Sistema Sf V

CURSOCURSO

Sistemas FotovoltaicosIluminación y BombeoSistemas FotovoltaicosIluminación y Bombeo

Aarón Sánchez JuárezJosé Ortega CruzDalia Martínez EscobarMishael Sánchez Pérez

Aarón Sánchez JuárezJosé Ortega CruzDalia Martínez EscobarMishael Sánchez Pérez

Prefacio Lista de Figuras Lista de Tablas Introducción 2 Prospectiva Económica 3 La Tecnología F y su Prospectiva Futura de Desarrollo 3. Efecto fotovoltaico y parámetros eléctricos 3.2 Tecnologías de Celdas Solares: Historia y su Estado de esarrollo 3.3: Los Fabricantes de Celdas solares 3.4: Principios de la Conversión Fotovoltaica 3.5 La celda solar de silicio cristalino 4 Los Generadores Fotovoltaicos 4. : El módulo fotovoltaico 4.2 Certificado de módulos 4.3 Efecto de la intensidad luminosa 4.4 Efecto de la temperatura 4.5 El voltaje de diseño bajo condiciones de operación 4.6 Arreglos Fotovoltaicos 4.6-a Incrementando el voltaje 4.6- b Incrementando la corriente 4.6-c El arreglo fotovoltaico 4.7 Energía generada por un módulo 4.8 Orientación óptima del arreglo fotovoltaico 4.9 Los sistemas fotovoltaicos 5 Proyectos de Aplicación y Regulaciones Existentes 6 imensionando sistemas fotovoltaicos 6. El dimensionamiento 6. -a Criterio de A-h 6.1-b Criterio de watt-hora 6.2 Capacidad de almacenamiento en baterías 7 imensionando sistemas de bombeo fotovoltaicos 7. Hidráulica del sistema de bombeo 7. -a Carga estática 7. -b Carga dinámica (Fricción) 7.2 El Ciclo Hidráulico o Energía Hidráulica 7.3 El bombeo fotovoltaico 7.4 Almacenamiento de energía 7.5 Equipo de bombeo compatible con sistemas fotovoltaicos 7.5-a Bombas centrífugas 7.5-b Bombas volumétricas 7.6 Selección de la bomba 7.7 Tipos de motores 7.8 Acondicionador de energía 7.9 Dimensionamiento para bombeo fotovoltaico

CONCLUSIONES EPILOGO REFERENCIAS

Tecnología Fotovoltaica: Reseña del Fenómeno y Estado Actual de la Tecnología JUNIO 2009 Elaborado por: Aarón Sánchez Juárez , José Ortega Cruz y Mishael Sánchez Pérez

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SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Iluminación Y Bombeo

DOCUMENTO PREPARADO POR:

Dr. AARÓN SÁNCHEZ JUÁREZ

CON LA PARTICIPACIÓN DE:

José Ortega Cruz, Dalia Martínez Escobar y Mishael Sánchez Pérez

DOCUMENTO PREPARADO PARA EL:

CURSO DE ACTUALIZACIÓN

ENERGÍA FOTOVOLTAICA

ORGANIZADO POR:

� ASOCIACIÓN NACIONAL DE ENERGÌA SOLAR

JUNIO 2009


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PREFACIO

La disminución en la producción petrolera en nuestro país así como de las reservas probadas, ya reconocidas por la Secretaría de Energía (SENER), ha traído como consecuencia nuevos lineamientos energéticos que han sido proyectados en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012. Es así como se propone que, para la generación de electricidad, se contemple la diversificación energética basada en una mayor participación de las energías renovables usando tecnologías limpias y técnicamente adoptables.

La tecnología fotovoltaica a través de la cual se puede generar electricidad, basada en la energía solar como fuente de abastecimiento y siendo una tecnología de gran duración, es una de las llaves que puede sustentar la diversificación energética propuesta. México no es el único país que ha considerado que la tecnología fotovoltaica es la mejor alternativa para generar electricidad en proyectos específicos tanto rurales como urbanos. De hecho, los proyectos europeos, japonés y de USA han fortalecido a la industria fotovoltaica a tal grado que, en los últimos años, ésta ha crecido a un ritmo del orden del 40% anual, teniéndose reportado una producción de 2,520 MW en el año 2006.

Nuestro país cuenta con un amplio recurso solar estimado con una densidad energética promedio diario anual de 5.0 kW-hr/m2 o 5.0 hrs-solares pico; y aprovechado la tecnología fotovoltaica, se podrían resolver los problemas energéticos que se tendrán en un futuro cercano derivado de la carencia de combustibles fósiles. Como un indicador, en un cuadrado de 10 m x 10m y usando cualquiera de las tecnologías fotovoltaicas de silicio, se puede generar la energía eléctrica suficiente para abastecer 10 hogares o viviendas típicas mexicanas con un área habitacional menor a 80 m2. Lo anterior sugiere el uso de la tecnología FV en pequeños condominios verticales que podrían construirse en sitios alejados de la red, ó inclusive, en las zonas urbanas en la modalidad de interacción con la red eléctrica convencional.

En este documento, se proporciona una visión general de la Tecnología Fotovoltaica incluyendo aspectos básicos de la generación, las diferentes tecnologías disponibles en el mercado, una relación sintetizada de fabricantes de la tecnología, y una metodología de dimensionamiento para proyectos específicos de baja potencia.


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LISTA DE FIGURAS

Fig. No. 1: Proyección del precio por W pico de la tecnología FV en función de las ventas acumuladas.

Fig. No. 2.- Representación física del efecto fotovoltaico en una celda solar

Fig. No. 3: Representación esquemática de los parámetros eléctricos de una celda solar.

Fig. No. 4: Silicio para celdas solares. En (a) se muestra lingotes y obleas de monocristales; en (b) una oblea de silicio policristalino mostrando la configuración tipo mosaico del material; y en (c) abajo: celdas de silicio amorfo monocapa, mostrando su transparencia; arriba: celdas triple unión.

Fig. No. 5: En (a) se muestra, en la parte superior, un corte transversal de la estructura de las celdas de CdTe, y abajo, una fotografía de un módulo comercial de CdTe. En (b) se muestra, en la parte de arriba, un corte transversal de la estructura de una celda solar de CuInGaSe2, mientras que abajo, una fotografía para un módulo comercial de CuInGaSe2.

Fig. No. 6: Mejoras realizadas a nivel laboratorio que han incrementado la eficiencia de conversión en celdas solares basadas en silicio cristalino.

Fig. No. 7: Fotografías de la tecnología C-FV. En la derecha se tiene la tecnología actual desarrollada por la compañía AMONIX

Fig. No. 8: Representación esquemática del funcionamiento de una celda solar

Fig. No. 9: Comportamiento I vs V de una celda solar.

Fig. No. 10: En (a) se muestra una fotografía de un módulo típico de silicio cristalino, y en (b) el símbolo convencional para módulos fotovoltaicos.

Fig. No. 11: Corte transversal de un módulo fotovoltaico en donde muestra las principales partes de él.

Fig. No. 12: Parámetros eléctricos de un módulo fotovoltaico. En (a) curvas I vs V y P vs V; en (b) se muestran curvas de igual potencia cortando a la curva I vs V.

Fig. No. 13: Etiqueta de identificación de varios módulos comerciales.

Fig. No. 14.- Características I-V de un módulo con diferentes valores de irradiancia (Tc= 25º C).

Fig. No. 15.- Efecto de la temperatura sobre los parámetros eléctricos de la celda solar.

Fig. No. 16: Secuencia de construcción de un módulo FV con celdas de x-Si.

Fig. No. 17-A: Conexión en serie de 4 módulos idénticos.

Fig. No. 17-B: Diagrama esquemático de la conexión en paralelo de módulos idénticos.

Fig. No. 18: Diagrama esquemático de la conexión entre módulos y un acumulador. En (a) se tiene la conexión en serie, y en (b) la conexión en paralelo.

Fig. No. 19: Un AFV compuesto por 3 módulos en serie, los que forman el panel, y 4 paneles conectados en paralelos. La configuración así formada se especifica como 3Sx4P.

Fig. No. 20: Desde unos cuantos Watt hasta Megawatt.

Fig. No. 21: Seguidor solar pasivo. En (a) se muestra una estructura para 4 módulos; y en (b) una estructura para 12 módulos.


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Fig. No. 22: Diagramas típicos de los diferentes sistemas fotovoltaicos. En (a) un sistema autosustentado; en (b) un sistema híbrido; y en (c) sistemas interconectados a la red.

Fig. No. 23: Arquitectura de los sistemas fotovoltaicos autónomos.

Fig. No. 24: Principales componentes hidráulicos de un sistema de bombeo de agua.

Fig. No. 25: Esquema de una instalación típica de un sistema FV de bombeo de agua.

Fig. No. 26: Bomba centrífuga superficial (SolarRam) y cortes transversal.

Fig. No. 27: Esquema de una bomba centrífuga sumergible.

Fig. No. 28: Corte transversal de una bomba sumergible de paso múltiple.

Fig. No. 29: Esquema de una bomba volumétrica de cilindro.

Fig. No. 30: Esquema de una bomba de diafragma sumergible.

Fig. No. 31: Bombas de diafragma no sumergible (Shurflo).

Fig. No. 32: Zonas de traslape entre carga hidráulica y volumen donde se aplica los diferentes tipos de bombas solares.

Fig No. 33: Características físicas de un pozo.

Fig. No. 34: Curva de rendimiento (ejemplo para Grundfos SP 3A-10).


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LISTA DE TABLAS

Tabla No. 1: Reseña histórica de la tecnología fotovoltaica.

Tabla No. 2: Estado actual de la tecnología FV

Tabla No. 3: Características eléctricas de las 10 mejores celdas actualmente

Tabla No. 4: Desarrollo Tecnológico Previsto: Celdas sin y con concentración

Tabla No. 5: Fabricantes de Celdas Solares para aplicación terrestre

Tabla No. 6: Fabricantes de módulos y sus innovaciones.

Tabla No. 7.- Características eléctricas de módulos fotovoltaicos comerciales de silicio bajo condiciones estándares de medición (1000 W/m2, AM1.5, 25º C).

Tabla No. 8.- Coeficientes de temperatura para celdas de silicio cristalino

Tabla No. 9.- Valores del voltaje en el punto de máxima potencia, VM(m) para módulos de 30, 33 y 36 celdas en serie en función de la temperatura ambiente. Los valores están redondeados a una cifra decimal. El valor de la irradiancia considerada es de 800 W/m2. Entre paréntesis aparece el voltaje a circuito abierto del módulo.

Tabla No. 10.- Energía generada por módulos comerciales de silicio cristalino en función del recurso solar, en el punto de máxima potencia.

Tabla No. 11.- Valores de la constante κ usado en la fórmula de Manning.

Tabla No. 12.- Principales características de las bombas fotovoltaicas.


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CONTENIDO

Prefacio 2

Lista de Figuras 3

Lista de Tablas 5

1 Introducción 9

2 Prospectiva Económica 11

3 La Tecnología FV y su Prospectiva Futura de Desarrollo 13

3.1 Efecto fotovoltaico y parámetros eléctricos 13

3.2 Tecnologías de Celdas Solares: Historia y su Estado de Desarrollo

14

3.3: Los Fabricantes de Celdas solares 28

3.4: Principios de la Conversión Fotovoltaica 40

3.5 La celda solar de silicio cristalino 41

4 Los Generadores Fotovoltaicos 43

4.1: El módulo fotovoltaico 43

4.2 Certificado de módulos 46

4.3 Efecto de la intensidad luminosa 47

4.4 Efecto de la temperatura 48

4.5 El voltaje de diseño bajo condiciones de operación 50


7

4.6 Arreglos Fotovoltaicos 54

4.6-a Incrementando el voltaje 54

4.6- b Incrementando la corriente 55

4.6-c El arreglo fotovoltaico 56

4.7 Energía generada por un módulo 59

4.8 Orientación óptima del arreglo fotovoltaico 60

4.9 Los sistemas fotovoltaicos 62

5 Proyectos de Aplicación y Regulaciones Existentes 64

6 Dimensionando sistemas fotovoltaicos 67

6.1 El dimensionamiento 68

6.1-a Criterio de A-h 69

6.1-b Criterio de watt-hora 70

6.2 Capacidad de almacenamiento en baterías 70

7 Dimensionando sistemas de bombeo fotovoltaicos 72

7.1 Hidráulica del sistema de bombeo 72

7.1-a Carga estática 72

7.1-b Carga dinámica (Fricción) 73

7.2 El Ciclo Hidráulico o Energía Hidráulica 74

7.3 El bombeo fotovoltaico 75


8

7.4 Almacenamiento de energía 76

7.5 Equipo de bombeo compatible con sistemas fotovoltaicos 76

7.5-a Bombas centrífugas 76

7.5-b Bombas volumétricas 78

7.6 Selección de la bomba 80

7.7 Tipos de motores 81

7.8 Acondicionador de energía 82

7.9 Dimensionamiento para bombeo fotovoltaico 83

CONCLUSIONES 92

EPILOGO 94

REFERENCIAS 98


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1. INTRODUCCIÓN

Es conocido que la producción de electricidad en nuestro país esta basada principalmente en el consumo de combustibles fósiles. La información proporcionada en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PSE)1 indica que el 74% de la electricidad es producida por una combinación de gas natural, combustóleo y carbón; mientras que del resto, el 21% es generado por las grandes y pequeñas hidroeléctricas; 3% es generado con energía nuclear y el 2% restante con sistemas geotérmicos y eólicos. Debido a este perfil y considerando que la seguridad energética es un factor determinante para garantizar el desarrollo sustentable de nuestro país, el gobierno mexicano sugiere, en el Programa antes dicho, llevar a cabo acciones que reduzcan los riesgos inherentes al alto consumo de combustibles fósiles mediante la diversificación energética que incluya una mayor participación de las Energías Renovables.

Sin incluir a la geotermia y la gran hidráulica, las otras Fuentes de Energía Renovables como lo son la energía solar, la eólica, la microhidráulica y la biomasa, junto con las tecnologías desarrolladas para su uso, ofrecen una oportunidad de aplicación para generar electricidad en zonas en donde no hay red de distribución eléctrica, como lo son las rurales o suburbanas. Sin embargo, esos sitios no son los únicos en donde existe el nicho de oportunidad de usar las tecnologías basadas en energías renovables, ya que existiendo el recurso renovable y la tecnología, la aplicación de ésta únicamente estará limitada por la imaginación del usuario o tecnólogo y constreñida por consideraciones económicas.

Al no haber impedimento tecnológico, la Secretaria de Energía ha considerado como objetivo principal en el PSE fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía en todos los sectores. En el PSE se propone una serie de acciones y actividades que, si se realizan, detonarán masivamente el uso de tecnologías actuales y nuevas, basadas en las fuentes de energía renovable. Para esto se impulsará la creación de leyes y regulaciones que permitan normar el uso de las tecnologías. La meta principal es generar electricidad de una manera limpia, segura y confiable en los sitios en donde se requiera, propiciar el esquema de autoabastecimiento y cogeneración, y ampliar la cobertura del sector eléctrico en comunidades remotas.

Por otra parte, a nivel mundial, El Consejo Mundial de la Energía prevé, en su XXI Examen de los Recursos Energéticos (2007)2, un importante incremento en el uso de las energías renovables, en especial, la solar, argumentando que la transición hacia el modelo renovable ya ha comenzado y que en el 2100, sólo el 15% del consumo mundial de energía provendrá de los combustibles fósiles y nuclear con una aportación solar del 70%.

Dentro de las fuentes renovables de energía, la producida por el Sol ó Energía Solar es considerada como la fuente principal energética que puede proporcionar toda la demanda energética mundial presente y futura. Su disponibilidad en todo el mundo hace de ésta una energía universal, susceptible de ser usada por cualquier país, sin algún impedimento u oposición por otro.

El Sol ha sido considerado durante mucho tiempo como un “dador de vida”. La energía proporcionada por el Sol es enorme: en promedio, la superficie de la Tierra recibe una potencia aproximada de 1.2x1017 W. Esto significa que en menos de una hora, la energía solar que capta nuestro planeta es la suficiente para satisfacer la demanda energética anual de la población humana del mundo. Dicha cantidad de energía es la que los organismos biológicos han ido asimilando durante millones de años y que ha hecho posible el crecimiento industrial que conocemos hoy día. La disponibilidad de la

1 Ver documento del PSE en: www.sener.gob.mx/webSener/res/0/Programa%20Sectorial%20de%20Energía%202007-2012.pdf 2 Ver documento: www.worldenergy.org/20.asp “La Industria Energética revela su modelo para abordar el cambio climático”, World Energy Council 2007.


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Energía Solar en todo el mundo y su carácter de Fuente de Energía Renovable hacen de ésta una energía universal, la que es responsable también de la aparición de otras fuentes de energía como lo son: la energía del viento, la hidroeléctrica y la maremotríz, sin considerar aquellas posibles fuentes derivadas de la descomposición de desechos biológicos (biomasa).

Hay dos formas conocidas en que el ser humano puede aprovechar la energía solar: una es por medio de procesos fototérmicos para calentamiento de fluidos y generar calor de proceso; y la otra es por medio del Efecto Fotovoltaico (FV) a través del cuál, la luz solar se convierte en electricidad sin usar ningún proceso intermedio. Los dispositivos donde se lleva a cabo la transformación de luz solar en electricidad se llaman Generadores Fotovoltaicos (GFV’s) y a la unidad mínima en la que se realiza dicho efecto se le llama Celda Solar.

La energía solar fotovoltaica ha sido identificada como una tecnología de rápido crecimiento con un potencial de aplicación alto. Por ser modular, puede ser usada en muchas aplicaciones. El mayor obstáculo para su uso en gran escala es el alto costo de inversión inicial. Los costos de generación de electricidad están entre los $ 0.50 hasta $ 2.00 dollars US por kW-hr para diferentes tamaños y configuraciones de sistemas y localidades. Como resultado, el uso de los generadores fotovoltaicos esta limitado principalmente a aplicaciones en las que el costo de introducción de la red eléctrica convencional y del consumo de la electricidad es alto, o bien, donde es necesario un generador limpio, silencioso y confiable. Este es el caso de áreas remotas (electrificación rural, telecomunicaciones, bombeo de agua, señalización, etc.) o para amortiguar los picos de consumo altos en fabricas o edificios. Sin considerar el costo inicial de inversión, la popularidad de la tecnología fotovoltaica se basa en su fácil uso, confiabilidad, relativo bajo mantenimiento y la disponibilidad del recurso solar. Debido a que son modulares, los sistemas fotovoltaicos pueden ser dimensionados para satisfacer las necesidades exactas de energía del usuario, disminuyendo el costo global sistema e incrementando la eficiencia del mismo. Conforme aumentan las necesidades energéticas del usuario, el tamaño energético del sistema se puede expandir

Así, el binomio de generación limpia de electricidad: energía solar y tecnología fotovoltaica (FV), representan una alternativa ecológica para la generación de electricidad, de forma distribuida o centralizada, con aplicaciones en las zonas rurales y urbanas, que puede resolver problemas eléctricos desde unos cuantos Watt hasta MegaWatt, como ha sido demostrado por un sin número de proyectos tanto a nivel nacional como a nivel mundial. En el caso de nuestro país, los GFV’s han sido sugeridos como la mejor alternativa de electrificación para sitios alejados de la red eléctrica convencional (REC), de tal forma que, desde 1988 a la fecha, se han usado en proyectos de electrificación rural promovidos por las diferentes Secretarías de Estado, CFE, PEMEX, gobiernos municipales y compañías particulares, teniéndose instalado a la fecha una potencia pico de aproximadamente 20 MW.

Aunque la tecnología FV ha sido usada ampliamente en donde se carece de electricidad, una de las aplicaciones en el ámbito urbano que actualmente ha despertado el interés internacional es la interacción con la red eléctrica convencional (REC), creándose el concepto de autoabastecimiento residencial. Como los sistemas interactúan con la REC, se han establecido una serie de regulaciones técnicas y legales que han fomentado su uso más amplio bajo el concepto de medición neta.

Nuestro país no se podía quedar atrás ante este impulso masivo del uso de la tecnología FV acoplada a la red, y en Junio de 2007, se aprueba el modelo de contrato de interconexión de sistemas FV’s a la red bajo el esquema de medición neta3. Este contrato permite que los usuarios del servicio eléctrico instalen su propio GFV, conectados directamente a la red, para reducir sus cuentas eléctricas

3 Resolución RES/176/2007 Comisión Reguladora de Energía, Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 27 de Junio de 2007, Primera Sección.


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usando un medidor bidireccional que contabiliza el suministro o consumo de la red convencional. La diferencia neta en un periodo dado entre lo suministrado y consumido es lo que el usuario debe pagar al servicio público, o viceversa. Esto da una idea de que los GFV’s constituyen una buena alternativa para que la cuenta de consumo baje de manera drástica y se tenga una disminución de la energía provista por la red y un gran ahorro económico al disminuir la facturación correspondiente. Bajo este esquema puede esperarse un incremento en la demanda de GFV’s interconectados a la red y a corto plazo, quizá para el 2013, se podría tener instalado del orden de 25 MW-pico de tecnología FV sin considerar las acciones contempladas en el PSE.

Se espera que el mercado de los generadores fotovoltaicos se expanda rápidamente cuando la electricidad generada pueda ser colocada, en la red pública, a costos que sean comparables con los costos de generación de electricidad por medio de combustibles fósiles (entre $0.50 y $1.25 pesos por kW-hr). Por esta razón científicos e ingenieros en todo el mundo están trabajando sobre el desarrollo de celdas solares con una mejor razón costo/desempeño. Esto se puede hacer aumentando la eficiencia de conversión de las celdas solares y en consecuencia la de los módulos, reduciendo su costo de elaboración, o la aplicación de nuevos materiales basados en películas delgadas. Es importante notar que aparte del mejoramiento en el proceso de elaboración, el escalamiento de la producción en grandes volúmenes es un requisito importante para la reducción de costos.

2. PROSPECTIVA ECONÓMICA

Los GFV’s han sido identificados como una tecnología de rápido crecimiento con un potencial de aplicación alto. Por ser modular, puede ser usada en muchas aplicaciones. El mayor obstáculo para su uso en gran escala es el alto costo de inversión inicial ya que, con precios al público para la tecnología que pueden fluctuar desde US$4.90 a US$7.00 por W-pico4 y hasta US$14.00 por W-pico instalado, con sistemas típicos de 1.0 kW-pico para una generación promedio diaria de 4.0 kW-h5, la inversión inicial estaría alrededor de US$14,000.00, por lo que muy pocos usuarios podrían adquirir dichos dispositivos. El precio promedio internacional más bajo para módulos mayores de 100 W-pico es de US$4.26/W-pico para la tecnología de silicio monocristalino, US$4.19 para módulos de silicio policristalino, y US$3.59 para módulos de película delgada6.

Al evaluar el costo de la electricidad producida por los GFV’s mediante modelos económicos basados en el tiempo de vida útil de la tecnología, se puede determinar que éste se encuentra entre US$0.50 hasta US$2.00 por kW-hr para diferentes tamaños y configuraciones de sistemas y localidades7, que al compararse con el costo de la electricidad convencional, resulta ser de 5 a 10 veces más cara. Como resultado, el uso de los GFV’s ha estado limitado principalmente a aplicaciones en las que el costo de introducción de la red eléctrica convencional y del consumo de la electricidad es alto, o bien, donde es necesario un generador limpio, silencioso y confiable. Este es el caso de áreas remotas (electrificación rural, telecomunicaciones, bombeo de agua, señalización, etc.) o para amortiguar los picos de consumo altos en fábricas o edificios.

Sin considerar el costo inicial de inversión, la popularidad de la tecnología fotovoltaica se basa en su fácil uso, confiabilidad, relativo bajo mantenimiento y la disponibilidad del recurso solar. Debido a que son modulares, los sistemas fotovoltaicos pueden ser dimensionados para satisfacer las necesidades

4 Rango de valores para México obtenidos de listas de precios de compañías mexicanas que pertenecen a la Asociación Mexicana de Proveedores de Energías Renovables (www-amper.org).

5 Energía estimada con un recurso solar promedio diario de 5.0 kW-h/m2 con un rendimiento del 80% para la tecnología. 6 Obtenidos de listas de precios de proveedores internacionales en la red electrónica: www.solarbuzz.com 7 Valores calculados con el método del valor presente neto.


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exactas de energía del usuario, disminuyendo el costo global del sistema e incrementando el rendimiento del mismo. Conforme aumentan las necesidades energéticas del usuario, el tamaño del sistema (potencia) se puede incrementar.

Otro factor que hacen atractivos a los GFV`s desde el punto de vista energético y ambiental es el corto tiempo en que dichos generadores retornan la energía usada para fabricarlos, conocido comúnmente como tiempo de retorno energético EPBT (por sus siglas en inglés: energy payback time). Asumiendo un periodo de 30 años de desempeño a un 80% de la potencia especificada, la tasa de retorno energético no es mayor de 3 años, aún así para la tecnología que demanda más energía como lo es las celdas de silicio monocrialino8; es decir, la energía requerida para producir el sistema no excede al 10% de la energía total generada por el mismo durante su tiempo de vida de operación.

Se espera que el mercado de los generadores fotovoltaicos se expanda rápidamente cuando la electricidad generada pueda ser colocada, en la red pública, a costos que sean comparables con los costos de generación de electricidad por medio de combustibles fósiles (entre US$0.08 y US$0.10 por kW-hr para aplicación residencial; entre US$0.05 y US$0.07 por kW-hr para venta en el servicio público). Este punto puede alcanzarse a mediano plazo con la tecnología del silicio cristalino solo si la demanda del mercado se incrementa en un 35%9 trayendo como consecuencia una reducción de los costos de fabricación de los sistemas fotovoltaicos; o bien, con nuevas tecnologías emergentes de semiconductores de película delgada. La Fig No. 1 muestra el comportamiento del precio por W-pico en función de las ventas acumuladas desde 1976 a la fecha, y su proyección a largo plazo. En la forma en que la demanda se ha ido incrementando, el precio de la tecnología debería de reducirse hasta usd$1.00 por W-pico en el 2027.

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Fig. No. 1: Proyección del precio por W pico de la tecnología FV en función de las ventas acumuladas.

8 Ver trabajo de: V. Fthenakis and E. Alsema; “Photovoltaics energy payback times, greenhouse gas emissions and external cost:2004-early 2005 status”;

Progress in Photovoltaics, V 14 No.3, pp275-280, 2006. 9 Estimaciones realizadas suponiendo un incremento en el mercado del 35% anual: David E. Carlson; “The Prospect for Low-cost Photovoltaic Electricity”; BPSolar october 16, 2007.


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Es claro que para fomentar el uso de la tecnología FV, es necesario contar con esquemas de financiamiento y estímulos fiscales que propicien el incremento en su demanda e implementación y puesta en operación de proyectos energéticos basados en GFV’s. Sin embargo, aún sin dichos esquemas, por ser una tecnología de larga duración con garantías de hasta de 25 años con tiempos de operación estimados de más de 50 años, ésta induce a posibles usuarios a considerar inversiones en el presente que garanticen la producción de su energía eléctrica en el futuro.

Sin considerar la reducción en costos de fabricación debido a factores de demanda, científicos e ingenieros en todo el mundo están trabajando sobre el desarrollo de celdas solares con una mejor razón costo/desempeño. Esto se puede hacer aumentando la eficiencia de conversión de los GFV’s, reduciendo su costo de elaboración, o la aplicación de nuevos materiales basados en películas delgadas. Es importante notar que aparte del mejoramiento en el proceso de elaboración, el escalamiento de la producción en grandes volúmenes es un requisito importante para la reducción de costos

3. LA TECNOLOGÍA FV Y SU PROSPECTIVA FUTURA DE DESARROLLO

3.1: Efecto fotovoltaico y parámetros eléctricos

La conversión de la luz solar en electricidad a través del fenómeno físico conocido como “efecto fotovoltaico” se realiza en un dispositivo fabricado con semiconductores en donde se absorbe la luz solar y ésta es convertida en electricidad, sin ningún proceso intermedio. A la unidad mínima de conversión de luz solar en electricidad se le ha llamado “celda solar” y representa la base para la formación de estructuras de potencia eléctrica o GFV. A los diferentes materiales con que se basa la fabricación de celdas solares forman lo que se conoce con el nombre de Tecnologías Fotovoltaicas.

El Efecto Fotovoltaico se puede definir de la siguiente manera: Cuando en un dispositivo se crea una fuerza electromotriz o una diferencia de voltaje debido a la absorción de la luz solar, se dice que se esta llevando a cabo el Efecto Fotovoltaico (FV). Bajo estas condiciones, si se le conecta una carga, se producirá una corriente eléctrica que será capaz de realizar un trabajo en ella. La corriente producida es proporcional al flujo luminoso recibido en el dispositivo. En una celda solar, el efecto fotovoltaico se presenta como la generación de voltaje en sus terminales cuando está bajo iluminación. Si a las terminales de la celda solar se le conecta un aparato eléctrico, por ejemplo, una lámpara, entonces ésta se encenderá debido a la corriente eléctrica que circulará a través de ella (ver Fig. No. 2). Esto representa la evidencia física del efecto fotovoltaico.

La tecnología de elaboración de celdas solares esta basada en materiales semiconductores monocristalinos, policristalinos y amorfos, los cuales, dependiendo del tipo de semiconductor, se pueden elaborar en película delgada (del orden de 1 µm de espesor) o gruesas (del orden de cientos de micra de espesor). Las celdas solares se identifican por parámetros eléctricos como lo son: el voltaje a circuito abierto (VCA), la corriente de corto circuito (ICC), que son los valores máximos en voltaje y coriente que genera la celda bajo condiciones de iluminación; el voltaje VM y la corriente IM para la máxima generación de potencia eléctrica PM (PM=VM IM); y la eficiencia de conversión, definida como la razón entre la máxima potencia generada a la potencia de la radiación solar incidente; todos ellos medidos bajo condiciones estándares de prueba (STC: potencia de la radiación solar de 1.0 kW/m2 ó 1 sol; temperatura de celda de 25ºC y masa de aire AM1.5). La Fig. No. 3 muestra una representación esquemática de dichos parámetros.


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Fig. 2.- Representación física del efecto fotovoltaico en una celda solar.

Fig. No. 3: Representación esquemática de los parámetros eléctricos de una celda solar.

LUZ SOLAR

Voltaje a circuito abierto

No fluye Corriente eléctrica

CELDA

LUZ

Corriente eléctrica de corto circuito

CELDA

LUZ SOLAR

Voltaje de operación

Corriente eléctrica de operación

CELDA

I

V

VM VCA

ICC

IM PM

LUZ SOLAR

Voltaje fotogenerado

Corriente eléctrica fotogenerada

CELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLAR

LUZ SOLAR

Voltaje fotogenerado

Corriente eléctrica fotogenerada

CELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLARCELDA SOLAR


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La potencia eléctrica generada en una celda solar es pequeña, por lo que, para incrementar ésta, es necesario interconectarlas entre sí para formar los módulos fotovoltaicos, los que a su vez, se identifican por sus parámetros eléctricos VCA, ICC, VM, IM y PM ó potencia pico, que es la potencia máxima que genera el módulo cuando sobre él incide una irradiancia de 1.0 kW/m2, cuyo valor se conoce como el pico de la radiación solar.

Se encuentran en el mercado diferentes tipos de celdas y módulos solares; pero a nivel de investigación, donde se busca obtener de la celda solar la máxima potencia manteniendo los costos de elaboración al mínimo, hay una gama amplia de materiales semiconductores y estructuras en desarrollo.

3.2: Tecnologías de Celdas Solares: Historia y su Estado de Desarrollo

La historia del Efecto Fotovoltaico comienza en 1839 cuando E. Becquerel observó "la generación de corriente eléctrica en una reacción química inducida por luz". Varias décadas después, en 1870s, un efecto similar fue observado en sólidos, en especial en selenio. En 1930, Lange, Schottky and Grondhal reportan eficiencias de conversión del 2% en celdas basadas en Se y Cu2O. Sin embargo, se tuvo que esperar al avance de la ciencia, en especial en Física Cuántica, para dar una explicación fundamental del fenómeno fotovoltaico. Posteriormente, el desarrollo de la teoría del Rectificador de Estado Sólido (diodo) llevado a cabo por Mott y Schottky a principios de la década de 1940s y el invento del transistor por Bardeen, Brattain y Shockley en 1949, abrieron el camino al establecimiento de la primera celda solar de silicio cristalino de eficiencia aceptable. Este desarrollo se llevó a cabo en 1954 en los Laboratorios Bell y fue realizado por Chapin, D.M. y colaboradores [1] los que reportaron una eficiencia de conversión, de energía solar a electricidad, del 6%.

Las celdas solares no tuvieron que esperar mucho tiempo para encontrar una aplicación. El año 1958 fue testigo del lanzamiento del Vanguard I, primer satélite que usó celdas solares para generar su energía eléctrica. De hecho, el comienzo del programa espacial de los Estados Unidos Americanos inició la primera mayor aplicación de las Celdas Solares y de los Sistemas Fotovoltaicos.

Desafortunadamente, las celdas solares eran muy caras, en el rango de cientos de dólares el watt-pico. El alto costo y la falta de un mercado terrestre relegaron a las celdas solares fotovoltaicas al “estado” de dispositivos únicamente para investigación y curiosidad de laboratorio. Sin embargo, los dispositivos fotovoltaicos demostraron que son ideales para generar electricidad en el espacio: no requieren mantenimiento, no producen desechos y la generación de electricidad solo depende del Sol. Las investigaciones llevadas a cabo a principios de los 1970s mejoraron la eficiencia de conversión y lograron reducir su peso, factor importante para los satélites. De esta manera, grandes arreglos fotovoltaicos pudieron usarse en los satélites, tal como el del Skylab.

A raíz de la crisis petrolera en los años 1970s, los programas de desarrollo e investigación en celdas solares para aplicación terrestre comienzan en gran escala, y en relativo corto tiempo, se logran tremendos avances en aumento de eficiencia y reducción de costos. En la Tabla No. 1 se muestra un esbozo de lo que ha sido el progreso de la tecnología fotovoltaica.

Por lo anterior, en el ámbito industrial así como en el académico se ha observado, en las últimas dos décadas, un fuerte desarrollo tecnológico en el área de la conversión fotovoltaica, transformando el estado que mantenía la tecnología fotovoltaica como una fuente de generación de energía exótica cara, a un escenario práctico de fuente de energía común con un amplio rango de aplicaciones. De esta


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manera, la tecnología fotovoltaica se presenta como una de las transformaciones de energía solar mas prometedoras para su uso masivo en el futuro.

Los esfuerzos en I&D sobre semiconductores han permitido obtener materiales que sirven para fabricar celdas solares, a nivel laboratorio, con eficiencias de conversión que van desde un modesto 3% hasta alrededor del 40%10 para celdas con concentración; sin embargo, la más alta eficiencia de la tecnología fotovoltaica a nivel comercial es del 18% para tecnologías basadas en homouniones de m-Si.

El mercado actual de los GFV’s esta dominado por las celdas solares de silicio cristalino (x-Si) con un 91% de la producción mundial. Su permanencia y éxito es debido a que la tecnología de elaboración de éste semiconductor es muy conocida, y aunque cara, es una tecnología madura y confiable. El x-Si puede fabricarse en dos configuraciones cristalinas: monocristal (m-Si) y policristal (p-Si), siendo el primero el material base de la industria de la microelectrónica con costosde fabricación más altos que los del p-Si. Con estos cristales como base, se han elaborado las celdas solares de silicio, dispositivos que presentan un tiempo de vida grande (mayor de 25 años). A nivel laboratorio, la más alta eficiencia de conversión a la que se ha llegado es 24.7% con m-Si y de 20.3% para p-Si11.

TABLA No. 1. Reseña histórica de la tecnología fotovoltaica.

PROGRESO DE LA TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA 1839 Descubrimiento del Efecto Fotovoltaico por E. Becquerel 1870s Estudios del Efecto Fotovoltaico en sólidos por H. Hertz

Celdas solares basadas en selenio con el 1% al 2% de eficiencias de conversión. 1954 Primera celda solar de silicio cristalino desarrollada en los Laboratorios Bell, USA.

6% de eficiencia de conversión en celdas solares basadas en silicio cristalino [1]. Celdas solares basadas en CdS son reportadas por Reynolds y colaboradores.

1958 El programa espacial en USA inicia la primera mayor aplicación de celdas solares. El Vanguard I primer satélite espacial con tecnología fotovoltaica para la generación de electricidad.

1970s La crisis mundial petrolera y el aumento en los costos de la energía propiciaron el interés de reducir costos en la tecnología fotovoltaica para aplicaciones terrestres.

REDUCCIÓN DE PRECIOS EN MÓDULOS FOTOVOLTAICOS BASADOS EN SILICIO

Usd $/Watt pico 1958 1965-74 1980’s 1990’s Actualment

e año 2010

≅1500 ≅200 ≅20 ≅7-10 ≅4-6 ≅1-2? EFICIENCIAS DE CONVERSIÓN EN MÓDULOS FOTOVOLTAICOS COMERCIALES

5 AL 17% RÉCORD DE EFICIENCIA DE CONVERSIÓN EN CELDAS SOLARES EXPERIMENTALES 30% a 32% EN CELDAS SOLARES DE UNIÓN MÚLTIPLE BASADAS EN GaAs

Por otra parte, gracias al avance en la tecnología de fabricación de semiconductores en película delgada, actualmente se tienen una variedad muy amplia de dichos materiales que han sido considerados, con base a sus características ópticas y eléctricas, como buenos candidatos para formar una celda solar. Entre estos, el que ha recibido un fuerte impulso en la investigación y desarrollo tecnológico es el silicio amorfo hidrogenado (a-Si). En consecuencia, se han desarrollado celdas a nivel experimental y comercial basadas en a-Si. Su proceso de producción es mas barato en comparación con

10 Spectrolab reportó a principios de2007 una eficiencia de conversión del 40.7% para una celda solar de triple unión basada en GaInP2/GaAs/Ge operando a 250 soles.

11 Todos los valores de eficincias han sido obtenidos de: M. A. Green, K. Emery, D. L. King, Y. Hishikawa, and W. Warta: “Solar cells efficiency tables (Version 29”; Prog. Photovol: Res. Appl. 2007; 15:35-40.


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el x-Si; sin embargo su eficiencia es menor con valores máximos del 9.5% para una unión simple, y hasta 11.7% para una triple unión. A nivel comercial la eficiencia para una triple unión apenas llega al 10.4%. El inconveniente de éste material es la degradación debido al conocido efecto Staebler-Wronski, sin embargo, la compañía United Solar Ovonics ha elaborado celdas de triple unión a nivel experimental con eficiencias estables del 13%12. La eficiencia para productos comerciales fluctúan desde 5% para celdas doble unión, hasta 10.4% para celdas triple unión. Actualmente el uso de estas celdas solares es muy común ya que se les puede encontrar en relojes, calculadoras, sistemas de señalización y hasta módulos con 64 Watt de potencia, con garantía de fábrica por 20 años, con los que se puede dimensionar sistemas de potencia. La Fig. No. 4 muestra fotografías del silicio en sus diferentes configuraciones sólidas: monocristal, policristal y amorfo.

Fig. No. 4: Silicio para celdas solares. En (a) se muestra lingotes y obleas de monocristales; en (b) una oblea de silicio policristalino mostrando la configuración tipo mosaico del material; y en (c) abajo: celdas de silicio amorfo monocapa, mostrando su transparencia; arriba: celdas triple unión.

Otros compuestos semiconductores en película delgada que han sido considerados para aplicaciones fotovoltaicas son el telurio de cadmio (CdTe), el cobre-Indio-Galio diselenio (CIGS) y el CuInSe2. Las celdas solares elaboradas con estos compuestos presentan grandes expectativas de aplicación comercial ya que las eficiencias experimentales son del orden de 16.8%, 18.8%, y 13%, respectivamente. Las tres tecnologías están disponibles comercialmente aunque con eficiencias

12 Valor tomado de www.uni-solar.com


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menores a las experimentales (10.7%, 13.4%, y 9%, respectivamente) y aparentemente satisfacen la combinación requerida de bajo costo y eficiencia de conversión aceptable. La Fig. No. 5 muestra un par de fotografías de las tecnologías de CdTe y CIGS y las estructuras representativas de dichos dispositivos. First Solar, el mayor fabricante de paneles fotovoltaicos de CdTe planea incrementar su producción actual hasta 570 MW-pico para finales del 2009.

Fig. No. 5: En (a) se muestra, enla parte superior, un corte transversal de la estructura de las celdas de CdTe, y abajo, una fotografía de un módulo comercial de CdTe. En (b) se muestra, en la parte de arriba, un corte transversal de la estructura de una celda solar de CuInGaSe2, mientras que abajo, una fotografía para un módulo comercial de CuInGaSe2.

Por otra parte, se ha impulsado mucho la investigación y desarrollo tecnológico en celdas solares combinadas con el objeto de incrementar la eficiencia de conversión. Como ejemplo tenemos la celda solar HIT (Heterojunction with an Intrinsic Thin layer) desarrollada por SANYO con la que han logrado eficiencias experimentales del 22%, mientras que en su línea de producción comercial han llegado al 20.2% de eficiencia (ver estructura en Fig No. 6-a). Aún más, esta compañía ha lanzado al mercado celdas bifaciales usando dicha tecnología para las que han alcanzado hasta el 24.2%13.

En el caso de mejoras en la tecnología de m-Si, la aplicación de capas pasivadoras, superficies texturizadas en ambas caras de la oblea de m-Si y contactos traseros como los implementados por SunPower, han permitido alcanzar hasta el 23% de eficiencia en celdas de laboratorio (ver estructura en Fig. No. 6-b). Y por el mismo camino, BP Solar con su celda “Saturno” la que utiliza contactos enterrados frontales y superficie texturizada, les han permitido alcanzar el 20.1% de eficiencia en celdas de laboratorio (ver estructura en Fig. No.6-c).

13 Datos provistos por el fabricante en:: http://us.sanyo.com/industrial/solar.


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Fig. No. 6: Mejoras realizadas a nivel laboratorio que han incrementado la eficiencia de conversión en celdas solares basadas en silicio cristalino.

Existen otra clase de celdas solares basadas en monocristales de compuestos semiconductores tales como arseniuro de galio (GaAs) o fosfuro de indio (InP), materiales cuya elaboración es muy cara pero que satisfacen los requerimientos de alta eficiencia y bajo peso (GaAs presenta el récord de más alta eficiencia 31.3%), características que las hacen ideales para las aplicaciones espaciales. Para este tipo de aplicaciones, donde se busca bajo peso y alta eficiencia, la relación costo/beneficio es pequeña.

También se ha impulsado líneas de investigación y desarrollo tecnológico en celdas fotoquímicas basadas en tintes sensitivos, como las desarrolladas por Sharp, entre otros laboratorios, para las cuales se ha logrado una eficiencia del 10.4% en área pequeña (1.0 cm2) y hasta 6.3% para un submodulo de 26.5 cm2 de área. El programa Japonés ha considerado como meta para el 2030 llegar al 15% de eficiencia en áreas de 1 cm2, y en producto comercial al 8% para áreas de 900 cm2.

Con respecto a materiales orgánicos como lo son los polímeros semiconductores, se han realizado notables esfuerzos de investigación que han permitido elaborar celdas solares con eficienccias alrededor de 3%. Aunque muy modesta, las celdas solares orgánicas muestran un potencial de aplicación alto debido a los bajos costos del dispositivo.

Otra forma de incrementar el rendimiento de generación de potencia eléctrica en términos de un área de captación es por medio de la concentración de luz solar sobre el captador. El efecto neto de un sistema FV con concentración solar (C-FV) se observa en la reducción del costo de la generación de electricidad producida y el aumento en la densidad de potencia. Esta característica hace muy atractivo el uso de concentradores solares (CS) sobre las celdas solares, unidad base de un sistema FV, para crear sistemas de generación de potencia eléctrica de mayor densidad energética y menor costo comparados con aquellos que no usan tales dispositivos. En consecuencia, el resultado de concentrar la luz en una celda solar es reducir el costo de generación de potencia eléctrica. La Fig No. 7 muestra dos fotografías de la tecnología actual de sistemas de concentración de potencia con aplicación para interconexión con la red.


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Fig. No. 7: Fotografías de la tecnología C-FV. En la derecha se tiene la tecnología actual desarrollada por la compañía AMONIX.

Aunque el desarrollo de concentradores solares para aplicaciones fotovoltaicas inició con los trabajos realizados a fines de los años 70’s en Sandia Nacional Lab, seguido después por muchos esfuerzos a nivel mundial, el Estado del Arte Actual de los sistemas C-FV14 incluye desarrollos en sistemas de concentración lineal y puntual, y una gama amplia de razones de concentración geométrica.

Sin considerar los logros en las eficiencias actuales para celdas solares de concentración, se puede afirmar que los sistemas C-FV son una tecnología en vías de madurar. Se han realizado muchas variantes a los sistemas y pocos experimentos que determinen la mejor alternativa o solución para la elección de un sistema C-FV. La industrialización de tales sistemas se está impulsando a través de varios esfuerzos académicos y gubernamentales. Sin embargo, el impacto comercial de los sistemas C-FV ha sido muy pobre comparado con los sistemas FV’s convencionales. Hay varias razones para eso, pero la más importante, es que el costo fijo de un sistema C-FV es grande y solo se justifica en instalaciones arriba de cierta potencia, generalmente dada por análisis económico del balance energético. En consecuencia, el nicho de aplicación de los sistemas C-FV ha sido en sistemas de alta potencia conectados a la red convencional de energía eléctrica, mercado en el cual, los sistemas de concentración ya han estado penetrando15.

La Tabla No. 2 muestra un listado resumido del estado actual de la tecnología de celdas solares en donde se incluye el tipo de material así como su disponibilidad comercial, mientras que en la Tabla No. 3 se muestran las características eléctricas de las 10 mejores celdas actuales.

14 G. Salas, D. Pachon, I. Anton; “Test, rating and specifications of PV concentrator components and systems”; 2002 C-Rating project Book 1 NNE-1999-00588

15 Compañías que fabrican sistemas FV’s de concentración se encuentra en: http:/peswiki.com/index.php/Directory:Concentrated_Solar_Power


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Tabla No. 2: ESTADO ACTUAL DE LA TECNOLOGÍA FV.

Diseño en homounión Disponibilidad actual TIPO DE TECNOLOGÍA

Silicio cristalino 1. Silicio monocristalino (gruesa) 2. Silicio policristalino (gruesa) 3. Silicio policristalino (delgada)

Disponible comercialmente Disponible comercialmente Disponible comercialmente

Diseño en Heterounión Disponibilidad actual TIPO DE TECNOLOGÍA

Películas delgadas policristalinas 1. Cobre-Indio-Galios-Diselenio 2. Telurio de Cadmio. 3. GaInP/GaAs

Películas delgadas amorfas 4. Silicio amorfo (a-Si) 5. Heterounion con capa delgada Intrínseca (HIT) de

a-Si 6. Heterounion con capa delgada Intrínseca (HIT) de

a-Si tipo bifacial

Disponibles comercialmente Disponibles comercialmente Aplicaciones espaciales. I&D Disponibles comercialmente Disponible comercialmente. Disponible comercialmente.

Diseño de unión múltiple Disponibilidad actual TIPO DE TECNOLOGÍA

Películas delgadas policristalinas y amorfas 1. a-SiC/a-Si 2. a-Si/µ-Si 3. a-Si/a-SiGe 4. a-Si:C/a-Si/a-SiGe 4. a-Si/poli-Si 5. GaAs/CuInSe2 6. GaAs/GaSb 7. GaInP/GaAs/Ge

Disponible comercialmente Bajo desarrollo Bajo desarrollo Disponible comercialmente Bajo desarrollo Bajo desarrollo Aplicaciones espaciales. I&D Aplicaciones espaciales. I&D

TIPO DE TECNOLOGÍA

Celdas de concentración Unión simple

1. GaAs; m-Si ; CIGS Unión multiple

1. GaInP/GaAs/Ge 2. GaInP/GaInAs/Ge

Celdas de laboratorio y de Bajo desarrollo comercial Disponibilidad desde 10 W hasta sistemas arriba de los 100.0kW

TIPO DE TECNOLOGÍA

Celdas Fotoquímicas 1. Celdas con tinte rutenio/TiO2.

Celdas orgánicas 2. Polímero orgánico

No disponibles comercialmente; I&D No disponible comercialmente; I&D

La Tabla No. 3 muestra que el record de eficiencia en celdas experimentales de silicio es de 24.7%, valor que no ha cambiado desde que en la Universidad de Nueva Gales del Sur, en Australia, obtuvo ese record en el año 1999 con su diseño de contactos enterrados. Por otra parte, el valor mas grande de eficiencia, 31.3%, lo tienen las celdas solares tipo tandem basadas en arseniuro de galio, las que desde el año 2003 no se ha podido incrementar. La máxima eficiencia confirmada que se ha logrado en celdas tanden basadas en silicio amorfo es de 12.1% logro alcanzado en 1996 para un área de 0.27 cm2, y pese a toda la labor de invesigación y desarrollo realizada en los diferentes laboratorios, especialmente en United Solar Ovonics (en su página electrónica reportan un 13%), no se ha podido remontar ese valor. Logros recientes (2006) muy significaivos son los alcanzados en las celdas de silicio fabricadas con monocristales producidos por la técnica de zona flotante, que es más económica que la de Czochralski, en donde en áreas grandes de 147 cm2 se ha logrado obtener eficiencias del 21.8%. Otros avances significativos son los realizados en celdas fotoquimicas con colorantes en donde se reportan eficiencias del 11.1% y en celdas de polímeros orgánicos con un 4.8%. Estas dos úlimas estan todavía muy lejos de tener un desarrollo comercial debido a los problemas de transporte eléctrico inherentes a las mismas.


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En la Tabla No. 4 se muestra la prospectiva de investigación y desarrollo tecnológico en las diferentes tecnologías fotovoltaicas que se han desarrollado a la fecha.

La meta de los programas sobre celdas solares a nivel mundial a mediano plazo es que los costos de la energía solar sean lo suficientemente competitivos con los costos de las energías provenientes de combustibles fósiles. Dada la tendencia actual en el crecimiento de las ventas, se prevé que los precios en la tecnología FV podrían disminuir hasta usd$1,00/W-pico para el 2027, con precios para la electricidad fotovoltaica en el rango de usd$0.06/kW-hr. Con respecto a la tecnología de película delgada, se espera que la producción de módulos basados en CIGS, CdTe y a-Si triple capa aumente a 6.0GW para el año 2014.

Tabla No. 3: Características eléctricas de las 10 mejores celdas actualmente16.

Tecnología Área

(cm2)

Eficiencia

(%)

Año VCA

(V)

JCC

(mA/cm2)

m-Si (mCz) 4.0 24.7 1999 0.706 42.20

m-Si (Área moderada Cz) 22.1 23.7 1996 0.704 41.50

m-Si (mFZ) 147.4 21.8 2006 0.677 40.00

m-Si(mCz m) 100.4 21.8 2006 0.718 38.40

Celdas basadas en Silicio

mCz: Monocristal crecido por la

técnica de Czochralski.

mFZ: Monocristal crecido por la

técnica de zona flotante.

p-Si (policristalino) 137.7 18.1 2005 0.636 36.90

GaInP/GaInAs/Ge (tandem) 4.0 31.3 2003 2.39 16.00

CIGS (películas delgadas) 0.41 19.5 2004 0.69 35.30

a-SiC/a-Si/a-SiGe (tandem) 0.27 12.1 1996 2.30 7.56

a-Si/m-Si HIT 100.5 22.3% 2007 0.725 38.90

Fotoquímicas/Tintes 0.22 11.1 2006 0.74 20.90

Celdas de películas delgadas

con otras tecnologías

diferentes a las del x-Si

CIGS: Siglas para la aleación de

CuInGaSe2 Polímeros Orgánicos 0.14 4.8 2005 0.86 9.04

16 Todos los valores de eficiencias han sido obtenidos de: M. A. Green, K. Emery, D. L. King, Y. Hishikawa, and W. Warta: “Solar cells efficiency tables (Version 29”; Prog. Photovol: Res. Appl. 2007; 15:35-40.


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Tabla No. 4: DESARROLLO TECNOLÓGICO PREVISTO: CELDAS SIN Y CON CONCENTRACIÓN

CELDAS SOLARES SIN CONCENTRACIÓN

TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA17

Área

(cm2)

η

(%)

CORTO PLAZO

(2010)

MEDIANO PLAZO

(2011-2014)

LARGO PLAZO

(2015-2018)

m-Si (CZ) 4.0 24.5

m-Si (CZ) 22.1 23.7

m-Si (CZ) 100.4 21.8

m-Si (ZF) 147.4 21.8

p-Si (Cast)

1.0 20.3

p-Si (Cast)

137.7 18.1

SILICIO

homounión

p-Si (TF)

4.01 16.6

Eficiencia del 20% en áreas mayores de 100 cm2

16% de eficiencia a un costo de $1.60/Wp.

Impulsar nuevas estructuras tecnológicas basadas en silicio con otros materiales con la meta base de obtener una mayor eficiencia a un menor costo.

Producción de silicio sobre vidrio (CSG) para reducción de costos.

Se espera un aumento en el tamaño del lingote, la mejora en la calidad de la producción del mismo así mismo su manejo.

Desarrollo de maquinas de cortado para la obtención de rebanadas de Si de 100µm de espesor con sierras centradas a 200µm.

Diseño de maquinaria especializada en el manejo de obleas de silicio de bajo espesor.

Desarrollo de procesos para obleas de Si de 100µm que produzcan celdas encapsuladas con una eficiencia mayor al 17% en el proceso de producción.

Procesos para obtener Silicio monocristalino de espesor menor a 100µm y sistemas de componentes balanceados fomentando el aumento del rendimiento potencial para producir una reducción de costos.

Mejoramiento en el sistema productivo para reducir costos de fabricación con la meta de llegar a usd$50.00/m2.

17 m-: monocristal; p-: policristal; TF: Película delgada; CZ: Czochralski; ZF: Zona flotante;; Cast: Fundición; a-Si: silicio amorfo; n-Si: silicio nanocristalino Las celdas que no están basadas en silicio son heterouniones con los diferentes compuestos que se indican.


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TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA18

Área

(cm2)

η

(%)

CORTO PLAZO

(2010)

MEDIANO PLAZO

(2011-2014)

LARGO PLAZO

(2015-2018)

GaAs (m) 3.91 25.1

GaAs (TF) 1.01 24.5

GaAs (p) 4.01 18.2

CELDAS BASADAS EN

LOS COMPUESTOS

III-V

InP (m) 4.02 21.9

La meta planteada por compañías tales como Boeing, Kaneka, Spectro Lab. Spire, y laboratorios de investigación como el National Renewable Energy Laboratory, han fijado sus expectativas en estos materiales hacia el incremento de área garantizando la eficiencia actual con el objeto de reducir costos de fabricación. El mercado de estas tecnologías está representado por las aplicaciones espaciales y debido a su alto costo (10 veces más cara que la tecnología terrestre: silicio, CIGS y CdTe), no se espera en un futuro corto su uso para aplicaciones terrestres, exceptuando aquellas en sistemas de concentración.

CuInGaSe2 0.41 19.5 La compañía NanoSolar ha fijado sus metas en fabricar para 2010 paneles solares con eficiencias del 13.95% a un costo de usd$0.30 /W-pico. Para el 2014 su meta es tener una línea de producción de 430 MW. En el mes de Diciembre 2007 anunciaron el inicio de producción de módulos.,

Sheel&AVANCIS en Alemania han fijado sus metas para fabricar módulos con el 13.5% a un costo de menos de $1.00/Wp para una producción de 20 MW.

Honda en Japón y Global Solar en USA también han fijado sus metas en líneas de producción de hasta 20 MW para fabrica módulos con eficiencia de conversión superior al 14% con costos menores a usd$1.00/W-pico.

La meta de todos los laboratorios para el 2020 es llegar a una eficiencia cercana al 19% en sus líneas de producción.

CELDAS DE HETEROUNIÓN BASADAS EN

LOS CALCÓGENOS

CIGS Y CdTe

CdTe 1.03 16.5 La compañía First Solar USA con base en Ohio con una planta de 40 MW al año y otra en Alemania con 10 MW al año, líder en la producción de módulos de CdTe, se ha fijado como meta para el 2010 hacer otra planta en Malasia e incrementar su línea de producción en Alemania hasta 100 MW. Con ellas espera tener costos de producción de usd$0.90/W-p con módulos de una eficiencia del 10%.

TECNOLOGÍA Área η CORTO PLAZO MEDIANO PLAZO LARGO PLAZO



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FOTOVOLTAICA19 (cm2) (%) (2010) (2011-2014) (2015-2018)

a-Si 1.07 9.5 Hay varios laboratorios a nivel mundial que están realizando investigación básica sobre celdas de a-Si; la mayoría de ellos buscan incrementar el área de trabajo con una eficiencia cercana al 10% y eliminar el efecto de degradamiento. La meta a largo plazo es llegar a 100 cm2 de área con eficiencias del 10% estable a largo plazo.

AMORFO Y NANOCRISTAL

n-Si 1.2 10.1 La compañía Kaneka, Japón, líder productor de módulos de silicio amorfo, ha establecido líneas de investigación en silicio nanocristalino debido a su fácil elaboración con el mismo proceso usado para a-Si. Sus metas a corto plazo es la fabricación de módulos con celdas tipo Tandem de a-Si/n-Si con eficiencias superiores al 12% y costos de producción menores a usd$1.00.

1.0 10.4 FOTO QUÍMICAS Tinte

Sensibilizado 26.5 6.3

Estas celdas se basan en un tinte de un compuesto metalorgánico de Rutenio que actúa como absorbedor y un electrolito. Aunque la eficiencia experimental es aceptable, tanto el sello de la celda como la degradación por calor y rayos UV limitan el desempeño de esta tecnología para aplicaciones comerciales. Las metas a largo plazo es incrementar el área de captación manteniendo la eficiencia arriba del 10% para un análisis posterior de su posible desarrollo industrial.

ORGÁNICA Polímero 1.0 3.0 Hay una gran expectativa en dicha tecnología debido a la característica de flexibilidad que presentan los dispositivos. La meta a corto plazo de los laboratorios de investigación es incrementar la eficiencia de conversión y el área de captación por lo menos hasta el 10%, con prototipos estables.

GaInP/GaAs/Ge 3.99 32.0

GaInP/GaAs 4.0 30.3

m-GaAs/CuInSe2 4.0 25.8

Compañías como EspectroLab, Boeing, Varian, y Laboratorios de investigación como National Renewable Energy Lab USA y Fraunhofer Institute, han enfocado sus líneas de investigación para incrementar el área de dichas celdas y su eficiencia de conversión. La meta a mediano plazo es incrementar la eficiencia sobre un valor superior al 50%.

UNIÓN MÚLTIPLE O TANDEM

a-SiC/a-Si/a-SiGe 0.27 12.1 Esta tecnología desarrollada por United Solar USA (UniSolar) líder americano en la producción de dicha tecnología y Kaneka, Japón, pretenden a corto plazo remediar la degradación inicial y fabricar módulos con eficiencias mayores del 10%, estables, a un costo de usd$1.15/W-p

CELDAS SOLARES CON CONCENTRACIÓN

TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA

Área

(cm2)

xSol η

(%)

CORTO PLAZO

(2010)

MEDIANO PLAZO

(2011-2014)

LARGO PLAZO

(2015-2018)

m-Si 1.6 96 26.8 Compañías como SunPower y Amonix han desarrollado celdas para mediana concentración.



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m-Si 1.0 92 27.6

m-Si 20 11 21.6

SILICIO

m-Si (módulo) 1875 80 20.3

Sus metas a corto plazo es incrementar la razón de concentración sin deteriorar la eficiencia de conversión.

Para aplicaciones comerciales Amonix20 ha lanzado al mercado un módulo de 5.0 kW como la unidad base para formar sistemas de generación de alta potencia con bloques de unidades de 25.0 kW.

Esta tecnología puede ser la base principal en sistemas de alta potencia conectados a la red eléctrica convencional.

GaAs 0.2 216 27.8 COMPUESTOS III-V

GaAs 0.2 1000 26.2

Las compañías Entech y Varian han fijado sus metas a corto plazo para incrementar el área de sus tecnologías hasta 1.0 cm2.

A largo plazo es ofertar un producto de alta concentración a las diferentes compañías que están comercializando sistemas de concentración.

CALCÓGENOS CuInGaSe2 0.1 14 21.5 Hay muy poco desarrollo sobre concentración solar con este tipo de tecnologías. Sin embargo, los resultados actuales desarrollados en el National Renewable Energy Lab USA son alentadores.

La meta a mediano plazo es incrementar el área y reducir los efectos de degradamiento.

20 Ver página: www.amonix.com


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CELDAS SOLARES CON CONCENTRACIÓN

TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA

Área

(cm2)

xSol η

(%)

CORTO PLAZO

(2010)

MEDIANO PLAZO

(2011-2014)

LARGO PLAZO

(2015-2018)

GaInP/GaAs/Ge

2 terminales

0.27 333 34.7

GaInP/GaAs/Ge

submódulo

34 10 27.0

GaInP/GaInAs/Ge

2 terminales

0.378 179 39.3

GaAs/GaSb

4 terminales

0.053 100 32.6

UNIÓN MÚLTIPLE O TANDEM

InP/GaInAs

3 terminales

0.063 50 31.8

Instituciones y compañías como Boeing, Varian, SpectroLab, National Renewable Energy Lab USA y Fraunhofer Institute, han fijado sus metas en el desarrollo de celdas de unión múltiple a menor costo manteniendo las eficiencias de conversión con el objeto de fabricar productos para los sistemas de concentración de tal manera que los sistemas sean competitivos con respecto a la tecnología sin concentración.

No hay una meta específica, sin embargo, actualmente se tiene una eficiencia del 39.3%, la más alta lograda hasta ahora, con una concentración de 179 soles (179 kW/m2)

29

3.3: Los Fabricantes de Celdas solares

En la Tabla No. 5 se presenta una relación de las empresas que fabrican y comercializan la tecnología fotovoltaica a nivel mundial, mientras que en la Tabla No. 6 algunas compañías que elaboran módulos fotovoltaicos.

Tabla No. 5: FABRICANTES DE CELDAS SOLARES PARA APLICACIÓN TERRESTRE

COMPAÑÍA DIRECCIÓN CONTACTO DIRECCIÓN TECNOLOGÍA DE CELDA

Al-Afandi Solar Wafers and Cells Factory

P.O.Box 452, Jeddah, 21411, Saudi Arabia

Tel: 966 2 6634442 Fax: 966 2 6657597 E Mail:

ND p-Si

Bangkok Solar 39/1 Moo 1, Bangpakong-Chachoengsao Road, Sanpudad, Banpho, Chachoengsao 24140 Thailand

Tel: 66(0) 3857-7373 Fax: 66(0) 3857-7370 EMail:[email protected]

http://www.ba

ngkoksolar.com

/

a-Si Thin Film

Bharat Electronics

2nd Floor S.N.Bldg, 25 M.G.Road, Bangalore 560 001, India

Tel: 91 80 5595729 Fax: 91 80 5584911 E Mail: [email protected]

http://www.bel-

india.com/BelW

ebsite/Home.ht

m

m-Si

Big Sun Energy Technology

No.458, Sinsing Rd., Hukou Township , Hsinchu County 303 , Taiwan (R.O.C.)

Tel: 886-3-5980288 Fax: 886-3-5980299 E mail: [email protected]

http://www.big

sun-

energy.com/

m-Si

Boading Yingli

No.3055 Fuxing Middle Road National New & High-tech Industrial Development Zone, Baoding,China. Pos:071000


http://www.yin

glisolar.com/en

/

m-Si

BP Solar 630 Solarex Court Frederick, Maryland 21703, USA

Tel: 1 301 698 4200 Fax: 1 410 981 0278 E Mail:

http://www.bp.

com

m-Si P-Si

Canon Inc. 3-30-2, Shimo-Maruko, Ohta-ku, Tokyo 146-8501, Japan

Tel: 81 3 3758 2111 or 81 3 3757 6675 Fax: 81 3 3757 7134 E Mail:

http://www.ca

non.com/

Película delgada de a-Si

Canrom Pv. Inc.

108 Aikman Avenue, Hamilton, Ontario, Canada L8M 1P9

Tel: 1 905 526 7634 Fax: 1 905 526 9341 E Mail: [email protected]

http://www.ca

nrom.com/

m-Si

30

COMPAÑÍA DIRECCIÓN CONTACTO DIRECCIÓN ELECTRÓNICA

TECNOLOGÍA DE CELDA

Central Electronics Limited

4 Industrial Area, Ghaziabad, 201 010, Sahibabad, India

Tel: 91 120 2895165 Fax: 91 120 2895148 E mail: [email protected]

http://www.celindia

.co.in/

m-Si

Energy Conversion Devices

2956 Waterview Drive Rochester Hills, MI 48309, USA

Tel: 1 248 293 0440 Fax: 1 313 844 1214 e-Mail: [email protected]

http://www.ovonic.

com/


Energy Pv Inc 276 Bakers Basin Road Lawrenceville, NJ 08648, USA


http://www.epv.net

/

Película delgada de a-Si y de CIS

EniTecnologie Via A D'Andrea 6, 00048, Nettuno, Roma, Italy


http://www.enitecn

ologie.it/

m-Si P-Si

Eoplli New Energy Technology

No.8, West Huanghai Rd Hai'an Jiangsu 226611 China

Tel: 86 88782787 Fax: 86 88782810 E Mail: [email protected]

ND m-Si

Ersol Wilhelm-Wolff-Str. 23 99099 Erfurt, Germany

Tel: 49 3 61 4 42 46 - 0 Fax: 49 3 61 4 42 46 - 25 E Mail: [email protected]

http://www.ersol.de

/

P-Si

E-Ton Solar Energy

No. 498, Sec. 2, Bentian Rd., Tainan, Taiwan, 709

Tel: 886-6-3840777 Fax: 886-6-3840966 E Mail: [email protected]

http://www.e-

tonsolar.com/

m-Si P-Si

Evergreen Solar Inc

259 Cedar Hill Street Marlboro, MA 01752 USA

Tel: 1 508 357 2221 Fax: 1 508 357 2279 E Mail: info@evergreen solar.com

http://www.evergre

ensolar.com/

Silicio cristalino en listón

First Solar Inc 4050 E Cotton Center Blvd. Suite 6-69 Phoenix, Arizona 85040, USA


http://www.firstsolar

.com/

CdTe

Free Energy Europe

2, Rue Leon Droux, BP 66, 62302 Lens, Cedex, France

Tel: 33 03 21 79 30 60 Fax: 33 03 21 43 65 88 E mail: [email protected]

http://www.free-

energy.net/index.ht

m


31



Fuji Electri 2-2-1 Nagasaka Yokosuka, Chiyoda-ku, 240-01, Kanagawa, Japa

Tel: 81 46 857 67 30 Fax: 81 46 6857 27 91 E Mail: [email protected]

ND Película delgada de a-Si

GE Energy 231 Lake Drive, Newark, Delaware, USA


http://www.gepow

er.com/home/inde

x.htm

m-Si

GinTech Energy

8F, No.396, Nei Hu Rd.,Sec.1 Taipei 114, Taiwan

Tel: 886-2-2656-2000 Fax: 886-2-2656-0593 E Mail:

http://www.gintech

.com.tw/

m-Si

Helio Domi P.O. Box 60212, Thermi 57001 Thessaloniki, Greece

Tel: 30 310 469 140 Fax: 30 310 469 141 E mail: [email protected]

http://www.heliodo

mi.gr/


Heliodinamica Rodovia Raposo Tavares km 41, Vargem Grande Paulista - CEP 06730-970, Caixa Postal 111, São Paulo, Brasil

Tel: 11 4158-3511 Fax: 11 4158-3755 E mail: [email protected]

http://www.heliodin

amica.com.br/

m-Si

Helios Technology

Via Postumia 11, 35010 Carmignano di Brenta (PD) Italy


http://www.helioste

chnology.info/

m-Si

Huamei PV Company

No.86 Jianguolu, Qinhuangdao, Hebei, China 066000

Tel: 86 335-3035394 Fax: E Mail:

m-Si

ICP Solar Technology

6995 Jeanne-Mance Montreal, Quebec Canada H3N 1W5


http://www.icpsolar

.com/


Iowa Thin Films

2337 230th Street, Boone, Iowa 50036, USA

Tel: 1 515 292 7606 Fax: 1 515 292 1922 E Mail:

http://www.powerfil

msolar.com/


Isofoton / Montalban No9, 2 Izq. 28014 Madrid, Spain


http://www.isofoton

.es/

m-Si

Kaneka CO 3-2-4,Nakanoshima, Kita-ku Osaka 530-8288, Japan

Tel: 81 6 6226 5237 Fax: 81 6 6226 5144 E Mail:

http://www.pv.kan

eka.co.jp/

Película delgada de a-Si, y silicio nanocristalino

Kvazar JSC 3 Severo-syretskaya str. 04136 Kiev, Ukraine

Tel: 380 (44) 205 34 50 Fax: 380 (44) 205 34 05 E Mail: [email protected]

http://www.kvazar.

com/

m-Si P-Si

32



Kyocera Kyocera Corporation Headquarters Building 6 Takeda Tobadono-cho, Fushimi-ku, Kyoto 612-8501, Japan

Tel: 81 75 604 3476 Fax: 81 75 604 3475 E Mail: webmaster_se @kyocera.co.jp

P-Si

Maharisi Solar A–14, Mohan Co-operative Industrial Estate Mathura Road, New Delhi–110 044, India.


http://www.maharis

hisolar.com/

P-Si

Microsol International

P. O. Box 4940, Fujairah Free Zone Phase II, Fujairah, United Arab Emirates 4940

Tel: 00971-9-2282138 Fax: 00971-9-2282139. E Mail: [email protected]

http://www.microsol

international.com/

m-Si

Mitsubishi 5-1 Marunouchi 2-Chome, Chiyoda-ku Tokyo 100-8315, Japan

Tel: 81 (0)3 3212 9408 Fax: 81 (0)3 3212 9874 E Mail:

http://global.mitsubi

shielectric.com/bu/

solar/index.html


Moser Baer Pv 43 B, Okhla Industrial Estate New Delhi Delhi 110020 India

Tel: 9141635201 Fax: 9141635211 E Mail: [email protected]

http://www.moserb

aer.in/aboutmoserb

aer_subsidiaries2.as

p

m-Si

Neo Solar Power

2, Wen-Hua Rd., Hsinchu Industrial Park., Hu-Kou, Hsinchu County, Taiwan 303

Tel: 886-3-598-0126 Fax: 886-3-598-6066 E Mail: [email protected]

http://www.neosola

rpower.com/

m-Si

NanoSolar 5521 Hellyer Avenue San Jose, CA 95138 Nanosolar GmbH Frankenfelder Chaussee 2 14943 Luckenwalde Germany

Tel: 408.365.5965 Email: [email protected] Fax: +49.3371.68986 x100 Email: [email protected]

www.nanosolar.com CuInGaSe2

Photon Semiconductor

300, Cheoncheon-dong, Jangan-gu, Suwon-si, Gyeonggi-do, 440-746 Korea


http://www.psec.co

.kr/

m-Si

Photovltech Grijpenlaan 18 3300 Tienen, Belgium

Tel: 32 1 6805-850 Fax: 32 1 6805-905 E Mail: [email protected]

http://www.photov

oltech.be/

p-Si

33



Photowatt International

33 rue St Honore, ZI Champfleuri, 38300 Bourgoin Jallieu, France

Tel: 33 (0)474 93 80 20 Fax: 33 (0) 474 93 80 40 E Mail: marketing@ photowatt.com

ND P-Si

Ping AO Solar JingLong Industrial Park, JingLong Street, NingJin County, Xingtai, Hebei, China 055550

Tel: 86 319 580 0751 Fax: 86 319 580 0754 E Mail:

http://www.jasolar.com/

m-Si

Q Cell AG Guardianstr. 16, D-06766 Thalheim, Germany

Tel: 49 3494 66 86-0 Fax: 49 3494 66 86-10 E Mail: [email protected]

http://www.q-

cells.com/cmadmi

n_2_474_0.html

m-Si p-Si

Sanyo Electronics

222-1, Kaminaizen, Sumoto City, Hyogo 656 Japan

Tel: 81 799 23 2901 Fax: 81 799 24 4128 E Mail:

http://www.sanyo.c

o.jp/

m-Si HIT

Schott Solar ndustriestraße 13, , Alzenau, Germany. D 63755

Tel: 49 (0)6023 91-17 12 Fax: 49 (0)6023 91-17 00 E Mail: ase_sales@ ase.tessag.com

http://www.schott.

com/english/us.htm

l?target=/solar/ger

man/index.html

m-Si p-Si Película delgada de a-Si

Sharp Coorporation

Sharp Photovoltaics Div. 282-1 Hajikami , Shinjo-cho, Kita-Katsuragi-gun, Nara Prefecture 639-2198, Japan

Tel: 81 745 63 3579 Fax: 81 745 62 8253 E Mail: webmaster@ sharp.co.jp

http://www.sharp.c

o.jp/

m-Si p-Si

Shezen Topray Solar

6th Floor, 2nd Block, Yuezhong Industrial Area, Zhuzilin, Futian Shenzhen Guangdong China 518040

Tel: 86 755 3709226 Fax: 86 755 3703226 E Mail: topsolar@public. szptt.net.cn

http://www.asisolar.

com/


Sionar Corporation

8 Prosperity Road 1, Science-Based Industrial Park, Hsinchu, Taiwan


http://www.sinonar.

com.tw/


Solar Cells Tezacki put BB, 21000, Split, Croatia


http://www.solar-

cells.net/noflash.ht

ml


Solar Power Inc 8 Prosperity Road 1, Science-Based Industrial Park, Hsinchu, Taiwan


http://www.solarpo

werindustries.com/


34



Solar Tec 1 Máje 1000/M3, CZ- 756 64 Roznov pod Radhostem 3 , Czech Republic

Tel: 42 0651 603377 Fax: 42 0651 603393 EMail:[email protected]

http://www.solartec

.cz/cs.html

m-Si

Solar Tech Energy

No.51, Dinghu 1st St., 4th Industrial Park, Gueishan, Taoyuan 333, Taiwan

el: 886-3-318-3969 Fax: 886-3-318-5977 E Mail: [email protected]

http://www.solartec

h-energy.com/

m-Si P-Si

Solar Win Europe

C/ Doctor Esquerdo, 17-2º 28028 Madrid, Spain HEAD OFFICE: Pol. Ind. Las Casas II C/ L, nave 227 42005 Soria, Spain

Tel: 34 97 5 23 28 47 Fax: 34 97 5 23 28 46 E Mail: [email protected]

http://www.solar-

windeurope.com/e

ng/

m-Si

Solar Wind 15, Korotkaya str. Krasnodar, 350063 Russia

Tel: 7(861) 26672813 Fax: 7(861) 26672817 E Mail: [email protected]

http://www.solwind.

ru/

m-Si

Solar World Kurt-Schumacher-Str. 12-14 53113 Bonn, Germany

el: 49 - (0) 228 / 55 92 00 Fax: +49 - (0) 228 / 55 92 099 E Mail: [email protected]

http://www.solarwo

rld.de/

m-Si

SolarFun Power 218 Wusong Road BM Tower, 26th Floor Shanghai, China (PRC) 200080


http://www.solarfun

.com.cn/

m-Si

Solems 3, rue Léon Blum Zone d’Activité "Les Glaises" 91124 PALAISEAU Cedex

Tel: 33 1 69 19 43 40 Fax: 33 1 60 13 37 43 E Mail: [email protected]

http://www.solems.

com/


Solterra Fotovoltaico

via Milano 7 CH - 6830 Chiasso Switzerland

Tel: 41 91 695 40 60 Fax: 41 91 695 40 70 E Mail: [email protected]

http://www.solterra.

ch/

m-Si

Sun Power 3939 N. 1st Street San Jose, California 95134, USA

Tel: 1 (408) 240-5500 Fax: 1 (408) 240-5400 E Mail: [email protected]

http://www.sunpow

ercorp.com/

m-Si

35



Sun Tech Power 17-6 ChangJiang South Road, New District Wuxi, China 214028


http://www.suntech

-power.com/

p-Si

SunWays AG Macairestr. 3-5, 78467 Konstanz, Germany

Tel: 49 7531 99677-0 Fax: 49 7531 99677-10 E Mail: [email protected]

http://www.sunway

s.de/de/

p-Si

TATA/BP Solar #78, Electronic City, Hosur Road, Bangalore, 560 100 India


http://www.tatabps

olar.com/

M-Si

Tianjin Jinneng Tianjin High Tech Industrial Park, Chinese Catalpa Park Road 20, Tianjin, 300384 PR China


http://www.jns.cn/

m-Si p-Si Película delgada de a-Si

Udhaya Semiconductors

1/482, Avanashi Road, Neelambur, Coimbatore 641 014, India

Tel:91422-827545, 827003; Fax:91422-828504, 572675 EMail:[email protected]

http://www.uslsol

ar.com/

m-Si

Usha India 12/1, Mathura Road Faridabad Haryana,121 003, India

Tel: 91 129 5277641-45; Fax: 91 129 5277679 E Mail: [email protected]

http://www.ushas

emi.com

m-Si

Viva Solar P.O. Box 53004, 10 Royal Orchard Blvd, Thornhill, Ontario, L3T 7R9, Canada


http://www.vivas

olar.com/

m-Si

UniSolar Ovonic 800 Lapeer Road Auburn Hills, MI 48326

Tel: (800) 843-3892 248-475-0100 Fax: 248-364-0510 E Mail:[email protected]

http://www.uni-solar.com

Triple Union Silicio Amorfo

Weblel Solar Plot No. NI, Block GP, Sector V Salt Lake Electronics Complex Kolkata - 700 091, India


http://www.webe

lsolar.com/index1.

htm

m-Si

Wurth Solar Ludwigsburger Strasse 100, 71672 Marbach an Neckar, Germany

Tel: 49 07144 94 14-0 Fax: 49 07144 94 14-19 E Mail: [email protected]

http://www.wuert

h-

elektronik.de/web

site/frames,LA,DE.

php

CIS Thin Films

36

Tabla No. 6: FABRICANTES DE MÓDULOS Y SUS INNOVACIONES

COMPAÑÍA PAÍS DIRECCIÓN ELECTRÓNICA

PRODUCTO PMIN

(WP) PMAX

(WP) LOGROS E INNOVACIONES

Alfa Solar Alemania http://www.alfasolar.de

P-Si 10 180 Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

Atersa España http://www.atersa.com

M-Si 5 222 Implementación de sistemas solares conexiones centrales a red, telecomunicaciones, señalización, electrificación rural, bombeo de agua etc.

Axitec Alemania http://www.axitecsolar.com

M-Si P-Si CIS

50 236 Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

Baoding Tianwie

China http://www.yingligroup.com


Biohaus Pvs Alemania http://www.biohaus.de

M-Si 130 180 Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

BP Solar http://www.bp.com

P-Si 5 200 Investigación y desarrollo. Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

Canadian Solar

Canada http://www.csisolar.com

M-Si P-Si CIS


Centennial Solar

Canada http://www.centennialsolar.com/

M-Si P-Si Transparente


DaSol China http://www.dasol.cn/


Day4 Energy Canadá http://www.day4energy.com


Energy Solutions

Bulgaria http://www.energysolutions.gr


ET Solar China http://www.etsolar.com

M-Si P-Si


Gallivare Pv Suiza http://www.gpv-solar.com

M-Si P-Si


37


PRODUCTO PMIN

(WP) PMAX


Gebaude-SolarSysteme GmbH

Alemania http://www.zre-ot.de

M-Si P-Si


Global Solar USA http://www.globalsolar.com

CIGS 6 120 Investigación y desarrollo. Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

Gloria Solar Taiwan http://www.gloriasolar.com.tw


Helio Dinámica

Brasil http://www.heliodinamica.com.br/


Fuji Electronic Japón http://www.fujiele.co.jp/eng/index.html

a-Si(TH) 12 96 Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red. Planea expandir sus capacidades de producción de 15MW a 30MW para el 2009.

Innergy Power USA http://www.innergypower.com/


ISSOL Belgica http://www.issol.eu

M-Si P-Si


Istar Solar Italia http://www.istarsolar.com


Kaneka Japón http://www.pv.kaneka.co.jp

a-Si 45 120 Investigación y desarrollo. Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

KD Solar Korea Sur http://www.kdsolar.com


Kyocera Japón http://www.kyocerasolar.com

P-Si 5 200 Kyocera Corp. vendió en el 2006 180MW en sistemas fotovoltaicos y planea incrementar su producción a 500 MW para el 2010. Cabe mencionar que una de sus fábricas con una capacidad de 36MW en producción se encuentra en Tijuana, México abierta en el año 2004.

38


PRODUCTO PMIN

(WP) PMAX


MSK Japón http://www.msk.ne.jp

M-Si P-Si a-Si

4.5 Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

NexPower Technology

Taiwan http://www.nexpw.com/

M-Si Película delgada

10 100 Planea aumentar su producción a 100MW a finales del 2010.

Pacific SolarTech

USA http://www.pacificsolartech.com

M-Si P-Si


Perfect Source Technology

Taiwan http://ww.pstsolar.com


Romag PowerGlaz

Inglaterra http://www.romag.co.uk

P-Si Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

Sanyo Japón http://us.sanyo.com/

HIT 63 200 Sanyo estableció el record de eficiencia en las celdas HIT 22% bajo condiciones de laboratorio. Las estructuras HIT ofrecen la ventaja de producir celdas de doble lado las cuales incrementan la eficiencia a 30%.Comparado con la instalación de celdas HIT de un solo lado. Sanyo saco al mercado el producto con una eficiencia de celda del 19% y 17% en modulo.

Sharp Japón http://solar.sharpusa.com

P-Si 62 216 Sharp trabaja en la minimización del uso del silicio reduciendo el espesor de la oblea de 200µm a 180µm así mismo mediante esta metodología reducir costos.

ShengLong Solar

China http://www.shenglong-solar.com


ShenZhen SunShine

China http://www.szsunshine.com

M-Si P-Si


Sheuten Solar Holanda http://www.scheutensolar.com


39


PRODUCTO PMIN

(WP) PMAX


Siliken España http://www.siliken.com/


Solar Fabrik AG

Alemania http://www.solar-fabrik.com


Solaris Croacia http://solaris-novigrad.hr

M-Si P-Si


Solartron Tailandia http://www.solartron.co.th


Solar Watt Alemania http://www.solarwatt.de

M-Si P-Si


Solon Alemania http://www.solon-pv.com

M-Si P-Si


SunWorld China http://www.quoncion.com

M-Si P-Si


Titan Energy India http://www.titansolar.com

M-Si P-Si a-Si CIGS


Total Energy Francia http://www.tenesol.com/fr/

P-si 5 200 Varias potencias para aplicaciones fuera de la red e interacción con la red.

Trina Solar China http://www.trinasolar.com

M-Si P-Si


UniSolar Ovonic

USA http://www.uni-solar.com

Silicio amorfo triple Unión


40

MODULOS CON CONCENTRACIÓN Nombre de la compañía

País Dirección electrónica

Producto Pmin

(WP) pmax

(WP) Logros e Innovaciones

Amonix USA http://www.monix.com

m-Si 5.0 kW

35.0 kW

Lentes de Fresnel de plástico con 500 soles de concentración en celdas comerciales de silicio, proporcionando una eficiencia del 26.5%. Arreglo comercial de mayor potencia en el mercado

Concentrix Alemania http://www.concentrix-solar.de

m-GaAs 1.0 kW

100.0 kW

Usa celdas de GaAs de 2mm de diámetro y con lentes de Fresnel se logra una concentración de 500 soles con una eficiencia del 23.5%

Entech USA http://www.entechsolar.com

m-Si 430 W

25.0 kW

Lentes de Fresnel de plástico con 20 soles de concentración. Cada módulo tuene 37 celdas conectadas en serie, montadas en un disipador de aluminio contenidas en un Concentrador cilíndrico.

Pacific Solar Tech

USA http:/www.pacificsolartech.com

m-Si 10 W 145 W

Usan lentes en forma de domo para obtener una razón de concentración de 10 soles. La eficiencia es equiparable a la de la celda sin concentración.

Solfocus USA http:/www.solfocus.com

Triple Unión GaInP/GaAs/Ge

El sistema de concentración se basa en un paraboloide de revolución con dos superficies reflectoras con una capacidad de concentración de 500 soles. La Celda es de 10 mm2 de área fabricada por SpectroLab

41

3.4 Principios de la Conversión Fotovoltaica

La materia está constituida por átomos, los cuales a su vez están formados por dos partes bien diferenciadas: el núcleo, dotado de una carga eléctrica positiva y los electrones, con carga eléctrica negativa que compensa la del núcleo, formando de esta manera un conjunto eléctricamente neutro. Los electrones más externos se conocen como electrones de valencia. Por su estado, los materiales se clasifican en sólidos, líquidos y gases; y con respecto a sus propiedades eléctricas, hay conductores, aislantes y semiconductores.

Los semiconductores son utilizados en la fabricación de las celdas solares porque la energía que liga a los electrones de valencia al núcleo es similar a la energía que poseen los fotones que constituyen a la luz solar. Por lo tanto, cuando la luz solar incide sobre el semiconductor (generalmente silicio), sus fotones suministran la cantidad de energía necesaria a los electrones de valencia para que se rompan los enlaces y queden libres para circular por el material. Por cada electrón que se libera (carga negativa), aparece un hueco (ausencia de carga negativa), los que se comportan como partículas con carga positiva (+). Cuando en el semiconductor se generan pares electrón-hueco debido a la absorción de la luz, se dice que hay una fotogeneración de portadores de carga negativos y positivos, los que contribuyen a disminuir la resistencia eléctrica del material. Este es el principio básico de operación de las fotoresistencias.

Por otra parte, mediante la ingeniería de materiales se pueden introducir átomos ajenos a un semiconductor dado, los que son conocidos como impurezas. Dentro de éstas, hay aquellas que al enlazarse a los átomos nativos, ceden electrones “libres” al material, cambiando el estado neutral de carga hacia un comportamiento negativo, por lo que son conocidos como semiconductores tipo-N. Hay otras impurezas atómicas que al enlazarse con los átomos nativos dejan enlaces incompletos o “huecos”, creándose una carga aparente positiva debido a una ausencia de electrones, apareciendo un comportamiento positivo, por lo que son conocidos como semiconductores tipo-P. Con semiconductores tipo-N y tipo-P se forman las celdas solares.

En la Fig. No. 8, se muestra una estructura simple de una celda solar en donde se ilustra el principio básico de la conversión fotovoltaica. La celda solar consiste en una unión de dos capas de materiales semiconductores uno tipo P y el otro tipo N con contactos eléctricos en la parte superior y en la inferior. El espesor de éste sándwich puede variar, desde menos de una micra para el caso de semiconductores muy absorbentes (caso del silicio amorfo), hasta unos cientos de micra para el caso de semiconductores de baja absorción (caso del silicio cristalino). La unión entre las capas N (lado negativo) y P (lado positivo) es la responsable de que se forme un campo eléctrico interno que radica principalmente en la unión.

Cuando la radiación luminosa en forma de fotones es absorbida por los semiconductores se generan, en exceso de su concentración en equilibrio, pares de portadores de carga eléctrica, electrones y huecos, los cuales deben de ser separados para poder usar la energía que cada uno representa. Estos portadores fotogenerados viajan bajo un gradiente de concentración hacia la unión en donde son separados por efecto del campo eléctrico. Esta separación envía electrones fotogenerados a la capa N y huecos fotogenerados a la capa P, creándose una diferencia de potencial entre las superficies superior e inferior de las capas.

42

Fig. No. 8: Representación esquemática del funcionamiento de una celda solar

La acumulación de cargas en las superficies del dispositivo da como resultado un voltaje eléctrico medible externamente. La unidad de medición es el volt. Este voltaje fotogenerado es lo que se conoce como el efecto fotovoltaico. Si se establece un circuito eléctrico externo entre las dos superficies, los electrones acumulados fluirán a través de él regresando a su posición inicial. Este flujo de electrones forma lo que se llama una corriente fotogenerada o fotovoltaica.

Bajo condiciones de circuito abierto, el efecto FV genera una diferencia de potencial VCA entre la parte superior y la inferior de la estructura. Bajo condiciones de corto circuito, el proceso genera una corriente eléctrica ICC que va de la parte positiva a la negativa (dirección convencional para la corriente eléctrica).

3.5 La celda solar de silicio cristalino

Las celdas solares comerciales se fabrican con lingotes de silicio de alta pureza (material muy abundante en la arena). El lingote es rebanado en forma de placas delgadas llamadas obleas. El espesor típico usado es del orden de 300 nm (0.3 µm). Una fracción muy pequeña de tal espesor (del orden de 0.5 nm) es impregnado con átomos de fósforo para formar la capa tipo-N. El resto de la oblea es impregnado con átomos de boro para formar la capa tipo-P. Estas capas unidas forman el campo eléctrico (voltaje interno construido) que se necesita para la separación de los portadores que se fotogenerarán. Dada la diferencia de espesores de las capas, el campo eléctrico ínter construido dentro de la oblea aparece cerca de la superficie que recibe la luz del sol.

La celda cuenta con dos terminales que se conectan a un circuito externo para extraer la corriente eléctrica producida. La cara de la oblea expuesta a la luz, posee un enrejado metálico muy fino (titanio/paladio/plata), cubriendo del 5 al 10% de área de la oblea y cuya función es

Contacto posterior de metal

Contacto frontal de metal

Capa tipo p

Capa tipo n

Luz solar

-+-+

(-)

(+)

Flujo de electrones

43

colectar los electrones fotogenerados. Esta capa corresponde a la terminal negativa. Sobre este enrejado está conectado uno de los conductores del circuito exterior. La otra cara es recubierta totalmente con una capa metálica, usualmente de aluminio. Esta corresponde a la terminal positiva ya que en ella se acumulan las cargas positivas. Sobre esta capa está conectado el otro conductor del circuito exterior. Para disminuir las pérdidas por reflexión la cara de la celda expuesta a la luz se recubre con una capa antireflectora, usualmente óxido de talio o de titanio, la que también sirve como una capa anticorrosiva. El tipo de compuesto usado como capa antireflectora y el tratamiento superficial sobre la capa N son los que contribuyen a definir el color característico de las celdas solares, visto por reflexión.

El comportamiento eléctrico de la corriente contra el voltaje fotogenerado (I vs V) de una celda solar se muestra en la Fig. No. 9. En ella se puede identificar los 4 parámetros eléctricos que identifican al generador fotovoltaico: El voltaje a circuito abierto, la corriente a corto circuito y la potencia máxima generada, la que permite evaluar la eficiencia de conversión de luz a electricidad. Estos se especifican de la manera siguiente:

Fig. No. 9: Comportamiento I vs V de una celda solar.

Corriente a corto circuito, ICC (ISC símbolo comúnmente usado por sus siglas en inglés): Es la máxima corriente generada por la celda solar y se mide cuando se conecta un circuito exterior a la celda con resistencia nula. Su valor depende del área superficial y de la radiación luminosa. Normalmente se especifica en unidades de densidad de corriente: corriente entre área. El valor típico para la densidad de corriente a corto circuito en celdas solares de silicio cristalino comerciales bajo condiciones estándares de medición (irradiancia de 1000 W/m2 a una temperatura de celda de 25ºC) es del orden de 44 mA/cm2; es decir, una celda solar de 100 cm2 de área producirá una ICC del orden de 4.4 A.

Recta de cargacon pendiente1/R

L

PM

Rectángulo de área máximaP

M = I

M x V

M

ICC

IM

VM

VCA

Cor

rien

te (

A)

Voltaje (V)

Punto de máxima potencia

I

V

Recta de cargacon pendiente1/R

L

PM

Rectángulo de área máximaP

M = I

M x V

M

ICC

IM

VM

VCA

Cor

rien

te (

A)

Voltaje (V)

Punto de máxima potencia

I

V

44

Voltaje a circuito abierto VCA, (VOC por sus siglas en inglés): Es el voltaje máximo que genera la celda solar. Este voltaje se mide cuando no existe un circuito externo conectado a la celda. Bajo condiciones estándares de medición, el valor típico del voltaje a circuito abierto que se ha obtenido en una celda solar de silicio cristalino es del orden de 0.600 V.

Máxima potencia generada PM: Su valor queda especificado por una pareja de valores IM y VM cuyo producto es máximo. La eficiencia de conversión de la celda, η, se define como el cociente entre el valor de la máxima potencia generada, PM, y la potencia de la radiación luminosa, PI (irradiancia por área de la celda). Para una celda solar de silicio cristalino comercial con una eficiencia del 17%, la potencia máxima generada en 100 cm2 de captación cuando sobre la celda incide 1000 W/m2 es de 1.7 W (VM = 0.485 V; IM = 3.52 A).

4. LOS GENERADORES FOTOVOLTAICOS

4.1: El módulo fotovoltaico

El bajo voltaje producido por la celda solar no es suficiente para todas las aplicaciones en donde se pueda usar. Para que se pueda generar una potencia útil, las celdas se deben de agrupar mediante conexiones serie y paralelo. Además como son muy frágiles, deben protegerse contra posibles golpes mecánicos que las romperían. También, deben protegerse contra las condiciones ambientales para evitar procesos de degradación. Por ésta razón, las celdas conectadas se encapsulan para formar una nueva estructura llamada módulo fotovoltaico (FV). Este conjunto de celdas deben estar convenientemente conectadas, de tal forma que reúnan las condiciones óptimas para su integración en sistemas de generación de energía, siendo compatibles con las necesidades y los equipos estándares existentes en el mercado.

La Fig. No. 10 muestra una fotografía de un módulo típico de silicio cristalino y el símbolo que se usa convencionalmente para representar al módulo en un diagrama eléctrico fotovoltaico.

Fig. No. 10: En (a) se muestra una fotografía de un módulo típico de silicio cristalino, y en (b) el símbolo convencional para módulos fotovoltaicos.

+

-(a) (b)

45

La Fig. No. 11 muestra un corte esquemático de las principales componentes del módulo. Consiste prácticamente de un conjunto de celdas conectadas de tal manera que produzcan el voltaje y la corriente deseada por la aplicación específica. Las celdas son laminadas entre dos polímeros para aislarlas contra la humedad y protegerlas del clima ó algún accidente, y soportadas en un vidrio. Encima del polímero se fijan las cajas de conexión eléctrica en donde se conectarán los cables que llevarán la electricidad a la carga específica. Este laminado es colocado en un marco metálico, provisto de hoyos de fijación, que permiten colocarlo en una estructura que provee la orientación respectiva del módulo.

Fig. No. 11: Corte transversal de un módulo fotovoltaico se en donde muestra las principales partes de él

El número de celdas que contienen los módulos depende de la aplicación para la que se necesite. Es costumbre configurar el número de celdas conectadas en serie para tener módulos que sirvan para cargar acumuladores (o baterías) de 12 volt. Se pueden encontrar módulos de 30, 33 y 36 celdas conectadas en serie disponibles comercialmente. Estos módulos proporcionan un voltaje de salida que sirve para cargar baterías a 12 volt más un voltaje extra que sirve para compensar las caídas de tensión en los circuitos eléctricos así como en los sistemas de control y manejo de energía. Debido a lo anterior a dichos módulos se les asigna un voltaje nominativo de 12 volt. Sin embargo, también se fabrican con otros voltajes nominales.

El comportamiento eléctrico de los módulos está dado por las curvas de corriente contra voltaje (curva I vs V) o potencia contra voltaje (curva P vs V) que los caracteriza. La curva de potencia se genera multiplicando la corriente y el voltaje en cada punto de la curva I vs V. La Fig. No. 11-a muestran curvas I vs V y P vs V para un módulo fotovoltaico típico. Bajo condiciones estándares de prueba, 1000 W/m2, temperatura de celda de 25ºC, AM1.5, cada modelo de módulo tiene una curva característica I vs V (o P vs V).

Marco

Vidrio Templado

Agujero para montaje

Sello para la intemperie Caja de

terminales

Separador de fibra de vidrio

Celda Solar

Encapsulado EVA

Sello de goma

........................................................................................................................

..

..Marco

Vidrio Templado

Agujero para montaje

Sello para la intemperie Caja de

terminales

Separador de fibra de vidrio

Celda Solar

Encapsulado EVA

Sello de goma

........................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................

....

....

46

Fig. No. 11: Parámetros eléctricos de un módulo fotovoltaico. En (a) curvas I vs V y P vs V; en (b) se muestran curvas de igual potencia cortando a la curva I vs V.

En la curva de potencia contra voltaje, existe un valor de voltaje, el VM para el cual la potencia es máxima. La potencia máxima del módulo se le simboliza por PM y representa la capacidad nominal de generación o potencia pico del módulo. Esta es la potencia nominal con la que se vende el módulo. Así que un módulo especificado como de 50 Watt pico significa que entrega 50 W a una irradiancia de 1000 W/m2. Con el valor de PM se evalúa la eficiencia de conversión del módulo.

La potencia pico queda definida por una pareja de valores de corriente y voltaje, IM y VM, los que definen una resistencia de carga RL. Cuando una carga eléctrica con resistencia RL se conecta al módulo, la transferencia de energía del módulo a la carga es máxima, y se dice que IM y VM corresponden a la corriente y voltaje de operación de la carga eléctrica. Sin embargo, en aplicaciones reales no siempre sucede que la resistencia de la carga eléctrica es RL. En este caso se tienen un desacoplamiento en la curva de potencia y la transferencia no es máxima, el módulo opera lejos del punto de máxima potencia y la potencia entregada se reduce significativamente; en consecuencia se tendrán pérdidas de energía.

En la Fig. No. 11-b se muestra un conjunto de curvas de igual potencia (IV = constante) que interceptan a la curva I vs V en dos puntos, cada uno de ellos definiendo una resistencia de carga. Esto significa que habrá dos valores de resistencias para las cuales la celda entregará la misma potencia, una con menor voltaje que la otra. Se observa también que la curva de potencia máxima solo intercepta a la curva I vs V en un solo punto, el PM, que es el de potencia máxima.

En este punto el lector debe de preguntarse que conviene más, una carga que opere a mayor voltaje ó a menor voltaje, ya que en ambos casos la potencia será la misma. A mayor voltaje se requiere de menos corriente para satisfacer la potencia, y a menor corriente, menor es la potencia disipada en los cables eléctricos de conducción. Lo inverso sucede cuando el acoplamiento se realiza con menor voltaje. De aquí que se preferirá que las cargas operen al mayor voltaje posible. Sin embargo, estarán fuera del punto de operación de la máxima potencia de generación y la eficiencia en el acoplamiento será menor que aquella que se lograría trabajando en el punto PM.

Cor

rien

te (

A)

Voltaje (V)

Recta de carga con pendiente 1/R

L

RL = V

M(m)/I

M(m)

Curva de potencia

00

PM

VM

IM

ISC

VOC

Pot

enci

a (W

)

Recta conpendiente1/R

B


L


A

ICC

IM

IA

VM

VCA

VB

VA

B''

B'

B

A'' A A' PM

25 W

40 W

60 W

80 W

Cor

rien

te (

A)

Voltaje (V)

(a) (b)

Cor

rien

te (

A)

Voltaje (V)

Recta de carga con pendiente 1/R

L

RL = V

M(m)/I

M(m)

Curva de potencia

00

PM

VM

IM

ISC

VOC

Pot

enci

a (W

)


B


L


A

ICC

IM

IA

VM

VCA

VB

VA

B''

B'

B

A'' A A' PM

25 W

40 W

60 W

80 W

Cor

rien

te (

A)

Voltaje (V)

(a) (b)

47

El lector también debe de considerar que siempre que sobre una celda incida luz, aparece imaginariamente la curva I vs V; y cuando se le conecta un aparato eléctrico con una resistencia intrínseca, R, (su resistencia de carga) habrá un acoplamiento celda-resistencia (aparato) en un cierto valor de V, exigiendo una corriente I para su operación; y la potencia, sólo dependerá del valor de R. Bajo éstas condiciones, a la caída de voltaje V en la carga eléctrica y a la corriente I que fluye a través de ella se les llaman voltaje y corriente de operación.

Si el nivel de irradiancia y la temperatura permanecen constantes, entonces dependiendo del valor de R la celda operará como una fuente de corriente constante ó como una fuente de voltaje constante. Si R es pequeña, el acoplamiento se realizará en la región A′A′′ de la curva en la Fig. 6-b y la celda trabajara como fuente de corriente constante con un valor casi igual al de ICC. Si R es grande, el acoplamiento se realizará en la región B′B′′ de la curva en la Fig. No. 11-b y la celda trabajará como fuente de voltaje constante con un valor casi igual al del VCA.

Otros parámetros de importancia son: la corriente de corto circuito, ICC (ISC en la figura), que es la corriente máxima generada por el módulo para cero potencia; y el voltaje de circuito abierto (VCA), máximo voltaje producido por el módulo.

4.2 Certificado de módulos

La potencia máxima o tamaño de los módulos comerciales varía entre 25 y 300 Watt. El voltaje VM de la mayoría de los módulos fluctúa entre los 15 volt (30 celdas en serie) y 17.5 volt (36 celdas en serie), aunque hay módulos con mayor voltaje.

Los valores de los parámetros eléctricos de un módulo fotovoltaico los debe proporcionar el fabricante mediante una etiqueta de identificación colocada en la parte posterior del módulo. A la información vertida en dicha etiqueta se le conoce con el nombre de valores de placa. Ahí mismo deberá incluirse la información del laboratorio de prueba que ha certificado a éste como una unidad que ha pasado las pruebas de seguridad y de uso. La Fig. No. 12 muestra este tipo de etiquetas.

Fig. No. 12: Etiqueta de identificación de varios módulos comerciales.

48

La Tabla No. 7 muestra las características eléctricas de placa para varios módulos de silicio cristalino fabricados por las marcas que se enuncian

Tabla No. 7.- Características eléctricas de módulos fotovoltaicos comerciales de silicio bajo condiciones estándares de medición (1000 W/m2, AM1.5, 25º C).

Marca Mod. Tipo No. Celdas

VN

(V)

PP(m)

(W)

VCA(m)

(V)

ICC(m)

(A)

VM(m)

(V)

IM(m)

(A)

SM110 M-X 72 12/24 110 21.7/43.5 6.9/3.45 17.5/35.0 6.3/3.15

SM55 M-X 36 12 55 21.7 3.45 17.4 3.15

SM50-H M-X 33 12 50 19.8 3.35 15.9 3.15

SM46 M-X 30 12 46 18.0 3.35 14.6 3.15

Shell (Siemens Arco Solar)

SP75 M-X 36 12/6 75 21.7/10.9 4.8/9.6 17.0/8.5 4.4/8.8

BPSOLAR BP275F M-X 36 12 75 21.4 4.75 17.0 4.45

HELIOS H20 M-X 40 12 20 22.4 1.4 18.0 1.1

KYOCERA KC60 P-X 36 12 60 21.5 3.73 16.9 3.55

SOLAREX MSX60 P-X 36 12 60 21.1 3.8 17.1 3.5

4.3 Efecto de la intensidad luminosa

Los cambios en la magnitud en la irradiancia (H medida en W/m2) producen cambios en las características eléctricas del módulo. Ya que el módulo lo forman un cierto número de celdas conectadas en serie (ó en paralelo), la forma de las curvas I-V de un módulo será la misma que para una celda. La Fig. No. 13 muestra una simulación de las curvas I-V para un módulo de 75 W. En ésta simulación se observa que el VCA permanece casi constante en un rango amplio de valores de la irradiancia (ver Fig No. 13-b). Esta característica los hace ser dispositivos de voltaje “casi” constante en la zona a la derecha del punto de máxima potencia. Si una carga eléctrica se acopla a éste voltaje, ella funcionará desde muy temprano de la mañana hasta muy tarde.

Se observa también que la forma en que cambia la corriente a corto circuito es proporcional al valor de la irradiancia (Fig. No. 13-b eje izquierdo). Dado que la corriente que genera un

49

módulo con celdas conectadas en serie es igual a la corriente que genera una celda individual, entonces el efecto de la irradiancia sobre el módulo es el mismo que para una celda individual. De aquí que si I CC(m) es la corriente de corto circuito del módulo, entonces

I CC(m) = CH

donde la constante C, con unidades (A m2/W), se determina mediante una regla de tres simple al conocer el valor de la corriente a corto circuito bajo condiciones STC (al 100% de la irradiancia), es decir,

1000

(STC)C

CC(m)I=

Fig. No. 13.- Características I-V de un módulo con diferentes valores de irradiancia (Tc= 25º C).

La relación anterior permite tener una manera de determinar si un módulo esta generando la corriente especificada por el fabricante, ó estimar que corriente dará el módulo bajo una irradiancia conocida. Ya que al 100% de la irradiancia (H) el módulo debe generar la corriente ICC(m) especificada en la placa, al medir simultáneamente el valor de H y el valor de I a corto circuito, en un instante dado, se puede normalizar el valor real de la corriente de corto circuito y compararla con la placa. Este es uno de los procedimientos que se realizan en campo para verificar los datos de placa del módulo el cual es llamado normalización.

4.4 Efecto de la temperatura

Las celdas solares al estar expuestas al Sol se calientan como cualquier captador solar. Este aumento en la temperatura afecta las características eléctricas de ellas. La Fig. No. 14 muestra el

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 11000

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

Voc Isc

Irradiancia (W/m2)

Vol

taje

(V

olts

)

0

1

2

3

4

5

Cor

rient

e (A

mp)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 220,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

1000 W/m2

800 W/m2

400 W/m2

600 W/m2

200 W/m2

Cor

rient

e (A

mp)

Voltaje (Volts)

(a) (b)

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 11000

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

Voc Isc

Irradiancia (W/m2)

Vol

taje

(V

olts

)

0

1

2

3

4

5

Cor

rient

e (A

mp)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 220,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

1000 W/m2

800 W/m2

400 W/m2

600 W/m2

200 W/m2

Cor

rient

e (A

mp)

Voltaje (Volts)

(a) (b)

50

comportamiento simulado de los parámetros eléctricos de una celda solar ideal en función de la temperatura de la celda, Tc. Se observa que ICC aumenta ligeramente mientras que el VCA esta disminuyendo en una razón muy grande. Este fenómeno es más pronunciado en unas celdas, como es el caso del silicio, que en otras, como es el caso de las celdas basadas en arseniuro de galio (GaAs).

Fig. No. 14.- Efecto de la temperatura sobre los parámetros eléctricos de la celda solar.

Para celdas de silicio cristalino el coeficiente de temperatura para ICC, dado como el cambio en su valor respecto de un cambio en T, (dICC/dT), tiene un valor aproximado de 10-30 µA/cm2. Sin embargo, el coeficiente de temperatura para el VCA, definido como dVCA/dT tiene un valor negativo de 2.3 mV/ºC.

La ligera ganancia en ICC y la disminución en VCA cuando la temperatura de la celda aumenta, trae como consecuencia que sus efectos se vean reflejados tanto en la potencia generada por la celda como en su eficiencia. En la Tabla No. 8 se muestran los valores de los coeficientes de temperatura para el VCA, ICC, potencia y eficiencia para el caso de una celda de silicio cristalino.

Pero ¿cuál es la temperatura que alcanza un módulo y de quien depende su valor?. La respuesta a este tipo de preguntas sólo es posible contestarlas empíricamente.

La temperatura que puede alcanzar la celda solar, cuando esta en operación en un módulo (a la que se le llamará temperatura de operación), depende de la irradiancia, temperatura ambiente, velocidad de viento y del tipo de encapsulamiento, a través del cual se disipa el calor. Una relación empírica que establece la temperatura que alcanzará un módulo, bajo condiciones de equilibrio térmico, en función de la irradiancia que recibe, a una velocidad de viento de 1 m/s esta dada por:

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,70

1

2

3

4

5

65º C

55º C

45º C

35º C

25º C

0º C

Cor

rien

te (

A)

Voltaje (V)

51

Tcell = Tamb + C1H,

donde C1 es una constante empírica que depende del tipo de módulo (fabricante). Se ha estimado un valor promedio de

C1 = 0.025 ºC m2/W.

Sin embargo, si no hay viento, la constante C1 puede llegar a tener valores de hasta 0.04 ºC m2/W. Así que la temperatura normal de operación de un módulo puede estar comprendida en el intervalo de 25 a 70 ºC dependiendo de la velocidad de viento y magnitud de la irradiancia.

Tabla No. 8.- Coeficientes de temperatura para celdas de silicio cristalino.

PARÁMETRO SÍMBOLO EFECTO VALOR

Corriente a corto circuito

dICC/dT Aumenta 10 a 30 (µA/cm2) por º C

Voltaje a circuito abierto

dVCA/dT Disminuye 2.0 a 2.4 mV por º C

Potencia dP/dT Disminuye ∼0.4% por º C

Eficiencia dη/dT Disminuye ∼0.4% por º C

Habiendo determinado la temperatura de operación del módulo, es muy simple determinar los valores de sus parámetros eléctricos. Aunque los fabricantes proporcionan los valores de los coeficientes de temperatura de sus productos (dVCA/dT; dICC/dT, dP/dT, dη/dT), para tener una idea del valor de los parámetros eléctricos del módulo, bastaría con considerar los coeficientes que aparecen en la Tabla No. 8.

4.5 El voltaje de diseño bajo condiciones de operación

Se ha dicho que los módulos se pueden fabricar conectando un número determinado de celdas en serie para dar un voltaje de carga para acumuladores de 12 V nominales. Se especificó que dicho número debe ser mayor o igual a 30 celdas. Ahora, se considerará el efecto de la temperatura sobre el desempeñó de esos módulos.

Para esto, considérese que todos los módulos de silicio cristalino tienen un coeficiente de temperatura negativo en el voltaje de 2.3 mV/º C y una temperatura de celda en operación de 45 ºC (NOCT de 45 ºC). Se analizará que voltajes son los esperados en el punto de máxima potencia a una irradiancia del 80%. Por conveniencia se definirá como clima frío, clima templado, clima cálido y clima caliente, aquellos cuya temperatura ambiente promedio diaria en verano no sea

52

mayor de 5º C, 15º C, 25ºC y 35ºC, respectivamente. La Tabla No. 9 muestra los valores del voltaje en el punto de máxima potencia de módulos con 30, 33 y 36 celdas, así como el valor medido bajo STC.

Tabla No. 9.- Valores del voltaje en el punto de máxima potencia, VM(m) para módulos de 30, 33 y 36 celdas en serie en función de la temperatura ambiente. Los valores están redondeados a una cifra decimal. El valor de la irradiancia considerada es de 800 W/m2. Entre paréntesis aparece el voltaje a circuito abierto del módulo.

MÓDULO M-X Si Tref TEMPERATURA AMBIENTE

No. de celdas

dVM(m)/dT 25º C 5º C 15º C 25º C 35º C

30 69 mV/º C 14.6 (18) 14.3 (17.7) 13.6 (17.0) 12.9 (16.3) 12.2 (15.6)

33 76 mV/º C 15.9 (19.8)

15.5 (19.4) 14.8 (18.7) 14.0 (17.9) 13.2 (17.1)

36 82 mV/ºC 17.4 (21.7)

17.0 (21.3) 16.2 (20.5) 15.4 (19.7) 14.5 (18.8)

Los valores condensados en la tabla anterior permiten establecer ciertas aseveraciones importantes respecto del acoplamiento módulo-acumulador-carga. Para esto supongamos que las caídas de voltaje en los cables de conexión módulo-acumulador-carga, es del orden de 0.36 V (3% del voltaje nominal de 12 V). Así, se puede establecer 4 situaciones especiales para seleccionar el módulo de mejor desempeño para la aplicación específica:

a) El módulo de 30 celdas proporciona un voltaje de carga aceptable para acumuladores en localidades de clima frío ó templado (en clima templado VM =.13.6 - 0.36 = 13.24 V). Para otro tipo de clima, el acumulador se acoplaría al módulo en la zona de voltajes mayores del VM, lejos del punto de máxima potencia, trayendo como consecuencia un sistema de carga con valores bajos de corriente de inyección hacia el acumulador, y en consecuencia, perdiendo potencia generada. Si el proyectista no considera ésta pérdida de potencia, el sistema en general estará desbalanceado energéticamente, habrá más energía consumida y como conclusión, la batería no se cargará.

b) El razonamiento anterior se puede aplicar para los módulos de 33 celdas que sean instalados en zonas calientes (VM = 13.2 –0.36 = 12.84 V). Este módulo se recomienda aplicarlo en proyectos en donde la temperatura ambiente máxima sea 25º C.

c) El modulo de 36 celdas se puede aplicar en todo tipo de climas. Es recomendado sobre todo para sitios en donde la distancia módulo-acumulador sea grande (del orden de 15 metros). Se hará más énfasis en éste aspecto cuando se analice el diseño de sistemas fotovoltaicos.

53

d) Por otra parte, si se observa en la Tablado. 9, el voltaje de máxima potencia del módulo de 36 celdas, cuando esta caliente, se sitúa alrededor de un voltaje promedio de 15 volt, es decir, VM(m)(caliente) ≈ 15 V. Éste módulo es recomendado para los sistemas de bombeo, ya que como se verá en el siguiente capítulo, los fabricantes de sistemas de bombeo fabrican sus motores eléctricos con voltajes nominales en múltiplos de 15 volt.

De lo anterior se puede establecer que los módulos de 36 celdas son adecuados para cualquier tipo de aplicación, ya sea en conexión directa o acoplados con acumuladores. Y en todos los casos bajo condiciones reales de operación el voltaje de acoplamiento se situará alrededor de los 15 volt, ó en múltiplos de éste número.

En consecuencia se puede establecer el concepto de voltaje nominal de un módulo, VN(m) bajo las siguientes consideraciones:

a) Dado que el voltaje nominal de los acumuladores de plomo-ácido de 6 celdas es 12 V, se acostumbra a decir que los módulos fotovoltaicos de 33-36 celdas tiene un voltaje nominal de 12 V. Esto se aplica comúnmente en los conceptos de diseño para sistemas con voltaje nominal menor ó igual a 48 V.

VN(m) = 12 V para acumuladores cuyo voltaje nominal sea múltiplo de 12 V;

b) Ya que la mayoría de los fabricantes de bombas fabrican sus equipos con voltajes nominales que son múltiplos de 15 V, en un sistema de bombeo en donde el módulo se acoplará directamente a la carga sin acumulador de electricidad, se dice que el módulo de 36 celdas tiene un voltaje nominal de 15 V.

VN(m) = 15 V para bombas cuyo voltaje nominal sea múltiplo de 15 V.

Sin embargo, con el objeto de disminuir la cantidad de módulos que habría que conectar en serie para proporcionar voltajes mayores de 12 V, los fabricantes de módulos también construyen generadores fotovoltaicos de 72 celdas conectadas en serie, para proporcionar voltajes nominales de 24 volt para bancos de baterías a 24 V nominales, ó en el caso de acoplamiento directo (sin baterías), para motores que trabajen con voltajes nominales múltiplos de 30 volt (60, 90, 120 volt nominales).

Con el concepto de módulo fotovoltaico se establece la unidad con la cual se comercializa la tecnología FV. Estos fueron diseñados en un principio como dispositivos cargadores de baterías de 12 V nominales corriente directa (CD), así que debían producir electricidad con un voltaje efectivo alrededor de 15.0 V a la carga. Para esto, en el caso de celdas de silicio cristalino, cuyo VCA es alrededor de 0.6 V (ver Tabla No. 3), se han usado 36 celdas conectadas en serie para fabricar módulos FV, con un VCA=21.0 V, que proveen el voltaje necesario para cargar eficientemente a la batería. Sin embargo, para otras tecnologías, como es el caso del a-Si triple unión, con un VCA=2.297 V por celda, sólo se requieren 10 de ellas conectadas en serie para tal

54

própósito (VCA=22.97 V). En la Fig. No. 15 se muestran los pasos a seguir en la fabricación de un módulo FV.

Fig. No. 15: Secuencia de construcción de un módulo FV con celdas de x-Si.

En la actualidad, la aplicación específica de un módulo FV esta dada por el voltaje de operación de la carga, la que define el voltaje nominal de la tecnología; y por esta razón, hay actualmente en el mercado una gama amplia de módulos con diferentes carácterísticas eléctricas. Dentro de éstos destacan los diseñados para cargar baterías a 12 VCD nominales ó múltiplos de éste valor (casi todos los de silicio cristalino se han fabricado para tal propósito); los diseñados para su uso en sistemas de bombeo de agua con voltaje nominales de 60 y 120 V CD (caso especial el de los módulos bicapas de a-Si fabricados por BPSolar; y los de CdTe fabricados por First Solar; estos dos últimos son diseño especial para las bombas Grundfos); y los diseñados para aplicaciones de interconexión de la red. En éste último caso, ya que el voltaje residencial en el continente americano es de 117 VAC, se requieren de 8 módulos conectados en serie (cada uno fabricados con 36 celdas en serie) para equiparar el voltaje de la red; o 4 módulos conectados en serie fabricados con 72 celdas en serie.

55

4.6 Arreglos Fotovoltaicos

En muchas aplicaciones la potencia generada por el módulo no basta para activar una carga eléctrica, por ésta razón y usando la ventaja de que la generación de electricidad es de forma directa, los módulos se pueden conectar en serie ó en paralelo para incrementar la potencia de trabajo, y formar una nueva estructura llamada el arreglo fotovoltaico. Es importante considerar que para formar los arreglos fotovoltaicos, los módulos deben tener características eléctricas idénticas para evitar la formación de los llamados “puntos calientes”.

4.6-a Incrementando el voltaje

La conexión en serie de módulos idénticos dará un arreglo con un voltaje de salida dado como la suma de los voltajes de cada módulo. Si se considera que se tiene N módulos idénticos conectados en serie, las características eléctricas de ésta nueva asociación, a la que se le llamará panel fotovoltaico, tendrán como voltaje, la suma de cada uno de los voltajes de los módulos; y como corriente, la misma corriente que genera un módulo. Para fines nemotécnicos sólo se considerarán 4 módulos idénticos. La Fig. No. 16 muestra la conexión de éstos 4 módulos en serie.

Fig. No. 16: Conexión en serie de 4 módulos idénticos.

Así, si se llama VCA(1), ICC(1), al voltaje a circuito abierto y corriente a corto circuito, respectivamente del módulo 1; y así sucesivamente para los otros módulos, entonces las características eléctricas de la asociación tipo serie estarán dadas por las siguientes expresiones:

El voltaje a circuito abierto de la asociación en serie, VCA (S), esta dada como la suma de los voltajes a circuito abierto de cada una de las celdas que participa en la asociación, es decir,

VCA(S) = VCA (1) + VCA (2) + VCA (3) + VCA (4),

I I I I

V1 V2 V3 V4

I

V= V1+V2+V3+V4 = 4 V1

RL

I I I I

V1 V2 V3 V4

I

V= V1+V2+V3+V4 = 4 V1

RL

56

como los 4 módulos son idénticos, VCA (1) =... = VCA (4), de donde

VCA (S) = 4 VCA (1).

La corriente a corto circuito de la asociación serie, ICC(S), es igual al valor de la corriente a corto circuito de cualquiera de los 4 módulos ya que éstos tienen el mismo valor por ser módulos idénticos, de donde:

ICC(S) = ICC (1)= ICC (2) = ICC (3) = ICC (4).

Si se conecta una carga eléctrica con resistencia de carga RL, entonces el voltaje de operación de la carga, VOP(S), estará dado como la suma de los voltajes de acoplamiento de la carga eléctrica en cada uno de los módulos; es decir, si V1, V2, V3, V4, son esos voltajes, entonces

VOP(S) = V1, + V2 + V3 + V4.

Como las celdas son idénticas, la corriente de operación de la carga eléctrica en cada celda será la misma que la de la asociación en serie, de donde

IOP(S) = I1 = I2 = I3 = I4 = I

4.6-b Incrementando la corriente

Ya que celdas solares idénticas conectadas en paralelo forman una asociación cuya corriente de salida es igual a la suma de las corrientes individuales de cada celda, la conexión en paralelo de módulos fotovoltaicos idénticos formará una asociación cuya corriente de salida será igual a la suma de las corrientes individuales de cada módulo. La Fig. No. 17 muestra una representación esquemática de la conexión en paralelo de módulos idénticos. Para fines nemotécnicos sólo se han considerado 4 módulos, pero el razonamiento se aplica para cualquier número de módulos conectados en serie. La condición es que todos ellos tengan idénticas características eléctricas.

Fig. No. 17: Diagrama esquemático de la conexión en paralelo de módulos idénticos.

I1 I2 I3 I4

V

IOP = I1+I2+I3+I4

(a)

I1 I2 I3 I4

V

IOP = I1+I2+I3+I4

(a)

57

Si VCA(P) es el voltaje a circuito abierto de la asociación en paralelo, entonces

VCA(P) = VCA(1) = VCA(2) = VCA(3) = VCA(4).

Si ICC(P) es la corriente a corto circuito de la asociación en paralelo, entonces

ICC(P) = ICC(1) + ICC(2) + ICC(3) + ICC(4);

como los módulos son idénticos, las ICC(i) son iguales, de donde se tiene que

ICC(P) =4 ICC(1).

Si se conecta una carga RL a la asociación entonces se tendrá que la corriente de operación de la carga, IOP, estará dada

IOP = I1 + I2 + I3 + I4

donde I1, I2, I3, e I4 son la corriente de operación que consume la carga cuando se conecta a cada módulo individualmente.

Para evitar el flujo de corriente en la dirección opuesta cuando se conectan módulos en serie y en paralelo, se utilizan diodos de bloqueo y los diodos de paso, los que proporcionan un camino de alivio para evitar que circule corriente por un panel o un módulo sombreado (sombra de nubes o de objetos). Un módulo sombreado no genera energía, por lo cual, los demás módulos lo verán como un punto de resistencia. En consecuencia, fluirá corriente hacia él convirtiéndose en un punto caliente del arreglo. Aumentará su temperatura y se degradará aceleradamente.

4.6-c El arreglo fotovoltaico

Cuando la potencia demandada es alta, se recomienda primero analizar que tipo de sistema es el que se alimentará. En el caso de acoplamiento directo módulos-carga, se identifica cual es el rango de voltaje en el que operará la carga eléctrica para que, con una combinación en serie de módulos, sea suministrado el voltaje de operación. Recuerde que los módulos conectados en serie forman una estructura llamada panel.

Generalmente, bajo la configuración de acoplamiento directo, las cargas son motores eléctricos conectados a dispositivos mecánicos que producen trabajo, como es el caso de las bombas para extraer agua. Valores de voltaje de operación menores de 17 volt pueden ser alimentados con un solo módulo; valores mayores de 22 volt y menores de 34 volt se alimentan con dos módulos; y así sucesivamente. En ésta configuración la carga se acoplará al módulo con un voltaje demandado por su propia impedancia eléctrica.

Debido a lo anterior y a que el voltaje de máxima potencia de un solo módulo de 36 celdas, cuando esta caliente y cercano a las condiciones normales de operación, es aproximadamente 15 Volt, los fabricantes de dichos motores los hacen ajustando la impedancia eléctrica con rangos de valores cercanos a ese valor. De ésta manera pretenden garantizar que el módulo y la carga trabajarán en puntos cercanos a la máxima potencia generada por aquel. Por la razón anterior, los

58

fabricantes de bombas para aplicaciones fotovoltaicas asignan un voltaje nominal a sus cargas en múltiplos de 15 volt.

Por otro lado, si el módulo se acopla con acumuladores de 12 volt nominales, recordando que para garantizar el 100% de carga se requiere de un voltaje del orden de 14.4 volt, entonces por cada acumulador en serie se requiere de un módulo de 36 celdas. Esta regla básica es válida para sistemas con voltajes nominales de hasta 48 volt. Sin embargo, para un sistema formado por 10 acumuladores de 12 volt en serie, para dar un voltaje nominal de 120 V CD, con un voltaje de carga de 144 volt, sólo es necesario tener 9 módulos de 36 celdas conectadas en serie. ¿Por qué?. La Fig. No. 18 muestra la conexión serie y paralelo de módulos acoplados con acumuladores.

Habiendo estimado el número de módulos necesarios para proporcionar el voltaje de operación y formar el panel, es necesario estimar cuantos paneles se requieren conectar en paralelo para que la corriente producida multiplicada por la insolación (irradiancia acumulada al día), genere la energía eléctrica que consumirá la carga acoplada durante el día.

Fig. No. 18: Diagrama esquemático de la conexión entre módulos y un acumulador. En (a) se tiene la conexión en serie, y en (b) la conexión en paralelo.

Diodo de

bloqueoDiodo de

paso

0 V

12 V

24 V

36 V

36 V

3 A

(a)

0 V

12 V

3 A 3 A 3 A

9 A

12 V

(b)

Diodo de

bloqueoDiodo de

paso

Diodo de

bloqueoDiodo de

paso

0 V

12 V

24 V

36 V

36 V

3 A

(a)

0 V

12 V

3 A 3 A 3 A

9 A

12 V

(b)

Diodo de

bloqueoDiodo de

paso

59

La estructura formada con los paneles conectados en paralelo recibe el nombre de arreglo fotovoltaico (AFV). La Fig. No. 19 muestra el diagrama esquemático de un AFV en donde se han colocado los diodos de paso y de bloqueo para disminuir la probabilidad de los puntos calientes.

Fig. No. 19: Un AFV compuesto por 3 módulos en serie, los que forman el panel, y 4 paneles conectados en paralelos. La configuración así formada se especifica como 3Sx4P.

La configuración eléctrica de dicho arreglo esta formada por 3 módulos conectados en serie (formando el panel que dará el voltaje de operación de la carga), y 4 paneles conectados en paralelo, que generarán la corriente necesaria que consumirá la carga. Dicha configuración suele especificarse como 3Sx4P (3 módulos en serie y 4 paneles en paralelo).

Si cada módulo entrega un voltaje V y una corriente I, en la carga se tendrá:

Voltaje de operación VOP = 3V; con una corriente de operación IOP= 4I.

Diodos de bloqueo

Car

ga

Dio

dos

de p

aso

1P 2P 3P 4P

1S

2S

3S

VOP= 3V

V1

V2

V3

IOP= 4 I

Diodos de bloqueo

Car

ga

Dio

dos

de p

aso

1P 2P 3P 4P

1S

2S

3S

VOP= 3V

V1

V2

V3

IOP= 4 I

60

Es importante aclarar que los arreglos fotovoltaicos deben de construirse usando módulos cuyas características eléctricas sean idénticas para evitar los desbalances eléctricos y la probabilidad de formación de los puntos calientes.

Así, se ha llegado a formar toda una configuración de módulos llamada el arreglo fotovoltaico cuya base de formación es la celda solar. La Fig. No. 20 muestra un diagrama esquemático de los componentes fundamentales del AFV el cual puede tener potencias desde unos cuantos watt hasta potencias del orden de Megawatt.

Fig. No. 20: Desde unos cuantos Watt hasta Megawatt

4.7 Energía generada por un módulo

La energía generada por un módulo, panel ó arreglo FV no sólo depende de la potencia del módulo individual, si no que depende de la cantidad de radiación solar disponible en el sitio así como de factores geográficos y de orientación. A la cantidad de radiación solar que recibe una localidad se le conoce como el Recurso Solar, G, el que esta definido como la energía disponible calculada al integrar la variación de la irradiancia (H) en las horas solares. Generalmente G se

Celda Solar

P ≈1 .5 W

Módulo FV.

Panel FV

Arreglo

Fotovoltaico

Celda Solar

P ≈1 .5 W

Módulo FV.

Panel FV

Arreglo

Fotovoltaico

61

expresa en Joule/m2, pero para aplicaciones FV’s se usan las unidades de W-hr/m2, o bien “hora-pico”, Hr-pico, entendiéndose como la cantidad de horas en que hipotéticamente el sol entregó el 100% de la Irradiancia (1,000 W/m2).

Para dar una idea de la cantidad de energía que pueda generar un módulo, supóngase que se tiene una carga que se acoplará al módulo en su punto de máxima potencia. Como el módulo estará expuesto al sol, su potencia se verá reducida debido al calentamiento. Al considerar éste valor, la energía generada por el módulo se obtiene mediante el producto del recurso solar, expresado en horas pico, por la potencia del módulo cuando éste esta caliente. La Tabla No. 10 muestra los valores de energía máxima que proporcionarían los módulos considerados si es que se tiene el recurso solar dado.

De dicha tabla se puede observar que un mismo módulo genera valores diferentes de energía debido a valores diferentes del recurso solar. Considerando la tabla anterior, un arreglo fotovoltaico con configuración 3Sx4P de módulos de 50 W-p por ejemplo, con un recurso anual de 4.3 h-p, generará una energía promedio anual de 2,270 W-h al día, con un voltaje nominal de 36 V para cargar acumuladores; ó bien, con un voltaje nominal de 45 V para acoplarse a un sistema de bombeo.

Tabla No. 10.- Energía generada por módulos comerciales de silicio cristalino en función del recurso solar, en el punto de máxima potencia.

Potencia pico

PM RECURSO SOLAR (HORAS-PICO)

Promedio diario

Primavera Verano Otoño Invierno Anual 25ºC Tc= 55º C

4.7 4.3 4.0 4.2 4.3

50 W 44 W 206.8 189.2 176 184.8 189.2

60 W 52.8 W 248.16 227.04 211.2 221.76 227.04

75 W 66 W 310.2 283.8 264 277.2 283.8

100 W 88 W 413.6 378.4 352 369.6 378.4

4.8 Orientación óptima del arreglo fotovoltaico

Los módulos deben de montarse en estructuras que permitan orientar su superficie hacia los rayos solares. Dado que la máxima captación de energía solar recibida en un captador se realiza cuando los rayos caen perpendicularmente sobre la superficie de éste, la máxima generación de electricidad producida por un módulo, se llevará a cabo cuando el módulo siga al Sol durante el día y durante el año. Esto significa montar al módulo en una estructura con seguimiento en dos

62

ejes, lo cual sólo se puede dar usando motores eléctricos y un sistema de orientación computarizado. En el caso de arreglos de baja potencia, aunque la ganancia en energía puede ser hasta del 50%, el costo involucrado en el seguidor puede ser alto comparado con la ganancia de energía que se obtendría. Por otra parte, en el medio rural, sin atención de algún operario especializado, estos sistemas no presentan mucha confiabilidad.

La otra alternativa de obtener más energía generada al día es mantener el módulo ó arreglo a un ángulo de elevación fijo, y seguir al Sol diariamente. La ganancia en este tipo de seguidores es del orden del 30%. Este tipo de seguimiento se puede hacer de una manera pasiva ó con un motor eléctrico. Desafortunadamente en ambos casos, el sistema de seguimiento puede ser más caro que el 30% adicional de energía que produciría el arreglo montado en éste tipo de estructuras. La Fig. No. 21 muestra una fotografía típica de un seguidor solar pasivo.

Fig. No. 21: Seguidor solar pasivo. En (a) se muestra una estructura para 4 módulos; y en (b) una estructura para 12 módulos.

No se recomienda el uso de seguidores solares en sitios en donde se espera muchos días nublados ya que la energía generada es del mismo orden que aquella que se obtendría si el arreglo ó módulo estuviera fijo. Por ésta razón y la económica, es importante realizar el estudio energético con el fin de estimar la estructura óptima que garantice la mayor energía al menor costo.

Para arreglos ó módulos montados en estructuras fijas, la orientación y el ángulo de inclinación de ella es de mucha importancia en la generación de energía. Se estableció que debido a la declinación solar, el módulo debe estar orientado hacia el Sur geográfico (ó verdadero). Ahora, si se desea que el módulo genere la máxima energía promedio al año, el ángulo de inclinación, β, del módulo ó arreglo, provisto por la estructura, debe ser igual al valor de la latitud, L, del lugar; es decir,

Máxima energía captada al año solo si β = L

Sin embargo, existen temporadas del año en las que se desea beneficiar la energía generada en esa época. Con dicha condición, se debe de garantizar que β tenga un valor tal que los rayos incidan perpendicularmente a la superficie del arreglo. Esto se logra haciendo que

63

β = L- δ

siendo δ el valor de la declinación promedio en esa época del año.

Para el caso de sistemas de bombeo la inclinación del arreglo debe de garantizar la máxima generación de energía con la que se tendrá la máxima producción de agua, en el mes con mayor demanda de agua, la que coincide con el estiaje.

Si se desea maximizar la generación de energía en el Invierno, la inclinación del arreglo debe estar dada por la relación

INVIERNO β = L + 15º

Para el caso de que se desee maximizar en verano, la inclinación del arreglo debe ser

VERANO β = L - 15º

4.9 Los sistemas fotovoltaicos

Se ha establecido que los GFV’s se comercializan en unidades de diferentes tamaños llamadas “módulos fotovoltaicos”, todos ellos referidas a la potencia máxima que pueden generar bajo condiciones estándares de prueba, existiendo desde unos cuantos Watt hasta cientos de Watt (actualmente, 300 W es la máxima potencia disponible en el mercado21).

Los GFV’s presentan la característica única de que la electricidad que se genera es de tipo “directo” (corriente directa CD), lo que permite su posible almacenamiento en acumuladores electroquímicos, como lo son las baterías de plomo-ácido.

Las aplicaciones de los GFV solo están limitadas por la imaginación del diseñador. Ya que la electricidad que producen los GFV es del tipo CD y se realiza durante las horas sol, sus aplicaciones aparentemente estarían limitadas a cargas en CD que operarían durante el día. Sin embargo, las características de generación eléctrica hacen de los GFV ideales para cargar acumuladores eléctricos y que sean diseñados como cargadores de baterías. De hecho, la mayoría de los GFV ha sido diseñada para que la energía generada sea almacenada en baterías de plomo-ácido, u otro tipo de tecnología como lo son las baterías de niquel-cadmio ó hidruros metálicos. Con controladores electrónicos que regulan el estado de carga de las baterías, los GFV pueden suministrar la energía que requieran un conjunto de aparatos eléctricos (cargas en CD) cuyo funcionamiento no estaría limitado a las horas solares, si no a discreción del usuario (noche y/o día), es decir, proporcionando el concepto de despachabilidad. Además, gracias al avance de la electrónica que ha permitido diseñar inversores de carga que transforman la CD en corriente alterna (CA), los sistemas FV’s pueden usarse para alimentar cualquier tipo de carga eléctrica en CA.

La conjunción del GFV con acondicionadores de energía (controladores de carga, inversores y electrónica de control), almacenamiento de carga, estructuras para el soporte y orientación del GFV, y los aparatos eléctricos a energizar constituyen lo que se conoce con el nombre de sistema fotovoltaico (SFV). Los SFV’s en los que la única fuente de generación de electricidad es el GFV reciben el nombre de sistemas autosustentados (SFV-A), los que pueden

21 Producto fabricado por la compañía RWE Schott.

64

incluir cargas eléctricas en CD y/o CA, y que pueden ser sistemas con o sin almacenamiento de energía (con baterías o sin éstas).

Y aún más, ya que algunos inversores CD/CA pueden administrar otros generadores de electricidad, se pueden diseñar sistemas de generación de electricidad que operen con diferentes tecnologías. Estos sistemas energéticos en donde hay más de una fuente de generación de electricidad reciben el nombre de sistemas híbridos (SFV-H), pudiendo ser una combinación de GFV con motogenerador, y/ó generadores eólicos, y/o generadores microhidráulicos y/o la red eléctrica convencional y/o cualquier combinación entre ellas.

Dada la versatilidad actual de los acondicionadores de energía, se tienen en el mercado inversores que permiten el acoplamiento con la red eléctrica convencional ya que, a partir de su electrónica de control, están monitoreando la red eléctrica y efectúan una interacción efectiva aceptando el flujo de energía bidireccional desde el GFV hacia la red (inyección) en caso de mínimo ó nulo consumo por las cargas conectadas; o desde la red hacia las cargas (suministro) para el caso de baja generación del GFV. Este tipo de sistemas reciben el nombre de sistemas interactivos con la red (SFV-I).

En la Fig. No. 22 se muestra un diagrama típico de la arquitectura de un sistema fotovoltaico autosustentado (SFV-A), un sistema híbrido (SFV-H) y dos versiones de sistemas interconectados a la red (SFV-I).

Fig. No. 22: Diagramas típicos de los diferentes sistemas fotovoltaicos. En (a) un sistema autosustentado; en (b) un sistema híbrido; y en (c) sistemas interconectados a la red.

65

Por lo anterior el personal técnico que estará involucrado en actividades de toma de decisiones, supervisión, evaluador de proyectos, elaboración de proyectos y el calculista (dimensionador y diseñador) de sistemas FV’s, deberá tener un amplio conocimiento de la tecnología disponible en el mercado para su correcta selección; debe conocer y manejar conceptos eléctricos que le permitan identificar y cuantificar el tipo de cargas eléctricas a las que se les suministrará energía incluyendo conceptos de voltaje de operación, corriente de consumo, potencia demanda, energía consumida; debe tener conocimientos de las limitaciones de la tecnología derivadas de la disponibilidad del recurso solar así como de las condiciones ambientales y geográficas; debe tener conocimientos de ingeniería eléctrica para elaborar diagramas y circutos eléctricos que le permitan identificar las partes y componentes necesarias para garantizar la seguridad del usuario; debe conocer de estructuras mecánicas así como tener conocimientos de ingeniería civil para el diseño propio de cimentaciones, soportes y estructuras que garanticen la alta durabilidad, funcionalidad y alto rendimiento de la tecnología FV; debe conocer los conceptos básicos del recurso solar, como se mide y como se estima así como de las trayectorias solares y comportamiento del recurso solar a lo largo del año.

El personal técnico dedicado a la implementación, instalación, certificación técnica, operación y mantenimiento, además de conocer y manejar las herramientas y equipos de medición, debe conocer la normatividad eléctrica y las especificaciones técnicas de los sistemas, el funcionamiento de la tecnología FV, su identificación, los factores de riesgo y de seguridad, y todas las demás actividades y procedimientos de seguridad relacionados con el uso y manejo de la electricidad.

5. PROYECTOS DE APLICACIÓN Y REGULACIONES EXISTENTES

Los nichos de aplicación de la tecnología FV cubren prácticamente todos los ámbitos en donde se requiera electricidad para desarrollar actividades humanas. Se encuentran aplicaciones de ella en el ámbito rural, zonas urbanas, zonas remotas ó aisladas, y aplicaciones espaciales. Para el caso de nuestro país, las aplicaciones rurales son las que más se han fomentado por los diferentes organismos e instituciones debido a la falta de cobertura de la red eléctrica convencional. Este tipo de sistemas en donde el único generador es el FV han recibido el nombre de autosustentados (SFV-A). Ejemplos típicos de estos sistemas han sido implementados por PEMEX, Secretaría de Marina, Secretaría de Comunicaciones, SEP, Secretaría de Desarrollo Social, TELMEX, compañías televisivas, entre otras, que han tenido necesidad de elaborar proyectos de desarrollo social ó técnico, en sitios apartados de la red eléctrica convencional, para los cuales la tecnología fotovoltaica ha sido la más apropiada. También, el uso de la tecnología FV en sistemas híbridos (SFV-H) aprovechando recursos energéticos como lo es el eólico y sistemas convencionales de motogeneración, se han estado fomentando para aquellos sitios aislados en donde la energía del viento puede aprovecharse, como a sido el caso de San Juanico en Baja California Sur. Aunque desde 1977 a la fecha se han instalado del orden 20 MW22, la carencia de especialistas, técnicos y

22 Y. Matsumoto, J. Agredano, A. Sanchez Juarez, and A. Urbano, Aweking PV in Mexico; presentado en el 17th Photovoltaic Specialist Energy

Conference. Trabajo 5P-P3-57, Fukuoka, Japan, 2007

66

promotores de tecnología con conocimiento a fondo de ella, no ha permitido su difusión y uso masivo, aunque sean grandes las necesidades de electricidad en el medio rural.

Además, ya que el entorno energético mundial está obligando a los gobiernos a establecer sistemas de generación de energía limpios en todos los ámbitos, las aplicaciones FV’s interactivas con la red de distribución de electricidad convencional en el medio urbano, con proyectos de generación eléctrica que van desde unos cuantos Watt hasta kiloWatt, que se están fomentando fuertemente, abren un nicho de mercado en nuestro país que ha sido estimado del orden de 200 MW durante los próximos 5 años. De aquí que se espera una fuerte demanda de sistemas FV conectados a la red (SFV-I) en un futuro muy próximo. En consecuencia, para garantizar la adopción, permanencia y largo tiempo de operación de los proyectos SFV-I se requiere y necesita personal técnico capacitado para el desarrollo, implementación, instalación y mantenimiento de proyectos de generación de electricidad basados en dicha tecnología.

Por otro lado, dado el esquema de regulación del sector eléctrico en nuestro país, los proyectos de generación de electricidad cuyo objetivo es la prestación de un servicio público solo pueden ser establecidos por la Nación la que generará, conducirá, transformará, distribuirá y abastecerá a los usuarios a través de sus diferentes organismos, Secretaría de Energía (SENER), Comisión Reguladora de Energía (CRE) y Comisión Federal de Electricidad (CFE). Sin embargo, La Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) contempla en el Art. 3 que la generación de energía para autoabastecimiento, cogeneración o pequeña producción; inclusive aquella generada por los productores independientes para su venta a la CFE, no se considera servicio público, pero la Ley de la CRE la facultad como el organismo regulador para las actividades de generación que no son servicio público.

Para el caso de los SFV-A aplicados al desarrollo social (iluminación domestica rural, comunicación, teleeducación, servicios médicos) y al desarrollo agropecuario (bombeo de agua, iluminación en invernaderos, picadoras, ordeñadoras y conservación de productos perecederos), no se han regulado debido a que son sistemas mucho muy pequeños (la máxima potencia instalada es de 10 kW-p) comparado con aquellos catalogados en la LSPEE como pequeña producción (100.0 kW); en consecuencia, se carece de instrumentos regulatorios provistos por la CRE. Actualmente, se cuenta con un conjunto de especificaciones técnicas23 que son observadas y aplicadas por los organismos institucionales, implementadores de programas de electrificación rural, que permiten al menos establecer criterios de selección de equipos y partes para garantizar larga duración de los sistemas a instalar y seguridad para los usuarios.

En el caso de los SFV-I, aunque los usuarios serán productores de electricidad catalogados en el esquema de autoabastecimiento, por el hecho de que estarán interactuando con la red eléctrica pública, energía suministrada por alguna de las dos compañías asignadas por el Estado para proporcionar el servicio público, la CRE deberá de tener marcos regulatorios que permitan identificar tanto calidad, operación y seguridad de aquellos SFV-I que se pretendan instalar.

23 Especificaciones técnicas para sistemas FVs de iluminación doméstica rural; CFE 1998; Especificaciones Técnicas para sistemas de Bombeo

de Agua con energía FV; FIRCO-SAGARPA 2002.

67

Considerando lo anterior, la CRE ha aprobado el Modelo de Contrato para la Interconexión a la Red Eléctrica de sistemas FV de baja potencia (máximo hasta 30.0 kW) el que se publicó el 27 junio de 2007 en el Diario Oficial de la Federación.

No obstante la limitante del Modelo de Contrato para SFV-I, se estima que, dada la tendencia a la alza del precio de los hidrocarburos, el incremento gradual del CO2 en la atmósfera, y la disminución en costos de la tecnología FV derivado de la producción masiva y la investigación, la demanda por parte de los industriales (la industria de servicios, manufactura, etc.) de SFV-I de mayor potencia será mayor en un periodo de tiempo corto (2014), en consecuencia, dichas aplicaciones tendrán que ser evaluadas, supervisadas y aprobados por la CRE a través de la CFE, la que para lograr su cometido de organismo regulador, tendrá que formar recursos humanos, con diferentes niveles de conocimiento, que les permita evaluar y supervisar, en todos los aspectos relacionados con la tecnología, desde el dimensionamiento, diseño, hasta la selección de equipos y materiales e instalación, de todos los proyectos que se presenten para su aprobación.

Por las razones antes dichas, los técnicos que serán asignados a la supervisión, evaluación y certificación de sistemas FV’s deben tener habilidades y conocimientos, dependiendo de la función asignada, que les permita acciones que van desde procedimientos de selección, dimensionamiento y evaluación (evaluar y cuantificar las necesidades energéticas de los usuarios, evaluar y cuantificar el recurso solar regional, identificar la arquitectura óptima del sistema FV para su aplicación específica, dimensionar el tamaño del arreglo FV y estimar la energía a generar, analizar la factibilidad económica), hasta la entrega llave en mano del sistema, pasando por procedimientos que les permita: seleccionar el sitio de instalación; elegir la estructura (fija o con seguimiento), soporte y diseñar su cimentación; seleccionar la orientación óptima; conocer y aplicar la Norma Eléctrica para el diseño del cableado, selección de la partes y componentes para garantizar seguridad y durabilidad del sistema; y supervisar, cuantificar y certificar el desempeño y seguridad del sistema instalado.

Aunque estas notas no pretenden formar recursos humanos especializados en la tecnología fotovoltaica, su objetivo es divulgar la información relevante de ella con el objeto de que sea considerada como una alternativa energética que puede resolver problemas energéticos a futuro.

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6. DIMENSIONANDO SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Un sistema fotovoltaico (FV) autónomo es un conjunto de elementos que permiten generar y acondicionar la electricidad fotogenerada a un voltaje específico a partir de la energía luminosa del Sol. Generalmente los Sistemas fotovoltaicos están compuestos del arreglo FV, la estructura, el acondicionador de energía y las cargas eléctricas. Dependiendo del tipo de carga eléctrica (directa o alterna) y de su uso, los sistemas FV pueden tener las arquitecturas que se muestran en la Fig. No.23.

Fig. No. 23: Arquitectura de los sistemas fotovoltaicos autónomos.

En la Fig. No. 23-a se muestra la configuración más simple que corresponde a la conexión directa entre el arreglo y la carga eléctrica. Esta conexión sólo sirve para cargas que funcionan durante la luz del día. El ejemplo típico son los sistemas de bombeo de agua y sistemas de ventilación basados en motores de corriente directa. Cuando se requiere extraer la máxima potencia del arreglo es necesario usar un circuito electrónico que acople la impedancia de la carga con el punto de máxima del arreglo FV (ver Fig. No. 23-b). Cuando las cargas requieran de un voltaje constante para operar o se desea que trabajen durante cualquier hora del día, la energía se debe de almacenar en una acumulador de carga eléctrica. Las Figs. No. 23-c (cargas en corriente directa) y 23-d (cargas en corriente alterna) muestran la arquitectura de conexión.

Tableros de distribución o carga de Corriente Directa (CD)

ArregloFotovoltaico

Sistema de Generación de Energía Eléctrica

Sol

Tableros de distribución o carga de Corriente Directa (CD)

ArregloFotovoltaico


Sol

ArregloFotovoltaico

Sistema de Control de Energía


Sol

Seguidor de máxima potencia

Carga en Corriente Directa (CD)

ArregloFotovoltaico



Sol

Seguidor de máxima potencia


ArregloFotovoltaico



Sistema de Almacenamiento de Energía


Sol

Banco de Baterías

Controlador de Carga

ArregloFotovoltaico



Sistema de Almacenamiento de Energía


Sol

Banco de Baterías

Controlador de Carga

Almacenamiento de Energía

Carga en CA

ArregloFotovoltaico


Sol

Banco de

BateríasCD/ CA

Acondicionamientode Energía

Inversor

Sistema de Control de

Energía

Controladorde Carga

Almacenamiento de Energía

Carga en CA

ArregloFotovoltaico


Sol

Banco de

BateríasCD/ CA

Acondicionamientode Energía

Inversor

Sistema de Control de

Energía

Controladorde Carga

(a) (b)

(c) (d)

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Una vez que se ha seleccionado la aplicación del sistema fotovoltaico y se haya elegido la arquitectura correspondiente, se deberá de estimar el tamaño del arreglo FV que sea capaz de generar la electricidad que consumirá la carga durante el tiempo de su operación.

Los principios básicos para realizar dicha estimación se proporcionan a continuación.

6.1 El dimensionamiento

Al proceso de estimar el tamaño de un arreglo FV que generará una energía requerida se le conoce con el nombre de dimensionamiento; o sea, es un procedimiento a través del cual se determina la potencia pico óptima del arreglo FV que generará la energía necesaria que consumirá una carga (s) para una aplicación específica en cierta localidad. Así mismo, se determina la capacidad del sistema de almacenamiento de energía, si es que es necesario, en base a los requerimientos de autonomía requeridos. Dado que los sistemas FV’s son caros, se deberá de instalar la potencia óptima para generar la energía requerida por las cargas eléctricas. Esto establece un criterio energético llamado el “balance de energía”.

El criterio de balance de energía se puede escribir mediante la expresión siguiente:

“ENERGÍA GENERADA IGUAL A LA ENERGÍA CONSUMIDA”

En la relación anterior, la energía consumida debe expresarse como un valor de consumo promedio al día, mientras que la energía generada se deberá de estimar al considerar las horas pico promedio diarias de la localidad.

Existen varios factores que el dimensionador debe conocer para poder estimar las energías a generar y a consumir. Dentro de éstos están los geográficos, tecnológicos y energéticos.

Los factores geográficos influyen en el Recurso Solar y el desempeño diario del arreglo FV, mientras que los energéticos afectan directamente la estimación de la energía a consumir. Hay que tener presente las eficiencias de todos los elementos involucrados, desde que se genera la electricidad hasta que se consume. Dentro de los factores tecnológicos esta el conocimiento de la tecnología que se usará tanto para generar la energía como para acondicionarla (seguidores de máxima potencia, controladores de carga, inversores).

Teniendo eso presente es fácil llegar a escribir una relación algebraica, partiendo del balance de energía, entre la energía generada EG por el arreglo FV y la consumida EC por las cargas y todos los demás elementos de acondicionamiento de energía, ambas en unidades de Watt-hora. Así podemos establecer que:

EG = EC/ ηT,

siendo ηT la eficiencia global del sistema, cuyo valor se determina al multiplicar la eficiencia en las líneas de transmisión, eficiencia en el acondicionador de energía, eficiencia en el sistema de almacenamiento y eficiencia de las cargas eléctricas. Los valores típicos son: eficiencia en las líneas de transmisión de la electricidad (eficiencia en el cableado) ηW = 97%; eficiencia en los acondicionadores de energía: controlador de carga ηcc = 0.97, eficiencia en el inversor ηI = 95%; eficiencia del acumulador ηB = 85% (eficiencia Coulómbica en el acumulador ηcB =95-98%; eficiencia en el voltaje de carga 88%)

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Ya que la energía generada por un arreglo FV de N módulos en serie, NS, (formando un panel) y por M paneles en paralelo, MP, cada uno con una potencia P, en una localidad con un recurso solar HP (horas pico), esta dada por:

EG = HP (Ns x Mp) x P,

se sigue que el número total de módulos de una potencia P esta dado por:

Ns x Mp = EC / HP P ηT

Dado que la energía consumida puede expresarse en términos de Watt-hora (W-h) ó de amper-hora (A-h), existen dos criterios de dimensionamiento: el de W-h y el de A-h.

6.1-a Criterio de A-h

Este criterio se recomienda aplicarlo a sistemas fotovoltaicos cuyo voltaje nominal sea menor o igual a 48 V en corriente directa (CD).

El voltaje nominal de un sistema FV, lo define la carga o aparato eléctrico con el voltaje nominal más grande. Se recomienda no combinar cargas en corriente directa con alterna, a menos de que sea estrictamente necesario.

Para el caso de cargas en CD que operan con un voltaje constante, provisto por un acumulador, los voltajes nominales por lo general son múltiplos de 12 V. Así que el voltaje nominal del arreglo FV será múltiplo de 12 V CD.

Considerando eso, la energía que consuma un aparato eléctrico se podrá expresar en términos de A-h (amper-hora) a un voltaje nominal. Por ejemplo: una lámpara de corriente directa de 20 W nominales consume una corriente de 1.7 A a un voltaje nominal de 12 V. Si la lámpara está prendida durante 4 horas, la energía consumida será:

Ec = (1.7 A) x (4 h) = 6.8 A-h @ 12 V

Dado que los módulos de 36 celdas han sido diseñados para cargar baterías a 12 VCD, al acoplarse a ellos estarán inyectando una corriente casi igual a la corriente que define el punto de máxima potencia bajo condiciones estándares de medición (el valor de IM dado por el fabricante).

De lo anterior se puede establecer que el arreglo FV estará formado por un panel compuesto de NS módulos de 12 V conectados en serie, por lo cual,

Número de módulos en serie Ns esta dado por:

Ns = VN(S) / 12,

donde VN(S) es el voltaje nominal del sistema.

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El número de paneles conectados en paralelo MP esta dado por

MP = EC Fs / (HP IM ηT)

donde ηT = ηW ηcc ηI ηcB. En la expresión anterior, EC se debe expresar en A-h al voltaje nominal del sistema, Fs es el factor de sobredimensionamiento (1.05%), e IM es la corriente del módulo seleccionado en el punto de máxima potencia bajo STC.

6.1-b Criterio de watt-hora

El criterio de watt-hora se usa cuando el voltaje nominal del sistema es mayor de 48 VCD y no se conoce explicitamente la corriente que consume cada una de las cargas. La energía consumida EC debe expresarse en W-h.

Tomando en consideración lo anterior, la potencia del arreglo fotovoltaico, PAFV, en unidades de Watt-pico, estará dada por

PAFV = EC Fs / HP ηTRM

donde ηT es la eficiencia total en el proceso de transferencia, manejo y almacenamiento de energía, y RM es el rendimiento del módulo que, bajo condiciones NOCT, suele tomarse como 85% para sistemas sin baterías.

Al elegir el modulo a usar, el número total de módulos, NT, es el cociente de PAFV y PP del módulo elegido, en donde PP es la potencia pico del módulo bajo condiciones STC.

Usando este criterio, al no tener baterías, el número de módulos en serie, NS, queda determinado por el cociente entre el voltaje nominal del sistema, VN, dividido por el voltaje en el punto de máxima potencia, del módulo elegido, bajo condiciones de operación (módulo caliente), que se toma como 15 Volt. El número de paneles en paralelo, MP, se obtiene al dividir el número total de módulos NT entre el valor de NS.

6.2 Capacidad de almacenamiento en baterías

La capacidad de un banco de baterías, CB, se dimensiona en función de la energía consumida diariamente por las cargas eléctricas y la autonomía requerida en el sistema.

En un sistema FV la autonomía del banco de baterías se define como el número de días que funcionarán las cargas eléctricas con cero insolación.

La unidad de medición para la capacidad de almacenamiento en un banco de baterías es el amperio-hora (A-h) expresado a un voltaje nominal (VN), es decir, se dice que la capacidad de una batería es de 100 A-h @ 12 V.

La expresión que se usa para estimar la capacidad de almacenamiento de una batería, CB, que estará alimentando un conjunto de cargas eléctricas cuyo consumo de energía es EC, se expresa como

CB = EC Au / VN fu Fi

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donde Ec se debe expresar en W-h, Au es la autonomía expresada en días (se recomienda una autonomía no mayor de 3 días), VN es el voltaje nominal del sistema (múltiplos de 12 V), fu es el factor de uso recomendado por el fabricante de la batería (fu= 0.5 para baterías de placa delgada; fu = 0.8 para baterías de placa gruesa o descarga profunda); Fi = 1.05 para batería de placa delgada y Fi =1.35 para batería de placa gruesa.

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7. DIMENSIONANDO SISTEMAS DE BOMBEO FOTOVOLTAICOS

7.1 Hidráulica del sistema de bombeo

Antes de determinar el tamaño de un sistema de bombeo de agua, es necesario entender los conceptos básicos que describen las condiciones hidráulicas de una obra. El tamaño del sistema está en relación directa con el producto de la Carga Dinámica Total (CDT) y el volumen diario necesario. Este producto se conoce como ciclo hidráulico.

La carga dinámica total es la suma de la carga estática (CE) y la carga dinámica (CD):

CDT = CE + CD = Nivel estático + abatimiento + altura de la descarga + fricción

7.1-a Carga estática

La primera parte, la carga estática, puede obtenerse con mediciones directas. Se trata de la distancia vertical que el agua se desplaza desde el nivel de abatimiento del pozo hasta la altura en que se descarga el agua. La carga estática es entonces la suma del abatimiento, el nivel estático y la altura de la descarga. Todos los pozos experimentan el fenómeno de abatimiento cuando se bombea agua. Es la distancia que baja el nivel del agua debido a la constante extracción de agua. La Fig. No. 24 muestra estos componentes hidráulicos que conforman la carga estática.

Fig. No. 24: Principales componentes hidráulicos de un sistema de bombeo de agua.

Nivel estático

Abatimiento

Altura de la descarga

Fricción

74

7.1-b Carga dinámica (Fricción)

La carga dinámica, es el incremento en la presión causado por la resistencia al flujo al agua debido a la rugosidad de las tuberías y componentes como codos y válvulas. Esta rugosidad depende del material usado en la fabricación de las tuberías. Los tubos de acero producen una fricción diferente a la de los tubos de plástico PVC de similar tamaño. Además, el diámetro de los tubos influye en la fricción. Mientras más estrechos, mayor resistencia producida.

Para calcular la carga dinámica, es necesario encontrar la distancia que recorre el agua desde el punto en que el agua entra a la bomba hasta el punto de descarga, incluyendo las distancias horizontales, así como el material de la línea de conducción y su diámetro. Con esta información se puede estimar la carga dinámica de varias maneras.

VALOR POR OMISIÓN

La carga dinámica es aproximadamente el 2% de la distancia de recorrido del agua o lo que es equivalente a la longitud total L de la tubería. Por lo general el resultado es una estimación conservadora si se asume que los sistemas de bombeo solar típicos tienen flujos de menos de 1 L/s y las bombas recomendadas se conectan a tuberías de diámetro amplio.

TABLAS DE FRICCIÓN

Existen tablas publicadas por fabricantes que indican el porcentaje de fricción que debe añadirse en base al caudal, diámetro y material de las tuberías. Esta guía incluye en el Apéndice unas tablas de fricción para tuberías de plástico PVC y acero galvanizado. Estas tablas proporcionan un valor más cercano a la fricción verdadera.

FÓRMULA DE MANNING

Este es un método matemático que se puede realizar fácilmente con una calculadora de bolsillo. La fórmula de Manning se expresa así:

HF = κκκκ ×××× L ×××× Q2

donde:

a) HF es el incremento en la presión causada por la fricción y expresada en distancia lineal (m).

b) κκκκ es una constante empírica con unidades de (m3/s)-2.

c) L es la distancia total recorrida por el agua por las tuberías. Su unidad es metros (m).

d) Q es el flujo expresado en metros cúbicos por segundo (m3/s).

La constante κ se obtuvo después de experimentar con varios materiales y tamaños de tuberías. La Tabla No. 11 proporciona estos valores de κ en (m3/s)-2 para tuberías de plástico PVC y acero galvanizado.

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Tabla No. 11.- Valores de la constante κ usado en la fórmula de Manning

DIÁMETRO EN PULGADAS

MATERIAL 0.5 0.75 1 1.5 2

PVC 9,544,491 1,261,034 291,815 31,282 7,236

Galvanizado 19,909,642 2,631,046 608,849 65,263 15,097

7.2 El Ciclo Hidráulico o Energía Hidráulica

Generalmente a la CDT se le conoce como la carga hidráulica de bombeo (H) cuya unidad de medición es el metro (m). Una CDT de 50 m equivale a elevar el agua una distancia del mismo valor, y se dice que el sistema tiene una H = 50 m.

El Ciclo Hidráulico, CH, en un sistema de bombeo definido como el producto de la carga hidráulica (H) con el volumen bombeado en un tiempo dado (generalmente especificado al día para sistemas de bombeo fotovoltaico), puede ser expresado como sigue:

CH = V H

Si el volumen se expresa en litros por día (l), entonces las unidades para CH serán litros por metro, es decir l-m.

Si el volumen se expresa en m3 al día (1 m3 = 1,000 l), entonces las unidades para CH serán m3 por m, lo que da m4.

La relación entre l-m y m4 esta dada por la regla de transformación:

1 m4 = 1,000 l-m

Ya que el ciclo Hidráulico es la cantidad de energía que se requiere para subir un volumen de agua a cierta altura, en contra de la aceleración de la gravedad, entonces la expresión de l-m es un concepto de energía. Si es así, entonces

¿Cuánta energía se requiere para elevar un litro de agua a un metro de altura?. El lector deberá de probar que, si EH es ese trabajo, entonces

EH = 9.8 Joule = (9.8 / 3600) W-h≈ (1/367) W-h

EH se define como la energía hidráulica que se requiere para elevar 1 l de agua a 1 m de altura, por lo que el concepto de l-m tiene el significado de energía. De aquí que la unidad l-m y m4 son unidades de energía hidráulica.

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7.3 El bombeo fotovoltaico

Actualmente hay miles de sistemas de bombeo FV en operación en granjas y ranchos alrededor del mundo. Los sistemas fotovoltaicos pueden satisfacer un amplio rango de necesidades que van desde pequeños hatos (menos de 20 cabezas de ganado) hasta requerimientos moderados de irrigación. Los sistemas de bombeo solar son sencillos, confiables y requieren de poco mantenimiento. Tampoco se requiere combustible. Estas ventajas deben considerarse cuidadosamente cuando se comparen los costos iniciales de un sistema convencional y un sistema de bombeo solar.

Un sistema de bombeo FV es similar a los sistemas convencionales excepto por la fuente de potencia. Un sistema FV típico se muestra en la Fig. No. 25. Los componentes principales que lo constituyen son: un arreglo de módulos FV, un controlador, un motor y una bomba. El arreglo se puede montar en un seguidor pasivo para incrementar el volumen y el tiempo de bombeo. Se pueden emplear motores de corriente alterna (CA) o de corriente continua (CC). Las bombas pueden ser centrífugas o volumétricas. Generalmente el agua se almacena en un tanque.

Fig. No. 25: Esquema de una instalación típica de un sistema FV de bombeo de agua

Controlador

Arreglo FV

Tanque dealmacenamiento

Pozo

Bomba

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7.4 Almacenamiento de energía

Los sistemas FV sin almacenamiento no proveen agua cuando el sol no brilla. Las necesidades de agua para consumo humano y de animales requieren del uso de un tanque de almacenamiento. Se recomienda almacenar el agua para tres días de abasto.

Almacenar agua en tanques es mucho más económico que almacenar energía en baterías. Después de cinco a siete años, las baterías necesitan reemplazarse, mientras que la vida útil de un tanque de almacenamiento bien construido es de varias décadas. El almacenamiento por baterías normalmente se justifica sólo cuando el rendimiento máximo del pozo durante las horas de sol es insuficiente para satisfacer las necesidades diarias de agua y cuando se requiere bombear agua durante la noche. A largo plazo, podría ser más económico perforar otro pozo que añadir almacenamiento por baterías. La introducción de baterías en un sistema de bombeo FV podría reducir su confiabilidad e incrementar sus requerimientos de mantenimiento. En general no se recomienda utilizar baterías en sistemas de bombeo fotovoltaico.

7.5 Equipo de bombeo compatible con sistemas fotovoltaicos

Las bombas comunes disponibles en el mercado han sido desarrolladas pensando en que hay una fuente de potencia constante. Por otro lado, la potencia que producen los módulos FV es directamente proporcional a la disponibilidad de la radiación solar. Es decir, a medida que el sol cambia su posición durante el día, la potencia generada por los módulos varía y en consecuencia la potencia entregada a la bomba. Por esta razón se han creado algunas bombas especiales para la electricidad fotovoltaica las cuales se dividen desde el punto de vista mecánico en centrífugas y volumétricas.

7.5-a Bombas centrífugas

Tienen un impulsor que por medio de la fuerza centrífuga de su alta velocidad arrastran agua por su eje y la expulsan radialmente. Estas bombas pueden ser sumergibles o de superficie y son capaces de bombear el agua a 60 metros o más, dependiendo del número y tipo de impulsores. Están optimizadas para un rango estrecho de cargas dinámicas totales y la salida de agua se incrementa con su velocidad rotacional.

Las bombas de succión superficial (Fig. No. 26) se instalan a nivel del suelo y tienen la ventaja de que se les puede inspeccionar y dar servicio fácilmente. Tienen la limitante de que no trabajan adecuadamente si la profundidad de succión excede los 8 metros.

Hay una gran variedad de bombas centrifugas sumergibles. Algunas de estas bombas tienen el motor acloplado directamente a los impulsores y se sumergen completamente (Fig.

78

No. 27 y 28). Otras, tienen el motor en la superficie mientras que los impulsores se encuentran completamente sumergidos y unidos por una flecha. Generalmente las bombas centrífugas sumergibles tienen varios impulsores y por ello, se les conoce como bombas de paso múltiple.

Fig. No. 26: Bomba centrífuga superficial (SolarRam) y cortes transversal.

Fig. No. 27: Esquema de una bomba centrífuga sumergible.

ImpulsorArmadura

Salida

Entrada

8 metros o menos

Nivel de agua durante el bombeo

Sección frontal Sección lateralInstalación típica

Instalación sumergible típica


Sección de bomba de turbina vertical

Impulsores

Motor eléctrico

Válvula de

bloqueo

Alimenta- ción

Alimenta- ción

ImpulsoresVálvula

de bloqueo

Salida

Motor eléctrico

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Fig. No. 28: Corte transversal de una bomba sumergible de paso múltiple.

Todas las bombas sumergibles están selladas y tiene el aceite de lubricación contenido para evitar contaminación del agua. Otras bombas utilizan el agua misma como lubricante. Estas bombas no deben operarse en seco porque sufren sobrecalentamiento y se queman.

7.5-b Bombas volumétricas

Las bombas volumétricas (Fig. No. 29) o de desplazamiento positivo son adecuadas para el bombeo de bajos caudales y/o donde la profundidad es grande. Algunas de estas bombas usan un cilindro y un pistón para mover paquetes de agua a través de una cámara sellada. Otras utilizan un pistón con diafragmas. Cada ciclo mueve una pequeña cantidad de líquido hacia arriba. El caudal es proporcional al volumen de agua. Esto se traduce a un funcionamiento eficiente en un amplio intervalo de cargas dinámicas. Cuando la radiación solar aumenta también aumenta la velocidad del motor y por lo tanto el flujo de agua bombeada es mayor.

Bombas de cilindro: Las bombas de cilindro han sido muy populares en aplicaciones de bombeo mecánico activadas por el viento, tracción animal o humana. Su principio consiste en que cada vez que el pistón baja, el agua del pozo entra a su cavidad y cuando éste sube, empuja el agua a la superficie. La energía eléctrica requerida para hacerla funcionar se aplica sólo durante una parte del ciclo de bombeo. Las bombas de esta categoría deben estar siempre conectadas a un controlador de corriente para aprovechar al máximo la potencia otorgada por el arreglo fotovoltaico.

Bombas de diafragma: Las bombas de diafragma (Fig. No. 30 y 31) desplazan el agua por medio de diafragmas de un material flexible y resistente. Comúnmente los diafragmas se fabrican de caucho reforzado con materiales sintéticos. En la actualidad, estos materiales son muy resistentes y pueden durar de dos a tres años de funcionamiento continuo antes de requerir reemplazo, dependiendo de la calidad del agua. Los fabricantes de estas bombas producen un juego de diafragmas para reemplazo que pueden adquirirse a un precio razonable. Existen modelos sumergibles y no sumergibles.

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Fig. No. 29: Esquema de una bomba volumétrica de cilindro

Fig. No. 30: Esquema de una bomba de diafragma sumergible.

Fig. No. 31: Bombas de diafragma no sumergible (Shurflo).

Cilindro

Válvula debloqueo

Varilla delpistón

Pistón yválvulade un

sentido

por el vientoInstalación activadapor motor eléctrico

o diesel

Instalación sumergibletípica


Sección de bombade turbina vertical

Impulsores

Motoreléctrico

Válvulade

bloqueo

Alimenta-ción

Alimenta-ción

Impulsores

Válvulade

bloqueo

Salida

Motoreléctrico

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Las bombas de diafragma son económicas. Cuando se instala una bomba de este tipo siempre se debe considerar el gasto que representa el reemplazo de los diafragmas una vez cada dos o tres años. Más aún, muchas de estas bombas tienen un motor de corriente continua con escobillas. Las escobillas también deben cambiarse periódicamente. Los juegos de reemplazo incluyen los diafragmas, escobillas, empaques y sellos. La vida útil de este tipo de bomba es aproximadamente 5 años del uso.

7.6 Selección de la bomba

Como se ha visto, las bombas centrífugas y volumétricas ofrecen diferentes alternativas para diferentes rangos de aplicación. El proceso de selección de la bomba para un proyecto es de suma importancia. Todas las bombas tienen que usar la energía eficientemente ya que en un sistema FV, la energía cuesta dinero. En general, el proyectista debe tener una idea clara de qué tipo de bomba es la más adecuada para su proyecto. Este proceso de selección de la bomba se complica debido a la multitud de marcas y características de cada bomba. Un sólo fabricante puede ofrecer más de 20 modelos de bombas y cada una tiene un rango óptimo de operación.

Las bombas más eficientes son las de desplazamiento positivo de pistón, pero no son recomendables para gastos medianos y grandes a baja carga dinámica total. Por ejemplo, una bomba de palanca puede llegar a tener una eficiencia de más del 40%, mientras que una bomba centrífuga puede tener una eficiencia tan baja como 15%. La Fig. No. 32 indica el tipo de bomba adecuada que se recomienda en general según la carga dinámica total del sistema de bombeo. La Tabla No. 12 presenta las ventajas y desventajas de las diferentes bombas utilizadas en el bombeo FV.

Fig. No. 32: Zonas de traslape entre carga hidráulica y volumen donde se aplica los diferentes tipos de bombas solares.

200

100

50

20

10

5

2

20010050201052 400

Desplazamiento Positivo de pistón

Centrífuga sumergible de multipaso

Centrífugas de succión superficial y flotantes

Diafragma

Manual

0

Volumen bombeado (m /día)3

82

Tabla No. 12.- Principales características de las bombas fotovoltaicas Bombas

Fotovoltaicas Características y Ventajas Desventajas

Centrífugas sumergibles

Comúnmente disponibles. Pueden tolerar pequeñas cantidades de arena. Pueden utilizan el agua como lubricante. Cuentan con motores de CC de velocidad variable o CA. Manejan flujos altos. Operan a cargas dinámicas grandes. Tienen un diseño modular que permite obtener más agua al agregar más módulos fotovoltaicos.

Tienen un rango de eficiencia estrecho con respecto a la CDT. Se dañan si trabajan en seco. Deben extraerse para darles mantenimiento. Sufren desgaste acelerado cuando se instalan en fuentes corrosivas.

Centrífugas de succión superficial

Comúnmente disponibles. Pueden tolerar pequeñas cantidades de arena. Son de fácil operación y mantenimiento por ser superficiales. Cuentan con motores de CC de velocidad variable o CA. Manejan flujos altos. Manejan cargas dinámicas altas, aunque no son capaces de succionar más de 8 metros.

Tienen un rango de eficiencia estrecho con respecto a la CDT. Sufren desgaste acelerado cuando se instalan en fuentes corrosivas. Pueden dañarse por el congelamiento en climas fríos.

Desplazamiento positivo de pistón

Soportan cargas dinámicas muy grandes. La producción puede variarse ajustando la carrera del pistón.

Requieren de reemplazo regular de sellos del pistón. No toleran arenas o sedimentos. La eficiencia se reduce a medida que el pistón pierde la capacidad de sellar el cilindro. Debe extraerse el pistón y el cilindro del pozo para reparar los sellos . No dan grandes flujos.

Diafragma

Operan a cargas menores de 40 metros. Son muy económicas.

No toleran arenas o sedimentos. No trabajan a cargas dinámicas profundas. Bajos flujos.

7.7 Tipos de motores

La selección de un motor depende de la eficiencia, disponibilidad, confiabilidad y costos. Comúnmente se usan dos tipos de motores en aplicaciones FV: De CC (de imán permanente y de bobina) y de corriente alterna CA. Debido a que los arreglos FV proporcionan potencia en CC, los motores de CC pueden conectarse directamente, mientras que los motores de CA deben incorporar un inversor CC-CA. Los requerimientos de potencia en watts pueden usarse como una

83

guía general para la selección del motor. Los motores de CC de imán permanente, aunque requieren reemplazo periódico de las escobillas, son sencillos y eficientes para cargas pequeñas. Los motores de CC de campos bobinados (sin escobillas) se utilizan en aplicaciones de mayor capacidad y requieren de poco mantenimiento. Aunque son motores sin escobillas, el mecanismo electrónico que sustituye a las escobillas puede significar un gasto adicional y un riesgo de descompostura.

Los motores de CA son más adecuados para cargas grandes en el rango de diez o más caballos de fuerza. Éstos son más baratos que los motores CC, pero requieren de un inversor CC-CA, que se agrega a los gastos iniciales y gastos potenciales de mantenimiento. Los sistemas de CA son ligeramente menos eficientes que los sistemas CC debido a las pérdidas de conversión. Los motores de CA pueden funcionar por muchos años con menos mantenimiento que los motores CC.

7.8 Acondicionador de energía

Los acondicionadores de energía son dispositivos electrónicos que pueden mejorar del 10 al 15% el rendimiento de un sistema de bombeo solar. Su aplicación está justificada cuando se requiere que la bomba opere más tiempo al día, o bien, en zonas con niveles de agua y/o condiciones atmosféricas fluctuantes, o bien, cuando la bomba a usar está acoplada a un motor de corriente alterna.

Desde el punto de vista de operación un acondicionador de energía para un sistema de bombeo fotovoltaico puede ser cualquiera de los siguientes dispositivos electrónicos: un convertidor CD-CD llamado seguidor de máxima potencia (LCB: Linear Current Booster), un centro de control en CD formado por un LCB, sensores de nivel y terminales de conexión, y/o un centro de control formado por un inversor CD-CA acoplado a un LCB con sensores de nivel para control de bombeo y terminales de conexión. En todos los casos el acondicionador de energía consumen del 4 al 7% de la potencia del arreglo. Es común que las bombas FV se vendan junto con el acondicionador de energía apropiado para operarlas eficientemente.

84

7.9 Dimensionamiento para bombeo fotovoltaicoA

Antes de iniciar el dimensionamiento de un sistema de bombeo activado con energía solar, es necesario contar con información básica que puede obtenerse directamente en el lugar de la obra. Se necesita conocer la demanda diaria de agua en el mes más crítico del año, llamado "mes de diseño," y las características físicas del pozo o la noria. La Fig. No. 33 muestra estas características físicas.

Fig No. 33: Características físicas de un pozo

Con los datos a la mano, las siguientes tres hojas de cálculo ayudarán a determinar el tamaño y configuración del arreglo fotovoltaico. Aunque este procedimiento puede ser diferente al empleado por un profesional, servirá para asegurarse que una oferta técnica presentada por un vendedor sea factible.

Las siguientes tres hojas de cálculo contienen casillas que deben llenarse en el orden en que se presentan y tienen el siguiente formato:

A Adaptado de la Guía de Bombeo Fotovoltaico editada por el SWTDI-NMSU/Sandia National Laboratories

Nivel estático

Abatimiento

Altura de la descarga

Fricción

85

37

17

Voltaje nominal

del sistema (V)

X 120

Número de casilla

Información se obtiene de esta casilla

Operación aritmética a realizar

Descripción del valor por encontrar con sus unidades

Valor calculado o procedente de la otra casilla

INSTRUCCIONES PARA LLENAR LAS HOJAS DE CÁLCULO

Escriba el nombre y localización del proyecto en la sección de NOTAS DEL PROYECTO. Así mismo anote la fecha y el nombre del proyectista.

1. Volumen de agua necesario (l/día): Anote el requerimiento de agua diario para satisfacer la necesidad del usuario en la casilla 1. Escoja el mes del año que requiera el mayor caudal de bombeo. Tabla 5 ayuda en la selección del mes. Anote la demanda diaria y divídala entre la insolación en horas Solares pico para obtener el caudal. Los valores de insolación podrán encontrarse en el Apéndice. Utilize datos del lugar geográfico más cercano al sitio del proyecto.

Tabla 1. Cálculo del mes crítico Mes Demanda Diaria

(l/día) Insolación

(h-pico/día) Caudal

(l/h) Enero 8,000 ÷ 5.8 = 1,379

Febrero 8,000 ÷ 6.4 = 1,250

Marzo 10,000 ÷ 6.8 = 1,471

Abril 10,000 ÷ 6.9 = 1,449

Mayo 10,000 ÷ 6.9 = 1,449

Junio* 12,500 ÷ 6.4 = 1,953

Julio* 12,500 ÷ 6.4 = 1,953

Agosto 12,500 ÷ 6.5 = 1,923

Septiembre 12,500 ÷ 6.8 = 1,838

Octubre 10,000 ÷ 6.8 = 1,471

Noviembre 10,000 ÷ 6.0 = 1,667

Diciembre 8,000 ÷ 5.2 = 1,538

*mes critico

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2. Insolación del sitio (kWh/día): De la tabla anterior, anote en la casilla 2 el valor de insolación en horas pico por día correspondiente al mes crítico de bombeo.

3. Régimen de bombeo (l/h): Calcule este valor con la información anterior y anótelo en la casilla 3. Este valor no debe sobrepasar la capacidad de recarga del pozo. Si este es el caso, considere reducir la demanda diaria.

4. Nivel estático (m): La distancia vertical medida desde el nivel del suelo hasta el nivel del agua cuando no hay una bomba operando. Su valor anótelo en la casilla 4.

5. Abatimiento (m): La distancia vertical medida desde el nivel estático al nivel del agua cuando opera una bomba. Anote su valor en la casilla 5. Con frecuencia este valor se obtiene de pruebas realizadas durante un aforo.

6. Altura de descarga (m): Distancia vertical medida desde el nivel del suelo hasta el punto donde el agua es descargada. Anote su valor en la casilla 6. Se asume que el agua no se descarga en un depósito presurizado.

7. Carga estática (m): Calcule la distancia vertical del recorrido del agua desde el abatimiento hasta la altura de descarga. Anote su valor en la casilla 7.

8. Recorrido adicional de tubería (m): Este es el resto de la tubería (distancias horizontales y componentes inclinados) no incluída en el cálculo de carga estática. Anote su valor en la casilla 8

9. Longitud total de la tubería (m): Es el recorrido total del agua, a través de la tubería desde el nivel de abatimiento hasta el depósito. Anote su valor en la casilla 9.

10. Factor de fricción (decimal): Esta es la presión causada por la fricción del agua al pasar por las tuberías. Puede calcularse de varias maneras como se explica en esta guía. Si no cuenta con suficiente información, utilice el valor por omisión de 2% del largo total de la tuberia, expresado como 0.02 en esta casilla.

11. Carga por fricción (m): Calculela a partir de las casillas 9 y 10

12. Carga estática (m): Anote el mismo valor obtenido en al casilla 7.

13. Carga dinámica total (m): Calcule esta carga expresada en metros, que es la suma de la carga causada por la fricción (casilla 11) y la carga estática (casilla 7 ó 12).

Con la información obtenida hasta la casilla 13, es posible seleccionar la bomba adecuada. Consulte la literatura proporcionada por el (los) fabricante(s). Llene las casillas contenidas en el bloque "Información de la bomba y motor" y continúe en la casilla 14.

14. Volumen de agua necesario (l/día): Anote el valor de la casilla 1.

15. Carga dinámica total (m): Anote el valor obtenido en la casilla 13.

16. Factor de conversión: Debido a que un litro de agua pesa aproximadamente un kilogramo, el factor 367 l-m/Wh se usa para calcular la energía en (wats – hora) necesaria para levantar un litro de agua una distancia de un metro.

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17. Energía hidráulica (Wh/día): Calcule la energía necesaria para elevar el agua (casillas 14, 15 y 16).

18. Factor de rendimiento del subsistema de bombeo (decimal): Esto es la eficiencia media de la bomba dada como la energía eléctrica suministrada transformada en energía hidráulica. Los rendimientos diarios varían con la altura dinámica total, la insolación solar y el tipo de bomba. Busque esta información en publicaciones del fabricante. Si no dispone de esta información, use los valores por omisión presentados a continuación.

Tabla: Valores por omisión de eficiencias de sistemas de bombeo

Carga dinámica total

(metros)

Tipo de sistema de bombeo Eficiencia (%)

5 Centrífuga de superficie 25

20 Centrífuga de superficie 15

20 Centrífuga sumergible 25

20 a100 Centrífuga de paso múltiple 35

0 hasta 100 Desplazamiento positivo 35

más de 100 Desplazamiento positivo (de palanca)

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19. Energía del arreglo FV (Wh/día): Calcule la energía necesaria para la operación de este sistema a partir de las casillas 17 y 18.

20. Voltaje nominal del sistema (V): Anote el voltaje a que debe funcionar el sistema durante el día. Este es el voltaje de admisión en el controlador ó inversor ó voltaje de operación de la bomba (acoplamiento directo).

21. Carga eléctrica (Ah/día): Calcule la producción del arreglo fotovoltaico expresado en Ampere-horas / día a partir de las casillas 19 y 20. Anótelo en la casilla 21.

22. Carga eléctrica (Ah/día): Anote el valor de la casilla 21.

23. Factor de rendimiento del conductor (decimal): Los conductores eléctricos bien seleccionados tienen una eficiencia aproximada de 95% en los sistemas de bombeo solar.

24. Carga eléctrica corregida (Ah/día): Carga eléctrica requerida considerando las pérdidas de la casilla 23.

25. Insolación (kWh/día): Anote el valor de la casilla 2.

26. Corriente del proyecto (A): Calcule la corriente necesaria para satisfacer la carga del sistema del mes de diseño. Use casillas 24 y 25.

27. Corriente del proyecto (A): Anote el valor de la casilla 26.

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28. Factor de reducción del módulo (decimal): Los módulos fotovoltaicos pierden eficiencia debido a las condiciones de trabajo en el campo. Esto se debe del efecto de temperatura, degradación con el tiempo, polvo en la superficie, cargas desiguales y algunas condiciones más. Suponga un 90% de eficiencia en módulos cristalinos y 70% en módulos amorfos.

29. Corriente ajustada del proyecto (A): Calcule la corriente mínima del arreglo necesaria para activar el sistema de bombeo.

Seleccione un módulo fotovoltaico y anote sus características físicas en las casillas del bloque "Información del módulo fotovoltaico" Continúe en la casilla 28.

30. Corriente Ip del módulo (A): Anote la corriente a máxima potencia Ip proporcionada por el fabricante del módulo fotovoltaico. NOTA: Seleccione un módulo fotovoltaico cuya Ip sea un múltiplo aproximado de la corriente requerida, y anote las especificaciones en las casillas contenidas en Información del Módulo Fotovoltaico.

31. Paneles en paralelo: Este cálculo proporciona el número de paneles que irán conectados en paralelo. Muy importante: Si el valor encontrado no es un número entero, anote el número entero inmediatamente mayor. Otra opción es buscar un módulo con diferente Ip y repetir el proceso desde la casilla 28.

32. Voltaje nominal del sistema (V): Anote el valor de la casilla 20.

33. Voltaje Vp del módulo (V): Encuentre el voltaje de máxima potencia Vp del módulo de la información proporcionada por el fabricante, cuando el módulo está caliente (55ºC a 60ºC). Un valor por omisión aceptable es de 15 volt para módulos de 33-36 celdas.

34. Módulos en serie: Calcule el número de módulos conectados en serie necesarios para producir la tensión del sistema. Muy importante: Si el valor encontrado no es un número entero, anote el número entero inmediatamente superior.

35. Paneles en paralelo: Anote el valor de la casilla 31.

36. Total de módulos: Calcule el número total de módulos en el arreglo. Es el producto del número de paneles en paralelo por el número de módulos en serie. Asegúrese de que sea un entero múltiplo del número de paneles en paralelo.

37. Corriente Imp del módulo (A): Anote el valor de la casilla 30.

38. Voltaje Vmp del módulo (V): Anote el voltaje para máxima potencia cuando el módulo está a 25ºC. Dato que lo especifica el fabricante.

39. Tamaño del Arreglo Fotovoltaico (W): Calcule la potencia usando los datos de las casillas 36, 37 y 38.

40. Paneles en paralelo. Anote el valor de la casilla 31.

41. Corriente Ip del módulo (A) : Anote el valor la casilla 30.

42. Voltaje nominal del sistema (V): Anote el valor de la casilla 20.

43. Factor de rendimiento del sistema (decimal): Anote el valor de la casilla 18.

44. Factor de conversión: Mismo valor de la casilla 16.

45. Insolación del sitio (horas-pico/día): Anote el valor de la casilla 2.

46. Factor de reducción del módulo (decimal): Anote el número en la casilla 28.

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47. Carga dinámica total (m): Anote el número de la casilla 13.

48. Agua Bombeada (l/día): Calcule la cantidad de agua a ser bombeada por día a partir de las casillas 40 a la 47.

49. Agua Bombeada (l/día): Anote el valor de la casilla 48.

50. Insolación del sitio (horas-pico/día): Anote el valor de la casilla 2.

51. Régimen de bombeo (l/h): Calcule el régimen de bombeo de agua y compárelo con la capacidad de la fuente de la casilla 1 y con el valor obtenido para el mes crítico de bombeo.

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Proyecto SANTA ROSA Contacto

Persona a cargo Fecha

HOJA DE CALCULOS 1 BOMBEO DE AGUA CALCULO DE LA CARGA DEL BOMBEO DE AGUA.

Los textos y valores en rojo pueden cambiarse. Las casillas de color verde 1 Volumen de 2 3son necesarias para realizar todos los cálculos. agua necesaria Insolación del Régimen deEl volumen de agua es en litros. Las cargas se dan en metros. por día sitio bombeoUn mensaje de advertencia aparecerá si se ingresan valores incorrectos. (l/día) (h-pico/día) (l/h)

12,500 / 6.4 = 1953

4 5 6 7 8 Recorrido 9 Recorrido 10 11 12 13 Nivel Abatimiento Altura de Carga adicional total Factor de Carga Carga Carga estático descarga estática de tubería de tubería fricción por fricción estática dinámica total (m) (m) (m) (m) (m) (m) (decimal) (m) 7 (m) (m)

25 + 4 + 9.2 = 38.2 + 1.8 = 40 X 0.02 = 0.8 + 40 = 40.80

INFORMACION DE LA BOMBA Y MOTORAhora es posible seleccionar una bomba de aguade acuerdo a las necesidades y especificaciones Marca Grundfosdel fabricante. Consulte la información técnica Modelo SP3A-10proporcionada por el fabricante de bombas de agua Tipo de bomba Centrífuga Sumergibley llene las casillas de la derecha antes de continuar Tipo de motor Trifásicoen la casilla 11. Voltaje de operación (c.a/c.c.) 120

Eficiencia de la bomba 0.35

14 Volumen de 15 Carga 16 17 18 Eficiencia 19 20 Voltaje 21 agua necesario dinámica Factor Energía de la Energía del nominal del Carga por día total conversión Hidraúlica bomba arreglo FV sistema eléctrica1 (l/día) 13 (m) (Wh/día) (decimal) (Wh/día) (V) (Ah/día)

12,500 X 40.80 / 367 = 1389.65 / 0.35 = 3970.42 / 120 = 33.09

22 23 Factor de 24 Carga 25 26 CorrienteCarga rendimiento eléctrica Insolación del

eléctrica del conductor corregida del sitio proyecto21 (Ah/día) (decimal) (Ah/día) 2 (h-pico/día) (A)

33.09 / 0.95 = 34.83 / 6.4 = 5.44

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HOJA DE CALCULOS 2BOMBEO DE AGUA DIMENSIONAMIENTO DEL ARREGLO

FOTOVOLTAICO INFORMACION DEL

Ahora es el momento de seleccionar el modelode

MODULO FOTOVOLTAICOmódulo fotovoltaico que se usará en elarreglo.

Marca y modeloRepita este proceso hasta encontrar el menornúmero

SOLAREX VLX-53posible de módulos que satisfagan lasnecesidades

Tipodel sistema de bombeo. Policristalino

Vmp 17.2 Voc .15 21.3

Imp Isc3.08 3.4

27 Corriente 28 Factor de 29 Corriente 30 Corriente 31 Panelesdel reducción ajustada Imp en

Proyecto del módulo del proyecto del módulo paralelo26 (A) (decimal) (A) (A) (núm. entero)

5.44 / 0.95 = 5.73 / 3.08 = 2

32 Voltaje 33 Voltaje 34 Módulos 35 Paneles 36 Total 37 Corriente 38 Voltaje 39 Tamaño delnominal Vp en en de Imp Vmp arreglo

del sistema del módulo serie paralelo Módulos del módulo del módulo fotovoltaico20 (V) (V) 31 30 (A) 33 (V) (W)

120 / 15.0 = 8 X 2 = 16 X 3.08 X 17.2 = 848

HOJA DE CALCULOS 3 BOMBEO DE AGUA AGUA BOMBEADA Y REGIMEN DE

BOMBEO.40 41 Coriente 42 Voltaje 43 Factor de 44 45 46 Factor de 47 Carga 48

Paneles Imp Nominal rendimiento Factor de Insolación reducción dinámica Aguaen paralelo del módulo del sistema del sistema conversión del sito del módulo total Bombeada

31 30 (A) 20 (V) 18 (decimal) 16 2 (h-pico/día) 28 (decimal) 13 (m) ( l/día)2 X 3.08 X 120 X 0.35 X 367 X 6.4 X 0.95 / 40.80 = 14,149

49 50 51Compare el régimen de bombeo (l/h) de la casilla 51 con la capacidadde

Agua Insolación Régimende la fuente de agua. Si el régimen de bombeo es mayor que lacapacidad

Bombeada del sitio de bombeode batería o bien amplíe la fuente de agua. Esta es una decisión que sebasa

48 (l/día) 2 (h-pico/día) (l/h)en el aspecto económico. 14,149 / 6.4 = 2,211

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El ejemplo ilustrativo muestra que el arreglo necesario consta de 16 módulos de 53 Watts-pico, conectados 8 en serie para formar un panel y 2 estructuras de éstas conectadas en paralelo, dando una potencia nominal de 848 Watts-pico. En el dimensionamiento pudo seleccionarse otro módulo o bomba.

Después de llenar la casilla 10, se encontró que la carga dinámica total se aproximaba a los 40 metros. Esta información se utilizó para seleccionar la bomba. Todos los fabricantes publican tablas y gráficas que ayudan en la selección de la bomba adecuada. Algunos de ellos incluyen recomendaciones del tamaño aproximado del arreglo fotovoltaico necesario. Debe tomarse en cuenta que los fabricantes pueden utilizar unidades diferentes

Por otra parte, el mismo fabricante publica unas gráficas de rendimiento que relaciona el volumen de agua diario, la carga dinámica total, la insolación y el tamaño del arreglo fotovoltaico. Estas gráficas, conocidas como curvas de rendimiento, son de utilidad para comprobar el dimensionamiento realizado con las hojas de cálculo. Las curvas de rendimiento de la bomba SP3A-10 se incluye como referencia en la Fig. No. 34.

Fig. No. 34: Curva de rendimiento (ejemplo para Grundfos SP 3A-10)

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CONCLUSIONES

La tecnología actual de celdas solares disponibles comercialmente esta basada en el material silicio. La celda solar de silicio cristalino formada por la unión íntima del tipo P-N genera un voltaje a circuito abierto del orden de 0.6 V, y una densidad de corriente a corto circuito del orden de 40 mA/cm2. La potencia máxima que se genera bajo condiciones STC es del orden de 1.4 W para celdas de 100 cm2 de área.

Para incrementar la potencia de generación las celdas se interconectan en asociaciones tipo serie, y la estructura así formada se llama módulo fotovoltaico.

Un módulo fotovoltaico esta construido por la asociación de celdas idénticas conectadas en serie, encapsuladas al vacío, entre un par de polímeros soportados por un vidrio templado, el que posteriormente es colocado en una estructura rígida metálica, usualmente de aluminio anodizado, que garantiza la rigidez, maniobralidad, impermeabilidad, y larga duración del módulo.

Las sombras ocasionales o permanentes que se proyectan sobre celdas ó incluso suciedad pegada en la superficie de un módulo ó módulos, son causantes de desacoplamientos y desbalances eléctricos que ocasionan la formación de los puntos calientes. Por ésta razón, se deben de exigir que todos los módulos que formen una asociación en serie, como es el caso generalmente en los sistemas de bombeo, deben tener diodos de paso por cada módulo en serie. Si la potencia requerida por la carga implica la formación de paneles en paralelo, es necesario la inclusión de diodos de bloqueo, los cuales los debe de proveer el instalador o vendedor. Estos diodos debe tener la capacidad de conducir la máxima corriente a corto circuito, y soportar un voltaje en polarización inversa igual al voltaje a circuito abierto del arreglo.

Se estableció que el número de celdas óptimas para la formación de un módulo debe ser mayor de 30 celdas. La mayoría de fabricantes de módulos fotovoltaicos los hacen con 36 celdas para disponer del voltaje necesario para cargar acumuladores de plomo-ácido de 12 volt nominales. Estos módulos tienen un VCA alrededor de 21 V CD, con voltajes alrededor de 17 volt en el punto de máxima potencia. Este tipo de módulos genera un voltaje en el punto de máxima potencia cercano a 15 volt cuando esta bajo condiciones de operación, a temperaturas de trabajo del orden de 50º C, típico valor para zonas cálidas.

Se determinó que la manera de incrementar la potencia para un arreglo es por medio de la conexión de módulos en serie y en paralelo. La conexión en serie incrementa el voltaje de salida, mientras que la conexión en paralelo incrementa la corriente. En ambos casos el proyectista, vendedor e instalador se debe de asegurar que todos los módulos participando en la asociación deben ser idénticos, es decir, tener las mismas características eléctricas.

La energía generada por un arreglo fotovoltaico depende del Recurso Solar así como de factores geométricos involucrados con la orientación e inclinación. Usando la información vertida respecto del recurso Solar y Geometría Solar, se ha establecido que para arreglos montados en estructuras fijas, la máxima generación de electricidad producida anualmente corresponde a un arreglo orientado hacia el Sur con un ángulo de inclinación igual al valor de la latitud del lugar. Una disminución de 15º en dicho ángulo maximiza la generación en el Verano; mientras que un aumento de 15º, maximiza la producción en el Invierno.

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El tamaño del arreglo FV se calcula a partir de primeros principios que se formulan en un balance energético. Este criterio estable que la energía a producir debe ser igual a la energía a consumir. Con ésta idea, se generan una serie de relaciones algebraicas entre las variables del proyecto. La aplicación de éstas no requiere mayor conocimiento más que el manejo aritmético de nivel medio superior. La metodología debe seguirse paso por paso para llegar a la solución buscada.

Recuerde que se trata de hacer “un traje a la medida” del proyecto, así que no se debe de sobredimensionar el tamaño del arreglo FV.

Con respecto a los sistemas de bombeo fotovoltaico se tiene que para que sean una solución viable y sustentable en aplicaciones de poblaciones remotas, la intervención de la tecnología debe estar acompañada de una estructura institucional adecuada y manejable.

Las lecciones más importantes que se han aprendido de las experiencias exitosas con la energía renovable han sido:

• El apoyo local de la comunidad y su capacitación es crucial.

• Para todos los proyectos con energía renovable es necesaria una planeación a largo plazo.

• Las responsabilidades y propiedad de los sistemas deben establecerse tempranamente.

• Para la supervivencia a largo plazo del sistema, el mantenimiento es crítico.

• Las organizaciones ejecutoras de proyectos deben luchar para trabajar con la industria para realizar instalaciones, fortaleciendo así a la industria local a la vez que se desarrolla una infraestructura para el mantenimiento de los sistemas.

Deben incluirse acciones para dar mantenimiento preventivo durante la planeación del proyecto desde el inicio mismo. Las actividades de mantenimiento con frecuencia pueden pagarse con los ingresos generados de los usuarios locales. Sin embargo, la falta de atención a los aspectos institucionales con frecuencia lleva a un inadecuado mantenimiento del sistema y causa una eventual degradación del sistema hasta que llega a fallar por completo.

Para evitar descomposturas, los sistemas de bombeo de agua con energía renovable deben ser de un tamaño realista y deben contar con controles institucionales adecuados desde su concepción. Los planificadores deben anticipar el crecimiento del consumo del agua, incluir una estructura tarifaria realista para el consumo de agua y medios para satisfacer las necesidades futuras de mantenimiento. Sólo así los sistemas de bombeo de agua con energía renovable podrán dar un servicio confiable y duradero a los usuarios. El bombeo de agua con energía solar es una de las más antiguas y sencillas aplicaciones de la tecnología, con una adecuada atención a los aspectos institucionales, estos sistemas podrían dar muchos años de servicio confiable.

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EPILOGO

La tecnología FV para generar potencia eléctrica se ha convertido en la mejor alternativa para producir electricidad debido a todas las bondades que presenta. El éxito de su uso puede enfatizarse debido a lo siguiente: no hay partes móviles, infiriendo bajo mantenimiento y cero contaminación sónica; no hay consumo de combustibles, infiriendo nula contaminación ambiental y disminución de gastos a futuro por ese concepto; fácil manejo, infiriendo alta probabilidad de adopción y aceptación; larga duración indicado por una garantía de fabricación de 20 años ó más; es modular por lo que los sistemas presentan el más alto rendimiento comparado con cualquier otro sistema de generación de energía.

La tendencia observada en los últimos 10 años, derivada del proceso de investigación y desarrollo tecnológico, con respecto a la eficiencia de conversión en celdas solares de silicio cristalino indican que en los próximos 10 años, no se observará un incremento sustancial en dicho parámetro tanto en celdas experimentales así como en el producto comercial, debido a que se ha alcanzado el valor teórico para dicho material. Se espera tener celdas comerciales con eficiencias alrededor del 20%. Y dado que la eficiencia de conversión de las celdas solares basadas en película delgada de materiales semiconductores microcristalinos y amorfos sigue limitada debido a los procesos de recombinación que disminuye la corriente generada, no se esperan cambios drásticos o aumentos grandes de los actuales que reduzcan la supremacía del silicio cristalino en los próximos 10 años. Así que las celdas solares de silicio cristalino seguirán dominando el mercado de la tecnología FV con costos competitivos a aquellos de las celdas en película delgada.

Se espera que en los próximos 10 años, la tecnología de concentración para celdas de silicio sea igual de popular como lo es la tecnología FV sin concentración. Se espera que las compañías suministradoras del servicio eléctrico tengan en operación plantas demostrativas mayores de 100.0 kW dando el servicio público y los costos de generación sea equivalentes a los de la electricidad convencional.

Si la demanda de la tecnología FV sigue incrementándose en los países del primer mundo debido al fortalecimiento de programas gubernamentales que fomentan su uso, como es el caso de Japón, España, USA y Alemania, donde el costo de la electricidad generada por sistemas FV’s es casi competitivo con la red convencional, en la próxima década es posible que la electricidad fotovoltaica sea competitiva con la electricidad convencional en muchas partes del mundo derivado de un incremento en la demanda de tecnología.

Por otra parte, la curva de experiencia Costo vs Venta de Tecnología, analizada por varios especialistas indican que, si el mercado de la tecnología FV crece a una tasa del 35% anual, se puede proyectar que en el 2020 se estén comercializando módulos fotovoltaicos a un costo de usd$1.00 por Watt pico, dando un precio para la energía de usd$0.03 por kW-hr.

La demanda a corto plazo de la tecnología FV en nuestro país, derivada de su popularidad a nivel mundial como consecuencia de su simplicidad, seguridad, larga duración y bajo mantenimiento, así como de la conciencia ambientalista, se verá incrementada exigiendo de los proveedores del servicio público, servicios de interconexión a la red. Esto da la pauta para que las compañías suministradoras

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de la electricidad elaboren planes de capacitación para preparar a su personal técnico y directivo para enfrentar los requerimientos de servicios en un futuro cercano.

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Sistema Sf V

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