array as environmental conditions change.

Features Quiet, efficient operation, utilizing high frequency solid-state design.

Durable construction designed to accommodate harsh environments.

1.5 kW and 2.5 kW continuous output models.

Standard scrolling LCD display shows system status, power output, AC volts, array input voltage and energy harvest.

Standard 5 year warranty (applicable to products manufactured after Feb 03).

Incorporates all AC and DC disconnects, PVGFP, combiner board, and the required electrical components for an NEC code compliant system installation this simplifies system complexity and reduces installation time at the site.

System Expandability Nominal 48 volt DC input allows entry level systems as small as four modules.

System expansion can be accomplished at a later date by adding additional “strings” of four modules in series.

Multiple Sun Tie XR units can be installed at a single site when the PV array exceeds the capacity of a single inverter.

Optional Accessories The optional remote meter (STRM) can be easily installed inside the home allowing homeowners

to monitor system status and performance.

The optional rainshield (STRS) allows the Sun Tie XR to be located in an outdoor location, minimizing DC wire length.

Specifications subject to change without notice.

Model STXR1500 STXR2500

AC Output Voltage (Nominal) 240 VAC 240 VAC

AC Output Voltage Range 211-264 VAC 211-264 VAC

Continuous Power (@ 45°C) 1500 VA 2500 VA

Efficiency (Peak) 91% 91%

AC Output Characteristics Current source Current source

Frequency (Nominal) 60 Hz 60 Hz +0.5 Hz, -0.7 Hz default per IEEE929 & UL 1741

DC Input Voltage (Nominal) 48 VDC 48 VDC Typically 4 nominal 12 VDC PV modules, in series

Sunsweep MPPT Voltage Range 44-85 VDC 44-85 VDC

Full Power Output 52-85 VDC 52-75 VDC

Absolute Max PV Open Circuit Voltage 120 VDC 120 VDC

Waveform Sine wave Sine wave Voltage referenced - current source

Total Harmonic Distortion Less than 5% at rated power per IEEE929 and UL 1741 (all models)

Sun Tie XR

1.5 kW / 2.5 kW Sine wave

Electrical Specifications

General Specifications

Operating Temperature Range -38 °F to 113 °F (-39 °C to 45 °C) (A full temperature versus performance curve is available in the manual)

Enclosure Type Outdoor, powder coated aluminum enclosure, fully screened

Optional rainshield required for outdoor installation

Unit Weight 35 lb (16 kg)

Shipping 40 lb (18 kg)

Inverter Dimensions 33” H x 13” W x 5” D (83 cm H x 34 cm W x 13 cm D)

Shipping Dimensions 38” H x 16“ W x 10” D (94 cm H x 39 cm W x 24 cm D)

Mounting Vertical wall mount only

Altitude 15,000’ (4,572 m)

Warranty 5 years (applicable to products manufactured after Feb 03)

Part Numbers STXR1500, STXR2500 - Sun Tie XR Inverters

STRS - Rainshield

STRM - Remote Meter

Features & Options

Forced Air Cooling Standard thermally controlled eight speed brushless fan

Islanding Protection Standard over/under AC voltage and frequency detection plus active islanding protection

Meets IEEE 929 and UL 1741 requirements

User Display Standard backlit alphanumeric LCD display for system status and daily energy harvest (Wh)

AC Disconnect Standard double-pole 15 amp, 240 VAC branch rated circuit breaker

DC Disconnect Standard single-pole 100 amp, DC rated circuit breaker

Remote Monitor STRM - optional remote display unit for status, resettable Wh meter, tech menu, and daily energy harvest with 50’ cable

Rain Shield STRS - optional protective rain shield required for outdoor installation

PV Ground Fault Protection System Standard on STXR1500 and STXR2500

PV Combiner Board Standard on STXR1500 and STXR2500 with 6 fused inputs, 20 amps maximum per input

Lightning Arrestor AC/DC Protection Standard on all models

Regulatory Approvals

UL Listed to UL 1741 - 1st Edition

cUL Listed to CSA 22.2 No. 107.1-95

102

1 See chart on page 109.

NOTE: Inputs and Outputs may be reversed; KVA capacity remains constant. All applications above bold face line are suitable for 5 0/60 Hz.All applications below bold face line are suitable for 60 Hz only.

With larger KVA buck-boost units, it is necessary to utilize multiple conductors on the secondary (X) terminals as shown in the chart on page 109.

SINGLE PHASE BOOSTINGLine Voltage 95 100 105 208 215 215 220 225(Available)

Load Voltage 120 114 119 240 244 230 235 240(Output)

CAT. NO.

Load KVA 0.19 0.36 0.37 0.38 0.38 0.72 0.73 0.75

T-1-81054 Amps 1.56 3.13 3.13 1.56 1.56 3.13 3.13 3.13

Max. Size of 6 6 6 6 6 6 6 6Fuse or Breaker

Load KVA 0.38 0.71 0.74 0.75 0.76 1.44 1.47 1.50

T-1-81055 Amps 3.13 6.25 6.25 3.13 3.13 6.25 6.25 6.25


Load KVA 0.56 1.07 1.12 1.13 1.14 2.16 2.20 2.25

T-1-81056 Amps 4.69 9.38 9.38 4.69 4.69 9.38 9.38 9.38


Load KVA 0.94 1.78 1.86 1.88 1.91 3.59 3.67 3.75

T-1-81057 Amps 7.81 15.63 15.63 7.81 7.81 15.63 15.63 15.63


Load KVA 1.88 3.56 3.72 3.75 3.81 7.19 7.34 7.50

T-1-81058 Amps 15.63 31.25 31.25 15.63 15.63 31.25 31.25 31.25


Load KVA 2.81 5.34 5.58 5.63 5.72 10.78 11.02 11.25

T-1-81059 Amps 23.44 46.88 46.88 23.44 23.44 46.88 46.88 46.88


Load KVA 3.75 7.13 7.44 7.50 7.63 14.38 14.69 15.00

T-1-13073 Amps 31.25 62.50 62.50 31.25 31.25 62.50 62.50 62.50


Load KVA 5.63 10.69 11.16 11.25 11.44 21.56 22.03 22.50

T-1-13074 Amps 46.90 93.80 93.80 46.90 46.90 93.80 93.80 93.80


Load KVA 7.50 14.25 14.88 15.00 15.25 28.75 29.38 30.00

T-1-13075 Amps 62.50 125.00 125.00 62.50 62.50 125.00 125.00 125.00


Load KVA 11.25 21.38 22.31 22.50 22.88 43.13 44.06 45.00

T-1-13076 Amps 93.80 187.50 187.50 93.80 93.80 187.50 187.50 187.50


Load KVA 18.75 35.63 37.19 37.50 38.13 71.88 73.44 75.00

T-1-13077 Amps 156.30 312.50 312.50 156.30 156.30 312.50 312.50 312.50


Load KVA 28.10 53.40 55.80 56.30 57.20 107.80 110.20 112.50

T-2-13078 1 Amps 234.40 468.80 468.80 234.40 234.40 468.80 468.80 468.80


Load KVA 37.50 71.30 74.40 75.00 76.30 143.80 146.90 150.00

T-2-13079 1 Amps 312.50 625.00 625.00 312.50 312.50 625.00 625.00 625.00


See Page 110 For D C C H H G G GConnection Diagrams

BUCKING

135 240 240 245 250 255

119 208 225 230 234 239

0.42 0.37 0.75 0.77 0.78 0.803.54 1.77 3.33 3.33 3.33 3.33

6 3 6 6 6 6

0.84 0.74 1.50 1.53 1.56 1.597.08 3.54 6.67 6.67 6.67 6.67

15 6 15 15 15 15

1.26 1.11 2.25 2.30 2.34 2.3910.63 5.31 10.00 10.00 10.00 10.00

15 6 15 15 15 15

2.11 1.84 3.75 3.83 3.90 3.9817.71 8.85 16.67 16.67 16.67 16.67

20 15 20 20 20 20

4.21 3.68 7.50 7.67 7.80 7.9735.42 17.71 33.33 33.33 33.33 33.33

40 20 40 40 40 40

6.32 5.53 11.25 11.50 11.70 11.9553.13 26.56 50.00 50.00 50.00 50.00

60 30 60 60 60 60

8.43 7.37 15.00 15.33 15.60 15.9370.83 35.42 66.67 66.67 66.67 66.67

80 40 80 80 80 80

12.64 11.05 22.50 23.00 23.40 23.90106.30 53.10 100.00 100.00 100.00 100.00

125 60 125 125 125 125

16.86 14.73 30.00 30.67 31.20 31.87141.70 70.80 133.30 133.30 133.30 133.30

175 80 175 175 175 175

25.29 22.10 45.00 46.00 46.80 47.80212.50 106.30 200.00 200.00 200.00 200.00

250 125 250 250 250 250

42.15 36.83 75.00 76.67 78.00 79.67354.20 177.10 333.30 333.30 333.30 333.30

400 200 400 400 400 400

63.20 55.30 112.50 115.00 117.00 119.50531.30 265.60 500.00 500.00 500.00 500.00

600 300 600 600 600 600

84.30 73.70 150.00 153.30 156.00 159.30708.30 354.20 666.70 666.70 666.70 666.70

800 400 800 800 800 800

F I E E E E

SECTION VII BUCK-BOOST TRANSFORMERS

GROUP II

See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.Prices and specifications are subject to change without notice.

Price List and Sizing Charts

SolarMount Configurations and Components

*

1. Choose your SolarMountConfiguration (below).

2. Size and select your components (pages 2-5).

3. Price and Order your system (page 6).

For further assistance, see our SolarMount Configuration Worksheet and otherSolarMount resources at www.unirac.com/solarmount.htm.

As soon as you know the make, model, and number of PV modules you’ll be installing, you’re ready to configure your SolarMount.

Bottom Mounting Clips• SMR rail set and• CB bottom mounting . .Sizing Chart B, pg 3 clip set• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kit (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5

Bottom Mounting Clips• SMR rail set and• CB bottom mounting . . Sizing Chart B, pg 3 clip set• TLH leg kits . . . . . . . . . . . Sizing Chart D, pg 5• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5

Splice kits are not used in this configuration.

Bottom Mounting Clips• SMR rail set and• CB bottom mounting . . Sizing Chart B, pg 3 clip set• TLL leg kits . . . . . . . . . . . Sizing Chart C, pg 4• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kit (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5

Top Mounting Clamps• SMR rail set and• CT top mounting . . . . Sizing Chart A, pg 2 clamp set• TLH leg kits . . . . . . . . . . . Sizing Chart D, pg 5• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5

Splice kits are not used in this configuration.

Top Mounting Clamps• SMR rail set and• CT top mounting . . . . Sizing Chart A, pg 2 clamp set• TLL leg kits . . . . . . . . . . . .Sizing Chart C, pg 4• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kits (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5

Top Mounting Clamps• SMR rail set and• CT top mounting . . . . Sizing Chart A, pg 2 clamp set• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kit (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5

* SolarMount products are U.S. patent pending.

Flush Mounts High Profile Mounts Low Profile Mounts

See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.

Prices and specifications are subject to change without notice.

SMR120 + CT4ENumber of modules accommodated

Clamp size required for specific modules

Rail length in inches

When to Choose Top Mounting CT Series ClampsSelect top mounting clamps if you prefer to install modules last—in other words, if you plan to secure the footings and attach rails to the footings on site prior to attaching modules. This installation sequence is well suited for:

• Plug and Play modules.• Flush mounting—especially flush mounting onto standoffs.

Top mounting clamps do not depend on the spacing of module mounting holes. In roof mount installations, therefore, rails placed parallel to rafters can be spaced to lag directly into the rafters without the addition of special supports. Note that top mounting requires 1 inch of space between modules and that rails must extend 1-1/2 inches beyond the last module on each end.

Sizing Chart A: Select SolarMount Rail Set (SMR) + Top Mounting Clamp Set (CT) Number of modules to be mounted per row

Module make and model 2 3 4 5 6 7 8

AstroPower AP65, AP75 SMR48+CT2C SMR72+CT3C SMR96+CT4C SMR120+CT5C SMR144+CT6C SMR156+CT7C SMR180+CT8CAP110, AP120 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C

BP Solar 275, 380, 585, SX75TU SMR48+CT2E SMR72+CT3E SMR96+CT4E SMR120+CT5E SMR144+CT6E SMR168+CT7E SMR180+CT8E3160, 4160, 5170, SX150 SMR72+CT2E SMR106+CT3E SMR132+CT4E SMR168+CT5E SMR204+CT6E MSX120 SMR84+CT2E SMR132+CT3E SMR168+CT4E SMR204+CT5E SX110, SX120 SMR72+CT2E SMR96+CT3E SMR132+CT4E SMR156+CT5E SMR192+CT6E SMR216+CT7E

Evergreen EC94, EC102, EC110 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C SMR216+CT8C

First Solar FS50D SMR60+ SMR84+ SMR106+ SMR132+ SMR156+ SMR180+ SMR204+ 2 ea U-MH-4 2 ea U-MH-4 3 ea U-MH-4 3 ea U-MH-4 4 ea U-MH-4 4 ea U-MH-4 5 ea U-MH-4

Kyocera KC70, KC80, KC120, KC125G SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C SMR216+CT8CKC158G, KC167G SMR84+CT2C SMR132+CT3C SMR168+CT4C SMR204+CT5C

Photowatt PW750 SMR48+CT2A SMR72+CT3A SMR96+CT4A SMR120+CT5A SMR144+CT6A SMR168+CT7A SMR192+CT8APW1250 SMR72+CT2C SMR106+CT3C SMR144+CT4C SMR180+CT5C SMR204+CT6C PW1650 SMR96+CT2C SMR144+CT3C SMR180+CT4C

RWE Schott 165 SMR72+CT2F SMR106+CT3F SMR144+CT4F SMR180+CT5F SMR204+CT6FASE300 SMR106+CT2E SMR168+CT3E SMR216+CT4E

Sanyo HIT167, HIT175, HIT180 SMR84+CT2C SMR120+CT3C SMR156+CT4C SMR192+CT5C

Sharp NE-80EIU (80 W) SMR48+CT2C SMR72+CT3C SMR96+CT4C SMR120+CT5C SMR144+CT6C SMR156+CT7C SMR180+CT8CND-L3EIU (123 W) SMR60+CT2F SMR84+CT3F SMR120+CT4F SMR144+CT5F SMR168+CT6F SMR192+CT7F NE-Q5E2U (165 W) SMR72+CT2F SMR106+CT3F SMR144+CT4F SMR180+CT5F SMR204+CT6FNT-S5EIU (185 W) SMR72+CT2F SMR106+CT3F SMR144+CT4F SMR180+CT5F SMR204+CT6F

Shell SM100, SM110 SMR60+CT2D SMR84+CT3D SMR120+CT4D SMR144+CT5D SMR168+CT6D SMR192+CT7D SQ70, SQ75, SQ80 SMR48+CT2C SMR72+CT3C SMR96+CT4C SMR120+CT5C SMR144+CT6C SMR156+CT7C SMR180+CT8CSQ140, SQ150, SQ160 SMR72+CT2D SMR106+CT3D SMR144+CT4D SMR168+CT5D SMR204+CT6D

SunWize SW85, SW90, SW95 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR106+CT4C SMR132+CT5C SMR156+CT6C SMR180+CT7C SMR204+CT8CSW115, SW120 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C SMR216+CT8C

UniSolar US64 SMR72+CT2B SMR96+CT3B SMR132+CT4B SMR156+CT5B SMR192+CT6B SMR216+CT7B US116 SMR72+CT2E SMR96+CT3E SMR132+CT4E SMR168+CT5E SMR192+CT6E

UniRac, Inc.www.unirac.com

3201 University Boulevard SE, Suite 110Albuquerque NM 87106-5635 USA

505.242.6411505.242.6412 Fax

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SMR120 + CB4Rail length in inches Number of modules accommodated

When to Choose Bottom Mounting CB Series ClipsThe use of bottom mounting clips on flush mount roof installations is significantly more difficult than top mounting clamps. Clips are more often used in ground mount installations and with adjustable tilt legs because the modules and rails are usually pre-assembled for these installations.

Select bottom mounting clips if you plan to attach modules to rails prior to final installation. This installation sequence is well suited whenever rows of modules must be pre-wired.

Bottom mounted installations also use space more efficiently. Space between mod-ules is not required and rails need not extend past the end modules.

See details regarding these limitations at www.unirac.com/solarmount.htm.

Sizing Chart B: Select SolarMount Rail Set (SMR) + Bottom Mounting Clip Set (CB)

Number of modules to be mounted per row

Module make and model 2 3 4 5 6 7 8

AstroPower AP65, AP75 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR84+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR168+CB8AP110, AP120 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR192+CB7 SMR216+CB8

BP Solar 275, 380, 585, SX75TU SMR48 +CB2 SMR72+CB3 SMR96+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR180+CB83160, 4160, 5170, SX150 SMR72+CB2 SMR96+CB3 SMR132+CB4 SMR156+CB5 SMR192+CB6 MSX120 SMR84+CB2 SMR120+CB3 SMR168+CB4 SMR204+CB5 SX110, SX120 SMR60+CB2 SMR96+CB3 SMR120+CB4 SMR144+CB5 SMR180+CB6 SMR204 +CB7

Evergreen EC94, EC102, EC110 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7

First Solar FS50D SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7 SMR204+CB8

Kyocera KC70, KC80, KC120, KC125G SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7 SMR216+CB8KC158G, KC167G SMR84+CB2 SMR120+CB3 SMR156+CB4 SMR204+CB5

Photowatt PW750 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR96+CB4 SMR120+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR180+CB8PW1250 SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6 PW1650 SMR96+CB2 SMR132+CB3 SMR180+CB4 SMR216+CB5

RWE Schott 165 SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6ASE300 SMR106+CB2 SMR156+CB3 SMR204+CB4

Sanyo Sanyo modules have no module mounting holes, thus cannot be used with bottom mounting clips.

Sharp NE-80EIU (80 W) SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR84+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR168+CB8ND-L3EIU (123 W) SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR168+CB6 SMR192+CB7 SMR216+CB8NE-Q5E2U (165 W) SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6NT-S5EIU (185 W) SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6

Shell SM100, SM110 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR192+CB7 SMR216+CB8SQ70, SQ75, SQ80 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR84+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR168+CB8SQ140, SQ150, SQ160 SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6

SunWize SW85, SW90, SW95 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR96+CB4 SMR120+CB5 SMR144+CB6 SMR168+CB7 SMR192+CB8SW115, SW120 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7 SMR204+CB8

UniSolar US64 SMR60+CB2 SMR96+CB3 SMR120+CB4 SMR156+CB5 SMR180+CB6 SMR216+CB7 US116 SMR72+CB2 SMR96+CB3 SMR132+CB4 SMR156+CB5 SMR192+CB6 SMR216+CB7

SolarMount Price List and Sizing Charts

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4See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.

Prices and specifications are subject to change without notice.

Kyocera

KC70, KC8013–28° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1230–60° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-30

KC120, KC125G8–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–45° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

KC158G, KC167G 9–19° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-12 20–50° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-30 29–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

Photowatt

PW750, PW1250, PW16509–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–52° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3030–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

RWE Schott

1677–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–41° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

ASE3006–13° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1213–34° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3020–50° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

Sanyo

HIT167, HIT175, HIT1808–19° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1219–49° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3028–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

Sharp

NE-80E1U (80w)9–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

ND-L3E1U (123w)7–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1217–45° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3025–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

NE-Q5E2U (165w), NT-S5E1U (185w)7–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–41° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

SolarMount rail set

Module SMR48 SMR120 SMR192& desired thru thru thrutilt angle SMR106 SMR180 SMR216

AstroPower

AP65, AP759–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

AP110, AP1207–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1217–43° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3025–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

BP Solar

275, 380, 585, SX75TU9–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–53° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

3160, 4160, 5170, SX1507–15° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–40° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

MSX12010–22° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1223–58° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3034–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

SX110, SX1208–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–44° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026-60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

Evergreen

EC94, EC102, EC1107–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–40° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

First Solar

FS50D4–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

Sizing Chart C: Select Low Profile (TLL) Adjustable Tilt Leg Sets

Shell

SM100, SM1108–19° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1220–49° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3029–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

SQ70, SQ75, SQ809–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

SQ140, SQ150, SQ1607–15° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–39° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3023–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

SunWize

SW85, SW90, SW958–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–44° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

SW115, SW1208–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–44° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

UniSolar

US648–18° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1219–47° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3027–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

US1164–10° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1210–26° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3015–39° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44

When to Choose Low Profile TLL Series Tilt LegsLow profile orientation minimizes the vertical height of your array—to hide an array behind a parapet, for example. Once you have chosen your module and SolarMount rail set and have determined your desired tilt angle, use the table below to select the appropriate low profile leg kit. Note that two TLL2 setsare required for each of the longer rail sets: SMR192 thru SMR216 rail set.

SolarMount rail set


SolarMount rail set


TLL3-44Number of legs per kit

Maximum length of (longer) leg in inches

H = high profile; L = low profile


StandoffsSTR raised-flange standoffs fasten directly to rails. Order sufficient standoffs to replace L-feet in rail sets.

STF flat-top standoffs support strut or other stringers to which L-feet attach. Spac-ing required to support the load on the stringer and other considerations determine the number of standoffs.

Order 3-, 4-, 6-, or 7-inch standoffs to raise rails above roofing material.

F = flat top; R = raised flange

Height of standoff in inchesSTF6

See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.Prices and specifications are subject to change without notice.

TLH4-64Number of legs per kit

Maximum length of (longer) leg in inches

H = high profile; L = low profile

SolarMountrail set &desired tilt angle Leg kit

Sizing Chart D: Select High Profile (TLH) Adjustable Tilt Leg Sets

SMR4810–23° TLH2-1233–60°+ TLH2-44

SMR608–18° TLH2-1226–60°+ TLH2-4443–60°+ TLH2-72

SMR727–16° TLH2-1222–60° TLH2-4436–60°+ TLH2-72

SMR845–12° TLH2-1217–47° TLH2-4428–60°+ TLH2-72

SMR965–11° TLH2-1216–43° TLH2-4426–60°+ TLH2-72

SMR1064–10° TLH2-1215–39° TLH2-4424–60° TLH2-72

SMR1205–10° TLH4-1817–38° TLH4-6427–60° TLH4-104

SMR1326–10° TLH4-1817–37° TLH4-6426–60° TLH4-104

SMR1446–9° TLH4-1816–33° TLH4-6424–56° TLH4-104




SMR1565–8° TLH4-1814–30° TLH4-6422–49° TLH4-104

SMR1685–7° TLH4-1813–28° TLH4-6420–46° TLH4-104

SMR1803–7° TLH4-1812–26° TLH4-6419–43° TLH4-104

When to Choose High Profile TLH Series Tilt LegsHigh profile orientation maximizes module density in a given size site. Once you have selected a rail set and determined your desired tilt angle, use the table below to select the appropriate high profile leg kit. Order one TLH leg kit for each rail set. TLH2 leg kits have one leg for each rail (two legs total). TLH4 leg kits have a short leg and a long leg for each rail (four legs total). High profile legs are not recommended for SMR196 thru SMR216 rail sets. Never use splice kits with high profile legs.

Splice KitsFor very long flush and low profile installations, SP splice kits join rails end-to-end. Tilt-up applications require adequate personnel to lift and support long, assembled rows of modules during instal-lation and, if desired, seasonal adjustment. If splicing more than two rail sets into a single row, consult UniRac concerning thermal expansion. Each kit contains two splices plus hardware.

UniRac, Inc.www.unirac.com

3201 University Boulevard SE, Suite 110Albuquerque NM 87106-5635 USA

505.242.6411505.242.6412 Fax

Pub 031006-1plOctober 2003

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SolarMount Component Prices

SMR: SolarMount Rail SetsIncludes two rails, L-feet, and hardware to attach feet to rails.

No. of Shipping ListModel L-feet wt. (lbs) price

SMR48 4 13 $ 83.00SMR60 4 14 99.00SMR72 4 16 115.00

SMR84 4 17 131.00SMR96 4 19 145.00SMR106 4 20 157.00

SMR120 6 22 178.00*SMR132 6 24 190.00*SMR144 6 25 202.00*

SMR156 6 27 214.00*SMR168 6 28 226.00*SMR180 6 30 238.00*

SMR192 8 31 259.00*SMR204 8 33 271.00*SMR216 8 34 283.00†

UPS-20 20.00*

*SMR120 thru SMR204 rail sets and any components packed with them normally ship truck freight. For UPS shipment, add item UPS-20 @ $20.00 per rail set; rails will be cut and splices included. (Except as noted, other SolarMount items usually ship UPS, and no surcharge applies.)

†Ships via truck freight only.

CB: Bottom Mounting Clip Sets Includes the clips and hardware to attach the listed number of PV modules to one pair of rails.

No. of PV Shipping ListModel modules wt. (lbs) price

CB2 2 2 $14.00CB3 3 2 18.00CB4 4 3 22.00CB5 5 3 26.00

CB6 6 4 30.00CB7 7 4 34.00CB8 8 5 38.00

TLL: Low Profile Leg KitsIncludes legs and additional L-feet and hardware to complete foot-leg-rail assemblies.

Legs Shipping ListModel per kit wt. (lbs) price

TLL2-12 2 3 $49.00TLL2-30 2 5 59.00TLL2-44 2 7 67.00

TLL3-12 3 4 68.00TLL3-30 3 7 83.00TLL3-44 3 10 94.00

TLH: High Profile Leg KitsIncludes legs and additional hardware to complete foot-leg-rail assemblies. TLH4 kits include a short leg and long leg for each rail. TLH2 kits include one leg per rail.

Legs Shipping ListModel per kit wt. (lbs) price

TLH2-12 2 3 $ 37.00TLH2-44 2 7 54.00TLH2-72 2 10 68.00

TLH4-18 4 7 65.00TLH4-64 4 16 99.00TLH4-104 4 20 129.00

SP: Splice KitIncludes two splices plus hardware. One kit is required whenever two rail sets are sliced together. If splicing more than two rail sets into a single row, consult UniRac concerning thermal expansion.

Model Shipping wt (lbs) List price

SP2 2 $16.00

CT: Top Mounting Clamp SetsIncludes all clamps and hardware to attach the listed number of PV modules to 1 pair of rails.

No. of PV Shipping ListModel modules wt. (lbs) price

CT2A–F 2 1 $16.00CT3A–F 3 2 20.00CT4A–F 4 2 24.00CT5A–F 5 2 28.00

CT6A–F 6 2 32.00CT7A–F 7 2 36.00CT8A–F 8 3 40.00

U-MH-4 – 2 2.50

R A I L S

S P E C S , F I N I S H E S , & P A R T S

C L A M P S , C L I P S T I L T L E G S

ST: StandoffsIncludes one standoff and two lag bolts (3-1/2 x 5/16 inches). Flat top standoffs include 3/8-inch hardware to attach stringer to standoff.

Height Shipping ListModel (inches) Type wt. (lbs) price

STF3 3 flat top 2 $17.00STF4 4 flat top 2 17.50STF6 6 flat top 2 18.00STF7 7 flat top 2 18.50

S T A N D O F F S

Height Shipping ListModel (inches) Type wt. (lbs) price

STR3 3 raised flange 2 18.00STR4 4 raised flange 2 18.50STR6 6 raised flange 2 19.00STR7 7 raised flange 2 19.50

Material SpecificationsSolarMount rails, top mounting clamps, bottom mounting clips, tilt legs, and L-feet are 6105-T5 aluminum extrusion; model numbers and prices on this page are for mill finish. Standoffs are Service Condition 4 (very severe) zinc-plated welded steel. Fasteners are 304 stainless steel.

Clear Anodized FinishAll SolarMount items except standoffs are available with a clear anodized finish. To order, add the prefix “C” to the model number and 10 percent to the price. For example, the SMR60 rail set becomes SMR60-C priced at:

$99.00 (SMR60 list price) + $9.90 (10 percent anodizing charge) = $108.90 (SMR60-C list price)

Bulk PartsSolarMount components are available in bulk quantities. For details, contact your distributor or UniRac.

Apéndice 172

APENDICE D COSTO DE LOS EQUIPOS

Inmueble de 600 KWh

Total

Fabricante US $ c/u US $/Watts US $

PHOTOWATT 565,00 3,65 23730,00 Evergreen Solar 440,00 3,83 24640,00

SHARP 589,00 3,57 24738,00 BP Solar 600,00 3,64 25200,00

SOLAR SHELL 450,00 3,66 25200,00 PHOTOWATT 450,00 3,75 25200,00

SHARP 470,00 3,76 26320,00 KYOCERA 630,00 3,60 26460,00 KYOCERA 645,00 3,49 27090,00

PHOTOWATT 496,00 3,20 27776,00 SHARP 679,00 3,99 28518,00

SOLAR SHELL 409,00 4,01 28630,00 RELIAGEN 568,00 4,06 31808,00

BP Solar 573,00 3,58 32088,00 Evergreen Solar 590,00 3,69 33040,00

KYOCERA 590,00 3,58 33040,00 SOLAR SHELL 597,00 3,98 33432,00

BP Solar 625,00 3,74 35000,00 RELIAGEN 655,00 4,09 36680,00 KYOCERA 1800,00 6,00 37800,00

RWE SCHOTT SOLAR 525,00 4,77 44100,00

Astropower 549,00 3,47 46116,00 Astropower 699,00 6,99 58716,00

Inmueble de 300 KWh

Total


Evergreen Solar 440,00 3,83 12320,00 KYOCERA 450,00 3,75 12600,00

SHARP 450,00 3,66 12600,00 KYOCERA 470,00 3,76 13160,00 RELIAGEN 496,00 3,20 13888,00

PHOTOWATT 565,00 3,65 15820,00 SOLAR SHELL 568,00 4,06 15904,00

BP Solar 573,00 3,58 16044,00 SHARP 589,00 3,57 16492,00 BP Solar 590,00 3,69 16520,00

RELIAGEN 590,00 3,58 16520,00 SOLAR SHELL 597,00 3,98 16716,00 PHOTOWATT 600,00 3,64 16800,00 Evergreen Solar 409,00 4,01 17178,00

KYOCERA 625,00 3,74 17500,00 PHOTOWATT 630,00 3,60 17640,00

SHARP 645,00 3,49 18060,00 SOLAR SHELL 655,00 4,09 18340,00

BP Solar 679,00 3,99 19012,00 RWE SCHOTT

SOLAR 1800,00 6,00 25200,00

Astropower 525,00 4,77 29400,00 KYOCERA 549,00 3,47 30744,00 Astropower 699,00 6,99 39144,00

Inmueble de 100 KWh

Total


RELIAGEN 496,00 3,20 3968,00 Evergreen Solar 440,00 3,83 4400,00 PHOTOWATT 565,00 3,65 4520,00 SOLAR SHELL 568,00 4,06 4544,00

BP Solar 573,00 3,58 4584,00 SHARP 589,00 3,57 4712,00 BP Solar 590,00 3,69 4720,00

RELIAGEN 590,00 3,58 4720,00 SOLAR SHELL 597,00 3,98 4776,00 PHOTOWATT 600,00 3,64 4800,00 Evergreen Solar 409,00 4,01 4908,00 PHOTOWATT 630,00 3,60 5040,00

SHARP 645,00 3,49 5160,00 SOLAR SHELL 655,00 4,09 5240,00

KYOCERA 450,00 3,75 5400,00 SHARP 450,00 3,66 5400,00

RWE SCHOTT SOLAR 1800,00 6,00 5400,00

BP Solar 679,00 3,99 5432,00 KYOCERA 470,00 3,76 5640,00 Astropower 525,00 4,77 6300,00 KYOCERA 549,00 3,47 6588,00 KYOCERA 625,00 3,74 7500,00 Astropower 699,00 6,99 8388,00

Inmueble ubicado en la ciudad de Caracas

Total


SHARP 589 3,57 32984 RELIAGEN 590 3,58 33040

PHOTOWATT 600 3,64 33600 Evergreen Solar 409 4,01 34356 PHOTOWATT 630 3,60 35280

SHARP 645 3,49 36120 Evergreen Solar 440 3,83 36960

KYOCERA 450 3,75 37800 SHARP 450 3,66 37800 BP Solar 679 3,99 38024

KYOCERA 470 3,76 39480 PHOTOWATT 565 3,65 39550 SOLAR SHELL 568 4,06 39760

BP Solar 573 3,58 40110 BP Solar 590 3,69 41300

RELIAGEN 496 3,20 41664 SOLAR SHELL 597 3,98 41790

Astropower 525 4,77 44100 SOLAR SHELL 655 4,09 45850

KYOCERA 549 3,47 46116 RWE SCHOTT

SOLAR 1800 6,00 50400

KYOCERA 625 3,74 52500 Astropower 699 6,99 78288

Apéndice 175

APENDICE E TABLAS DE LA NASA

NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available Tables

At Latitude 10.5 and Longitude -65.5

Parameters for Solar Cooking:

Insolation on horizontal surface (Definition)

Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth.

Units: kWh/m2/day

Note: insolation incident on a horizontal surface

Reference: SSE Methodology Section

Midday insolation (Definition)

Average insolation available less than 1.5 hours before or after Local Solar Noon.

Units: kW/m2

Note: n/a indicates night conditions or no data

Clear sky insolation (Definition)

Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth during clear sky days (cloud fraction < 10%).

Units: kWh/m2/day

Geometry Information Average elevation: 56 meters

Northern boundary11

Western boundary-66

Center Latitude 10.5

Longitude -65.5

Eastern boundary-65

Southern boundary10

Insolation on horizontal surface (kWh/m2/day)

Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

10 Year Average 5.23 5.93 6.27 6.21 6.00 5.81 5.91 5.95 5.91 5.74 5.14 4.94

Midday insolation (kW/m2)


4 Year Average 0.71 0.75 0.82 0.81 0.78 0.73 0.74 0.77 0.78 0.78 0.71 0.68

Clear sky insolation (kWh/m2/day)


10 Year Average 6.01 6.75 7.14 7.27 7.42 7.30 7.26 7.23 7.09 6.80 6.19 5.81

Página 1 de 11NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available Tables

30/03/2004http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/grid.cgi?var=ALL&[email protected]...

Clear sky days (Definition)

Number of clear sky days (cloud fraction < 10%).

Units: days

Parameters for Sizing and Pointing of Solar Panels and for Solar Thermal Applications:

Insolation on horizontal surface (Definition)

Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth.

Units: kWh/m2/day and percent (difference)

Notes: insolation incident on a horizontal surface percent difference minimum and maximum


Diffuse Irradiance on horizontal surface / Erbs et al. method (Definition)

Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth under all-sky conditions with direct radiation from the sun's beam blocked by a shadow band or tracking disk at the earth's surface.

Units: kWh/m2/day

Clear sky days (days)


10 Year Average 1 1 3 1 2 0 1 2 1 0 1 1

Insolation on horizontal surface (kWh/m2/day)

Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual

Average10 Year Average 5.23 5.93 6.27 6.21 6.00 5.81 5.91 5.95 5.91 5.74 5.14 4.94 5.75

Difference from average insolation (%)


Minimum -6 -5 -10 -6 -7 -7 -9 -9 -10 -8 -18 -14Maximum 5 6 7 6 13 6 6 7 7 8 12 6

Diffuse irradiance on horizontal surface / Erbs et al. method (kWh/m2/day)


Average10 Year Average 1.80 1.90 2.05 2.15 2.16 2.14 2.14 2.15 2.12 1.98 1.86 1.77 2.02Minimum 1.75 1.80 1.94 2.07 2.00 2.09 2.07 2.08 2.04 1.89 1.74 1.71 1.93Maximum 1.85 1.96 2.15 2.20 2.21 2.19 2.20 2.21 2.18 2.05 1.93 1.83 2.08Average K 0.59 0.61 0.61 0.58 0.57 0.56 0.57 0.57 0.57 0.59 0.57 0.57 0.58Minimum K 0.55 0.58 0.55 0.55 0.53 0.52 0.52 0.52 0.51 0.54 0.46 0.49 0.53Maximum K 0.62 0.65 0.65 0.62 0.64 0.59 0.60 0.61 0.61 0.63 0.64 0.61 0.62

NOTE:

Diffuse irradiance, direct normal irradiance and radiation on tilted surfaces is not calculated when the clearness index (K) is below 0.3 or above 0.8.



Notes: the minimum diffuse irradiance is when the horizontal insolation and clearness index are maximum no data is available when the clearness index is < 0.3 or > 0.8

Reference: Erbs et al., 1982, Solar Energy, Vol. 28, No. 4, pp. 293-302

Direct Normal Irradiance / RETScreen-type method (Definition)

Amount of electromagnetic energy (solar radiation) at the earth's surface on a flat surface perpendicular to the sun's beam with surrounding sky radiation blocked.

Units: kWh/m2/day and percent (difference)


Insolation clearness index (Definition)

Fraction of insolation at the top of the atmosphere which reaches the surface of the earth.

Units: dimensionless

Note: average, minimum and maximum are calculated from average, minimum and maximum insolation on a horizontal surface

Insolation normalized clearness index (Definition)

Zenith angle-independent expression of the insolation clearness index.


Reference: Perez et al., 1992, ASHRAE Transactions: Research 3578 (RP-644), pp. 354-369

Direct normal irradiance / RETScreen-type method (kWh/m2/day)



NOTE:


Difference from average direct normal irradiance (%)


AverageMinimum -8 -5 -12 -6 -7 -10 -12 -12 -13 -10 -25 -19 -12Maximum 6 7 7 8 18 8 8 9 9 10 17 8 10

Insolation clearness index (0 to 1.0)


AverageAverage K 0.59 0.61 0.61 0.58 0.57 0.56 0.57 0.57 0.57 0.59 0.57 0.57 0.58Minimum K 0.55 0.58 0.55 0.55 0.53 0.52 0.52 0.52 0.51 0.54 0.46 0.49 0.53Maximum K 0.62 0.65 0.65 0.62 0.64 0.59 0.60 0.61 0.61 0.63 0.64 0.61 0.62

Insolation normalized clearness index (0 to 1.0)


10 Year Average 0.54 0.56 0.55 0.54 0.52 0.51 0.52 0.52 0.53 0.54 0.52 0.53



Clear sky insolation (Definition)

Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth during clear sky days (cloud fraction < 10%).

Units: kWh/m2/day

Clear sky insolation clearness index (Definition)

Fraction of insolation at the top of the atmosphere which reachs the surface of the earth during clear sky days (cloud fraction < 10%).


Clear sky insolation normalized clearness index (Definition)

Zenith angle-independent expression of the clear sky clearness index.


Reference: Perez et al., 1992, ASHRAE Transactions: Research 3578 (RP-644), pp. 354-369

Solar Geometry:

Solar Noon (Definition)

The time when the sun is due south in the northern hemisphere or due north in the southern hemisphere.

Units: GMT time

Note: during Polar Winter the sun may be below the horizon at Solar Noon

Clear sky insolation (kWh/m2/day)


10 Year Average 6.01 6.75 7.14 7.27 7.42 7.30 7.26 7.23 7.09 6.80 6.19 5.81

Clear sky insolation clearness index (0 to 1.0)


10 Year Average 0.68 0.71 0.70 0.69 0.71 0.71 0.70 0.70 0.69 0.70 0.69 0.68

Clear sky insolation normalized clearness index (0 to 1.0)


10 Year Average 0.62 0.65 0.64 0.63 0.65 0.65 0.64 0.64 0.63 0.64 0.63 0.62

Solar Noon (GMT time)


GMT 1632 1637 1631 1623 1619 1622 1629 1627 1618 1608 1607 1615

Daylight (hours)


Hours 11.5 11.8 12.0 12.3 12.6 12.7 12.6 12.4 12.2 11.9 11.6 11.5



Daylight (Definition)

Time between sunrise and sunset.

Units: hours

Note: Polar daylight is 0 in winter and 24 in summer.

Daylight average of hourly cosine solar zenith angles (Definition)

The average cosine of the angle between the sun and directly overhead during daylight hours.

Average cos(ΘZ) = f cos-1 (-f/g) + g[1 - (f/g)2]½ / cos-1(-f/g) where:

f = sin(latitude) * sin(solar declination) g = cos(latitude) * cos(solar declination)



Reference: Gupta et al., 2001, NASA TP-2001-211272

Cosine solar zenith angle at mid-time between sunrise and solar noon (Definition)

Approximate monthy average ratio of horizontal surface solar beam radiation to direct normal radiation.

cos(ΘZMT) = f + g[(g - f) / 2g]½ where:

f = sin(latitude) * sin(solar declination) g = cos(latitude) * cos(solar declination)



Reference: Gupta et al., 2001, NASA TP-2001-211272 and SSE Methodology Section

Declination (Definition)

The angular distance of the sun north (positive) or south (negative) of the equator. Declination varies through the year from 23.45° north to 23.45° south and reaches the minimum/maximum at the southern/northern summer solstices.

Units: degrees

Daylight average of hourly cosine solar zenith angles (dimensionless)


Average 0.52 0.57 0.62 0.64 0.65 0.64 0.65 0.65 0.63 0.59 0.58 0.55

Cosine solar zenith angle at mid-time between sunrise and solar noon (dimensionless)


Average 0.60 0.64 0.68 0.69 0.69 0.67 0.68 0.69 0.69 0.66 0.61 0.58

Declination (degrees)


Average -20.7 -12.3 -1.81 9.70 18.8 23.0 21.2 13.7 3.09 -8.44 -18.1 -22.8



Sunset hour angle (Definition)

The angle that the earth has rotated between the time of solar noon and sunset. The earth rotates 15° with respect to the sun each hour.

Units: degrees

Maximum solar angle from horizon (Definition)

The maximum vertical angle of the sun above the horizon.

Units: degrees

Hourly solar angles from horizon (Definition)

The vertical angle of the sun above the horizon.

Sunset hour angle (degrees)


Average 85.9 87.6 89.6 91.8 93.6 94.5 94.1 92.6 90.5 88.4 86.5 85.5

Maximum solar angle from horizon (degrees)


Average 58.7 67.1 77.6 89.2 81.6 77.4 79.2 86.7 82.5 71.0 61.3 56.6

Hourly solar angles from horizon (degrees)


0000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0100 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0200 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0400 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0500 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0600 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0700 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0800 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0900 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1100 GMT 2.72 3.46 6.81 10.9 13.1 12.8 11.1 10.5 11.0 11.1 9.21 6.181200 GMT 16.2 17.7 21.5 25.5 27.2 26.6 25.0 25.0 25.7 25.4 22.8 19.31300 GMT 29.2 31.6 36.1 40.2 41.4 40.4 39.0 39.5 40.5 39.5 35.8 31.81400 GMT 41.2 44.9 50.5 55.0 55.5 53.9 52.9 54.1 55.1 52.9 47.6 43.01500 GMT 51.4 56.9 64.2 69.7 69.3 66.8 66.2 68.6 69.4 64.6 56.9 51.91600 GMT 57.7 65.4 75.5 84.4 80.5 76.4 77.3 82.7 81.4 70.9 61.2 56.41700 GMT 57.9 66.3 75.7 80.6 76.9 74.4 76.8 81.1 77.0 67.0 58.4 54.81800 GMT 51.9 59.0 64.6 65.9 64.0 63.3 65.4 66.8 63.4 56.2 49.8 47.81900 GMT 42.0 47.5 50.8 51.1 50.1 50.2 52.0 52.3 48.9 43.1 38.4 37.52000 GMT 30.1 34.4 36.5 36.4 35.9 36.5 38.1 37.7 34.2 29.1 25.6 25.52100 GMT 17.1 20.6 21.9 21.7 21.7 22.7 24.1 23.2 19.5 14.8 12.1 12.62200 GMT 3.65 6.42 7.22 7.13 7.65 9.00 10.2 8.77 4.78 0.35 n/a n/a2300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a



Units: degrees

Notes: This information is provided to assist the user in interpreting diurnal variations in both insolation and clouds. n/a indicates night conditions or no data

Hourly solar azimuth angles (Definition)

The arc of the horizon measured clockwise from True North, to the point where a vertical circle through the sun intersects the horizon.

Units: degrees

Notes: These angles are provided as a function of GMT to assist the user in interpreting diurnal variations of insolation and clouds in this data set. If either mornings or afternoons are habitually cloudy, it may be useful to point the solar panels slightly to the east or west instead of directly south. n/a indicates night conditions or no data

Parameters for Tilted Solar Panels:

Hourly solar azimuth angles (degrees)


0000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0100 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0200 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0400 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0500 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0600 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0700 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0800 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0900 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1100 GMT 111 103 93.2 82.0 72.9 68.5 70.1 77.6 88.7 100 110 1141200 GMT 115 106 96.2 84.2 74.1 69.3 71.3 79.5 91.5 104 114 1181300 GMT 121 111 100 86.1 74.1 68.5 71.0 80.6 94.8 110 121 1251400 GMT 130 119 106 88.0 71.9 64.9 68.5 80.8 99.7 119 132 1351500 GMT 144 133 117 90.4 64.0 54.5 60.3 78.9 109 137 150 1511600 GMT 165 158 147 97.8 27.4 21.5 31.3 62.2 149 174 176 1731700 GMT 192 194 211 266 310 325 325 292 235 214 204 1981800 GMT 214 222 242 270 291 301 298 280 255 236 224 2171900 GMT 229 238 253 272 286 293 291 278 262 247 236 2302000 GMT 238 247 259 274 285 291 288 279 266 253 243 2382100 GMT 244 252 263 276 286 290 288 280 269 258 248 2432200 GMT 248 256 266 278 287 291 289 282 272 261 n/a n/a2300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a

Radiation on equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (kW/m2/day)


Average



Radiation on equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (Definition)

Units: kWh/m2/day

Note: the optimum angle provides the monthly averaged maximum radiation

Reference: Leng et al., 2002, Chapter 4, http://www.retscreen.net/ang/12.php

Equivalent Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (Definition)

Equivalent Sun Hours radiation is based on the minimum monthly SSE horizontal insolation for the 10-year time period from July 1983 through June 1993.

Units: kWh/m2/day



SSE HRZ 5.23 5.93 6.27 6.21 6.00 5.81 5.91 5.95 5.91 5.74 5.14 4.94 5.75K 0.59 0.61 0.61 0.58 0.57 0.56 0.57 0.57 0.57 0.59 0.57 0.57 0.58Erbs DIF 1.80 1.90 2.05 2.15 2.16 2.14 2.14 2.15 2.12 1.98 1.86 1.77 2.02RET DNR 5.47 5.95 5.79 5.35 5.05 4.86 4.99 4.98 5.08 5.38 5.10 5.19 5.26Tilt 0 5.18 5.87 6.19 6.11 5.89 5.69 5.80 5.85 5.83 5.68 5.09 4.90 5.67Tilt 10 5.58 6.17 6.30 6.02 5.96 5.81 5.90 5.86 5.85 5.89 5.43 5.30 5.84Tilt 25 5.94 6.35 6.20 5.63 5.83 5.75 5.81 5.64 5.64 5.97 5.71 5.69 5.85Tilt 90 4.03 3.63 2.66 1.70 2.45 2.67 2.58 2.08 2.12 3.15 3.72 4.02 2.90OPT 6.00 6.35 6.31 6.11 5.96 5.83 5.90 5.87 5.86 5.98 5.75 5.78 5.98OPT ANG 35.0 26.0 13.0 0.00 11.0 14.0 13.0 6.00 7.00 21.0 32.0 37.0 17.9

NOTE:


Equivalent Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (kW/m2/day)


AverageSSE MIN 4.90 5.61 5.66 5.85 5.55 5.39 5.38 5.42 5.33 5.26 4.19 4.26 5.23K 0.55 0.58 0.55 0.55 0.53 0.52 0.52 0.52 0.51 0.54 0.46 0.49 0.53Erbs DIF 1.85 1.96 2.15 2.20 2.21 2.19 2.20 2.21 2.18 2.05 1.93 1.83 2.08RET DNR 5.02 5.61 5.09 4.97 4.66 4.37 4.36 4.36 4.39 4.82 3.78 4.16 4.63Tilt 0 4.86 5.55 5.59 5.76 5.45 5.28 5.28 5.33 5.26 5.20 4.15 4.23 5.16Tilt 10 5.21 5.82 5.68 5.67 5.51 5.38 5.36 5.34 5.27 5.38 4.38 4.54 5.29Tilt 25 5.51 5.97 5.58 5.32 5.38 5.32 5.27 5.13 5.09 5.43 4.54 4.81 5.28Tilt 90 3.73 3.42 2.47 1.69 2.32 2.51 2.40 1.98 2.02 2.90 2.93 3.35 2.64OPT 5.56 5.97 5.68 5.76 5.51 5.39 5.36 5.35 5.28 5.45 4.55 4.86 5.39OPT ANG 34.0 25.0 12.0 0.00 10.0 14.0 12.0 6.00 6.00 20.0 29.0 35.0 16.9

NOTE:


Peak Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (kW/m2/day)


AverageSSE MAX 5.50 6.30 6.70 6.61 6.76 6.15 6.28 6.35 6.33 6.20 5.76 5.26 6.18



Peak Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (Definition)

Peak Sun Hours radiation is based on the maximum monthly SSE horizontal insolation for the 10-year time period from July 1983 through June 1993.

Units: kWh/m2/day



Cloud Information:

Daylight cloud amount (Definition)

Percent of cloud amount during daylight within a region.

Units: percent

Notes: Zero = clear skies and 100 = overcast skies n/a indicates no data

K 0.62 0.65 0.65 0.62 0.64 0.59 0.60 0.61 0.61 0.63 0.64 0.61 0.62Erbs DIF 1.75 1.80 1.94 2.07 2.00 2.09 2.07 2.08 2.04 1.89 1.74 1.71 1.93RET DNR 5.83 6.41 6.25 5.81 6.00 5.26 5.40 5.43 5.56 5.95 5.98 5.61 5.79Tilt 0 5.45 6.24 6.62 6.51 6.64 6.03 6.16 6.25 6.24 6.13 5.71 5.21 6.10Tilt 10 5.89 6.57 6.74 6.41 6.74 6.16 6.28 6.26 6.27 6.38 6.13 5.67 6.29Tilt 25 6.29 6.78 6.64 5.98 6.59 6.11 6.19 6.02 6.05 6.48 6.50 6.11 6.31Tilt 90 4.29 3.87 2.78 1.70 2.65 2.79 2.70 2.14 2.19 3.39 4.26 4.35 3.09OPT 6.37 6.79 6.75 6.51 6.74 6.18 6.28 6.27 6.28 6.49 6.55 6.23 6.45OPT ANG 35.0 26.0 13.0 0.00 11.0 15.0 13.0 6.00 7.00 22.0 33.0 38.0 18.2

NOTE:


Daylight cloud amount (%)


10 Year Average 46.1 47.2 46.7 57.1 61.1 66.3 59.5 55.0 58.6 59.5 57.7 52.8

Cloud amount at available GMT times (%)


Average@0 37.1 36.2 35.4 50.0 59.4 68.5 66.9 60.6 67.0 64.7 58.3 50.9Average@3 37.7 39.2 35.1 51.9 61.1 67.8 65.9 63.2 64.9 65.7 57.5 49.2Average@6 40.5 40.3 38.7 54.3 62.9 69.8 64.7 61.0 59.0 62.9 58.3 51.2Average@9 44.5 39.1 44.0 58.9 60.8 67.4 61.8 58.5 59.1 58.8 58.2 51.4Average@12 44.4 43.7 40.2 54.6 59.8 65.0 58.3 53.2 55.2 56.9 53.9 50.4Average@15 47.6 50.0 48.3 58.7 61.2 66.9 58.3 53.4 56.8 58.9 58.1 53.7Average@18 52.8 52.1 54.1 62.7 63.7 67.9 60.2 55.5 60.4 62.1 59.7 57.5Average@21 39.7 42.9 44.2 52.3 59.8 65.3 61.4 58.0 61.7 60.3 59.0 49.8



Cloud amount at available GMT times (Definition)

Percent of cloud amount within a region.

Units: percent

Notes: Zero = clear skies and 100 = overcast skies n/a indicates no data

Frequency of cloud amount at available GMT times (Definition)

Percent of time the cloud amount is less than 10% (clear skies), between 10 - 70% (broken-cloud skies), and greater than 70% (near-overcast skies) within a region.

Units: percent

Frequency of clear skies at available GMT times (%)


< 10% @0 34.9 38.6 37.8 23.2 18.6 10.0 9.18 12.3 10.2 12.9 15.7 23.6< 10% @3 35.9 32.6 39.8 22.2 17.9 11.2 9.86 10.5 12.0 13.3 17.6 26.4< 10% @6 32.5 30.6 30.9 22.2 16.3 11.4 10.6 11.6 17.2 14.2 16.0 20.8< 10% @9 25.3 37.5 24.5 16.0 17.0 10.7 11.3 13.9 13.5 15.1 15.9 18.6< 10% @12 10.5 14.5 20.4 10.6 9.65 7.55 6.23 12.2 8.77 5.60 6.79 7.44< 10% @15 7.31 7.88 9.30 7.43 8.97 5.54 7.41 9.23 5.35 5.03 4.55 5.11< 10% @18 3.49 4.42 6.91 4.83 6.70 3.19 3.47 7.82 4.05 1.71 3.90 3.89< 10% @21 18.4 12.6 18.1 14.7 13.5 6.35 5.05 6.66 6.03 9.22 12.8 14.4

Frequency of broken-cloud skies at available GMT times (%)


10 - 70% @0 51.2 45.2 44.5 45.2 36.2 35.4 41.3 43.4 38.5 42.7 47.5 50.410 - 70% @3 50.2 50.9 45.1 43.5 35.1 36.4 42.7 43.1 39.3 40.4 46.6 52.310 - 70% @6 54.4 52.8 50.8 42.6 36.3 36.1 43.6 45.4 40.9 41.6 48.3 57.910 - 70% @9 59.6 46.9 54.7 43.1 39.4 40.8 49.5 48.0 49.3 46.4 48.6 59.010 - 70% @12 68.7 62.8 57.6 50.1 43.8 40.4 51.0 48.7 52.6 51.9 56.8 62.810 - 70% @15 67.6 63.1 60.4 50.4 42.3 37.0 50.5 52.9 56.2 51.3 56.3 61.910 - 70% @18 64.0 61.6 54.7 45.6 41.3 40.5 53.1 53.3 51.9 50.9 55.3 57.310 - 70% @21 63.3 63.9 55.7 48.3 39.0 38.9 49.6 51.8 47.3 46.9 52.6 56.8

Frequency of near-overcast skies at available GMT times (%)


>= 70% @0 13.3 15.9 17.4 31.5 44.9 54.6 49.1 44.0 51.4 44.0 36.5 25.7>= 70% @3 13.6 16.2 15.1 34.0 46.7 52.4 47.1 46.0 48.6 46.0 35.4 20.9>= 70% @6 12.6 16.2 18.1 35.4 46.9 52.5 45.5 42.6 41.9 43.7 35.7 21.2>= 70% @9 14.9 15.3 20.3 40.6 43.1 48.5 38.8 37.7 37.0 38.3 35.5 21.9>= 70% @12 20.7 22.2 21.7 39.2 46.3 51.8 42.8 38.7 38.4 42.1 36.5 29.5>= 70% @15 24.8 28.7 30.2 42.1 48.4 57.4 42.0 37.7 38.5 43.6 38.9 32.7>= 70% @18 32.0 33.7 38.2 49.6 51.7 56.1 43.2 38.8 44.1 47.1 40.7 38.6>= 70% @21 18.0 23.3 26.0 36.8 47.2 54.5 45.0 41.4 46.8 43.7 34.6 28.4



Supporting Information:

Top-of-atmosphere insolation (Definition)

Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident at the top of the atmosphere.

Units: kWh/m2/day

Note: n/a indicates no data

Surface albedo (Definition)

Fraction of insolation reflected by the surface of the earth.


Top-of-atmosphere insolation (kWh/m2/day)


10 Year Average 8.84 9.57 10.2 10.5 10.4 10.3 10.3 10.4 10.2 9.72 8.99 8.56

Surface albedo (0 to 1.0)



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Additional information about the SSE data set

Accuracy Methodology Parameters (Units & Definition)

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Questions?

Responsible NASA Official: Bruce R. Barkstrom, Ph.D. Site Administration: NASA Langley ASDC User Services: [email protected] Site URL: http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/ [Privacy, Security, Notices] [Feedback on Langley Products and Services] Document generated on Tue Mar 30 11:29:25 EST 2004



Apéndice 187

APENDICE F TABLA DEL INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICAS

CUADRO 121 - 07. DURACION DIARIA DE INSOLACION PROMEDIO Y ABSOLUTA, POR MES, SEGUN ENTIDAD FEDERAL Y ESTACION METEOROLOGICA, 2001-2002

PROMEDIO DIARIO DE INSOLACION (HORAS Y DECIMAS) ENTIDAD

FED.,EST METEOROLOGICA

Y AÑO Tipo de

insolación ANUAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

DISTRITO CAPITAL:

CAGIGAL 2001 Insolación 4,9 5,2 5,7 5,3 2,9 5,2 5,4 5,6 6,3 5,4 4 3,8 3,6 2002 Med. 6,3 7 7 7 5 6 5 6 7 6 6 7 6

AMAZONAS: PUERTO AYACUCHO

2001 Insolación 6,5 9,8 9 7,6 6,8 5,5 4,3 5,3 4 5,9 6,5 7,7 6 2002 Med. 6,2 8,5 8 6,6 5,8 4,5 3,2 4,2 5,2 5,4 7,4 7,1 8

ANZOATEGUI: BARCELONA

2001 Insolación 8 8,9 8,9 8,8 7,4 8,2 7,7 7 6,6 7,5 8 9 7,5 2002 Med. 7,6 8,5 9,2 8,2 8 6,5 5,3 6,7 7,8 7,4 7,9 7,7 8,4

APURE: GUASDUALITO

2001 Insolación 6,2 9,5 8,4 6,9 5,1 4,6 3,4 5,7 5,3 5 6,5 7,1 6,7 2002 Med. 6,1 8,9 9 6 4,3 4,7 2,8 5,3 4 6,6 6,7 6,7 7,7

SAN FERNANDO DE APURE 2001 Insolación 7,9 9,5 9,8 9,2 8,1 5,9 6,2 7,2 5,4 7,6 8,6 9,5 8 2002 Med. 7,8 8,7 9,7 8,4 7,2 6,7 4,1 7,2 6,4 7,6 8,6 9,3 9,4

ARAGUA: COLONIA TOVAR

2001 Insolación 4,9 5,7 6,2 7,2 5,3 4,6 5,1 5,3 3,5 5,5 4,5 3,7 2,4 2002 Med. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

MARACAY 2001 Insolación 7,8 9,4 9 9,5 7,2 7 6,4 7,6 6,6 7,8 7,8 8,4 7,3 2002 Med. 7,9 8,9 9,6 8,6 7,2 6,5 5,9 7,3 7,5 7,4 7,7 8,9 9,2

BARINAS: BARINAS

2001 Insolación . . . 8,6 8,2 6 4,2 4,6 5,2 6,2 . . . . . . 6,3 7,1 6 2002 Med. 6,1 8,6 7,9 6,1 4,3 4,6 3,2 5,6 5,1 6,4 6,2 7,6 7,2

BOLIVAR: CIUDAD BOLIVAR

2001 Insolación 7,8 8 8,1 8,7 7,8 7,8 7,5 7,5 7 8,1 7,7 9,1 6,8 2002 Med. 7,5 7 8,2 7,5 7,2 5,9 6,7 7,3 7,8 8,4 8,4 8,1 7,4

SANTA ELENA DE UAIREN 2001 Insolación 7,1 8,1 7,5 8,2 6,4 6,3 5,5 6,4 6,8 7,8 8,2 8,3 5,9 2002 Med. 6,8 7,3 6,5 6,6 4,6 5,1 4,6 7,1 7,2 8,6 8,7 7,9 6,8

TUMEREMO 2001 Insolación . . . . . . 6,4 6 6,5 7 6,3 7,3 8,3 7,9 8,2 7,8 5,9 2002 Med. 6,5 5,4 5,1 6,8 6 4,5 5,2 6,4 7,6 8,7 8,1 7,2 6,4

CARABOBO: PALMICHAL

2001 Insolación 5 6,5 6,7 6,5 3,5 5,6 4,4 4,9 5,3 5,1 4,4 4,2 3,3 2002 Med. 4,7 5,7 6,1 4,8 3,7 2,8 4 4,8 5,4 5,8 4,8 4,1 4,3

PUERTO CABELLO 2001 Insolación 7,3 9,1 8,5 6,2 6,5 6,7 5,6 7,7 7,1 8 7,7 7,2 6,8 2002 Med. . . . . . . 0,8 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,7 0,8

VALENCIA 2001 Insolación 7,7 9,6 9,7 9 7,5 6,5 6,6 7,1 5,9 7,8 7,3 7,8 7,6 2002 Med. 7,7 9,7 9,8 8,2 7,1 6,1 6,1 7,4 6,7 6,7 7 8 9,3

FALCON: CORO

2001 Insolación 8,4 8,9 9,3 9,4 7,3 7 8 9 9,8 8,9 7,9 8,2 7,6 2002 Med. 8,8 9,3 9,8 9 7,5 8 8,2 9,3 9,2 8,4 8,4 9,7 9,2

PUNTO FIJO 2001 Insolación 8,1 8,3 8,5 8,6 5,8 6,6 8,1 9,1 9,5 8,2 8,6 8,1 7,7 2002 Med. 7,7 9 0,9 0,8 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,9 0,8

Apéndice 189

APENDICE G CONSUMO DE LOS INMUEBLES EN LAS HORAS

NOCTURNAS Y COSTOS DEL CONSUMO ELECTRICO SIN EL ARREGLO FOTOVOLTAICO

Inmueble de 600 KWh

Consumo de la Red Eléctrica

Consumo de la red diariamente (KWh/dia) 19,81

Consumo de la red mensual (KWh/mes) 600

Costo de 500 KWh US$ (*) 27,67

Costo de cada siguiente KWh US$ (*) 0,071

Costo total mensual US$ (**) 34,77


Artefactos Electricos Cantidad Potencia (watt) Voltaje (V) Amperaje (A)=P/V Hora/dia Total

Wh/dia batidora 1 150 120 1,25 0 0

Horno pequeño 1 1400 120 11,67 0 0 Calentador de 50 lts 1 800 120 6,67 0,15 120

equipo de Sonido 2 300 120 2,50 0 0 horno Microondas 1 1400 120 11,67 0 0

Lavadora 1 1500 120 12,50 0 0 licuadora 1 100 120 0,83 0 0

Luz de pared 29 60 120 0,50 1 60 maquina de afitar 1 10 120 0,08 0 0

Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 0,5 800 Plancha normal 1 1000 120 8,33 0 0 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0 0 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0 0

Televisor 2 250 120 2,08 2 500 Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0 0

Nevera 1 350 120 2,92 1 350 Computadora 1 350 120 2,92 3 1050

impresora 1 50 120 0,42 0 0 motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0 0

Capacidad de carga Continua CCC 15831 Total Consumo de Energia 2.880,00

Inmueble de 300 KWh



Consumo de la red mensual (KWh/mes) 300




CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC) Artefactos electricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/dia Total Wh/dia

Aspiradora 1 1400 120 11,67 0 0 Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0 0

Horno Microondas 1 1400 120 11,67 0 0 Lavadora 1 500 120 4,17 0 0 Licuadora 1 100 120 0,83 0 0

Luz de pared 14 75 120 0,63 1,4 1470 Plancha 1 1000 120 8,33 0 0 Radio 2 50 120 0,42 0 0

Secador de pelo 1 500 120 4,17 0 0 Televisor 2 250 120 2,08 0,5 250 Nevera 1 350 120 2,92 0,5 175

Motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0 0 Computadora 1 350 120 2,92 0,5 175

Impresora 1 50 120 0,42 0 0 Capacidad de Carga Continua: 7261 Total consumo de Energía: 2070

Inmueble de 100 KWh


Consumo de la red diariamente (KWh) 3,33

Consumo de la red mensual (KWh) 100



CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC) Artefactos electricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/dia Total Wh/dia

Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0 0 Lavadora 1 500 120 4,17 0 0 Licuadora 1 100 120 0,83 0 0

Luz de pared 6 75 120 0,63 1,4 630 Radio 1 50 120 0,42 0 0

Televisor 1 250 120 2,08 0,3 75 Nevera 1 350 120 2,92 0,9 315

Computadora 1 350 120 2,92 0 0 Capacidad de Carga Continua: 1975 Total consumo de Energía: 1020

Inmueble de Caracas



Consumo de la red mensual (KWh/mes) 835,52





Artefactos Electricos Cantidad Potencia (watt) Voltaje (V) Amperaje (A)=P/V Hora/dia Total

Wh/dia batidora 1 150 120 1,25 0 0

Horno pequeño 1 1400 120 11,67 0,1 140 Cafetera 1 600 120 5,00 0,05 30

Calentador de 50 lts 1 800 120 6,67 0,3 240 Cocina 1 6000 120 50,00 0,5 3000

equipo de Sonido 2 300 120 2,50 0 0 horno Microondas 1 1400 120 11,67 0,1 140

Lavadora 1 1500 120 12,50 0 0 licuadora 1 100 120 0,83 0 0

Luz de pared 1 10 120 0,08 0 0 Luz de pared 18 15 120 0,13 0 0 Luz de pared 1 30 120 0,25 0 0 Luz de pared 10 40 120 0,33 0,1 4 Luz de pared 4 50 120 0,42 0 0 Luz de pared 29 60 120 0,50 0,05 3 Luz de pared 5 75 120 0,63 0 0 Luz de pared 4 100 120 0,83 0 0 Luz de pared 16 150 120 1,25 0 0

maquina de afitar 1 10 120 0,08 0,15 1,5 Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 0,1 160

Plancha normal 1 1000 120 8,33 0 0 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0 0 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0 0

Televisor 2 250 120 2,08 1 250 Timbre 1 50 120 0,42 0 0

Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0,1 7,5 Nevera 1 119 120 0,99 1 119

Computadora 1 350 120 2,92 2 700 impresora 1 50 120 0,42 0 0

motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0 0 Horno Convencional 1 4500 120 37,50 0 0

Capacidad de carga Continua CCC (Watt) 27220 Total Consumo de Energia 4.795,00

(*) Según el precio del KWh impuesto por La Electricidad de Caracas

(*) Dólar cálculado al cambio oficial: 1920 Bs

(**) Para un mes de 30 días

estudio de factibilidad técnico y económico de la adopción...

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