27.Diseño sistema energía fotovoltaica en el sector residencial.pdf

Instituto Tecnológico de Costa Rica

Escuela de Química

Ingeniería Ambiental

DISEÑO DE UN SISTEMA DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

CONECTADA A LA RED, EN EL SECTOR RESIDENCIAL

COSTARRICENSE.

Proyecto final de graduación para optar por el grado de

Licenciatura en Ingeniería Ambiental.

Dixania Azofeifa Duarte

Cartago Abril, 2012.

Diseño de un Sistema de Energía Solar Fotovoltaica Conectada a la Red, en

el Sector Residencial Costarricense.

Sustentante: Dixania Azofeifa Duarte

Aprobada por:

Dr. Floria Roa Gutiérrez.

Directora.

Escuela de Química.

Presidenta del tribunal

Ing. Carlos Roldán.

Escuela de Química.

Director del proyecto

PhD. Carlos Meza.

Escuela de Electrónica.

Miembro lector

M.Sc. Alexandra Aria.

Instituto Costarricense de Electricidad

Miembro lector

Dr. Silvia Soto

Escuela de Química

Coordinadora de trabajos finales de

graduación

I

DEDICATORIA.

A Dios por ser quien me puso en este camino.

A mi familia, mi padre Elpidio Azofeifa, mis hermanas/os y a mis queridas sobrinas Angelita

y Emily, y muy en especial a mi mami Marlene Duarte, quienes han formado parte de todo el

proceso de mi preparación universitaria, han creído en mí siempre y me brindan su apoyo

incondicional.

II

AGRADECIMIENTOS.

Quiero agradecer a la Organización AFS por la oportunidad de realizar la pasantía en

Dinamarca, al personal de Nordic Folkecenter For Renevable Energy por recibirme, muy en

especial a Jena Kruse por brindarme la oportunidad de realizar el proyecto de tesis en conjunto

con la organización, además de los conocimientos transmitidos y su apoyo durante el

desarrollo del trabajo.

A mis amigos y compañeros en la organización: SJouke, Kirsten, Christophen, Stephanie y al

Ing. Nuno Ruas, quienes contribuyeron en el desarrollo de esta tesis, brindando sus

conocimientos e ideas.

A todo el personal de la Carrera de Ingeniería Ambiental quienes formaron parte de una

forma u otra en este proceso, muy especialmente al Ing. Carlos Roldan quien como profesor

tutor colaboró durante la realización de la tesis brindándome sus conocimientos y

recomendaciones.

A cada uno de mis amigos/as y compañeros/as de carrera, con quienes compartí durante 5

años, a nivel profesional y personal, quienes me apoyaron con diferentes decisiones en mi

vida, así como en el desarrollo de proyectos.

A Guille quién ha estado a mi lado en todo momento, brindando las palabras y acciones

precisas en cada situación de mi vida, por su apoyo incondicional.

III

RESUMEN.

Costa Rica actualmente abastece el 99% de la población con servicio eléctrico; sin embargo,

no se descarta para años venideros deficiencias en el suministro energético, esto si no se

desarrollan nuevos proyectos de generación. En el país aproximadamente el 95% de la

producción eléctrica es a partir de fuentes renovables, pero en época seca aumenta la

dependencia de plantas térmicas, ya que, los proyectos hidroeléctricos (80% de generación)

disminuyen su capacidad de producción, con la reducción del caudal de los ríos.

Por otro lado, el desarrollo e implementación de la energía hidroeléctrica genera gran impacto

ambiental negativo, por ello dicha práctica es cada día menos atractiva para la sociedad

costarricense, lo que hace necesario la investigación y desarrollo de nuevas fuentes

renovables.

La energía solar es el origen de la mayoría de fuentes renovables, como es el caso de la

energía eólica, corrientes marinas, etc., el aprovechamiento de la misma representa una fuente

limpia e incluso podría llamarse inagotable y de libre acceso. Costa Rica por su posición

geográfica, cuenta con propiedades sumamente favorables para el desarrollo de energía

fotovoltaica, ya que el sol radiante está presente prácticamente 365 días al año con radiación

promedio de 1500 kWh/m2 anual. Dado a dichas condiciones se desarrolla el presente

proyecto, el cual pretende brindar al sector residencial costarricense el diseño de un sistema de

tecnología solar que permita la sustitución de parcial o total de la energía eléctrica que se

consume tradicionalmente, detallando aspectos de instalación, mantenimiento, presupuesto

requerido, y demás detalles concernientes al ciclo de vida de sistemas PV.

Bajo revisión literaria, entrevistas, implementación de modelos matemáticos para estimar

índices de radiación y cálculos de diseño de un sistema PV, se ha logrado determinar que la

implementación de sistemas PV conectados a red en el país son altamente factibles a nivel

técnico. Por ejemplo, se requiere de un sistema PV de 2 kW para generar un aproximado de

4000kWh anual, cantidad necesaria para sustituir totalmente la electricidad consumida

tradicionalmente por un cliente residencial clase media. Dicho sistema tiene un costo

aproximado de ₡6.192.000,00 ($6/Watt), con instalación incluida. En cuanto a aspectos

ambientales, las principales emisiones contaminantes de dichos sistemas se generan durante el

proceso de extracción de materiales y producción, ya que, durante el tiempo de operación

(aproximadamente 30 años), las emisiones son despreciables. Además durante la operación de

un sistema PV de 2kW, se evitan aproximadamente 79,65t CO2 emanadas a partir de la

producción de plantas térmicas a base de diesel.

Palabras claves: Energía fotovoltaica, Energías renovables, módulos, radiación, análisis de

ciclo de vida.

IV

ABSTRACT.

Costa Rica currently supplies 99% of the population with electricity service, although, without

new energy generation projects, could get deficiencies in the energy supply. In the country

approximately 95% of the electric production comes from renewables energies, but in dry

season, the country depends from the thermic plants, because with the diminution of the water

supply, the hydroelectric systems (80% supplies) decrease production.

However, the development and implementation of hydroelectric plants produces huge negative

environmental impacts, for these reasons this practice is each day less attractive to the Costa

Rican society, and is necessary the investigation and develop of new renewables energies

sources.

Solar energy is the origin of a lot of renewables sources, such as: wind energy, marine

currents, etc., the power from the sun is a clean energy, never-failing and free. Costa Rica has

feasible properties for develop this kind of energy, the geographic position do possible have

sunshine for 365 days per year and a radiation index around 1500 kWh/m2 per year. This

project has the objective to offer to the Costa Rican residential sector, the solar energy

technology system design, which can replace total or partially the electric consumption, also

details related with the installation and maintenance, budget and the life cycle assessments.

Literature revision, interviews, develop of mathematical models for the estimation of radiation

index in Costa Rica and the PV system design. The study shows the implementation of PV

system grid-connected in Costa Rica is technically feasible, for example, 2kW PV system

produce 4000kWh per year, this amount of energy is the necessary for replace the total of the

traditional electricity consumed by a residential customer. The cost of the system is

approximately ₡6.192.000 ($6/Watt), installation included. About the principal

environmental aspects, toxic emissions are producing during the production of raw materials

and the manufacture of modules, because in the operation period (around 30 years) the

emission of this technology may be negligible. Besides during the operation of 2kW PV

system, could avoid around 79,65t CO2 produces by thermic plants based on diesel.

Keywords: Photovoltaic energy, renewable energy, module, radiation, life cycle assessment.

V

TABLA DE CONTENIDOS

DEDICATORIA………………………………………………………………………………….I

AGRADECIMIENTOS………………….………………………………………………………II

RESUMEN……………………………….……………………………………………………..III

ABSTRACT…………………………….……………………………………………………....IV

ACRONIMOS………………………….………………………….…………………….………X

1. INTRODUCCIÓN………………….………………………………………………………...1

2. MARCO DE REFERENCIA. …….………………………………………………………….3

2.1 Panorama Energético en el mundo. .………………………………………………………….3

2.2 Panorama energético en Costa Rica ......................................................................................... 4

2.2.1 Consumo Eléctrico Nacional. ............................................................................................... 6

2.3 Energía solar PV. ...................................................................................................................... 9

2.3.1 Energía solar PV en el mundo. ........................................................................................... 10

2.3.2 Tendencia de los Costos en Sistemas PV. .......................................................................... 12

2.3.3 Energía Solar PV en Costa Rica ......................................................................................... 14

3. METODOLOGÍA…………………………………………………………………………...17

3.1 Elaboración de un perfil de consumo promedio de energía eléctrica en un hogar costarricense.

……………………………………………………………………………………………….17

3.2 Diseño un sistema de energía solar PV acorde a las necesidades y características de los

hogares costarricenses. ........................................................................................................... 17

3.3 Análisis del ciclo de vida de los sistemas solares PV. ............................................................ 18

3.4 Evaluar la factibilidad económica del sistema de energía solar PV diseñado. ....................... 19

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN……………………………………………………………20

4.1 Perfil de Consumo Eléctrico en Hogares Costarricences. ………………………………….20

4.1.1 Consumo Eléctrico Promedio del Sector Residencial Costarricense. ................................. 20

4.2 Diseño del Sistema de Energía Solar PV. ............................................................................... 24

4.2.1 Estudio de la Radiación Solar en Costa Rica. .................................................................... 24

4.2.2 Aspectos Técnicos del Diseño del Sistema Solar PV......................................................... 31

4.2.3 Instalación del sistema PV. ................................................................................................. 38

4.2.4 Aspectos relacionados con la instalación y mantenimiento de sistemas PV. ..................... 44

4.3 Análisis de Factibilidad Económica ....................................................................................... 55

VI

4.3.1 Tiempo promedio requerido para que el sistema se pague por sí mismo. .......................... 55

4.3.2 Proyección de costos de los sistemas PV. .......................................................................... 59

4.3.3 Costo del sistema PV considerando un crédito bancario. ................................................... 60

4.4 Análisis de Ciclo de Vida de Sistemas PV. ........................................................................... 61

4.4.1 Inventario del ciclo de vida de sistemas PV. ...................................................................... 63

4.4.2 Reducción de CO2 a nivel nacional. ................................................................................... 70

5. CONCLUSIONES…………………………………………………………………………..74

6. RECOMENDACIONES…………………………………………………………………….76

7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. …………………………………………………….77

8. ANEXOS……………………………………………………………………………………82

Anexo 1: Ecuaciones involucradas en la metodología................................................................. 82

Anexo 2: Consumo Eléctrico Promedio del Sector Residencial Costarricense ........................... 89

Anexo 3: Aspectos Técnicos del Diseño del Sistema Solar PV. ................................................. 94

Anexo 4: Ejemplos de Sistemas PV implementados. ................................................................ 101

VII

TABLA DE CUADROS

Cuadro 4.1: Consumo por abonado y precio promedio del kWh, según la empresa distribuidora para el

sector residencial, acumulado a diciembre 2010. .............................................................200

Cuadro 4.2: Tarifa eléctrica por kWh consumido por el sector residencial, en las diversas empresas

distribuidoras. ...................................................................................................................211

Cuadro 4.3: Consumo eléctrico mensual promedio para los diferentes tiempos de comida. ..................22

Cuadro 4.4: Consumo promedio mensual en iluminación por tipo de habitación (kWh). ......................23

Cuadro 4.5: Distribución porcentual del uso de energía eléctrica del sector socioeconómico medio. ...23

Cuadro 4.6: Promedio de radiación solar global mensual en Costa Rica. ...............................................24

Cuadro 4.7: Temperaturas máximas y mínimas correspondientes a siete regiones de Costa Rica. ........30

Cuadro 4.8: Resumen Sinóptico-Climático de la Región Pacífico Norte (PN), por subregión. ..............31

Cuadro 4.9: Datos generales para la estimación de la generación de energía mediante el uso del

software PV Watts. .............................................................................................................32

Cuadro 4.10: Radiación Solar mensual de dos zonas. .............................................................................33

Cuadro 4.11: Estimación de la generación de energía AC con un sistema PV de 2kW. ........................34

Cuadro 4.12: Presión del viento ejercido sobre el techo, acorde a las características de la zona en

estudio.................................................................................................................................40

Cuadro 4.13: Radiación solar promedio diaria captada por una superficie inclinada (HT MJ/m2) a

diferentes ángulos de inclinación con respecto a la horizontal. ..........................................41

Cuadro 4.14: Distancias mínimas a colocar los módulos PV para evitar sombras entre diversas filas. .43

Cuadro 4.15: Período requerido para que el sistema PV se pague por sí mismo, para tres diferentes

sistemas...............................................................................................................................58

Cuadro 4.16: Proyección de los costos de sistemas PV para los siguientes 12 años. .............................59

Cuadro 4.17: Entrada de materiales y energía para producir 1m2 de módulo PV, incluyendo pérdidas en

el proceso. ...........................................................................................................................63

Cuadro 4.18: Inventario de ciclo de vida del balance del sistema PV instalado en el techo. ..................64

Cuadro 4.19: Generación Térmica del ICE, durante el período 2000-2010. ...........................................71

VIII

TABLA DE FIGURAS

Figura 2.1: Composición de la oferta energética mundial para el 2010. ....................................................... 3

Figura 2.2: Tendencias en el consumo de energía primaria (millones de toneladas de petroleo). ................ 4

Figura 2.3: Generación histórica por fuente de energía, 1982-2008. ............................................................ 5

Figura 2.4: Estructura de electricidad según fuente utilizada para su producción, 2009. ............................. 5

Figura 2.5: Índice de electrificación para Centro América, 2000-2007. ....................................................... 6

Figura 2.6: Consumo eléctrico distribuida por sector de consumo. .............................................................. 7

Figura 2.7: Crecimiento de la demanda de generación de electricidad período 1982-2008. ........................ 8

Figura 2.8: Curvas de demanda eléctrica promedio mensuales, a diferentes horas del día. ......................... 8

Figura 2.9: Componentes de un panel solar PV. .......................................................................................... 9

Figura 2.10: Energía solar PV instalada en el mundo (MW). ..................................................................... 10

Figura 2.11: Energía PV instalada acumulada en los países miembros de IEA. ......................................... 11

Figura 2.12: Costos totales de instalación de sistemas PV “Detrás del medidor”, período 1998-2010. ..... 13

Figura 2.13: Costos de instalación y componentes del sistema PV, período 2007-2010. ........................... 14

Figura 4.1: Promedio de radiación solar global en Costa Rica. .................................................................. 25

Figura 4.2: Promedios diarios medios mensuales de la radiación solar global en Costa Rica, en los meses

enero y febrero. ......................................................................................................................... 26


marzo y abril. ............................................................................................................................ 26


mayo y junio.............................................................................................................................. 27


Julio y Agosto. .......................................................................................................................... 27


Setiembre y Octubre. ................................................................................................................. 28


Noviembre y Diciembre. ........................................................................................................... 28

Figura 4.8: Promedios diario de la radiación solar global en Costa Rica. .................................................. 29

Figura 4.9: HT promedio diaria a diferentes ángulos de inclinación (β). ................................................... 42

Figura 4.10: Distancia mínima entre filas de paneles PV para evitar sombras. .......................................... 44

Figura 4.11: Componentes del sistema PV diseñado. ................................................................................. 54

Figura 4.12: Estructura de cableado del sistema PV diseñado. ................................................................... 54

Figura 4.13: Estructura de soporte del módulo. .......................................................................................... 54

Figura 4.14: Flujo de etapas del ciclo de vida, materiales, energía y desechos de los sistemas PVs. ......... 61

Figura 4.15: Diagrama de flujo de la adquisición de materia prima para la manufactura de sistemas PVs.

..................................................................................................................................................................... 62

Figura 4.16: TRE para sistemas PV instalados en el techo, mediante datos de producción e instalación en

Europa. ...................................................................................................................................... 65

Figura 4.17: Emisiones de gases de efecto invernadero, para sistema PV instalados en el techo, mediante

datos de producción e instalación en Europa. ........................................................................... 66

IX

Figura 4.18: Comparación de emisiones de GEI entre sistemas PV y plantas de generación

convencionales. ......................................................................................................................... 67

Figura 4.19: Emisiones de Cd, para sistemas PV y otras tecnología de generación eléctrica. .................... 69

Figura 4.20: Emisiones de metales pesados durante la producción de sistemas PV. .................................. 69

Figura 4.21: Generación Térmica del ICE durante el 2011 (GWh). ........................................................... 71

X

ACRONIMOS.

AC: Corriente Alterna, por sus siglas en inglés (Alternate Current).

ACOGRACE: Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía.

ARESEP: Asociación Reguladora de Servicios Públicos.

ASCE: Sociedad Americana de Ingenieros Civiles, por sus siglas en inglés (American Society

of Civil Engineers).

CdTe: Cadmio Telurio.

CV: Caída de voltaje.

DC: Corriente directa, por sus siglas en inglés (Direct Current).

DSE: Dirección Sectorial de Energía.

ICE: Instituto Costarricense de Electricidad.

IEA: Organismo internacional de energía, por sus siglas en inglés (International Energy

Agency).

INEC: Instituto Nacional de Estadística y Censos.

kW: Kilowatts.

MINAET: Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones.

MW: Megawatts.

NEC: Código eléctrico nacional, por sus siglas en inglés (National Electrical Code).

NFPA: Asociación nacional de protección contra incendios, por sus siglas en inglés (National

Fire Protection Association).

PV: Fotovoltaica, por sus siglas en inglés (Photovoltaic).

SEN: Sistema Eléctrico Nacional.

Si: Silicio.

TRE: Tiempo retorno de energía.

W: Watts.

1

1. INTRODUCCIÓN.

La energía es fundamental para el desarrollo de todos los sectores a nivel mundial, sin embargo,

siempre han existido deficiencias en el abastecimiento de la misma, obligando a la investigación

y desarrollo constante de nuevas formas de generación. Actualmente el problema se acrecienta

día con día, la demanda energética es cada vez mayor, el constante aumento de los precios del

petróleo aunado a la escases del mismo, el calentamiento global potenciado por altas emisiones

de CO2 a partir del uso de fuentes como: carbón, combustibles fósiles, gas natural, etc.; hacen

necesario la búsqueda de nuevas fuentes de energía alternativa y limpia, que dé solución a la

demanda energética pero de manera segura y amigable al ambiente.

Costa Rica no escapa de la crisis energética que se vive a nivel mundial, a pesar de que

actualmente en el país se abastece de electricidad al 99% de la población, la demanda de energía

continuará creciendo en años venideros impulsada por el desarrollo económico y crecimiento de

la población, por lo que es necesario tomar medidas para garantizar el abastecimiento sostenible

mediante energías renovables, con menores emisiones contaminantes, con menor impacto al

ambiente y a precios competitivos.

Es necesario la investigación y desarrollo en el área de la energía solar, que permitan respaldar

los planteamientos de la potencialidad con que cuenta esta fuente energética en el país. Es

necesario el diseño de nuevas tecnologías, más eficientes, económicas y limpias, que vengan a

dar respuesta a las necesidades energéticas presentes y futuras, la Ingeniería Ambiental puede

contribuir con el desarrollo de proyectos en esta área.

Costa Rica recibe una radiación solar promedio entre 1.300-1.700 kWh/m2 anual, la cual está

disponible prácticamente todo el año. Estos valores indican que existe gran potencial para el

desarrollo e implementación de proyectos PV en el país. Al día de hoy se han desarrollado

proyectos PV en zonas remotas no cubiertas por las redes de electrificación, donde el ICE ha

instalado paneles solares para atender necesidades en pequeños caseríos. Además en octubre del

2010 se inició un proyecto piloto por parte del ICE para estimular a sus clientes en la instalación

de pequeños sistemas de generación basados en fuentes renovables incluyendo el PV para

autoconsumo. Sin embargo, se requiere mayor educación y divulgación de la factibilidad en la

2

implementación de estos sistemas que motiven a la sociedad costarricense al desarrollo de los

mismos.

Basándose en lo expuesto anteriormente se desarrolla el presente proyecto, el cual tiene como

objetivo principal el diseño de un sistema de energía solar PV conectada a la red pública, que

permita la sustitución parcial o total de la electricidad consumida tradicionalmente por una

familia costarricense, incluyendo, la elaboración de un perfil de consumo de energía eléctrica en

un hogar promedio costarricense, la evaluación de factibilidad económica de la implementación

del sistema diseñado y el análisis del ciclo de vida de este tipo de tecnología.

Para lograr estos objetivos se realizó una revisión de literatura que permitiera conocer modelos

matemáticos para la estimación de índices de radiación, horas luz, aspectos de instalación, etc., y

la aplicación de los mismos dentro del país, además se realizaron entrevistas a nivel nacional e

internacional con instituciones y profesionales afines a la temática en estudio.

Se obtienen como resultados: el perfil de consumo eléctrico de un cliente residencial promedio,

estudio de radiación solar que experimenta el territorio nacional, la potencia del sistema PV

requerido, características técnicas del inversor y del sistema de balance, detalles de instalación y

mantenimiento, aspectos económicos asociados a la implementación del sistema y el análisis de

ciclo de vida de dicha tecnología.

Tomando en cuenta que el sector residencial representa el 40% del consumo eléctrico a nivel

nacional y que la tendencia de los picos de abastecimiento se dan entre las 6:00 am y 6:00pm,

período en que pueden trabajar los sistema PV, se pretende generar una nueva estrategia de

generación energética en el país a base de energía solar, factible a nivel técnico, económico y

ambiental, que permita disminuir la dependencia de fuentes tradicionales de generación eléctrica

y garantizar el abastecimiento sostenible presente y futuro de los consumidores a nivel nacional.

3

2. MARCO DE REFERENCIA.

2.1 Panorama Energético en el mundo.

La población a nivel mundial está creciendo rápidamente, y la demanda energética aumenta aún

de manera más acelerada, International Energy Agency´s Economies (IEA), considera que los

proyectos de consumo de energía en los recientes años crecen a un ritmo de 1,4%,

aproximadamente, e incluso podrían ser mayor en las futuras décadas, para el 2035 el consumo

de energía se espera que sea cerca de 50% mayor que los niveles de consumo actuales (Renné,

2011).

La siguiente figura (2.1) muestra el panorama de la oferta energética mundial en el 2010, donde

se puede observar como el petróleo continúa a la vanguardia sobre las diversas opciones de

generación de energía.

Figura 2.1: Composición de la oferta energética mundial para el 2010.

Fuente: Roldan, 2011 (Adaptado de BP Statistical Review of World Energy, 2011).

33,6%

23,8%

29,6%

5,2%6,5%

1,3%

Petróleo

Gas Natural

Carbón Mineral

Energía Nuclear

Hidroeléctrica

Otras Energías Renovables

4

En la última década se ha dado un importante aumento en el uso de energías renovables, sin

embargo, el consumo de combustibles fósiles como el petróleo, carbón y el gas natural continúan

siendo las principales fuentes energéticas. En el caso de la energía nuclear, esta ha quedado

estancada, debido a los riesgos que presenta el desarrollo de la misma, así como los incidentes

registrados en los últimos años, la figura 2.2 muestra la tendencia de las fuentes energéticas en la

última década.

Figura 2.2: Tendencias en el consumo de energía primaria (millones de toneladas equivalentes de petroleo).

Fuente: Roldan, 2011 (Adaptado de BP Statistical Review of World Energy, 2011).

2.2 Panorama energético en Costa Rica.

Costa Rica posee diversas fuentes para generación energética, la siguiente figura (2.3) muestra el

porcentaje histórico, se observa como durante los primeros años de la década de los 80, luego de

la construcción del complejo Arenal, prácticamente no se utilizó generación térmica,

posteriormente, su uso se incrementó hasta alcanzar un máximo del 17,4% en al año 1994.

Durante los últimos años, gracias a la contribución de la generación geotérmica, y a la eólica, así

como a condiciones hidrológicas favorables, ha sido posible disminuir a niveles mínimos el uso

de la generación térmica (ICE, 2009).

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

Otras Energías Renovables Hidroelectricidad Nuclear

Petróleo Carbón Mineral Gas Natural

5

Figura 2.3: Generación histórica por fuente de energía, 1982-2008.

Fuente: ICE, 2009.

Para el año 2009 el panorama de las fuentes de generación eléctrica para Costa Rica muestra que

la electricidad consumida por los costarricenses proviene de diversas fuentes renovables,

dependiendo del periodo entre el 86 % (en periodo seco) y el 94 % (en periodo lluvioso) (Van

Der Laat, 2009), el resto requerido debe ser suplido con combustible fósil, a continuación se

presenta la estructura de generación eléctrica promedio para el 2009.

Figura 2.4: Estructura de electricidad según fuente utilizada para su producción, 2009.

Fuente: MINAET & DSE, 2010.

6

Cabe destacar que el 4,9% proveniente de fuente térmica, debe ser utilizado para compensar el

déficit de energía, es decir, petróleo importado a precios muy variables de mercado hasta saciar

la demanda. Este tema es de preocupación generalizada, por lo costoso y contaminante (Van Der

Laat, 2009).

2.2.1 Consumo Eléctrico Nacional.

Costa Rica actualmente cuenta con una cobertura nacional del 99% de suministro de electricidad,

en la figura 2.5 puede observarse el índice de electrificación (1990-2007) de Costa Rica así como

del resto de países de Centro América, cabe mencionar que actualmente alrededor de 7 millones

de centroamericanos no tienen acceso a la electricidad (ICE, 2009).

Figura 2.5: Índice de electrificación para Centro América, 2000-2007.

Fuente: ICE, 2009.

En cuanto al consumo energético, en el año 2008, el SEN generó 9.413 GWh, experimentando

un incremento del 4.5 % con relación al 2007. El ICE contribuyó a la generación total con un

75%, los generadores privados con 17% y el restante 8% fue producido por las empresas

distribuidoras. El consumo nacional fue 9.343 GWh, un 2.0% más de lo demandado durante el

7

2007 (ICE, 2009). Seguidamente se presenta una figura con la distribución de consumo eléctrico,

según el sector determinado.

Figura 2.6: Consumo eléctrico distribuida por sector de consumo.

Fuente: ICE, 2009.

El sector residencial consume aproximadamente el 40% del total de energía generada, lo cual

indica que si se desarrollara un plan para el respaldo y fortalecimiento de la energía solar

generaría gran impacto en el ahorro de electricidad producida convencionalmente. Otro aspecto a

ser considerado consiste en la demanda, desde 1990 hasta el 2007, la demanda eléctrica creció a

un ritmo anual promedio del 5%. En el 2008 la tasa de crecimiento se redujo al 2% producto de

la desaceleración económica del país debido a los efectos de la crisis económica mundial, y es de

esperar que el crecimiento del año 2009 sea incluso negativo. En la Figura 2.7 se muestra la

curva de la demanda de energía y las tasas de crecimiento, histórica y proyectada (ICE, 2009).

8

Figura 2.7: Crecimiento de la demanda de generación de electricidad período 1982-2008.

Fuente: ICE, 2009.

Además en cuanto a detalles del consumo promedio diario de electricidad, en la figura 2.8 se

observa como las horas en las que los costarricenses demandan mayor potencia eléctrica se

encuentra entre 6:00am y 6:00pm, este período coincide con las horas luz presentes en el

territorio nacional, lo cual respalda el fundamento para el desarrollo de la energía solar PV, ya

que, dichos proyectos trabajan dentro de ese rango generalmente.

Figura 2.8: Curvas de demanda eléctrica promedio mensuales, a diferentes horas del día.

Fuente: ICE, 2009.

9

2.3 Energía solar PV.

La energía solar PV consiste en la investigación y desarrollo tecnológico de dispositivos que

pueden convertir la luz solar directamente en electricidad. Las celdas solares son el componente

principal de un módulo PV, debido a que está compuesta de material semiconductor, como

silicio, cadmio, telurio, etc. Cuando los fotones de luz caen sobre la celda PV se transfiere su

energía a los portadores de carga, es así como se convierte a electricidad (European Commission,

2009). El sistema PV se encuentra compuesta principalmente por lo siguiente: celdas PV (celdas

solares) interconectadas o encapsuladas en un módulo PV, estructura de montaje para el conjunto

de módulos (panel PV), el inversor (esencial para sistemas PV conectados a la red), baterías de

almacenamiento y controladores de carga (solo para sistemas sin conexión en la red pública)

(AEI, 2011). La siguiente figura 2.9 muestra los detalles de un panel PV.

Figura 2.9: Componentes de un panel solar PV.

Fuente: Elaboración propia.

10

2.3.1 Energía solar PV en el mundo.

El desarrollo de la energía solar PV, así como la instalación de sistemas, ha crecido con ritmo

acelerado en los últimos años. Para el 2010 aproximadamente 17.500 MW fueron instalados en

todo el mundo (un acumulado aproximado de 40.000 MW), de los cuales la gran mayoría

consistieron en sistemas conectados a la red (Figura 2.10 y 2.11) (Barbose & et al, 2011).

Figura 2.10: Energía solar PV instalada en el mundo (MW).

Fuente: Elaboración propia (adaptado de BP, 2011).

La energía PV puede ser instalada en dos maneras principalmente: independiente de la red de

conexión o conectada a la red pública. A la hora de llevar a cabo la instalación de un sistema PV,

la elección dependerá de la ubicación del proyecto PV con respecto a la red de distribución

eléctrica, así como aspectos económicos y técnicos. La figura 2.11 presenta la potencia PV

instalada en el período 1992-2010 (bajo ambos tipos de instalación), el estudio realizado incluye

los registros de los países miembros del IEA.

El mercado de energía PV con mayor crecimiento durante el 2010, corresponde a Alemania con

un 74% y además continúa con el nivel más alto de capacidad instalada en términos de capacidad

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

199

6

199

7

199

8

199

9

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0

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1

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2

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3

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4

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5

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6

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7

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8

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9

201

0

Po

ten

cia

in

sta

lad

a (

MW

)

Año

Resto del mundo

Asia

Europa

Norte América

11

total (alrededor de 17,4 GW), así como per cápita (superior 212 W/ per cápita) (IEA, 2011); de

manera similar Italia, Japón y Estados Unidos continúan en la lista de los mayores

desarrolladores del mercado PV (GTM & SEIA, 2011).

Figura 2.11: Energía PV instalada acumulada en los países miembros de IEA.

Fuente: IEA, 2011.

A nivel latinoamericano, Brasil tienes instalado una capacidad PV aproximada de 20 MW, de la

cual solo el 1% es conectado a la red. En cuanto a Uruguay en el 2010 introdujo la primera

regulación para el desarrollo de sistemas PV conectados a la red en Sur América, en Perú el

organismo regulador de energía (OSINERGMIN) ha instalado 80 MW conectada a la red, este

tipo de generación energética también está siendo introducida en Argentina, Chile y Colombia.

En México durante el 2010, fueron instalados 5,6 MW para un acumulado de aproximadamente

30,6 MW, el 70% es conectado a la red. Para el 2011 se estimaba instalar alrededor de 15 MW,

triplicando lo desarrollado en el 2010 (IEA, 2011).

La industria PV ha generado muchas oportunidades económicas, en actividades como:

producción de materia prima, desarrollos de sistemas, instalación y soporte, entre otras. En

cuanto a la exportación juega un importante rol en muchos países, en el 2010 por ejemplo, en

12

cuanto a manufactura de equipos, el valor total del negocio fue aproximadamente de $60

billones, el doble del valor del 2009, esto debido a que el mercado sea incrementado

considerablemente, paralelo al negocio del valor de la producción PV. En cuanto a empleos

directos se han generado alrededor de 430.000, en el campo de la investigación, manufactura,

desarrollo e instalación, para el 2010 la cifra dobló en comparación al 2009 (IEA, 2011).

En cuanto al presupuesto público para la investigación y desarrollo en tecnologías PV en el 2010

(en los países miembros de IEA) se han reportado un aumento significativo en comparación con

años anteriores, más de $595 millones, los gobiernos están identificando claramente los

beneficios del desarrollo de la tecnología PV, mejor integración con los sistemas de energía

existentes e innovaciones. Estados Unidos para el 2010 fue líder en financiamiento para el

desarrollo e investigación en esta área ($172 millones), para el 2011 Alemania estableció asignar

€500 millones para este fin (IEA, 2011).

2.3.2 Tendencia de los Costos en Sistemas PV.

El costo promedio de instalación de los sistemas PV “detrás del medidor” (behind–the–meter) en

Estados Unidos para el año 2010, en términos reales de dólares por vatio instalado (DC-STC)1

y

antes de recibir los incentivos financieros directos o créditos fiscales, fue de $6,2/Watt, 17%

($1,3/W) menor al costo en el 2009. Además datos parciales para los primeros seis meses del

2011 indican que los costos de instalación continúan disminuyendo alrededor de $0,7/W (11%

menos) (Barbose & et al, 2011).

La variación de los costos de instalación, dependerá también del tamaño del sistema PV, tipo de

tecnología (tipo de celda), configuración (fijo o de seguimiento), entre otros, por ejemplo, en

cuanto al tamaño del sistema PV para el 2010, los costos fueron los siguientes:

Sistemas menores o iguales a10 kW, alrededor de $6,3/W y $8,4/W.

1 Utilizado para indicar el tamaño del sistema PV, la calificación más común, consiste en la reportada por el

fabricante de módulos PV, en términos de corriente directa (DC) bajo condiciones estándar de prueba (STC)

(Barbose, G & et al, 2011).

13

Tamaño residencial 3-5kW, aproximadamente $6,9/W (Estados Unidos), $4,2/W

(Alemania), excluyendo impuestos.

Para conocer de mejor manera la tendencia de los precios en los sistemas PV, se presenta las

figuras 2.12 y 2.13, claramente muestra que los costos en general han disminuido

significativamente, ejemplo de ello, los costos que no incluyen los módulos PV, han disminuido

de manera significativa en el período de análisis, aproximadamente un 37%, de $6,1/W en 1998

a $3,8/W en el 2010.

Figura 2.12: Costos totales de instalación de sistemas PV “Detrás del medidor”, período 1998-2010.

Fuente: Barbose & et al, 2011.

14

Figura 2.13: Costos de instalación y componentes del sistema PV, período 2007-2010.

Fuente: Barbose & et al, 2011.

2.3.3 Energía Solar PV en Costa Rica.

Shyam Nandwani, profesor e investigador de la Universidad Nacional de Costa Rica, ha

desarrollado diversas investigaciones en el área de la energía solar en el país, en su artículo

“Electricidad producida con energía solar” menciona: Costa Rica, dependiendo del lugar, recibe

la energía solar equivalente de 1.300 - 1.700 kWh/m2 por año, tomando 1.500 kWh/m

2 como un

promedio, la energía total recibida en el territorio (50.000 km2) en un año será de 75.000 TWh,

mientras que la energía total consumida es cerca de 29 TWh, esto significa que el potencial solar

es cerca de 2.600 veces la energía consumida en un año (Nandwani, 2009).

En 1981, el ICE inició los primeros esfuerzos en el área de la energía PV en el país, cuando

contrató la consultoría “Fuentes de Energía no Convencionales” a la firma Electrowatt

Ingenieros Consultores Suiza. Las principales conclusiones del estudio son el gran potencial de

energía solar en el país, así como recomendaciones para desarrollar proyectos pilotos en este tipo

de aprovechamiento energético. En 1999 el Instituto Meteorológico Nacional realiza un estudio,

situando el potencial solar nacional en 2,95x108 TJ, con una intensidad solar entre 1.320 y 1.970

15

kWh/m2 año, mencionando como zonas más favorables el Pacífico Norte y el Valle Central

(Murillo, 2005).

En zonas remotas no cubiertas por las redes de electrificación, el ICE ha instalado paneles

solares para atender necesidades elementales de energía en pequeños caseríos. Mediante el

Programa de Electrificación Rural con Fuentes de Energía Renovable, desde 1998 hasta abril del

2009, el ICE ha dotado a 1.072 hogares, 346 centros comunales y 82 áreas silvestres con un total

de 1.500 paneles, alcanzando una capacidad pico de 140KW (ICE, 2009). En el caso de

proyectos PV conectados a la red, el ICE ha implementado una potencia total aproximada de

38,56kW, distribuidos de la siguiente manera (Cubero, Murillo & Víquez, 2011).

Proyecto Solar San Antonio (2009), potencia instalada de 9,45kW, 54 módulos de 175W

(marca Solar World), tres inversores (marca SMA SonnyBoy), incluye una estación de

monitoreo de radiación solar, temperatura (ambiente y en los paneles). Además de una

estructura de montaje que permite ajustar el ángulo de inclinación.

Proyecto Solar Barranca (2009), potencia instalada de 9,9KW, 60 módulos de 165W

(marca Solar World), tres inversores (marca SMA SonnyBoy), incluye una estación de

monitoreo de radiación solar, temperatura (ambiente y en los paneles). Además de una

estructura de montaje que permite ajustar el ángulo de inclinación.

Proyecto Solar Colima (2010), potencia instalada de 2,5kW, 46 módulos de 55W (marca

BP255-Solar), un inversor (marca SMA SonnyBoy), instalados sobre el techo con

orientación este-oeste, con una estructura de montaje que permite ajustar el ángulo de

inclinación.

Proyecto Solar Garabito, potencia instalada de 16,6KW, 46 módulos policristalinos y 96

módulos amorfos (8,4kW y 8,26kW respectivamente), se utilizan dos tecnologías PV,

con el objetivos de analizar las más factible.

Además se tienen otros proyectos a futuro, mediante acuerdos con Japón, uno de ellos en

Miravalles (Guanacaste) con una potencia de 400kW, además en el edificio principal del

ICE (Sabana norte) de 3kW de potencia, con una inversión total de $9 millones.

16

En octubre del 2010, inició el proyecto “Plan Piloto Generación Distribuida para Autoconsumo”

el cual consiste en un programa limitado a escala experimental, diseñado por el ICE, aplicado a

sus clientes, para estimular la instalación de pequeños sistemas de generación basados en fuentes

renovables que permitan suplir de manera parcial o total la demanda eléctrica del consumidor

interesado. Tiene el propósito de estudiar las nuevas tecnologías, así como el efecto de la

generación distribuida sobre las redes, lo que permita a futuro establecer ajustes adecuados al

sistema eléctrico y al marco tarifario y regulatorio.

Actualmente, este plan cuenta con 40 clientes, cuyo tipo de proyectos son: dos híbridos PV-

eólico, un híbrido PV-hídrico, un eólico y los 36 restantes son PV, 99% residenciales. El plan

piloto fue elaborado para 2 años, sin embargo, la Ing. Alexandra Arias del área de Proyectos

Especiales, indicó que se ampliará el proyecto por dos años más, es decir, hasta el 2014.

Uno de los principales avances con el desarrollo del proyecto hasta ahora, consiste en el estudio

del marco jurídico con el objetivo de eliminar barreras y realizar las modificaciones necesarias

mediante decretos, que permita la implementación del programa de manera estructurada (no

piloto), además la definición de una tarifa que le permita a los clientes participantes del proyecto,

y en general a la venta de electricidad excedente e inyectada a la red, cuya tarifa deberá ser

aprobada por la ARESEP.

La información suministrada anteriormente, es muestra de la potencialidad con que cuenta el

país para el desarrollo y aprovechamiento de la energía solar, sin embargo, es necesario la

divulgación adecuada de información, así como el fomento de proyectos como el anteriormente

expuesto. Si la energía solar se le diera la importancia que esta posee y el respaldo necesario por

parte del gobierno así como el resto de instituciones y actores nacionales encargados del área

energética, esta vendría a dar respuesta a la deficiencia energética que podría presentar el país.

Sin embargo, es necesario demostrar el aprovechamiento de la energía solar puede realizarse de

una manera rentable y a la vez sostenible, lo cual es parte de los objetivos de este estudio.

17

3. METODOLOGÍA.

Para determinar la rentabilidad y sostenibilidad de los proyectos PV en Costa Rica es necesario

conocer el perfil de consumo eléctrico promedio de los hogares costarricenses con el fin de

diseñar el sistema requerido y así poder analizar el ciclo de vida y la rentabilidad del mismo.

A continuación se describe la metodología utilizada para realizar estos análisis.

3.1 Elaboración de un perfil de consumo promedio de energía eléctrica en un hogar

costarricense.

Se investigó acerca del consumo promedio de electricidad para los hogares promedios

costarricenses, esto mediante el estudio de información de consumo suministrada por

las instituciones ICE e INEC.

Se aproximó el consumo eléctrico promedio por actividad doméstica en los hogares

costarricenses, mediante el estudio de los aparatos eléctricos tradicionales que poseen

las familias, así como tiempos de consumo diarios y voltajes de dichos aparatos. La

información se obtuvo del estudio: “Encuesta de Consumo Energético Nacional en el

Sector Residencial de Costa Rica, Año 2006, realizado por la Dirección Sectorial de

Energía.” Los resultados analizados fueron los correspondientes al sector

socioeconómico medio, el estudio incluyó como área residencial aquel compuesto por

todas las viviendas particulares ocupadas en el país al momento de realizarse la encuesta

(Julio-Agosto 2006). Abarcando una muestra de 1636 viviendas, distribuidas un 61% en

la zona urbana y un 39% en rural. Al mes de junio se estimaban 1 075 000 viviendas

particulares ocupadas en el país (Ramírez, et.al, 2006).

3.2 Diseño un sistema de energía solar PV acorde a las necesidades y características de los

hogares costarricenses.

Se desarrollaron giras de exploración y estudio de los sistemas de energía solar en un

centro de investigación y diseño de tecnologías de energías renovables (Nordic

Flockecenter for Renewable Energy), además se entrevistó a los coordinadores del

centro, cuya información permitió conocer de mejor forma el funcionamiento de los

diversos sistemas de energía solar PV.

18

Se realizaron cálculos de la radiación solar promedio (kWh/m2) en Costa Rica y ángulos

solares promedio, con el fin de determinar la zona con mayor potencialidad para el

desarrollo e implementación de energía PV.

La estimación de la radiación solar global en Costa Rica y sus diversas regiones se

realizó mediante es análisis del estudio realizado por Wright, J (2002) “Mapas de

Radiación Solar en Costa Rica”.

Los cálculos de ángulos solares y demás índices de radiación se realizaron basándose

en: Kumar et al (2011) “Optimization Of Tilt Angle For Photovoltaic Array”,

Calabró, E (2009) “Determining optimum tilt angles of photovoltaic panels at typical

north-tropical latitudes”, Ulgen, K (2006) “Optimum Tilt Angle for Solar

Collectors”, Messenger, A & Ventre, J. (2010). “Photovoltaic Systems

Engineering”.

Aspectos técnicos del diseño del sistema solar PV, se realizaron basados en el libro

“Photovoltaic Systems Engineering”, (Messenger, A & Ventre, J, 2010), además se

utilizaron los softwares PV watts y RetScreen International, estándar ASCE-7

“Minimum Design Loads for Building and Others Structures”, así como revisión de

legislación establecida en el NFPA 70 y NEC 690.

Consideraciones en la instalación y mantenimiento de sistemas PV, usando como base

manuales publicados por Samsung y Sanyo Electric.

3.3 Análisis del ciclo de vida de los sistemas solares PV.

Análisis de ciclo de vida del sistema propuesto, basado en estudios realizados por

Fthenakis & Kim, (2009), “Photovoltaics: Life-cycle analyses”; Kannan et al, (2005),

“Life cycle assessment study of solar PV system: An example of a 2,7kWp distributed

solar PV system in Singapore”, incluyendo los siguientes aspectos:

Inventario del ciclo de vida.

Tiempo de retorno de la energía.

Emisiones de gases de efecto invernadero.

Emisiones de metales pesados.

19

Cálculos de emisiones de CO2 a minimizar mediante la implementación de energía PV

en el país como alternativa a sustituir la producción de energía térmica.

3.4 Evaluar la factibilidad económica del sistema de energía solar PV diseñado.

Se estimó el costo de la implementación del sistema elegido, así como sistemas PV de

diversos tamaños, mediante cotizaciones a empresas que distribuyen dicha tecnología en

el país.

Se determinó del tiempo de retorno de inversión del sistema, mediante la estimación del

ahorro que se obtendría una vez que el sistema PV inicie el remplazo de la energía

eléctrica consumida tradicionalmente, el precio de la tarifa se estableció acorde a lo

estipulado actualmente por el ICE, así como proyecciones futuras.

20

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

4.1 Perfil de Consumo Eléctrico en Hogares Costarricences.

Se realiza el análisis del consumo eléctrico promedio de las familias costarricenses y estudio del

uso de la energía en las actividades domésticas, a partir de reportes generados por el ICE y

ARESEP, así como una publicación realizada por la Dirección Sectorial de Energía (DSE) de

Costa Rica.

4.1.1 Consumo Eléctrico Promedio del Sector Residencial Costarricense.

El análisis del consumo eléctrico promedio se presentan mediante el estudio de las diversas

empresas distribuidoras que brindan el servicio en las diferentes regiones del país (Anexo 1). El

siguiente cuadro (4.1) muestra información del sector residencial, en cuanto a la cantidad de

abonados que posee cada una de las empresas distribuidoras nacionales, el consumo promedio

mensual, y las ventas de electricidad a dicho sector.

Cuadro 4.1: Consumo por abonado y precio promedio del kWh, según la empresa distribuidora

para el sector residencial, acumulado a diciembre 2010.

Empresa Distribuidora Abonados Ventas

MWh

Consumo Promedio

mensual kWh

Precio

Promedio ¢

ICE 551.930 1.239.130 187 80,07

CNFL 424.508 1.316.456 258 67,88

JASEC 71.744 221.832 258 60,20

ESPH 59.821 193.285 269 60,20

COOPELESCA 63.289 142.871 188 55,82

OOPEGUANACASTE 54.846 170.648 259 69,64

COOPESANTOS 33.568 60.112 149 66,70

COOPEALFARO 4.712 10.758 190 66,00

Total 1.264.418 3.355.094 - -

Fuente: ARESEP, 2010

Notas: Cifras preliminares a diciembre 2010.

Los abonados son el promedio mensual. El consumo por abonado no incluye las ventas por

alumbrado público.

21

Las ocho empresas distribuidoras de servicio eléctrico nacional brindan el servicio a

1.264.418 usuarios, con un promedio de consumo eléctrico mensual de 220kWh, con un monto

aproximado de ¢66/kWh consumido. Para mayor detalle de la tarifa eléctrica se presenta la

siguiente información.

Cuadro 4.2: Tarifa eléctrica por kWh consumido por el sector residencial, en las diversas empresas

distribuidoras.

Empresa Distribuidora Primeros 200 kWh

(¢)

201-300kWh

(¢)

kWh adicional

(¢)

ICE 68 125 133

CNFL 56 84 95

JASEC 57 70 70

ESPH 50 71 71

COOPELESCA 68 85 85

COOPEGUANACASTE 57 86 86

COOPESANTOS 69 118 118

COOPEALFARO 61 83 83

Fuente: La Gaceta No. 23 del 1 de febrero del 2012.

Distribución del uso de la energía eléctrica.

Según “Encuesta de Consumo Energético Nacional en el Sector Residencial de Costa Rica Año

2006”, realizado por la DSE, la distribución del uso de la energía eléctrica se presenta en cinco

categorías:

a. Cocción: Incluye el consumo de electricidad de la cocina eléctrica, el sartén eléctrico y la

plantilla eléctrica.

b. Iluminación: Se incorpora el consumo eléctrico de los bombillos, fluorescentes y

fluorescentes compactos.

c. Enfriamiento: contempla el consumo generado por la refrigeradora.

d. Generación de fuerza: incluye el consumo eléctrico de la lavadora.

e. Producción de calor: considera el consumo de hornos eléctricos (independientes o

incorporados a la cocina), hornos de microondas, la plancha eléctrica, la termo ducha,

percolador, además de otros artefactos como: tostadores, secadoras de pelo, etc.

22

A continuación se describe de manera más amplia los diversos usos de la energía eléctrica.

Hábitos de cocción.

El uso de la energía eléctrica en cocción representa poco más de una cuarta parte del gasto total

de energía eléctrica en el sector residencial, los tiempos de preparación de comidas son

superiores a 25 minutos (Anexo 2.2). Es importante indicar el gasto promedio en kWh en cada

uno de los tiempos de comida, cuadro 4.3.

Cuadro 4.3: Consumo eléctrico mensual promedio para los diferentes tiempos de comida.

Fuente: Ramírez, et.al, 2006.

Equipos de alto consumo energético.

Existen en los hogares, ciertos artefactos y equipos que se consideran de alto consumo de energía

eléctrica, entre los cuales: refrigeradora, plancha, ducha eléctrica, percolador, y lavadora. Estos

equipos representan aproximadamente el 60% de la energía eléctrica que se consume en las

actividades del hogar (Ramírez, et.al, 2006).

En cuanto al refrigerador, la mayoría de las familias tienen de tamaño medio y genera un

gasto promedio mensual es de 91kWh, la marca que predomina es Atlas.

El planchado se realiza generalmente una vez por semana, alrededor de 9h por mes, con

un consumo de energía estimado de un poco menos de 10kWh.

La lavadora, se utiliza más de una vez a la semana, consumo estimado de 21,1kWh

promedio al mes, más de 20h al mes.

La ducha eléctrica, tiene un consumo aproximado de 41kWh mensual.

Percolador, con un consumo aproximado de 7,8kWh promedio mensual.

Comida Consumo mensual promedio (kWh)

Desayuno 27,3

Almuerzo 65,2

Cena 46,1

Horno eléctrico 6,5

Total 145,1

23

Iluminación.

En cuanto a distribución del consumo estimado de la electricidad de los bombillos en las

diferentes habitaciones y los gastos promedios mensuales en kWh, se concluye que, el mayor

consumo está concentrado en los dormitorios, sala comedor y en el exterior de la vivienda, con

un gasto mensual aproximado de 45kWh, Cuadro 4.4.

Cuadro 4.4: Consumo promedio mensual en iluminación por tipo de habitación (kWh).

Habitación Consumo (kWh)

Cocina 5,7

Sala 6,7

Comedor 6,2

Dormitorios 9,7

Resto Interior 2,0

Resto Exterior 7,4

Total 37,7


Con la información anterior se construye el siguiente cuadro 4.5, el cual muestra la distribución

porcentual del uso de la energía eléctrica para el sector socioeconómico medio según su uso.

Cuadro 4.5: Distribución porcentual del uso de energía eléctrica del sector socioeconómico medio.

Usos Consumo mensual kWh (%)

Cocción 145,1 42

Enfriamiento 91,0 26

Iluminación 37,7 11

Producción de Calor 51,0 15

Generación de Fuerza 21,0 6

Total 345,8 100

Fuente: Elaboración propia (Adaptado de Ramírez, et.al, 2006).

Cabe mencionar que el cuadro anterior representa una familia del sector socioeconómico medio,

que cuenta con todos los aparatos electrodomésticos mencionados en el apartado anterior, y que

además utilice como fuente de cocción solo electricidad, es por ello que el consumo promedio

(kWh) está por encima de los datos publicados (Cuadro 4.1), ya que en el país un alto porcentaje

de las familias utilizan como principal fuente de cocción el gas.

24

4.2 Diseño del Sistema de Energía Solar PV.

4.2.1 Estudio de la Radiación Solar en Costa Rica.

El estudio de radiación solar permite determinar la potencialidad que presenta el país para el

desarrollo e implementación de energía PV, a continuación se presentan los resultados obtenidos.

4.2.1.1 Estimación de la radiación solar global en Costa Rica.

El siguiente cuadro 4.6 y figura 4.1 presentan los resultados de la radiación solar extraterrestre

en el plano horizontal a la tierra (H0), radiación solar intraterrestre en el plano horizontal de la

tierra (H), la radiación extraterrestre perpendicular al sol (Hx), como datos de entrada se

determinó para Costa Rica, una latitud de 9,56°N y una longitud de 84,6°W.

Cuadro 4.6: Promedio de radiación solar global mensual en Costa Rica.

Mes Hx (MJ/m2) H0 (MJ/m

2) H (MJ/m

2)

Enero 58,49360 15,49339 12,39471

Febrero 58,96314 16,92923 13,54339

Marzo 59,37877 18,42182 14,73746

Abril 59,66752 19,28050 15,42440

Mayo 59,81193 19,38550 15,50840

Junio 59,76200 19,24523 15,39618

Julio 59,47715 19,23089 15,38471

Agosto 59,07097 19,15821 15,32657

Septiembre 58,70686 18,52376 14,81901

Octubre 58,40697 17,16616 13,73293

Noviembre 58,18425 15,66619 12,53295

Diciembre 58,17640 14,93960 11,95168

Promedio 59,00830 17,78671 14,22937

Total 708,09956 213,44049 170,75239


25

Figura 4.1: Promedio de radiación solar global en Costa Rica.


Los datos anteriores muestran que la radiación horizontal extraterrestre sobre la superficie

nacional evidencia una radiación mensual dentro del rango de 15,5-19,3MJ/m2, con un promedio

anual aproximado de 17MJ/m2, en general los valores son constantes durante todo el año.

4.2.1.2 Radiación solar global por región Costarricense.

En el presente apartado se analiza la radiación solar global que se emite sobre una superficie

horizontal en las diferentes regiones del país, con el objetivo de elegir aquella con mayor

potencial para el diseño del sistema de energía solar PV. El análisis de índices de radiación en

Costa Rica, se realiza basándose en el estudio realizado por Jaime Wrigth (2002) del

departamento de Física de la Universidad Nacional de Costa Rica, dicho estudio presenta mapas

de radiación solar con promedios diarios mensuales para las diferentes regiones del país, los

cuales se presentan seguidamente.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

Ra

dia

ció

n (

MJ

/m2

)

Hx

H0

H

26

Figura 4.2: Promedios diarios medios mensuales de la radiación solar global en Costa Rica, en los

meses enero y febrero.

La radiación solar global promedio ponderada para los primeros meses del año es de 16,5MJ/m².


meses marzo y abril.

En los siguientes meses (marzo y abril) se observa decrecimiento de los valores de radiación, de

norte a sur en la Vertiente del Pacífico y gradualmente creciente de este a oeste en la Vertiente

del Caribe. La radiación máxima (24MJ/m²) se registra en el Pacífico Norte (Liberia y Santa

Cruz) y al oeste del Valle Central (Turrúcares y Fabio Baudrit); mientras, la radiación mínima

(11,5MJ/m²) se registra en las llanuras del Caribe, específicamente en la Lola de Matina.

27


meses mayo y junio.

La radiación solar decae durante los meses de mayo y junio (figura 4.4), asociado al aumento de

la nubosidad y a la precipitación pluvial. Alcanzando un máximo de 19MJ/m² al oeste del Valle

Central, Pacífico Norte, Sarapiquí, Pacífico Sur y Turrialba mientras la radiación mínima ocurre

en la Lola (Llanuras del Caribe). Los promedios ponderados para los meses mayo y junio,

corresponden a 16,3 y 14,8MJ/m², respectivamente. La radiación global promedio ponderado

para ambos meses fue de 15MJ/m².


meses julio y agosto.

28

Para los meses julio y agosto, la radiación sigue disminuyendo, con un promedio ponderado para

ambos meses de 14,5MJ/m².


meses setiembre y octubre.


meses noviembre y diciembre.

En los meses de noviembre y diciembre, se observan los valores más bajos de radiación del año,

esto asociado a la disminución de la duración del día (o número de horas de brillo solar) (Wright,

2002). En promedio global anual de radiación del país, para las diversas regiones, se observa en

la siguiente figura 4.8.

29

Figura 4.8: Promedios diario de la radiación solar global en Costa Rica.

Los valores diarios medios anuales de la radiación solar global en Costa Rica destacan

claramente que la mayor radiación solar diaria ocurre en la región norte de la Vertiente del

Pacífico (18MJ/m²). En la vertiente del Caribe la peculiaridad es el mínimo de radiación solar

diaria en las faldas con orientación hacia el Norte de la Cordillera de Talamanca. El promedio

ponderado anual es de 16MJ/m². Además se observa que durante la época seca (diciembre,

enero, febrero, marzo y abril) aumenta el gradiente reactivo sobre el territorio nacional, en

comparación con la época lluviosa, esto es debido a la disminución de la nubosidad y al

aumento de la transparencia atmosférica (Wright, 2002).

Un aspecto importante a considerar, los valores de radiación promedio diaria obtenidos por

Wright (16MJ/m²) son similares a los estimados en el presente proyecto (figura 4.1) promedio de

17MJ/m2

día, además concuerda con lo citado por Ph.D. Shyam Nandwani (2009) 16,2MJ/m2

día.

30

4.2.1.3 Análisis de Temperatura.

En cuanto a las condiciones térmicas de Costa Rica, se determinan zonas y regiones para el

estudio de condiciones climáticas, obteniendo como temperatura máxima para el país es de 33°C

en la región del Pacífico Norte y la temperatura mínima es de aproximadamente 8°C, y se

experimenta en la zona montañosa del sur. Seguidamente se presenta la temperatura máxima y

mínima para las diferentes regiones del país.

Cuadro 4.7: Temperaturas máximas y mínimas correspondientes a siete regiones de Costa Rica.

Región Temperatura Máxima (°C) Temperatura Mínima (°C)

Pacífico Norte 33 17

Pacífico Central 30 18

Pacífico Sur 32 17

Montañosa del Sur 25 8

Valle Central Occidental 27 10

Norte 31 17

Atlántica 31 13

Fuente: Solano J & Villalobos, s.f.

Se analizará de manera más amplia la región Pacífico Norte, debido a que esta es la que presenta

mayor índice de radiación, con el objetivo de conocer ampliamente las características climáticas.

La Región Pacífico Norte comprende la provincia de Guanacaste y los cantones de Esparza y

Montes de Oro de la provincia de Puntarenas; y los cantones de Orotina y San Mateo de la

provincia de Alajuela. Se destaca en esta región la presencia de grupos climáticos como son:

áreas de clima templado (mesotermal) y áreas de clima tropical con estación seca, ambos

modificados a lo largo de esta región por factores geográficos que influyen en la intensidad de

los sistemas atmosféricos (Solano & Villalobos, s.f).

Esta región se caracteriza por ser una de las más extensas, donde se destaca la diversidad

climática del Pacífico nacional, razón por lo que se ha dividido en cuatro subregiones para su

31

descripción general: Subregión Occidental de la Península de Nicoya (PN1), Subregión Central

del Pacífico Norte (PN2), base y faldas de las cordilleras de Guanacaste y Tilarán (PN3), y

caudal baja de los ríos Barranca y Grande de Tárcoles (PN4). En el Pacífico Norte se presentan

pequeñas áreas de clima templado, estas son aisladas y es posible encontrarlas en altitudes de

800 a 1500msnm. La región se distingue por su temperatura, la cual va de moderada a alta, y un

período seco relativo a cada Subregión, que va de tres a seis meses (Solano & Villalobos, s.f).

El siguiente cuadro (4.8) presenta información sinóptico-climática, con los valores en lo

referente a la precipitación media anual, número de días con lluvia promedio y duración

aproximado del período seco, temperatura máxima, mínima y media anual.

Cuadro 4.8: Resumen Sinóptico-Climático de la Región Pacífico Norte (PN), por subregión.

Subregión Lluvia

Media

Anual (mm)

T. Máxima

Media

Anual (°C)

T. Mínima

Media

Anual (°C)

T. Media

Anual

(°C)

Promedio de

días con

lluvias

Duración del

período seco

(meses)

PN1 2385 30 23 25 a 30 99 4

PN2 1800 33 22 28 97 5

PN3 2462 25 17 21 173 3

PN4 2637 27 a 30 20 a 23 25 a 28 111 4

Promedio

(PN) 2321 29,13 20,88 25,75 120 4

Fuente: Solano & Villalobos, s.f.

4.2.2 Aspectos Técnicos del Diseño del Sistema Solar PV.

4.2.2.1 Tamaño del sistema solar PV.

El diseño del sistema fotovoltaico incluye gran cantidad de componentes, entre ellos: módulos

PV, inversor, caja de distribución, sistema de cableado, etc. El tamaño del mismo dependerá de

la cantidad de electricidad que se desea generar, la radiación solar de la zona donde se desea

implementar, así como tomar en cuenta el presupuesto requerido para la adquisición. A

32

continuación se presentan los aspectos involucrados en el diseño de un sistema PV, con el

objetivo de suplir 4000kWh/año, consumo aproximado de una familia costarricense clase media.

El software PVWatts permite realizar el cálculo aproximado de producción energética de un

sistema PV base, acorde a las condiciones específicas de la zona donde se desea implementar.

Debe considerarse que este software presenta una deficiencia importante, debido a que en sus

bases de datos no se registra información sobre Costa Rica, por lo tanto se procederá a utilizar la

zona de Rivas Nicaragua, debido a que dentro de las zonas disponibles en la herramienta

computacional, esta es la región que presenta mayores similitudes en cuanto a posición

geográfica y climática con la zona del Pacífico Norte costarricense.

La estimación de producción energética del sistema PV depende de la radiación solar en la zona,

el ángulo de inclinación al que se colocarán los módulos, el porcentaje de eficiencia del inversor

para transformar la energía DC a energía AC, entre otros. A continuación se presentan los datos

base con que cuenta el software de la zona Rivas-Nicaragua.

Cuadro 4.9: Datos generales para la estimación de la generación de energía mediante el uso del

software PV Watts.

Datos del Lugar

Lugar Rivas-Nicaragua Pacífico Norte – CR

Latitud 11,42°Na 9,54°N

Longitud 85,83°Oa 84,56°O

Elevación 53ma 1150m

Especificaciones del sistema PV

Generación DC 2kW

Factor de reducción de potencia

DC a AC

0,9

Generación AC 3,08kW

Tipo de serie Sistema fijoa

Ángulo de Fijación 9,42°b

Azimut (con el sur de referencia) 180,0°a

Fuente: Elaboración propia (Adaptado de PV Watts).

a. Datos introducidos por el software.

b. Datos introducidos por el usuario.

A continuación se presentan datos de radiación solar para la zona Pacifico Norte de Costa Rica

en comparación con los datos de la región de Rivas Nicaragua.

33

Cuadro 4.10: Radiación Solar mensual de dos zonas.

Mes Radiación solar diaria-horizontal (kWh/m2-día)

Pacífico Norte - Costa Rica Rivas-Nicaragua*

Enero 5,92 5,92

Febrero 6,65 6,41

Marzo 7,02 6,31

Abril 6,42 5,84

Mayo 5,23 4,93

Junio 4,85 4,13

Julio 4,87 4,35

Agosto 4,87 4,34

Setiembre 4,74 4,49

Octubre 4,56 4,52

Noviembre 4,63 4,84

Diciembre 5,30 5,28

Anual 5,41 5,10


*Estimado con el software PVwatts.

Con lo anterior se observa que ambas zonas cuentan con condiciones bastante similares en

cuando a la radiación solar, lo que permite garantizar la confiabilidad para la utilización de la

información de la zona de Rivas como base para aplicarla en la zona Pacifico Norte de Costa

Rica.

En el presente proyecto se estima inicialmente para la producción de energía de un sistema PV

de 2kW, tomando como base que se consumirá 4000kWh/año en la familia que desea

implementar el sistema, el tamaño del sistema PV se puede ajustar según los gustos del usuario

hasta que obtenga la producción que requiere. Seguidamente se presentan los resultados de

producción energética obtenidos con base a los datos de entrada introducidos (Cuadro 4.9).

34

Cuadro 4.11: Estimación de la generación de energía AC con un sistema PV de 2kW.

Mes Radiación Solar (kWh/m2/día) Energía AC (kWh)

Enero 5,92 289

Febrero 6,41 282

Marzo 6,31 315

Abril 5,84 285

Mayo 4,93 255

Junio 4,13 208

Julio 4,35 229

Agosto 4,34 222

Setiembre 4,49 218

Octubre 4,52 221

Noviembre 4,84 226

Diciembre 5,28 254

Anual 5,10 3004

Fuente: Elaboración propia (utilizando el Software PVWatts).

Los resultados anteriores son menores a los deseados, esto es debido a que las estimaciones

realizadas por el software no son para la zona específica del Costa Rica, así como otras

aproximaciones en cuanto a un número promedio de horas luz anual; por lo tanto se procede a la

realización de un cálculo general con el fin de verificar la capacidad de producción de un sistema

de 2kW de 4000kWh/anual. Sabiendo que en el país se perciben entre 11 y 12 horas luz durante

los 365 días del año (anexo 3.1) y un brillo solar promedio (radiación solar directa) de 5,5 horas

(anexo3.2), se puede estimar lo siguiente:

Lo anterior evidencia que un sistema PV de 2kW está en capacidad de generar un total de

electricidad igual o mayor a 4000kWh anual.

4.2.2.2 Selección del Inversor.

El inversor debe estar en capacidad de manejar la carga de salida del sistema PV (2kW), cabe

mencionar que los inversores permiten tamaños de sistemas PV de hasta 10% o más que la

potencia nominal del inversor, sin embargo, lo más apropiado es que el tamaño del mismo sea lo

más cercano posible al tamaño del sistema PV (Messenger & Ventre, 2010).

35

Además debe considerarse dentro de las especificaciones del inversor, que la carga de salida del

sistema PV no debe exceder el voltaje máximo de entrada permitido por el inversor, ni que dicha

carga caiga por debajo del punto de potencia máximo (PPM) más bajo del nivel de tensión. Otras

consideraciones son las siguientes (Messenger & Ventre, 2010):

Incluye desconexión de energía AC y/o DC.

Fuente de combinación de circuitos de entrada.

Rango de eficiencia.

Tamaño y peso del inversor.

Clima que influye sobre donde colocarlo (interior o exterior de la casa).

Producción de ruido.

4.2.2.3 Selección del módulo PV.

La selección del tipo de tecnología deseada para el módulo PV dependerá de condiciones

climáticas de la zona a instalar, aspectos eléctricos, eficiencia y costos asociados. Además debe

considerarse que las propiedades eléctricas de los mismos concuerden con aspectos requeridos

por el inversor, para que puedan trabajar de manera conjunta, a continuación se indican las

condiciones a analizar.

Rango de temperatura de operación del módulo PV.

El rango de temperatura de operación del módulo dependerá de la temperatura máxima y mínima

de la región donde se desea implementar el modulo, así como de los índices de irradiación.

Además se considera la temperatura nominal de operación de la celda (NOCT), temperatura de

diseño del panel bajo condiciones específicas del proveedor. Para la zona del Pacífico Norte el

rango de la temperatura de operación de los módulos PV sería: 17°C y 64,5°C, mínima y máxima

respectivamente (estimado con la ecuación 23, Anexo 1).

Voltajes máximo y mínimo de operación del módulo PV.

Con los valores del rango de temperatura de operación, se estiman los valores de voltaje

(máximo y mínimo) de operación del sistema PV, cabe mencionar que los valores reportados

36

por el proveedor corresponden a una temperatura de 25°C, la cual muchas veces no concuerda

con la temperatura del lugar donde se desea implementar el sistema.

Los datos eléctricos de los módulos PV son requeridos para estimar el voltaje máximo y mínimo

del circuito abierto, el voltaje máximo es de suma importancia, se requiere conocer para llevar a

cabo la elección del inversor, este no debe exceder el voltaje máximo de entrada que posee el

inversor, en caso contrario, el inversor podría dañarse. En el caso del voltaje mínimo, este es

requerido para asegurar que el voltaje de salida del sistema no caiga por debajo del mínimo

permitido en el rango de potencia del inversor. Todo esto acorde a lo estipulado en la norma

NFPA 70, NEC 690.7.

Cantidad de paneles a conectar por inversor.

Una vez determinado el voltaje máximo por módulo se puede verificar la cantidad de módulos

máximos y mínimos, que pueden conectarse en serie al inversor, lo cual depende del voltaje de

entrada del mismo.

4.2.2.4 Balance del sistema.

Cuando se ha determinado la elección del inversor así como del módulo PV a utilizar, se deben

definir el resto de criterios del balance del sistema, cableado, caja de distribución, estructura de

soporte y demás aspectos de carácter eléctrico.

Cableado en la extensión de los módulos PV.

Todo módulo PV trae adjunto un cable tipo cobre #10 positivo y negativo, 3 pies de longitud, lo

cual permite conectar los módulos entre sí. Una vez concluido el número de módulos que se

requieren conectar, se estima la longitud del cableado asociado, esta longitud es requerida para

hacer cálculos de caídas de voltaje involucrado.

Es importante tomar en cuenta que todo circuito que involucre paneles PV actúa como antena de

disturbios electromagnéticos, por lo tanto deben tomarse en cuenta medidas que permitan evitar

posibles impactos, como: minimizar el área del circuito del cableado y con ello minimizar el

acoplamiento a la caída de rayos cercanos, además la instalación de un pararrayos en el punto de

37

entrada de la carga generada en los módulos hacia el inversor, es decir, al final del circuito

(Messenger & Ventre, 2010).

Cableado involucrado en la caja de distribución e inversor.

Para la determinación de las características del cableado para la conexión desde la caja de

distribución hasta el inversor, debe conocerse la distancia involucrada entre estos componentes,

así como la temperatura ambiente que puede alcanzar la zona donde se instalará. En cuanto a la

distancia involucrada, se recomienda que esta sea menor de 30m por motivos de pérdidas en el

cableado. El tamaño del cableado se basa en satisfacer dos constantes principales: la ampacidad

y la caída de voltaje.

Ampacidad.

Una de las condiciones que debe presentar el tipo de cable a elegir consiste en un amperaje

mayor al 156%Isc2, este porcentaje proviene de dos componentes, el NEC 690.8(A), donde se

hace mención que la corriente máxima de un módulo debe ser considerada como el 125% Isc,

debido a que bajo condiciones de nubosidad, las nubes actúan como una gran lupa dirigiendo el

sol hacía el campo PV con una intensidad 25% mayor a la que se obtiene a pleno sol. El

segundo NEC 690.8 (B), la cual requiere que el cableado a seleccionar se asuma un máximo de

corriente PV con flujo continuo (3 horas o más) y bajo condiciones de operación, por lo tanto se

debe adicionar un 25% al tamaño del cableado (Messenger & Ventre, 2010).

Cabe mencionar que existen factores de corrección si el sistema PV es expuesto a temperatura

ambiente que difiera del rango 26-30°C, además se debe considerar donde se instalará el

sistema, de ser en el techo inferirá directamente en la temperatura máxima a ser expuesta. Los

factores de corrección se establecen en NFPA 70 (2011 ed), Anexo 3.2.

Caídas de voltaje (CV).

Existen dos componentes en la determinación de caída de voltaje, el primero es en el cableado

abierto de los módulos PV y el segundo se ubica entre el cableado que conecta la caja de

2 Isc: Corriente de cortocircuito.

38

distribución y el inversor. Al calcular la caída de voltaje total, este debe ser menor al 2%, según

lo estipulado en el NEC 670.7.

4.2.3 Instalación del sistema PV.

La instalación de un sistema PV depende de varios factores, como: económicos, funcionamiento,

mantenimiento y apariencia, los aspectos principales a cumplir serían:

Minimizar los costos de instalación.

Mejorar el funcionamiento del sistema PV.

Contar con accesibilidad razonable para la instalación y mantenimiento.

Montar el sistema estéticamente apropiado para el sitio donde se ubicará y para su

aplicación.

A nivel residencial la instalación puede realizarse en dos posible lugares: el techo de la vivienda

o en el espacio libre sobre el nivel del suelo.

4.2.3.1 A nivel del suelo:

Cuando se desee instalar un sistema PV a nivel del suelo debe tenerse en cuenta lo siguiente:

Las sombras que puedan proporcionar los objetos que se encuentren alrededor como:

árboles, estructuras, la vivienda misma, etc.

La temperatura de operación de las celdas es menor, debido al flujo de aire.

Se requieren estructuras de soporte para cada módulo PV.

El área libre requerida.

Mayor exposición y fácil acceso por parte de animales o personas ajenas.

4.2.3.2 Instalación sobre el techo:

Debido a la alta densidad de la población y de construcciones, el espacio se ha convertido en

algo muy valioso, es por ello, que las instalaciones PV en el techo son cada día más atractivas. A

continuación se describen aspectos generales involucrados en la instalación a nivel de techo:

39

El acceso de sombras es menor, aunque podrían existir algunas procedentes de árboles

y/o estructuras altas.

El sistema PV se encuentra con acceso restringido a animales o personal ajeno.

La instalación requiere la inversión de soportes para colocar los módulos.

No se requiere de espacio libre.

En el techo, deben considerarse cargas mecánicas: el viento, la tensión que ejercen los

módulos, el posible “pandeo” de la estructura.

La temperatura de operación de las celdas es mayor.

Para el desarrollo del presente proyecto se detallará la instalación de sistemas PV sobre el techo,

algunas consideraciones son las siguientes (Messenger & Ventre, 2010).

Montar los paneles paralelos al techo preferiblemente.

Considerar la forma y dimensiones del techo para establecer relación con la extensión de

los paneles y optimizar el área disponible.

Evitar contrastes bruscos.

Montar el sistema PV lo más discreto posible.

Evitar las sombras.

Los sistemas PV estas sujetos a gran cantidad de influencias mecánicas afectan el estrés y la

tensión de los módulos PV, el soporte estructural y el equipo de fijación, por ello, se aconseja

que los paneles se instalen al menos 1m del borde y esquinas del techo, así se podrían evitar

daños al sistema (Messenger & Ventre, 2010). Seguidamente se desarrolla de manera más amplia

la carga mecánica del viento involucrada en la instalación de sistemas PV.

Carga de viento.

La carga del viento sobre el techo depende principalmente de la rugosidad de la superficie, en el

estándar ASCE-7 Minimum Design Loads for Building and Others Structures (pg.25) se

presentan las diversas categorías de rugosidad y exposición, las cuales se utilizan para realizar

40

estimaciones de carga sobre el techo y el sistema PV en general. La presión del viento sobre el

sistema PV depende de:

Pendiente del techo.

Zona del techo (figura A.2).

Altura promedio del techo.

Área efectiva del viento.

Velocidad del viento.

ASCE 7-05 (2006) contiene valores tabulados de presión hacia abajo (+) y hacia arriba (-) del

techo (Anexo 3.3), dichos valores de presión dependen de las condiciones mencionadas

anteriormente, y esto permite estimar la fuerza que se ejercerá sobre el techo en conjunto con el

sistema PV montado en la estructura. Conocer la fuerza ejercida hacia arriba es de suma

importancia, ya que, esto permite asegurar que la estructura no se despegará, además se puede

inferir en el número de soportes requeridos, y demás detalles para la unión de módulos al soporte

y este a la estructura de techo. Seguidamente se detallan los resultados de la fuerza que se estima

ejercerá el viento sobre el sistema PV y el techo en diseño acorde a las condiciones de la zona

Pacifico Norte - Costa Rica. Se obtiene de los valores tabulados en el cuadro A.11 (Anexo 3.3)

cuyo valor depende de las características de la zona en estudio.

Cuadro 4.12: Presión del viento ejercido sobre el techo, acorde a las características de la zona en

estudio.

Característica Valor

Rugosidad de la superficie del techo Ba

Zona del techo a colocar el sistema PV 1b

Pendiente del techo 7°-27° (grados)c

Área efectiva del viento 224,65 (ft2)

d

Altura del techo Menor a 10(m)e

Velocidad del viento 15 (m/s)f

Presión hacia abajo (+) 6,8 (lb/ft2)

Presión hacia arriba (-) 11,6 (lb/ft2)

Total de fuerza (+) 1527,59 (lb)

Total de fuerza (-) 2605,89 (lb)

Fuerza por soporte (dos por módulo PV) 93,1 (lb)

Distancia de penetración del tornillo en la viga de

soporte del techo. 1 (cm)

g

Fuente: Elaboración propia

41

Notas:

a. Áreas propensas a huracanes, con numerosas

obstrucciones, y con tamaño promedio de una vivienda

familiar (asumiendo el peor de los casos).

b. Zona asumida (anexo 3).

c. Valor asumido.

d. Valor estimado según el área de los módulos PV.

e. Valor asumido. f. Máxima velocidad reportada (Lizano, O. 2007)

g. Cálculo estimado, con un tornillo diámetro5/16” y madera tipo “pino amarillo” (Messenger & Ventre, 2010.)

Inclinación de los paneles PV.

En todo sistema PV fijo se debe determinar el ángulo de inclinación al que deben instalarse los

paneles y que permita optimizar la energía solar a captar, la elección de dicho ángulo depende de

la época del año que el usuario desee optimizar. A continuación se presentan los resultados

obtenidos de radiación captada por colectores a diferentes ángulos de inclinación, dentro del

rango de -5° a 25° con respecto a la horizontal.

Cuadro 4.13: Radiación solar promedio diaria captada por una superficie inclinada (HT MJ/m2) a

diferentes ángulos de inclinación con respecto a la horizontal.

Mes

β (°)

-5,55 -0,55 4,45 9,45 14,45 19,45 24,45

Enero 9,60 10,34 11,05 11,71 12,33 12,89 13,40

Febrero 11,70 12,28 12,79 13,25 13,63 13,94 14,18

Marzo 14,10 14,39 14,60 14,72 14,77 14,72 14,60

Abril 15,69 15,63 15,48 15,24 14,91 14,51 14,02

Mayo 16,14 15,77 15,33 14,81 14,21 13,54 12,81

Junio 16,10 15,59 15,02 14,37 13,66 12,88 12,04

Julio 16,05 15,62 15,12 14,54 13,90 13,18 12,40

Agosto 15,75 15,58 15,33 15,00 14,59 14,10 13,53

Septiembre 14,51 14,69 14,79 14,81 14,74 14,59 14,36

Octubre 12,23 12,74 13,18 13,54 13,84 14,06 14,20

Noviembre 9,93 10,64 11,31 11,93 12,50 13,01 13,47

Diciembre 8,85 9,65 10,41 11,13 11,81 12,46 13,06

Promedio 13,39 13,58 13,70 13,76 13,74 13,66 13,51

Fuente: Elaboración Propia

42

Figura 4.9: HT promedio diaria a diferentes ángulos de inclinación (β).


Con lo anterior se obtiene como ángulo óptimo 9,44° (ángulo de latitud), sin embargo, a nivel

general todos los ángulos generan resultados positivos y bastante similares al promedio del

ángulo óptimo, lo cual concuerda con la teoría, ya que, se conoce que el ángulo de declinación

del sol, durante las estaciones del año varía entre 0° y 23,43°, al calcular el promedio de dicha

amplitud se obtuvo 14,95°, es decir, el intervalo de ángulos al que debería encontrarse

posicionado el colector para funcionamiento óptimo se encuentra entre β±14,95 (Messenger &

Ventre, 2010; Kumar et al, 2011).

Orientación de los módulos PV.

Se recomienda colocar los módulos PV de frente al sur debido a que este permite mayor

captación durante todo el día, sin embargo, en algunos casos es imposible instalarlos en esta

dirección, por cuestiones estructurales del techo, condiciones de sombra y/o ciertas inclinaciones

u obstáculos que no permitan el funcionamiento adecuado del sistema. En estos casos puede

considerarse colocar el sistema PV de cara al oeste, lo cual aumentaría la eficiencia durante

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

16,00

17,00

-10 -5 0 5 10 15 20 25 30

MJ

/m2

β (°)

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

43

horas de la tarde, el sistema podría incrementar hasta en un 70% durante horas pico, sin embargo

la generación anualmente de energía es 14,6% menor (Messenger & Ventre, 2010).

Además, a la hora de colocar los paneles PV con cierta inclinación, debe valorarse la distancia

que debe existir entre filas de módulos para que estos no generen sombras entre sí a ciertas horas

del día, ya que esto generaría menor eficiencia en la producción energética.

La estimación de la distancia mínima a colocar los módulos, se realiza para el día 21 de

diciembre, debido a que este representa el más desfavorable de los casos (altura solar mínima).

Seguidamente se presentan las distancias mínimas que se deben considerar para la colocación de

los módulos de manera que no generen sombras entre sí.

Cuadro 4.14: Distancias mínimas a colocar los módulos PV para evitar sombras entre filas.

Latitud 9,56°

N Longitud del

panel (L)

1,5m Ángulo de

inclinación (β)

9,56°

Hora ω (°) α (°) Ψ (°) Longitud sombra

(m)

Distancia mínima d

(m)

07:00 a.m. 75,00 9,68 64,02 1,44 0,63

08:00 a.m. 60,00 22,72 59,47 0,59 0,30

09:00 a.m. 45,00 35,01 52,37 0,35 0,22

10:00 a.m. 30,00 45,84 41,18 0,24 0,18

11:00 a.m. 15,00 53,88 23,76 0,18 0,16

12:00 p.m. 0,00 56,10 - - -

01:00 p.m. -15,00 53,88 23,76 0,18 0,16

02:00 p.m. -30,00 45,84 41,18 0,24 0,18

03:00 p.m. -45,00 35,01 52,37 0,35 0,22

04:00 p.m. -60,00 22,72 59,47 0,59 0,30

05:00 p.m. -75,00 9,68 64,02 1,44 0,63


De los resultados anteriores se recomienda respetar una distancia (d) mínima entre filas de

paneles de 0,63m en la instalación, esto asegurará que la producción de energía se genere sin

sombra durante aproximadamente 10 horas diarias. La siguiente figura muestra la representación

de la distancia mínima a considerar entre las filas de paneles PV.

44

Figura 4.10: Distancia mínima entre filas de paneles PV para evitar sombras.


4.2.4 Aspectos relacionados con la instalación y mantenimiento de sistemas PV.

Las consideraciones a mencionar seguidamente se basan en sugerencias por parte de las

empresas Samsung y Sanyo Electric, como ejemplo de proveedores de tecnología PV. Esto se

presenta con el objetivo de ser considerado dentro de evaluaciones económicas en instalación y

mantenimiento durante la vida útil del sistema PV.

4.2.4.1 Instalación del sistema PV.

La instalación de sistemas PV exige conocimientos básicos en general, en el caso de los aspectos

de instalación eléctrica (como el cableado) se requiere de conocimientos especializados por parte

de personal calificado en esta área. Debe tenerse en cuenta que a través de los cables de

interconexión de los módulos pasa corriente continua (CC), y hay fuentes de voltaje cuando el

módulo esta en carga (expuesto a la luz solar o cualquier otra fuente de luz).

Antes de la instalación, debe determinarse la legislación regulatoria local con el fin de

determinar los requisitos y permisos requeridos para la instalación e inspección.

45

Para evitar el riesgo de chispas o descargas eléctricas, incendio, quemaduras, daños

o lesiones.

1. Mientras trabaje en la instalación mantenga alejados a los niños y animales.

2. Se debe evitar las descargas eléctricas durante la instalación, el cableado y la puesta

en marcha de los módulos o cuando realice tareas de mantenimiento.

3. Cubrir completamente la superficie del módulo con un material opaco antes de

realizar o interrumpir las conexiones eléctricas.

4. Trabajar en condiciones secas, no instale ni manipule los módulos ni las herramientas

si están húmedos o durante periodos de vientos fuertes.

5. No se debe instalar el módulo donde haya vapores o gases inflamables, ya que se

pueden originar chispas.

6. Debe despojarse de cualquier artículo metálico antes de instalar el producto para

reducir el riesgo de accidentes derivados de los circuitos activos.

7. Trabajadores deben vestir ropa, protecciones y guantes adecuados para evitar que

pueda entrar en contacto directo con el voltaje DC.

8. Debe utilizarse herramientas aisladas eléctricamente para reducir el riesgo de

descargas eléctricas.

9. En el módulo no hay piezas que el usuario pueda reparar. No debe intentarse reparar

ninguna pieza del módulo.

10. Evite subirse sobre los módulos, no los deje caer, ni raye, ni permita que ningún

objeto caiga sobre ellos.

11. Si se rompe el vidrio frontal o se desprende la lámina posterior, cualquier contacto

con la superficie o el armazón del módulo puede originar una descarga eléctrica. No

debe perforarse, cortarse, rayarse ni dañar el vidrio ni la lámina posterior de un

módulo. Un daño en la lámina posterior podría anular la garantía limitada del módulo

y podría originar un incendio. No se deben utilizar módulos cuya lámina posterior

esté dañada.

12. Las cajas de conexiones y los conectores rotos pueden representar un riesgo eléctrico

y pueden causar heridas cortantes, por lo que el usuario debe contactar con su

46

proveedor o instalador para que retiren el módulo de su bastidor y se pongan en

contacto con su distribuidor, para proceder a su eliminación.

13. No debe dejarse un módulo sin apoyos ni sin asegurar.

14. Evite la concentración artificial de la luz solar sobre un módulo.

15. No se debe pintar ni modificar ninguna de las características del módulo con el fin de

aumentar su eficiencia.

16. No se debe tener contacto físico con los terminales de la caja de conexiones.

17. Todos los módulos deben estar conectados a tierra.

18. Si el módulo se instala en el techo, se debe garantizar que esté asegurado con

fijaciones mecánicas. El techo debe tener un nivel de resistencia al fuego adecuado

para la aplicación.

Condiciones generales de seguridad.

1. Antes de llevar a cabo la instalación de los módulos, se debe verificar que cuente con

los permisos de instalación e inspección requeridos por las autoridades locales.

2. Se debe asegurar que la estructura donde se instalarán los módulos tengan las

propiedades técnicas necesarias (fuerza).

3. Los módulos a ser instalados en el techo, deben contar con la estructura de soporte

adecuada.

4. Tanto el techo como el módulo deben contar con propiedades de resistencia al fuego.

La instalación incorrecta puede contribuir al peligro de incendio. Lo cual requeriría

que se desconecten los dispositivos adicionales tales como: falla a tierra, fusibles,

entre otros.

5. No se deben utilizar módulos con diferentes especificaciones en el mismo sistema.

Desembalaje y almacenamiento de los módulos.

Se deben observar las advertencias e instrucciones que sugiere el proveedor en cuanto al

embalaje. Antes de la instalación se deben anotar los números de serie del módulo y se

deben guardar con la documentación del sistema. Es aconsejable no sacar los módulos de

las cajas hasta el momento de la instalación. Si es necesario almacenar los módulos

47

temporalmente, debe hacerse en un espacio sin humedad y debidamente ventilado. Al

desembalar, transportar o almacenar los módulos se han de observar los siguientes

puntos:

1. Se recomienda vestir guantes antideslizantes y transportar el módulo entre dos o más

personas sujetándolo por el armazón.

2. Los módulos deben transportarse sujetándolos con ambas manos; la caja de

conexiones NO se debe utilizar como asa.

3. Se debe evitar que los módulos se curven por su propio peso durante el transporte.

4. Los módulos no deben someterse a cargas ni tensiones; no deben pisarse ni dejarse

caer.

5. Todos los contactos eléctricos deben mantenerse limpios y secos

Instalación mecánica.

1. Los módulos deben asegurarse con bastidores de apoyo o kits de montaje especiales

para aparatos PV.

2. Los módulos se deben fijar en su lugar de manera que puedan soportar todas las

cargas previstas, incluidas las originadas por el viento.

3. No se deben instalar los módulos donde haya obstáculos como edificios o árboles

que les hagan sombra.

4. Se debe evitar los ángulos de inclinación bajos que provocan que la suciedad se

incruste en el borde del armazón del vidrio.

5. La distancia entre la superficie del techo y el armazón del módulo debe permitir que

circule aire de refrigeración por la parte posterior del módulo. Esto permitirá también

que se disipe la condensación y la humedad (se recomienda mantener una distancia

de separación mínima de 10 cm).

6. Se debe tener un especial cuidado para asegurar que no se produzca corrosión

derivada de la base de la instalación.

7. Los materiales metálicos utilizados en lugares expuestos a la humedad (tuercas,

pernos, arandelas, tornillos, etc.) deben ser de acero inoxidable a menos que el

proveedor especifique lo contrario.

48

8. Debe consultar la normativa local y regional relativa a los bastidores PV sobre la

conexión a tierra y de montaje para conocer los requisitos específicos. (por ejemplo,

la protección contra los rayos).

9. La longitud del tornillo autorroscante o del perno se recomienda que no sea superior

a 0,78’’ (20 mm) para evitar el contacto con la lámina posterior del módulo.

Conexión a tierra.

1. Se recomienda montar un conductor de conexión a tierra del equipo con

componentes de acero inoxidable en uno de los dos orificios de conexión a tierra

indicados en el armazón del módulo. Si se necesita un conductor de conexión a

tierra del equipo de un diámetro superior a 5,5 mm, será necesario un terminal de

inserción de conexión a tierra, cuando se utilice un tornillo de autoperforación para

realizar la conexión a tierra del armazón. Consulte el Artículo 690 de la norma NEC

y la normativa local y regional, para conocer los requisitos específicos para las

matrices PV de conexión a tierra.

2. Los módulos se pueden conectar a tierra mediante una arandela de conexión a tierra

o unos sistemas de fijación de terceros, siempre que hayan sido probados y

certificados por las reglamentaciones locales en un bastidor de aluminio anodizado y

que se instalen de acuerdo con las instrucciones del fabricante.

Montaje.

Siga siempre las instrucciones de instalación de los distribuidores del equipo de montaje

además de las instrucciones presentes.

1. Abrazaderas o grapas de presión:

1.1 Se recomienda montar el módulo con las grapas en el armazón lateral del módulo.

Los armazones laterales se fijan en los lados más largos del módulo. La línea central

de la grapa se recomienda que se encuentre entre 6” (152 mm) y 15” (381 mm)

apartada del extremo del armazón lateral. Los instaladores deben asegurar que las

49

grapas sean lo bastante fuertes para permitir la presión de diseño máxima del

módulo.

2. Orificios del armazón.

2.1 Se debe asegurar el módulo a la estructura mediante los orificios de montaje de

fábrica. Se recomiendan cuatro tornillos de acero inoxidable de 1/4”, con arandelas

de tuercas y de bloqueo, por módulo.

Instalación Eléctrica.

En condiciones normales, es probable que un módulo PV produzca más corriente o

voltaje al referido en las condiciones de prueba normales. Consecuentemente, los valores

de ISC y VOC marcados para este módulo se deben multiplicar por un factor de 1,25 para

determinar el voltaje nominal de los componentes, las ampacidades de los conductores,

los tamaños de los fusibles y el tamaño de los controles conectados a la salida

fotovoltaica. Los módulos no se han de configurar de manera que puedan crear un voltaje

superior al permitido por el sistema de voltaje.

1. Las normativas y las regulaciones eléctricas nacionales, locales y regionales se deben

cumplir estrictamente.

2. Los módulos PV se pueden conectar en serie o en paralelo para conseguir la salida

eléctrica deseada siempre que se cumplan ciertas condiciones. En un circuito fuente

combinado utilice sólo el mismo tipo de módulos.

3. Si los módulos se conectan conjuntamente en serie deben ser del mismo amperaje.

4. Si se conectan en paralelo deben tener el mismo voltaje. La configuración de la

secuencia se debe planificar y ejecutar en concordancia con las instrucciones del

fabricante del inversor.

5. El número de módulos conectados a un inversor debe estar entre los límites del

voltaje/rango de funcionamiento del inversor y el diseño de la configuración de la

secuencia debe cumplir las instrucciones del fabricante del inversor.

50

Condiciones de Funcionamiento.

1. La temperatura ambiente debe estar entre –40°C (-40°F) y +90°C (194°F), o aquella

recomendada por el fabricante.

2. La carga de presión del viento del emplazamiento de la instalación debe ser inferior a

2400 pascal /m².

Cableado.

Todo el cableado debe cumplir con las normativas eléctricas aplicables. Además lo debe

realizar un profesional calificado. El cableado debe estar protegido para ayudar a

garantizar la seguridad de las personas y prevenir daños. Todos los módulos conectados

en serie deben ser del mismo tipo y/o número de modelo.

1. Cableado del Módulo.

1.1 Compruebe las condiciones de temperatura locales y siga la normativa eléctrica

nacional (NEC 690.7) para asegurarse de que se cumplen las limitaciones máximas

de voltaje.

1.2 Estos módulos incluyen diodos de derivación instalados de fábrica. Si estos módulos

se conectan incorrectamente unos con otros, se pueden dañar los diodos de

derivación, el cable o la caja de conexiones.

2. Cableado en la conexión de los módulos.

2.1 Se recomienda que todo el cableado sea de doble aislamiento con una temperatura

mínima de 90ºC (194ºF). Todo el cableado debe utilizar conductores flexibles de

cobre (Cu). El diámetro mínimo debe ser el especificado por la reglamentación

correspondiente.

2.2 Los módulos fotovoltaicos se deben cablear en serie para producir la salida de voltaje

deseada. No se debe superar el voltaje de sistema máximo.

2.3 Los módulos PV se pueden cablear en paralelo para producir la salida de corriente

deseada. Consulte la reglamentación local o regional correspondiente para saber los

51

requisitos de fusibles adicionales y las limitaciones en el número máximo a colocar

en paralelo.

Caja de conexiones y terminales.

1. Las cajas de conexiones de los módulos generalmente se encuentran en la parte

posterior de éstos. Cada uno está equipado con una caja de conexiones que incluye

terminales para la polaridad positiva y negativa y diodos de derivación.

2. Se debe respetar la polaridad de las conexiones para asegurar un funcionamiento

correcto de los módulos; los símbolos de la polaridad están grabados en el cuerpo de

la caja de conexiones.

Diodos.

1. Si se hace sombra sobre una celda se puede provocar un voltaje de reserva en ésta.

Esta celda por consiguiente consumirá la potencia generada por otras de la serie, lo

que originará un calentamiento no deseado de la celda en sombra.

2. Se produce el efecto denominado punto caliente cuando una celda solar del interior

de un módulo genera menos corriente que la corriente de secuencia del módulo o del

generador PV. Esto ocurre cuando la celda se encuentra total o parcialmente a la

sombra, está dañada o si las mismas no coinciden eléctricamente.

3. El uso de los diodos de protección, o de derivación, reduce el riesgo de

calentamiento de las celdas en sombra, ya que limita la corriente que puede circular a

través de ellas y evita las roturas.

4. Todos los módulos están equipados con diodos de derivación instalados en fábrica.

Estos diodos proporcionan una protección del circuito adecuada para los sistemas

dentro de un voltaje del sistema especificado, de manera que no se necesitan otros

diodos de derivación adicionales.

5. Póngase en contacto con su proveedor para conocer el tipo de diodo adecuado, si es

necesario añadir o cambiar los diodos por especificaciones del sistema.

52

4.2.4.2 Mantenimiento.

Se necesita una supervisión y un mantenimiento tanto mecánico como eléctrico, es recomendable

acudir a un profesional como tal, para que realice el servicio a fin de evitar riesgos de descargas

eléctricas o lesiones.

Procesos de Mantenimiento.

1. Limpieza periódica del módulo.

2. Inspección visual de un posible deterioro interno y de la estanqueidad del módulo.

3. Control del cableado y de las conexiones eléctricas.

4. Eventualmente, control de las características eléctricas del módulo.

Limpieza periódica del módulo.

1. La suciedad de las superficies del módulo causa que las celdas queden en sombra y

puede reducir la potencia de salida.

2. Es recomendable limpiar la superficie del módulo con agua y un paño suave o una

esponja, dos o más veces por año.

3. Bajo ninguna circunstancia se debe rascar o frotar la suciedad seca de los módulos,

ya que, ello podría originar microrrayaduras en la superficie del módulo y reducir la

transparencia del vidrio del módulo. Se puede aplicar un detergente suave (no

abrasivo, no fuertemente alcalino ni ácido) para eliminar la suciedad persistente.

Inspección visual del módulo.

1. Posibles roturas en el vidrio.

2. Fijaciones seguras, ajustadas y sin corrosión.

3. Conexiones eléctricas seguras, ajustadas, limpias y sin corrosión.

4. Integridad mecánica intacta de los cables.

5. Puntos de las conexiones a tierra ajustados, seguros y sin corrosión para asegurar la

continuidad entre los módulos y la conexión a tierra.

53

Control de las conexiones y el cableado.

1. Las conexiones eléctricas y mecánicas se deben inspeccionar al menos cada 6 meses

a modo preventivo.

2. Se recomienda comprobar la fijación y el estado de los terminales de los cables de

conexión del módulo.

3. Se recomienda comprobar la estanqueidad de la caja de conexiones.

54

4.2.5 Diagrama del sistema PV.

Figura 4.11: Componentes del sistema PV diseñado. Fuente: Elaboración propia.

Figura 4.12: Estructura de cableado del sistema PV diseñado.

Fuente: Elaboración propia

Figura 4.13: Estructura de soporte del módulo.

. Fuente: Elaboración propia.

55

4.3 Análisis de Factibilidad Económica.

A continuación se presenta el estudio de factibilidad económica para la implementación de

sistemas PV, se realizan cálculos de tiempo promedio requerido para que el sistema se pague por

sí mismo, además se analizan los costos de implementación a futuro lo cual permite inferir en la

decisión de si se debe instalar el sistema en el presente año o en años venideros. Otro aspecto

desarrollado en el presente apartado consiste en el panorama de créditos bancarios disponibles en

el país, para la adquisición de la tecnología en estudio.

El costo de instalación de sistemas PV menor a 10kW cotizado es de 6$/W, el cual se distribuye

de la siguiente manera:

1. Costos de los módulos (50%).

2. Costos del inversor (20%).

3. Costos de estructuras (10%).

4. Costos de instalación (10%).

5. Otros costos (10%).

4.3.1 Tiempo promedio requerido para que el sistema se pague por sí mismo.

Para el análisis del tiempo requerido para que el sistema PV se pague por sí mismo mediante el

ahorro energético que representa durante la operación, se consideran 3 tamaños de sistemas:

Sustitución de un 100% del consumo eléctrico de un cliente residencial clase media con

un consumo de 4000kWh/año.

Compensación eléctrica del 100% de un cliente clase alta con consumo de 6000kWh

anual.

Se estima un condominio constituido por 20 familias con consumo aproximado de

4800kWh/año por familia.

56

Para el cálculo se utiliza la estimación del Valor Presente Neto (VPN) durante 25 años de vida

útil, con una tasa de descuento de 4,25%3. Además en cuanto al precio de la electricidad se toma

la tarifa base actual del ICE para el presente año 2012 (cuadro 4.2), y para los siguientes años se

considera un crecimiento anual de 2,5% (de acuerdo con el documento “Proyecciones de la

Demanda Eléctrica 2011-2033”, ICE), otros costos asociados consisten en los impuestos

requeridos dentro de la tarifa eléctrica, los cuales incluyen:

Impuesto de venta (5%).4

Alumbrado público (₡3,06/kWh).

Tributo a los bomberos (1,75%).

Seguidamente se presentan los resultados de la estimación del tiempo requerido para que el

sistema PV se pague por sí mismo, con tres panoramas distintos, cuadro 4.15.

3 Tomada del Banco Central de Costa Rica como tasa básica activa para el 01 de marzo del 2012 del 9,25% menos

un 5% de inflación. 4 Los impuestos de ventas se cobran a todo consumidor con una demanda mayor a 250kWh mensual.

57

Cuadro 4.15: Período requerido para que el sistema PV se pague por sí mismo, para tres diferentes sistemas.

Producción: 4000kWh/año Producción: 6000kWh/año Producción: 96MWh/año

Sistema 2kW - Sustitución del 100% anual de un

cliente residencial promedio.

Sistema 3kW – Clientes residencial Clase alta. Sistema 50kW – Condomio de 20 familias

Año Costo neto Costos +

Impuestos

VNA Costo neto Costos +

Impuestos

VNA Costo neto Costos +

Impuestos

VNA

₡6.192.000,0 ₡9.288.000,0 ₡77.400.000,0

0 ₡238.200,0 ₡ 266.518,5 ₡632.400,0 ₡693.447,0 ₡9.456.000,0 ₡10.388.040,0

1 ₡244.155,0 ₡ 272.875,5 (₡5.190.445,7) ₡648.210,0 ₡710.324,2 (₡7.226.715,9) ₡9.692.400,0 ₡10.640.397,0 (₡51.452.911,8)

2 ₡250.258,9 ₡ 279.391,3 (₡4.711.098,3) ₡664.415,3 ₡727.623,3 (₡6.234.818,1) ₡9.934.710,0 ₡10.899.062,9 (₡38.910.689,7)

3 ₡256.515,3 ₡ 286.070,1 (₡4.245.397,9) ₡681.025,6 ₡745.354,9 (₡5.267.707,2) ₡10.183.077,8 ₡11.164.195,5 (₡26.645.770,9)

4 ₡262.928,2 ₡ 292.915,9 (₡3.792.886,95) ₡698.051,3 ₡763.529,7 (₡4.324.635,4) ₡10.437.654,7 ₡11.435.956,4 (₡14.650.778,9)

5 ₡269.501,4 ₡ 299.932,8 (₡3.353.125,2) ₡715.502,6 ₡782.159,0 (₡3.404.881,1) ₡10.698.596,1 ₡11.714.511,3 (₡2.918.571,5)

6 ₡276.239,0 ₡ 307.125,1 (₡2.925.688,4) ₡733.390,1 ₡801.254,0 (₡2.507.747,5) ₡10.966.061,0 ₡12.000.030,1 ₡8.557.766,8

7 ₡283.144,9 ₡ 314.497,2 (₡2.510.168,3) ₡751.724,9 ₡820.826,3 (₡1.632.562,2) ₡11.240.212,5 ₡12.292.686,8 ₡19.784.933,2

8 ₡290.223,6 ₡ 322.053,7 (₡2.106.171,5) ₡770.518,0 ₡840.888,0 (₡778.675,9) ₡11.521.217,8 ₡12.592.660,0 ₡30.769.415,1

9 ₡297.479,2 ₡ 329.799,0 (₡1.713.319,2) ₡789.780,9 ₡861.451,2 ₡54.538,2 ₡11.809.248,2 ₡12.900.132,5 ₡41.517.496,4

10 ₡304.916,1 ₡ 337.738,0 (₡1.331.246,3) ₡809.525,5 ₡882.528,4 ₡867.685,7 ₡12.104.479,4 ₡13.215.291,8 ₡52.035.265,9

11 ₡312.539,0 ₡ 345.875,4 (₡959.601,4) ₡829.763,6 ₡904.132,7 ₡1.661.351,1 ₡12.407.091,4 ₡13.538.330,1 ₡62.328.623,5

12 ₡320.352,5 ₡ 354.216,3 (₡598.045,8) ₡850.507,7 ₡926.277,0 ₡2.436.099,3 ₡12.717.268,7 ₡13.869.444,4 ₡72.403.287,2

13 ₡328.361,3 ₡ 362.765,7 (₡246.253,1) ₡871.770,4 ₡948.974,9 ₡3.192.475,9 ₡13.035.200,4 ₡14.208.836,5 ₡82.264.799,5

14 ₡336.570,4 ₡ 371.528,9 ₡96.091,2 ₡893.564,6 ₡972.240,3 ₡3.931.008,2 ₡13.361.080,5 ₡14.556.713,4 ₡91.918.533,6

15 ₡344.984,6 ₡ 380.511,1 ₡429.290,1 ₡915.903,8 ₡996.087,3 ₡4.652.205,4 ₡13.695.107,5 ₡14.913.287,2 ₡101.369.699,3

16 ₡353.609,2 ₡ 389.717,9 ₡753.635,6 ₡938.801,4 ₡1.020.530,5 ₡5.356.559,8 ₡14.037.485,1 ₡15.278.775,4 ₡110.623.348,6

17 ₡362.449,5 ₡ 399.154,8 ₡1.069.409,3 ₡962.271,4 ₡1.045.584,7 ₡6.044.547,4 ₡14.388.422,3 ₡15.653.400,8 ₡119.684.381,7

18 ₡371.510,7 ₡ 408.827,7 ₡1.376.882,7 ₡986.328,2 ₡1.071.265,3 ₡6.716.627,9 ₡14.748.132,8 ₡16.037.391,8 ₡128.557.551,6

19 ₡380.798,5 ₡ 418.742,4 ₡1.676.317,2 ₡1.010.986,4 ₡1.097.588,0 ₡7.373.246,2 ₡15.116.836,2 ₡16.430.982,6 ₡137.247.469,7

20 ₡390.318,4 ₡ 428.904,9 ₡1.967.965,1 ₡1.036.261,0 ₡1.124.568,7 ₡8.014.832,2 ₡15.494.757,1 ₡16.834.413,2 ₡145.758.610,7

21 ₡400.076,4 ₡ 439.321,6 ₡2.252.069,7 ₡1.062.167,6 ₡1.152.223,9 ₡8.641.801,8 ₡15.882.126,0 ₡17.247.929,5 ₡154.095.316,8

22 ₡410.078,3 ₡449.998,6 ₡2.528.865,6 ₡1.088.721,8 ₡1.180.570,5 ₡9.254.556,9 ₡16.279.179,1 ₡17.671.783,7 ₡162.261.803,1

23 ₡420.330,3 ₡ 460.942,6 ₡2.798.578,9 ₡1.115.939,8 ₡1.209.625,7 ₡9.853.486,91 ₡16.686.158,6 ₡18.106.234,3 ₡170.262.161,1

58

Cuadro 4.15: Período requerido para que el sistema PV se pague por sí mismo, para tres diferentes sistemas. Producción: 4000 kWh Producción: 6000kWh/año Producción: 96MWh/año

Sistema 2kW - Cliente residencial clase media. Sistema 3kW – Clientes residencial Clase alta. Sistema 50kW – Condomio de 20 familias

Año Costo neto Costos +

Impuestos

Valor Neto

Actual

Costo neto Costos +

Impuestos

Valor Neto

Actual

Costo neto Costos +

Impuestos

Valor Neto

Actual

24 ₡430.838,5 ₡472.160,1 ₡3.061.427,9 ₡1.143.838,3 ₡1.239.407,4 ₡9.254.556,97 ₡17.103.312,6 ₡18.551.546,2 ₡178.100.363,4

25 ₡441.609,5 ₡483.658,1 ₡3.317.623,1 ₡1.172.434,2 ₡1.269.933,6 ₡11.011.364,20 ₡17.530.895,4 ₡19.007.990,8 ₡185.780.267,9

₡9.475.243,1 ₡24.788.395,9 ₡315.484.252,8


Nota: Tipo de cambio del dólar el 24 de febrero, 2012, Banco Nacional de Costa Rica: ₡516/$.

Como se observa en el cuadro anterior, el sistema PV para una familia del grupo socioeconómico medio, requiere de alrededor

de 13 años para pagarse por sí mismo, en el caso de clientes clase alta se requiere aproximadamente 8 años para contrarrestar los

costos de inversión del sistema. En cuanto al estudio estimado para la instalación de un sistema PV dentro de un condominio, el

tiempo en que se pagará el sistema por sí mismo es menor de los 5 años, esto debido a que el tamaño del sistema es 50kW y el

precio de instalación es de $3/Watt (la mitad de lo que se requiere para la instalación de sistemas pequeños < 10kW), lo cual

representa una opción bastante atractiva a desarrollar.

Cabe mencionar que el presente estudio se desarrolló para un tiempo de operación de 25 años, sin embargo este podría

extenderse hasta los 30 años, lo cual representaría cifras aún más positivas en cuanto al ahorro que representan dichos sistemas.

Con respecto a la tarifa, esta fue proyectada con un crecimiento de 2,5%, dicho valor podría ser mayor así como posibles

aumentos en los impuestos establecidos o la incorporación de nuevos, lo cual tendrían gran impacto en los cálculos estimados en

el cuadro anterior. Aunado a ello, si el mercado PV a futuro cercano continúa creciendo, impactaría positivamente en la

disminución de los precios de instalación, así como posibles incentivos que motiven a los consumidores a invertir en este tipo de

tecnologías de generación energética.

59

4.3.2 Proyección de costos de los sistemas PV.

Se realiza la estimación de los costos de implementación de un sistema PV en los próximos 12

años mediante la consideración del valor del dinero en el tiempo, ya que este se verá afectado

por el índice de inflación (i), y por las proyecciones de disminución o aumento del precio de

los sistemas PV. Se considera una i promedio de 5% anual como proyección al período de

tiempo en estudio (valor asumido, tomando como base el documento: “Informe del Inflación”

del Banco Central de Costa Rica), además se considera una disminución del precio de sistemas

PV de 2,5% anual (tomado del documento “Tracking the Sun IV: An Historical Summary of

the Installed Cost of Photovoltaics in the United States from 1998 to 2010”).

Cuadro 4.16: Proyección de los costos de sistemas PV para los siguientes 12 años.

Años Base

(2012) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Valor

Presente

($)

6,00 6,15 6,30 6,45 6,61 6,77 6,93 7,10 7,28 7,45 7,63 7,82 8,01


Como muestra el cuadro 4.16, el precio de los sistemas PV aumentará de manera progresiva,

debido principalmente a la inflación, ya que, el precio de los sistemas se espera que siga

disminuyendo y esto permite que el aumento no sea tan significativo, sin embargo, los

resultados anteriores justifican y motivan a que los usuarios adquieran los sistemas PV en un

período cercano.

60

4.3.3 Costo del sistema PV considerando un crédito bancario.

En cuanto a opciones de créditos bancarios específicos para la implementación de energías

renovables actualmente el país cuenta con pocas opciones, dentro de las instituciones que

ofrecen alternativas de este tipo de crédito se encuentran el BAC San José con su programa:

“GreenPyme”, el cual tiene como objetivo fomentar proyectos en el área de eficiencia

energética, uso de energías renovables y cuidado del medio ambiente; ofreciendo montos entre

$10.000 - $500.000, con un período de gracias de 6 meses, un plazo de 3 años, comisión del

0,25%, entre otros aspectos. El Banco Popular, cuenta con un área llamada “Créditos Verdes”,

esta categoría incluye la compra de artículos y/o sistemas que contribuyan al mejoramiento

del ambiente, incluyendo paneles solares, sin embargo, cuenta con la limitante en cuanto a la

cantidad de dinero que le presta al cliente interesado (monto máximo de ₡3.000.000).

Por otra parte, por la naturaleza del sistema PV que se propone en el presente proyecto,

funcionarios de diversas entidades bancarias sugieren que se podría generar créditos dentro

del área de beneficio habitacional, ya que el sistema sería exclusivamente para autoconsumo y

para clientes residenciales, por lo tanto el posible créditos a brindar sería bajo las condiciones

establecidas en la categoría habitacional en cuanto a tasas de interés, período de pago y demás

variables.

61

4.4 Análisis de Ciclo de Vida de Sistemas PV.

El análisis del ciclo de vida de tecnologías PV incluye:

La producción de materia prima.

Procesos de transformación y purificación.

Manufactura de los módulos PV y los componentes del balance del sistema.

Instalación y uso del sistema PV.

Desmantelamiento, disposición y/o reciclaje del sistema.

Seguidamente se describen las diversas etapas involucradas en el ciclo de vida de los sistemas

PV.

Figura 4.14: Flujo de etapas del ciclo de vida, materiales, energía y desechos de los sistemas PVs.

Fuente: Elaboración propia (adaptado de Fthenakis & Kim, 2009).

Dónde:

M, Q: Entradas: materiales y energía, respectivamente.

E: Efluentes (agua, gases, sólidos).

La producción de materia prima.

La producción inicia con la extracción de materias primas como: arena de cuarzo para paneles

de silicio, zinc y minerales de cobre para módulos CdTe, continuando con el proceso de

transformación y purificación (Figura 4.15). El Si de la arena de cuarzo es reducido a Si de

grado metalúrgico y este debe ser purificado hasta obtener Si “grado electrónico” o “grado

solar”, típicamente a través del proceso de “Siemens”5 (Fthenakis & Kim, 2009).

5 Proceso Siemens, las barras de silicio de alta pureza se exponen a 1150 °C al triclorosilano, gas que se

descompone depositando silicio adicional en la barra.

62

Fthenakis (2004), describe el flujo de materiales de Cd y las emisiones del ciclo de vida de PV

CdTe. El ciclo de vida inicia con la producción de Cd y Te que son subproductos del

derretimiento de minerales de Zn y Cu, respectivamente. (Figura 4.15). El Cd es producto del

flujo de residuos de Zn como partículas colectadas por el sistema de control de contaminantes

de aire y limos colectados por electrolitos de Zn en las etapas de purificación. Además el Cd

es procesado y purificado hasta satisfacer 4 y/o 5 de 9 purezas requeridas para la síntesis de

CdTe. El Te es recuperado y extraído luego del tratamiento de los limos producidos durante el

refinamiento del Cu electrolítico con la dilución de ácido sulfúrico, estos limos también

contienen Cu y otros metales. Después de la cementación con Cu, el CuTe es lixiviado con

soda caustica para producir una solución de NaTe, que es usada para alimentar Te y TeO2. La

lixiviación y destilación al vacío generan polvos de Cd y Te de grado semiconductor.

Figura 4.15: Diagrama de flujo de la adquisición de materia prima para la manufactura de sistemas PVs.

Fuente: Elaboración propia (adaptado de Fthenakis & Kim, 2009).

63

4.4.1 Inventario del ciclo de vida de sistemas PV.

Módulos:

Las entradas y salidas de materiales y energía emitidas durante el ciclo de vida de sistemas PV

de Si (monocristalino, policristalino) y de película delgada CdTe, fueron analizadas basándose

en una medición actualizada de plantas de producción de sistemas PV entre los años 2004 y el

2006. La siguiente tabla presenta un inventario de ciclo de vida simplificado para el 2006,

datos copilados de once plantas europeas y dos estadounidenses, así como literatura tomada de

Alsema & Wild-Scholten (2005) y Fthenalis & Kim (2005). El espesor típico de PV Si mono y

poli es de 270-300µm, y para Si en lámina es de 300-330µm; 72 celdas individuales de 156

cm2 (125cm x 125cm), comprimidas en un módulo de 1,25m

2 para todos los tipos de PV de Si.

La conversión de eficiencia de los módulos de Si en lámina, poli y mono es de 11,5%, 13,2%

y 14,0% respectivamente. Por otra parte módulos de CdTe de 1,2m x 0,6m, tienen un rango

de eficiencia de 9% y un espesor de 3µm.

Cuadro 4.17: Entrada de materiales y energía para producir 1m2 de módulo PV, incluyendo

pérdidas en el proceso.

Categoría Entradas Si-Lámina Si-multi Si-mono CdTe

Componentes

(Kg)

Materiales de

Celdas 0,9 1,6 1,5 0,065

Vidrio 9,1 9,1 9,1 19,2

Etileno acetato

de vinilo 1,0 1,0 1,0 0,6

Otros 1,8 1,8 1,8 2,0

Consumibles

(Kg)

Gases 6,1 2,2 7,8 0,001

Líquidos 2,2 6,8 6,6 0,67

Otros 0,01 4,3 4,3 0,4

Energía Electricidad

(kWh) 182 248 282 59

Petróleo (l) 0,05 0,05 0,05 0,05

Gas Natural

(MJ) 166 308 361 -

Fuente: Alsema & Wild-Scholten, 2005; Fthenalis & Kim, 2005.

Balance del sistema:

El balance del sistema incluye generalmente, inversores, estructura de soporte, cables y

conectores. El siguiente cuadro 4.18 muestra el Inventario de Ciclo de Vida de un sistema PV

de 2,5kW instalado en el techo.

64

Cuadro 4.18: Inventario de ciclo de vida del balance del sistema PV instalado en el techo.

Categoría Materiales requeridos Valor

Estructura de soporte(Kg/m2) Acero de baja aleación 0,00

Acero inoxidable 0,50

Aluminio 0,60

Concreto 0,00

Cableado(g/m2) Cobre 80,00

Elastómero termoplástico 60,00

PVC 0,00

Inversor 2,5kW(g) Aluminio 9800

Cobre 1400

Placa de circuito impreso 1800a

Transformador 5500

Fuente: de Wild-Scholten & et al, 2006.

a. Incluye componentes eléctricos.

Los módulos PV de Si requieren una estructura de soporte de aluminio aproximada de

3,8Kg/m2,

con una vida útil de alrededor de 60 años, conversores y transformadores 30 años,

con remplazo de piezas cada 10 años.

Tiempo de retorno de energía (TRE):

Consiste en el tiempo necesario para que el sistema PV genere la misma cantidad de energía

que se usó para producir dicho sistema, el cálculo del tiempo de retorno se define con la

siguiente fórmula:

( )

Dónde:

Emat: Energía primaria necesaria para producir los materiales para el sistema PV.

Emanuf: Energía primaria necesaria para la manufactura del sistema PV.

Etrans: Energía primaria necesaria el transporte de materiales durante el ciclo de vida.

Einst: Energía primaria necesaria para la instalación del sistema.

Efinal: Energía primaria necesaria para el final de la vida útil.

Egen: Generación de electricidad anual, en términos de energía primaria.

Eoper: Energía anual necesaria para la operación y mantenimiento, en términos de energía primaria.

La energía primaria de consumo para módulos de Si es de 2300, 3700 y 4200 MJ/m2 para

módulos de Si en lámina, monocristalino y policristalino, respectivamente. Con TRE entre

1,7-2,7 años para instalaciones en el techo, en el sur de Europa6 (Alsema & Wild-Scholten, 2005;

Fthenakis & Alsema, 2006).

6 Radiación promedio de 1700 kWh/m

2 anual, producción del período 2005-2006.

65

En el caso de módulos PV CdTe un TRE de 0,8 años, período de producción del 2008 (IEA,

2011). La siguiente figura muestra los TRE para las diferentes tecnologías PV.

Figura 4.16: TRE para sistemas PV instalados en el techo, mediante datos de producción e

instalación en Europa.

Fuente: IEA, 2011. Nota:

Las estimaciones se basan en datos del sur de Europa, radiación promedio 1700 kWh/m2 anual y radio de

permanencia de 0,75.

Mediante el mejoramiento en la utilización de materiales y energía, así como el reciclaje,

permitirá el mejoramiento del perfil ambiental en esta área. En cuanto a reciclaje en el proceso

de corte de láminas de Si, se recupera entre 80-90% de carburo de silicio y poli etilenglicol,

los cuales se acostumbraban a desechar, este proceso permite disminuir el TRE alrededor del

10%, además mejorar la eficiencia energética de los módulos PV también contribuyen con la

disminución de TRE.

66

Emisiones de gases de efecto invernadero (GEI):

Los gases de efecto invernadero durante las etapas de ciclo de vida de un sistema PV, son

estimadas como CO2 equivalente, las principales emisiones de GEI son: CO2 (Potencial de

efecto invernadero: PEI = 1), CH4 (PEI = 23), N2O (PEI = 296) y clorofluorocarbonos (PEI =

4600-10.600). La electricidad y combustibles utilizados durante la producción de materiales y

módulos PV son las principales fuentes de emisiones de GEI (Fthenakis & Kim, 2009).

La figura 4.17 presenta las emisiones de GEI por kWh, generadas por tecnologías PV de Si y

CdTe con un tiempo de vida útil de 30 años. La emisiones para sistemas PV se encuentran

dentro del rango de 30-37 y 18g CO2-eq./kWh para sistemas de Si y CdTe respectivamente.

Estas estimaciones han disminuido 30-40% al compararlos con previos estudios (Fthenakis

and Alsema, 2006; Fthenakis et al, 2008), lo cual es muestra del crecimiento en eficiencia y

reducción del uso de electricidad en la producción de nuevos sistemas (IEA, 2011).

Figura 4.17: Emisiones de gases de efecto invernadero, para sistema PV instalados en el techo,

mediante datos de producción e instalación en Europa.

Fuente: IEA, 2011. Notas:


permanecia de 0,75.

67

La siguiente figura compara las emisiones de GEI como CO2-eq generadas por plantas de

poder convencionales y por sistemas de energía PV, donde se revelan las ventajas a nivel

ambiental de las tecnologías PV. La mayor parte de las emisiones de GEI generadas en

plantas de carbón, gas natural y petróleo, se deben a la operación de dichos sistemas, por otro

lado, las emisiones generadas por los sistemas PV se debe a la producción de materiales y

dispositivos varios. En el caso de plantas nucleares, las emisiones se generan principalmente

en la producción de combustibles, en la extracción, fabricación y enriquecimiento del uranio

(Fthenalis & Kim, 2005).

Figura 4.18: Comparación de emisiones de GEI entre sistemas PV y plantas de generación convencionales.

Fuente: Fthenakis & Kim, 2009.

68

Emisiones Contaminantes:

Gases tóxicos y metales pesados pueden ser emitidos directamente del procesamiento de

materiales y la manufactura de sistemas PV e indirectamente de la generación de energía que

se requiere para ambas etapas.

En el caso de metales pesados, el Cd es una emisión directa generado como subproducto de la

producción de Zn y Pb. Cd con 99,5% de pureza es utilizado como electrolito para la

recuperación del Zn. Luego de precipitaciones selectivas se obtiene Cd 99,99% de pureza

requerido para la manufactura de módulos PV de CdTe. Las emisiones generadas durante cada

una de las etapas de manufactura son de alrededor de 0,2g/GWh de energía PV producida

(bajo condiciones del sur de Europa), durante la vida útil del sistema las posibles emisiones

son despreciables, a menos de que ocurriera un incendio, lo que generaría la liberación del

metal a muy altas temperaturas (Fthenakis & Kim, 2009). Como emisión indirecta plantas de

carbón y petróleo generan Cd durante la operación, acorde con el Instituto de Investigación de

Plantas de Poder de Electricidad de los Estados Unidos, bajo óptimas condiciones de

operación y mantenimiento, plantas de carbón generan entre 2 y 7g Cd/GWh, además de 140g

Cd/GWh generados como polvos finos de las calderas y precipitadores electrostáticos.

La figura 4.19, muestra las emisiones de Cd estimadas en los requerimientos de electricidad y

combustible, así como la manufactura y producción de materiales para diversos módulos PV y

el balance del sistema, comparado con las emisiones que generan otras tecnologías de

producción eléctrica. Además se presenta la figura 4.20, la cual muestra emisiones de metales

pesados debido al uso de energía requerida para la producción de sistemas PV.

69

Figura 4.19: Emisiones de Cd, para sistemas PV y otras tecnología de generación eléctrica.

Fuente: Fthenakis & Kim, 2009. Notas:


permanecia de 0,8, vida útil de 30 años.

Figura 4.20: Emisiones de metales pesados durante la producción de sistemas PV.

Fuente: Fthenakis & Kim, 2009. Notas:


permanecia de 0,8, vida útil de 30 años.

70

Riesgos asociados a los sistemas PV.

El mayor potencial de riesgos asociados a los sistemas PV se debe a los químicos asociados en

la producción de materiales y manufactura de módulos. Se conoce muy poco acerca de daños,

fatalidades humanas, o pérdidas económicas durante la producción de sistemas PV. Algunos

de los riesgos que se pueden generar, son riesgos durante la operación (emisiones de GEI,

emisiones tóxicas, y desechos químicos) y riesgos de accidentes (explosiones y/o incendios a

pequeña escala, accidentes durante el transporte, derrames químicos, etc) (Fthenakis & Kim,

2009). Sin embargo, estos riesgos asociados son sumamente mínimos si se compara con las

tecnologías convencionales de generación eléctrica.

4.4.2 Reducción de CO2 a nivel nacional.

Con la generación de electricidad a partir de energía PV, el país podrá disminuir la cantidad de

CO2 que se genera a partir de la operación de plantas térmicas, a continuación se presentan los

resultados de emisiones de CO2 asociados a la producción eléctrica mediante la utilización de

diesel y cuanto se podría disminuir si se sustituye por generación PV.

Generación Térmica.

En Costa Rica durante los primeros años de la década de los 80, luego de la construcción del

complejo Arenal, prácticamente no se utilizó generación térmica. Posteriormente, su uso se

incrementó hasta alcanzar un máximo del 17,4% en al año 1994, debido a una fuerte sequía.

Durante los últimos años, gracias a la contribución de la generación geotérmica y eólica, así

como a condiciones hidrológicas favorables, ha sido posible disminuir a niveles mínimos el

uso de la generación térmica. Las plantas térmicas, cuentan con 18% de la capacidad instalada

en el país, contribuyendo en promedio con un 5% de la generación. A futuro cercano (período

2009-2021) no se consideran nuevos proyectos basados en combustibles fósiles debido a la

política energética nacional, a excepción de las obras en construcción para sustitución de

plantas térmicas viejas (ICE, 2009). A continuación se presenta la generación energética por

plantas térmicas del ICE, durante el período 2000-2010.

71

Cuadro 4.19: Generación Térmica del ICE, durante el período 2000-2010.

Año Generación (MWh) Rendimiento (kWh/l)

2000 64.512 2,77

2001 98.829 2,86

2002 122.331 2,86

2003 157.343 2,91

2004 66.484 2,77

2005 270.863 2,89

2006 437.153 2,86

2007 585.480 2,83

2008 588.372 3,03

2009 451.209 3,29

2010 641.175 3,26

Promedio - 2,94

Fuente: Elaboración propia (adaptado de ARESEP, 2010).

Durante el 2011 se generó aproximadamente 905GWh, los cuales se producen durante nueve

meses del año principalmente, la figura 4.21 muestra la situación descrita anteriormente.

Figura 4.21: Generación Térmica del ICE durante el 2011 (GWh).

Fuente: Elaboración propia (adaptado de ACOGRACE, 2011).

72

Cálculo de CO2 emitido:

Se realizan los cálculos de emisiones de CO2 generadas mediante la utilización de plantas

térmicas a base de diesel, considerando las siguientes variables:

Fórmula química diesel C12H23.

Masa molar del diesel 167,3101g/mol.

Densidad del diesel 850g/l.

Masa molar CO2 44g/mol.

Rendimiento diesel 2,94 kWh/l (cuadro 4.27).

1. Balance asociado:

→

→

→

→

→

2. CO2 a sustituir mediante la generación de energía PV.

Considerando una generación de 4000kWh anuales por el sistema PV con el cual se sustituya

parte de la energía térmica que se genera en el país durante 9 meses principalmente (según la

figura 4.21), se contará con 3000kWh anual, además se considera una vida útil del sistema PV

de 30 años con emisiones de CO2-eq promedio de 30g/kWh, por lo tanto se obtiene.

Producción eléctrica:

Emisión de CO2 a partir de la generación térmica:

73

Emisión de CO2 a partir de la generación PV:

Lo anterior indica que un sistema PV 2kW generaría 2,7tCO2 durante su período de operación,

mientras que podría evitar la emisión de 2,66tCO2 anuales por parte de plantas térmicas y un

total de 79,65tCO2 durante su vida útil. Lo cual evidencia la alta contribución ambiental de

estos sistemas en la minimización de emisiones contaminantes, y como podrían ser parte de

estrategias para el cumplimiento de objetivos del país para convertirse en carbono neutral

2021.

74

5. CONCLUSIONES.

Los clientes residenciales clase media del sector nacional consumen en promedio 4000kWh

anualmente, cuyo consumo es representado principalmente actividades como: cocción,

enfriamiento, producción de calor, iluminación y generación de fuerza, con orden de mayor a

menor consumo, respectivamente.

Costa Rica cuenta con una radiación promedio de 1500kWh/m2

año, la mayor radiación solar

diaria ocurre en la región norte de la Vertiente del Pacífico con un promedio de 1825kWh/m²

año y el mínimo de radiación solar diaria se presenta al Norte de la Cordillera de Talamanca,

un promedio anual de 1460kWh/m².

Un cliente residencial clase media requiere un sistema PV de 2kW de potencia, con el cual

podría generar aproximadamente 4000kWh anual, que le permite sustituir el 100% de la

electricidad consumida tradicionalmente por un cliente residencial clase media.

Para la instalación de los módulos PV en el techo el ángulo óptimo de inclinación es de 9,45°,

sin embargo podría ajustarse dentro del rango de -5° a 25° con respecto a la horizontal.

Además se recomienda una distancia de 0,63m entre las filas de módulos para evitar sombras

durante aproximadamente 10 horas.

El mantenimiento de los sistemas PV es mínimo, durante la vida útil se recomienda la

limpieza periódica de los módulos para evitar la disminución de la actividad de captación de la

radiación solar, así como la inspección visual del cableado y detalles eléctricos eventualmente.

El costo de la implementación del sistema PV 2kW es de ₡6.192.000,0, el cual se distribuye

en: costos de los módulos (50%), costos del inversor (20%), costos de estructuras (10%),

costos de instalación (10%) y otros (10%).

El tiempo requerido para que el sistema se pague por sí mismo se estimó para 3 diferentes

tamaños, el sistema PV para una familia del grupo socioeconómico medio requiere de

alrededor de 14 años para pagarse por sí mismo, en el caso de clientes clase alta se requiere

aproximadamente 9 años y para el sistema PV 50kW requerido para un condominio

conformado por aproximadamente 20 familias, el tiempo en que se recuperará la inversión del

sistema es menor de los 6 años. Cuyos tiempos podrían disminuir con el aumento en las tarifas

75

de consumo eléctrico, así como mediante la creación de incentivos por parte del gobierno y

entidades responsables del área energética, y de tal manera motiven a la adquisición de

sistemas PV.

En cuanto a posibilidades de adquisición de créditos bancarios, el país no cuenta con el

desarrollo deseado en esta área, las entidades bancarias visitadas cuentan con algunas opciones

de crédito en esta área, sin embargo no son créditos atractivos debido a que no son específicos

a la implementación de energías renovables para autoconsumo, además de limitantes en

cuanto a monto a prestar y períodos de pago, sin embargo, se sugiere que se podría optar por

un crédito para beneficio habitacional.

El análisis del ciclo de vida de tecnologías PV, evidencia que el mayor impacto ambiental, con

respecto a emisiones contaminantes y desechos se genera durante la extracción de materia

prima, así como en el procesamiento de los sistemas. En cuanto al TRE para sistemas PV Si

producidos en el sur de Europa es entre 1,7-2,7 años, en el caso de módulos PV CdTe es de

0,8 años. En el caso GEI la emisiones para sistemas PV, para el 2010 se encontraron dentro

del rango de 30-37 y 18g CO2-eq./kWh para sistemas de Si y CdTe respectivamente, además

se prevé que dichas cifras disminuyan con el mejoramiento de eficiencias y reducción del uso

de electricidad en la producción de nuevos sistemas.

Un sistema PV 2kW generaría 2,7tCO2 durante su período de operación, y a la vez podría

evitar la emisión de un total de 79,65tCO2 durante 30 años de vida útil, como sustitución de la

energía generada en el país por plantas térmicas a base de diesel. Lo cual evidencia la alta

contribución ambiental de estos sistemas en la minimización de emisiones contaminantes.

76

6. RECOMENDACIONES

Es necesario mayor divulgación e información relacionada con la energía PV, debido a que la

sociedad costarricense en general no conoce ampliamente este campo, lo cual genera que la

población asocie dicha tecnología con altos costos de adquisición y el no aseguramiento de

que el sistema funcione adecuadamente.

Instituciones de enseñanza superior, como es el caso del Instituto Tecnológico de Costa Rica,

debe de introducirse en esta temática, creando un equipo de trabajo diverso que incluya áreas

como electrónica, electromecánica, ambiental, etc., que permita generar proyectos en donde se

evidencie la factibilidad real de estos sistemas y que se dé servicios de extensión al país en

general.

Se requiere de la voluntad y apoyo por parte del gobierno y las entidades responsables del área

energética, que permitan incentivar el uso de energía solar PV, mediante acciones como:

Desarrollo de políticas gubernamentales efectivas para estimular el desarrollo de

energía solar en todos los sectores sociales.

Creación de incentivos financieros y acceso a recursos de capital para el aseguramiento

a la inversión en este tipo de energías tanto a nivel empresarial como social.

Continuidad en investigación y desarrollo, tanto en el sector gubernamental como

privado, para mejorar eficiencias y fiabilidad en estas tecnologías para mejoras en

manufactura y minimización en los costos de operación.

77

7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

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82

8. ANEXOS

Anexo 1: Ecuaciones involucradas en la metodología.

1.1 Ecuaciones para encontrar los ángulos solares

Ángulo de elevación del sol (α):

Ecuación (1)

Donde:

α: Ángulo de elevación del sol.

δ: Ángulo de declinación del sol.

: Ángulo de latitud del sol.

ω: Ángulo horario del sol.

Ángulo de azimut del sol (Ψ):

Ecuación (2)

Ángulo de declinación del sol (δ):

δ = *

+ Ecuación (3)

Donde:

n: número de día (considerando 1 de enero (1) hasta 31 de diciembre (365)).

Ángulo horario (ω):

Ecuación (4) Donde:

T: Hora del día (1-24h)

Ángulo del amanecer ( :

Ecuación (5)

83

Ángulo del atardecer:

Ecuación (6)

Número de horas con luz solar (DH):

Ecuación (7)

1.2 Determinación del ángulo de inclinación de los módulos.

Total de radiación en una superficie inclinada (HT):

Ecuación (8)

Donde:

HB: Radiación directa.

HD: Radiación difusa.

HR: Radiación reflejada.

Radiación directa (HB):

Ecuación (9)

Donde:

H: Radiación global diaria promedio mensual sobre una superficie horizontal.

Rb: Radio promedio del rayo de radiación en superficies inclinadas.

Radio promedio del rayo de radiación en superficies inclinadas (Rb):

(

)

(

)

Ecuación (10)

84

Donde:

: Ángulo de atardecer para superficies inclinadas.

β : Ángulo de inclinación con respecto a la horizontal.

Ángulo de atardecer para superficies inclinadas ( ):

[

] Ecuación (11)

Nota:

La expresión anterior min, implica que se debe elegir el ángulo que contenga el valor

menor entre la ecuación (6) o la ecuación (11).

Radiación reflejada (HR):

Ecuación (12)

Donde:

ρ: Reflectancia del suelo

Índice de claridad promedio mensual (KT).

Ecuación (13)

(

)

Ecuación (14)

Ecuación (15)

Donde:

ΔT : Temperatura máxima-temperatura mínima de la zona en estudio.

h: latitud del lugar (°)

85

Radiación difusa (HD):

Para :

{

} Ecuación (16)

Para :

{

} Ecuación (17)

Radiación extraterrestre diaria promedio mensual (Ho):

Ecuación (18)

( (

)) Ecuación (19)

Donde:

n: Número de día.

Gsc: Constante solar = 1.367 W/m2.

: Ángulo solar del amanecer.

1.3 Orientación de los Paneles PV.

Al colocar los paneles fijos a cierto ángulo de inclinación debe valorarse la distancia que debe

existir entre filas de módulos para que estos no generen sombras entre sí a ciertas horas del

día, debido a que esto generaría menor eficiencia en la producción energética. Cabe destacar

que para dichos cálculos se asume que los módulos se colocaran de frente al sur y se utiliza

como referencia el día 21 de diciembre, debido a en este día presenta la altitud solar mínima,

es decir, es el caso menos favorable durante el año.

Para la determinación de la distancia mínima, se realiza lo siguiente:

Conocer los datos generales de latitud, ángulo de inclinación del módulo, horas con luz

solar que se desea evitar sombras y dimensiones del panel.

Resolver las ecuaciones del ángulo de elevación (Ecuación 1) y azimut (Ecuación 2)

del sol para las diferentes horas del día que se desea evitar el sol.

Altura del panel inclinado (h):

86

Ecuación (20)

Longitud de la sombra (d):

Ecuación (21)

Distancia mínima entre los módulos (X):

Ecuación (22)

1.4 Aspectos eléctricos y de operación del sistema PV.

Temperatura de operación del sistema (Tc):

(

) Ecuación (23)

Donde:

G0: Índice de irradiación de diseño = 0,8 kW/m2

G: Índice de irradiación de la zona de estudio

TA: Temperatura máxima y mínima de la zona en estudio.

Tc: Temperatura de operación del sistema (máxima y mínima).

Voltaje máximo de operación del circuito ( :

[ ] Ecuación (24)

Voltaje mínimo de operación del circuito ( :

[ ] Ecuación (24)

87

Cantidad de paneles máximos y mínimos a conectar por inversor.

a. Número de paneles máximo.

Ecuación (25)

b. Número de paneles mínimo.

Ecuación (26)

Donde:

MPPT: Punto mínimo de voltaje.

1.5 Balance del sistema PV.

Cableado involucrado en la caja de distribución e inversor.

a. Cálculo de las caídas de voltaje (CV)

Este debe ser menor al 2%, según lo estipulado en el Código Eléctrico

Nacional.

Voltaje de caída en el cableado del módulo PV.

(

) (

)

(

) Ecuación (27)

Donde:

d: distancia del cable (módulos PV poseen un cable positivo y negativo de cobre

#10 USE-2, con 36” de longitud cada uno)

I: corriente

Vs: voltaje

Factorde resistencia de cableado ante la corriente directa (NFPA 70, pg724).

(

) Ecuación (27.1)

88

Presión del viento sobre los módulos PV:

1. Determinar el área (A) de los módulos.

2. Estimar la presión (P) ejercida hacia abajo (+) y hacia arriba (-) a partir de los

valores tabulados ( Anexo 3)

3. Calcular la fuerza (F) ejercida hacia arriba y hacia abajo.

Ecuación (28)

4. Los soportes de los módulos PV deben ser capaces de soportar una fuerza

determinada, es decir, la fuerza total hacia arriba para que el techo no se levante

con determinado viento.

Ecuación (29)

5. Debe calcularse la distancia mínima (d) que el tornillo debe penetrar en la viga

de techo, para asegurar que este soporte la fuerza de empuje, muchos

instaladores recomiendan vigas de 2” x 4” O, 2”x6”; tornillos de 5/16” de

diámetro para sujetar (Messenger & Ventre, 2010). Conociendo el tipo de

madera de las vigas y el tipo de tornillo a utilizar se puede conocer la carga de

soporte permisible (CSP), cuyos valores se encuentran tabulados. El cuadro A1

es un ejemplo de cargas de soporte permisible para diferentes tipos de madera y

tornillos.

Ecuación (30)

Cuadro A1: Cargas permisibles para sostén de soportes de madera con tornillos

Madera Roble blanco

Pino amarillo

del sur Picea blanco Abeto

Gravedad

Específica 0,71 0,58 0,45 0,41

Diámetro

tornillo (in) Carga permisible (lb/in)

¼ 381 281 192 167

5/16 450 332 227 198

3/8 516 381 260 226

7/16 579 428 292 254

½ 640 673 323 281

Fuente: Messenger & Ventre, 2010.

89

1.6 Cálculo de costos de sistemas PV.

Cálculo de valor presente:

(

)

Ecuación (31)

Donde:

Vp: Valor presente.

Co: Valor base del sistema.

i: índice de inflación.

d: índice de crecimiento o decrecimiento del valor.

n: periodo de tiempo.

Anexo 2: Consumo Eléctrico Promedio del Sector Residencial Costarricense

2.1 Cobertura eléctrica por empresa distribuidora.

La siguiente figura muestra la cobertura eléctrica y las diversas empresas distribuidoras que

operan en el país.

Figura A1: Cobertura eléctrica en Costa Rica, según empresa distribuidora

Fuente: ICE, 2009

90

2.2 Consumo eléctrico en actividades domésticas.

Hábitos de Cocción.

Cuadro A2: Horas de inicio y duración en la preparación de los diferentes tiempos de comidas.

Tiempo de Comida y

Horas Porcentaje (%)

Tiempos de Comida y

duración Porcentaje (%)

Desayuno 100 Desayuno 100

Antes de las 5 a.m. 6,5 Menos de 10” 1,5

De 5 a 6 a.m. 16,5 De 10” a menos de 16” 23,5

De 6 a 7 a.m. 27,0 De 16” a menos de 26” 14,0

De 7 a 9 a.m. 26,2 Más de 26” 38,9

Después de las 9 a.m. 1,5 No hace desayuno 22,1

Es variable 0,1 Almuerzo 100

No hace desayuno 22,1 Menos de 10” 0,1

Almuerzo 100 De 10” a menos de 16” 3,2

Antes de las 11 a.m. 18,4 De 16” a menos de 26” 7,7

Entre 11 a.m. y 1 p.m. 68,2 Más de 26” 78,6

Entre 1 p.m. y 3 p.m. 2,7 No hace almuerzo 10,4

Después de las 3 p.m. 0,4 Cena

Es variable 0,1 Menos de 10” 0,4

No hace almuerzo 10,4 De 10” a menos de 16” 4,9

Cena 100 De 16” a menos de 26” 7,5

Antes de las 5 p.m. 19,8 Más de 26” 56,8

De 5 p.m. a 6 p.m. 27,3 No hace cena 30,4

De 6 p.m. a 8 p.m. 21,0 Gasto por kWh 100

Después de las 8p.m. 1,5 Desayuno 27,3

No hace cena 30,4 Almuerzo 65,2

Cena 46,1

Otras actividades 32,4


91

Cuadro A3: Resumen de desglose de los principales hábitos de cocción en los hogares.

Característica Porcentaje (%)

Fuentes de energía que han utilizado para cocinar*

Electricidad 66,7

Gas Licuado 45,7

Leña 22,0

Carbón 3,5

Canfín 1,3

Otras 0,1

Fuentes de energía preferidas para cocinar

Electricidad 53,9

Gas Licuado 35,7

Leña 9,8

Otros 0,6

Tipo de cocina o plantilla que más utiliza

Electricidad 52,6

Gas Licuado 36,1

Leña 8,8

Carbón Vegetal 0,1

Otra 1,8

No cocina 0,6

Voltaje de la cocina

110 (120) V 45,8

220 (240) V 40,8

No sabe 13,4

Marca de la cocina eléctrica

Atlas 60,6

White Westinghouse 8,7

General Electric 2,8

Otras marcas 10,8

No saben 17,1

Número de discos o fuegos de la cocina

Uno 4

Dos 19,9

Tres 12,8

Cuadro 61,2

Cinco o más 2,1 Fuente: Ramírez, et.al, 2006.

*Suma más de 100% debido a que en cada encuesta se podía indicar más de una

opción.

92

Aparatos de alto consumo

Cuadro A4: Características del uso del refrigerador en los hogares

Características Porcentaje (%)

Tamaño del refrigerador 100 Marcas Principales 100

Pequeño 17,1 Atlas 50,5

Mediano 45,9 L.G 12,1

Grande 29,6 White Westinghouse 6,1

No tiene 7,4 Mabe 3,1

General Electric 2,0

Whirlpool 2,5

Samsung 2,8

Otras 6,1

No responden 11,9


Cuadro A5: Características de planchado en los hogares Costarricenses

Características Porcentaje (%) Características Porcentaje (%)

Frecuencia de Planchado 100 Marca de la Plancha 100

No acostumbran planchar 13,2 Black & Decker 26,1

Menos de 1 vez por semana 4,8 Oster 21,6

1 vez por semana 39,5 General Electric 2,9

Más de 1 vez por semana 20,7 Panasonic 5,1

Todos los días 21,8 Sankey 1,2

Tipo de Plancha 100 Proto Silex 1,3

Seca 28,6 Otras marcas 7,2

Con Vapor 71,3 No responde 34,6

Otros 0,1 Consumo Mensual

(kWh)

100

Horas de Planchado 100 Menos de 10 63,8

Antes de las 6 a.m. 2,9 De 10 a menos de 20 15,3

De 6 a.m. a 12 m.d. 31,2 De 20 a menos de 50 6,8

De 12 m.d. a 6 p.m. 36,8 50 y más 0,9

Después de las 6 p.m. 15,9 No la usa 13,2

No la usa 13,2


93

Cuadro A6: Características de los hábitos de lavado de ropa en lavadora en los hogares

Costarricense.

Características Porcentaje (%) Características Porcentaje (%)

Frecuencia con la que

acostumbra lavar ropa

100 Consumo Mensual

(kWh)

100

No tiene lavadora 9,7 Menos de 4 2,0

Menos de 1 vez por semana 0,1 De 4 a menos de 10 27,1

Una vez por semana 19,1 De 10 a menos de 20 25,5

Más de 1 vez por semana 53,1 De 20 a menos de 40 24,6

Todos los días 17,7 40 y más 20,8

Hora de Inicio de lavado

Antes de las 6 a.m. 3,2

De 6 a.m. a 12 m.d. 77,2

De 12 m.d. a 6 p.m. 6,8

Después de las 6 p.m. 12,8


Iluminación

Cuadro A7: Hora en que se encienden los bombillos por tipo de habitación en porcentajes

Hora en que se

encienden

Total

(%)

Cocina

(%)

Sala

(%)

Comedor

(%)

Sala-

Comedor

(%)

Resto

Interior

(%)

Resto

Exterior

(%)

Dormitorios

(%)

Antes de 6 a.m. 1,1 5,6 0,6 0,1 0,7 0,5 0,1 0,3

6 a.m:12 m.d. 0,8 3,3 0,6 0,3 0,6 0,3 0,1 0,3

12 m.d: 6 p.m. 6,2 16,9 5,6 2,2 7,1 2,4 3,2 6,1

Después de las

6 p.m. 43,8 47,7 19,7 9,9 22,0 71,8 48,0 76,5

No tienen 48,1 26,5 73,5 87,5 58,6 25,1 48,6 16,8

Total 100 100 100 100 100 100 100 100


94

Cuadro A8: Consumo mensual de la electricidad de los bombillos por tipo de habitación (kWh),

en porcentajes.

Consumo

Mensual

kWh

Total

(%)

Cocina

(%)

Sala

(%)

Comedor

(%)

Sala-

Comedor

(%)

Resto

Interior

(%)

Resto

Exterior

(%)

Dormitorios

(%)

Menos de 4 25,9 29,6 9,0 5,0 14,0 64,3 22,5 36,7

4 a menos de

8 11,9 25,6 9,0 3,9 14,7 6,3 11,1 12,9

8 y más 14,1 18,3 8,5 3,6 12,7 4,3 17,8 33,6

No tienen 48,1 26,5 73,5 87,5 58,6 25,1 48,6 16,8


Anexo 3: Aspectos Técnicos del Diseño del Sistema Solar PV.

3.1 Horas luz diarias presentes en Costa Rica.

Cuadro A9: Número de horas luz diaria en Costa Rica.

Día Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz

1 11,46 38 11,64 75 11,95 112 12,28 149 12,51 187 12,54 225 12,32

2 11,46 39 11,65 76 11,96 113 12,29 150 12,52 188 12,53 226 12,32

3 11,46 40 11,66 77 11,97 114 12,30 151 12,52 189 12,53 227 12,31

4 11,46 41 11,67 78 11,98 115 12,30 152 12,52 190 12,53 228 12,30

5 11,47 42 11,67 79 11,99 116 12,31 153 12,53 191 12,52 229 12,29

6 11,47 43 11,68 80 12,00 117 12,32 154 12,53 192 12,52 230 12,28

7 11,47 44 11,69 81 12,01 118 12,33 155 12,53 193 12,52 231 12,28

8 11,48 45 11,70 82 12,02 119 12,33 156 12,54 194 12,51 232 12,27

9 11,48 46 11,70 83 12,03 120 12,34 157 12,54 195 12,51 233 12,26

10 11,48 47 11,71 84 12,04 121 12,35 158 12,54 196 12,50 234 12,25

11 11,49 48 11,72 85 12,05 122 12,36 159 12,54 197 12,50 235 12,24

12 11,49 49 11,73 86 12,05 123 12,36 160 12,55 198 12,49 236 12,23

13 11,49 50 11,74 87 12,06 124 12,37 161 12,55 199 12,49 237 12,23

14 11,50 51 11,74 88 12,07 125 12,38 162 12,55 200 12,48 238 12,22

15 11,50 52 11,75 89 12,08 126 12,39 163 12,55 201 12,48 239 12,21

16 11,51 53 11,76 90 12,09 127 12,39 164 12,55 202 12,47 240 12,20

17 11,51 54 11,77 91 12,10 128 12,40 165 12,55 203 12,47 241 12,19

18 11,52 55 11,78 92 12,11 129 12,41 166 12,56 204 12,46 242 12,18

19 11,52 56 11,79 93 12,12 130 12,41 167 12,56 205 12,46 243 12,17

20 11,53 57 11,80 94 12,13 131 12,42 168 12,56 206 12,45 244 12,17

21 11,53 58 11,80 95 12,13 132 12,43 169 12,56 207 12,45 245 12,16

95

Día Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz Día

Horas

Luz

22 11,54 59 11,81 96 12,14 133 12,43 170 12,56 208 12,44 246 12,15

23 11,54 60 11,82 97 12,15 134 12,44 171 12,56 209 12,43 247 12,14

24 11,55 61 11,83 98 12,16 135 12,44 172 12,56 210 12,43 248 12,13

25 11,56 62 11,84 99 12,17 136 12,45 173 12,56 211 12,42 249 12,12

26 11,56 63 11,85 100 12,18 137 12,46 174 12,56 212 12,42 250 12,11

27 11,57 64 11,86 101 12,19 138 12,46 175 12,56 213 12,41 251 12,10

28 11,57 65 11,87 102 12,20 139 12,47 176 12,56 214 12,40 252 12,09

29 11,58 66 11,87 103 12,20 140 12,47 177 12,56 215 12,40 253 12,09

30 11,59 67 11,88 104 12,21 141 12,48 178 12,55 216 12,39 254 12,08

31 11,59 68 11,89 105 12,22 142 12,48 179 12,55 217 12,38 255 12,07

32 11,60 69 11,90 106 12,23 143 12,49 180 12,55 218 12,38 256 12,06

33 11,61 70 11,91 107 12,24 144 12,49 181 12,55 219 12,37 257 12,05

34 11,61 71 11,92 108 12,25 145 12,50 182 12,55 220 12,36 258 12,04

35 11,62 72 11,93 109 12,26 146 12,50 183 12,55 221 12,35 259 12,03

36 11,63 73 11,94 110 12,26 147 12,51 184 12,54 222 12,35 260 12,02

37 11,64 74 11,95 111 12,27 148 12,51 185 12,54 223 12,34 261 12,01

223 12,34 264 11,99 305 11,64 346 11,45 186 12,54 224 12,33 262 12,00

263 12,00 278 11,86 293 11,73 308 11,62 323 11,53 338 11,46 353 11,44

264 11,99 279 11,85 294 11,72 309 11,61 324 11,52 339 11,46 354 11,44

265 11,98 280 11,84 295 11,72 310 11,60 325 11,52 340 11,46 355 11,44

266 11,97 281 11,83 296 11,71 311 11,60 326 11,51 341 11,46 356 11,44

267 11,96 282 11,83 297 11,70 312 11,59 327 11,51 342 11,45 357 11,44

268 11,95 283 11,82 298 11,69 313 11,58 328 11,50 343 11,45 358 11,44

269 11,94 284 11,81 299 11,68 314 11,58 329 11,50 344 11,45 359 11,44

270 11,93 285 11,80 300 11,68 315 11,57 330 11,49 345 11,45 360 11,45

271 11,92 286 11,79 301 11,67 316 11,57 331 11,49 346 11,45 361 11,45

272 11,91 287 11,78 302 11,66 317 11,56 332 11,48 347 11,45 362 11,45

273 11,91 288 11,77 303 11,65 318 11,55 333 11,48 348 11,44 363 11,45

274 11,90 289 11,77 304 11,65 319 11,55 334 11,48 349 11,44 364 11,45

275 11,89 290 11,76 305 11,64 320 11,54 335 11,47 350 11,44 365 11,45

276 11,88 291 11,75 306 11,63 321 11,54 336 11,47 351 11,44

277 11,87 292 11,74 307 11,62 322 11,53 337 11,47 352 11,44


96

3.2 Brillo solar promedio anual en Costa Rica.

Figura A2: Brillo solar, promedio anual por región.

Fuente: MINAET & IMN 2010.

97

Figura A3: Brillo solar anual en Costa Rica.

Fuente: MINAET & IMN, 2010.

98

3.3 Aspectos a considerar en el Balance del Sistema.

Cuadro A.10: Factores de corrección de temperatura ambiente para cableado con 90°C de

insolación.

Temperatura (°C) 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45

Factor de

Corrección 1,04 1,00 0,96 0,91 0,87

Temperatura 46-50 51-55 56-60 61-65 66-70

Factor de

Corrección 0,82 0,76 0,71 0,58

0,41

Altura del conducto sobre el techo

(cm)* 0-1,28 1,28-8,96 8,96-30,72 > 30,72

Sumar a la Temperatura

Ambiente (°C) 33 22 17 14

Fuente: Datos tomados de NFPA 70, National Electrical Code, 2011ed.

* Factores de corrección para cableado ubicado a través del techo.

3.3 Presión del viento ejercida sobre el techo y paredes.

Cuadro A11: Presión de viento ejercida sobre el techo y pared, para diferentes condiciones.

Diseño en paredes y techo a diversa presión del viento, Exposición B a h= 9,1m

Zona Área

(pie2)

Velocidad del viento (mph)

85 90 100 105 110 120

Tec

ho

co

n 7

° d

e in

clin

aci

ón

1 10 5,3 -13,0 5,9 -14,6 7,3 -18,0 8,1 -19,8 8,9 -21,8 10,5 -25,9

1 20 5,0 -12,7 5,6 -14,2 6,9 -17,5 7,6 -19,3 8,3 -21,2 9,9 -25,2

1 50 4,5 -12,2 5,1 -13,7 6,3 -16,9 6,9 -18,7 7,6 -20,5 9,0 -24,4

1 100 4,2 -11,9 4,7 -13,2 5,8 -16,5 6,4 -18,2 7,0 -19,9 8,3 -23,7

2 10 5,3 -21,8 5,9 -24,4 7,3 -30,2 8,1 -33,3 8,9 -36,5 10,5 -43,5

2 20 5,0 -19,5 5,6 -21,8 6,9 -27,0 7,6 -29,7 8,3 -32,6 9,9 -38,8

2 50 4,5 -16,4 5,1 -18,4 6,3 -22,7 6,9 -25,1 7,6 -27,5 9,0 -32,7

2 100 4,2 -14,1 4,7 -15,8 5,8 -29,5 6,4 -21,5 7,0 -23,6 8,3 -28,1

3 10 5,3 -32,8 5,9 -36,8 7,3 -45,4 8,1 -50,1 8,9 -55,0 10,5 -65,4

3 20 5,0 -27,2 5,6 -30,5 6,9 -37,6 7,6 -41,5 8,3 -45,4 9,9 -54,2

3 50 4,5 -19,7 5,1 -22,1 6,3 -27,3 6,9 -30,1 7,6 -33,1 9,0 -39,3

3 100 4,2 -14,1 4,7 -15,8 5,8 -19,5 6,4 -21,5 7,0 -23,6 8,3 -28,1

Tec

ho

co

n 7

°-2

7°

de

incl

ina

ció

n

1 10 7,5 -11,9 8,4 -13,3 10,4 -16,5 11,4 -18,2 12,5 -19,9 14,9 -23,7

1 20 6,8 -11,6 7,7 -13,0 9,4 -16,0 10,4 -17,6 11,4 -19,4 13,6 -23,0

1 50 6,0 -11,1 6,7 -12,5 8,2 -15,4 9,1 -17,0 10,0 -18,6 11,9 -22,2

1 100 5,3 -10,8 5,9 -12,1 7,3 -14,9 8,1 -16,5 8,9 -18,1 10,5 -21,5

2 10 7,5 -20,7 8,4 -23,2 10,4 -28,7 11,4 -31,6 12,5 -34,7 14,9 -41,3

2 20 6,8 -19,0 7,7 -21,4 9,4 -26,4 10,4 -29,1 11,4 -31,9 13,6 -38,0

2 50 6,0 -16,9 6,7 -18,9 8,2 -23,3 9,1 -25,7 10,0 -28,2 11,9 -33,6

2 100 5,3 -15,2 5,9 -17,0 7,3 -21,0 8,1 -23,2 8,9 -25,5 10,5 -30,3

3 10 7,5 -30,6 8,4 -34,3 10,4 -42,4 11,4 -46,7 12,5 -51,3 14,9 -61,0

3 20 6,8 -28,6 7,7 -32,1 9,4 -39,6 10,4 -43,7 11,4 -47,9 13,6 -57,1

3 50 6,0 -26,0 6,7 -29,1 8,2 -36,0 9,1 -39,7 10,0 -43,5 11,9 -51,8

3 100 5,3 -24,0 5,9 -26,9 7,3 -33,2 8,1 -36,6 8,9 -40,2 10,5

-47,9

99

Tec

ho

co

n

27

°-4

5°

de

incl

ina

ció

n

1 10 11,9 -13,0 13,3 -14,6 16,5 -18,0 18,2 -19,8 19,9 -21,8 23,7 -25,9

1 20 11,6 -12,3 13,0 -13,8 16,0 -17,1 17,6 -18,8 19,4 -20,7 23,0 -24,6

1 50 11.1 -11,5 12,5 -12,8 15,4 -15,9 17,0 -17,5 18,6 -19,2 22,2 -22,8

1 100 10,8 -10,8 12,1 -12,1 14,9 -14,9 16,5 -16,5 18,1 -18,1 21,5 -21,5

2 10 11,9 -15,2 13,3 -17,0 16,5 -21,0 18,2 -23,2 19,9 -25,5 23,7 -30,3

2 20 11,6 -14,5 13,0 -16,3 16,0 -20,1 17,6 -22,2 19,4 -24,3 23,0 -29,0

2 50 11.1 -13,7 12,5 -15,3 15,4 -18,9 17,0 -20,8 18,6 -22,9 22,2 -27,2

2 100 10,8 -13,0 12,1 -14,6 14,9 -18,0 16,5 -19,8 18,1 -21,8 21,5 -25,9

3 10 11,9 -15,2 13,3 -17,0 16,5 -21,0 18,2 -23,2 19,9 -25,5 23,7 -30,3

3 20 11,6 -14,5 13,0 -16,3 16,0 -20,1 17,6 -22,2 19,4 -24,3 23,0 -29,0

3 50 11.1 -13,7 12,5 -15,3 15,4 -19,9 17,0 -20,8 18,6 -22,9 22,2 -27,2

3 100 10,8 -13,0 12,1 -14,6 14,9 -18,0 16,5 -19,8 18,1 -21,8 21,5 -25,9

Pa

red

4 10 13,0 -14,1 14,6 -15,8 18,0 -19,5 19,8 -21,5 21,8 -23,6 25,9 -28,1

4 20 12,4 -13,5 13,9 -15,1 17,2 -18,7 18,9 -20,6 20,8 -22,6 24,7 -26,9

4 50 11,6 -12,7 13,0 -14,3 16,1 -17,6 17,8 -19,4 19,5 -21,3 23,2 -25,4

4 100 11,1 -12,2 12,4 -13,6 15,3 -16,8 16,9 -18,5 18,5 -20,4 22,0 -24,2

4 500 9,7 -10,8 10,9 -12,1 13,4 -14,9 14,8 -16,5 16,2 -18,1 19,3 -21,5

5 10 13,0 -17,4 14,6 -19,5 18,0 -24,1 19,8 -26,6 21,8 -29,1 25,9 -34,7

5 20 12,4 -16,2 13,9 -18,2 17,2 -22,5 18,9 -24,8 20,8 -27,2 24,7 -32,4

5 50 11,6 -14,7 13,0 -16,5 16,1 -20,3 17,8 -22,4 19,5 -24,6 23,2 -29,3

5 100 11,1 -13,5 12,4 -15,1 15,3 -18,7 16,9 -20,6 18,5 -22,6 22,0 -26,9

5 500 9,7 -10,8 10,9 -12,1 13,4 -14,9 14,8 -16,5 16,2 -18,1 19,3 -21,5

Cuadro A12: Factor de corrección para diferentes alturas de edificios y zonas expuestas.

Altura del techo (pie) B C D

15 1,00 1,21 1,47

20 1,00 1,29 1,55

25 1,00 1,35 1,61

30 1,00 1,40 1,66

35 1,05 1,45 1,70

40 1,09 1,49 1,74

45 1,12 1,53 1,78

50 1,16 1,56 1,81

55 1,19 1,59 1,84

60 1,22 1,62 1,87

Fuente: Elaboración propia (adaptado de ASCE 70, 2006).

100

Figura A4: Clasificación de zonas de exposición del techo.

Fuente: ASCE 70, 2006.

Notas:

La presión es aplicada a una superficie normal,

para exposición B.

Velocidad del viento está dada en millas/h.

Los signos positivos y negativos indican la

presión ejercida hacia abajo y hacia arriba,

respectivamente.

El área efectiva, consiste en el área en el que el viento puede ejercer la presión, estos valores pueden

ser interpolados de ser necesario.

101

Anexo 4: Ejemplos de Sistemas PV implementados.

Figura A5: Sistema PV 5kW instalado en Nordic Folkecenter for Renewable Energy, Dinamarca.


Figura A6: Sistema PV (0,7 kW) independiente a la red instalado en Bella Luz, Corredores, Costa Rica.


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