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Proyecto Fin de Carrera HERRAMIENTA PARA EL ESTUDIO DE LA EFICIENCIA EN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA Autor Javier Saumell Ocáriz Directores José Luis Bernal Agustín Rodolfo Dufo López Escuela de Ingeniería y Arquitectura Zaragoza, Noviembre de 2011 HERRAMIENTA PARA EL ESTUDIO DE LA EFICIENCIA EN LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA RESUMEN El principal objetivo de este proyecto es valorar de modo efectivo la influencia de cada uno de lo factores que afectan a la eficiencia de una instalación fotovoltaica conectada a la red, para poder realizar previsiones acertadas de la producción. Para ello se ha revisado la teoría existente sobre cada elemento reductor de eficiencia, y se ha desarrollado una herramienta informática de cálculo de producción, eficiencia y pérdidas. En este programa pueden introducirse todos los parámetros de una instalación, y a partir de ellos calcula la producción, eficiencia, y pérdidas por concepto de cada factor. Tiene también un apartado económico para valorar la rentabilidad del conjunto. Con la herramienta se han estudiado varios casos de instalaciones fotovoltaicas, valorando la influencia de los factores más importantes en la eficiencia. En uno de los casos ha podido comparase la producción y eficiencia real con las dadas por el programa, obteniendo resultados satisfactorios. Agradecimientos Quiero dar las gracias en primer lugar a mi director de proyecto, José Luis Bernal, por su atención sobre todo en los momentos de atasco, y sus consejos sobre cómo orientar el trabajo. Agradezco también su ayuda al codirector Rodolfo Dufo, especialmente el cursillo express de Borland que me ha ahorrado muchísimos quebraderos de cabeza, y a Ismael Aso, del Centro Nacional del Hidrógeno, cuyos datos me han ayudado a validar los resultados del programa. Por otro lado, agradezco a mi familia y amigos el apoyo y ánimo que me han dado durante el transcurso de todo el trabajo. I TABLA DE CONTENIDOS 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 1 1.1 MOTIVACIÓN ..................................................................................................................................... 1 1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE .................................................................................................................... 2 1.3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS ............................................................................................................ 3 1.4 ORGANIZACIÓN DE LA MEMORIA..................................................................................................... 3 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ............................................................................................................. 5 2.1 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................................................... 5 2.2 TEMPERATURA .................................................................................................................................. 5 2.3 ÁNGULOS ........................................................................................................................................... 7 2.4 MATERIALES DE LOS PANELES ....................................................................................................... 10 2.5 POLVO Y SUCIEDAD ......................................................................................................................... 12 2.6 EFECTO DE LAS SOMBRAS ............................................................................................................... 13 2.7 PÉRDIDAS ÓHMICAS ....................................................................................................................... 13 2.8 PÉRDIDAS POR DESAJUSTE ............................................................................................................. 14 2.9 PÉRDIDAS POR BAJA IRRADIACIÓN ................................................................................................ 15 2.10 PÉRDIDAS POR DEGRADACIÓN ..................................................................................................... 15 3. HERRAMIENTA DESARROLLADA ............................................................................................... 16 3.1 LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................... 16 3.2 TEMPERATURA ................................................................................................................................ 17 3.3 ÁNGULOS ......................................................................................................................................... 17 3.4 MATERIALES ................................................................................................................................... 18 3.5 POLVO Y SUCIEDAD ......................................................................................................................... 19 3.6 SOMBRAS ......................................................................................................................................... 19 3.7 PÉRDIDAS ÓHMICAS ....................................................................................................................... 20 3.8 DESAJUSTE Y BAJA IRRADIACIÓN .................................................................................................. 21 3.9 DEGRADACIÓN ................................................................................................................................ 21 3.10 ELEMENTOS ADICIONALES ........................................................................................................... 21 3.11 CÁLCULO DE RESULTADOS ........................................................................................................... 22 4. CASOS DE ESTUDIO ......................................................................................................................... 23 4.1 PLANTA DE 105 KWP EN LARRÉS ................................................................................................... 23 4.2 PLANTA DE 19 KWP EN MURCIA .................................................................................................... 24 4.3 PLANTA DE 19 KWP EN PARÍS ......................................................................................................... 28 4.4 PLANTA DE 95 KWP EN ZARAGOZA ................................................................................................ 30 5. CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 33 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................................................ 35 II APÉNDICES ............................................................................................................................................. 36 A.1 MANUAL DE USUARIO .................................................................................................................... 37 A.1.1 Consideraciones Generales .................................................................................................... 37 A.1.2 Pantalla de Bienvenida y Barra de Menús ............................................................................ 38 A.1.3 Panel de pestañas ................................................................................................................... 39 A.1.4 Panel de Situación geográfica ............................................................................................... 39 A.1.5 Panel de Propiedades de los paneles ...................................................................................... 40 A.1.6 Panel de Limpieza y Sombreado ............................................................................................ 41 A.1.7 Panel de Temperatura y Baja Irradiación ............................................................................. 42 A.1.8 Panel de Cableado .................................................................................................................. 43 A.1.9 Panel de Datos Económicos ................................................................................................... 44 A.1.10 Panel de Producción Global ................................................................................................ 45 A.1.11 Panel de Pérdidas Globales .................................................................................................. 47 A.2 GUÍA DEL PROGRAMADOR ............................................................................................................. 49 A.2.1 Funciones utilizadas ............................................................................................................... 49 A.2.2 Variables del programa .......................................................................................................... 50 A.3 HOJAS DE CARACTERÍSTICAS ........................................................................................................ 54 1 1. INTRODUCCIÓN En este primer apartado se explican de manera breve las principales pautas de este proyecto. En primer lugar se explica cuál ha sido la motivación para acometerlo; se citan a continuación los objetivos que se han establecido; por último, se describe el orden seguido por los apartados de la memoria. 1.1 Motivación Con el declive de las energías procedentes de derivados del petróleo, debido al progresivo agotamiento de estas fuentes, las conocidas como energías renovables han adquirido especial relieve. Los principales motivos son su disponibilidad, en principio ilimitada, y su limpieza, ya que no emiten sustancias contaminantes a la atmósfera. Dentro de este grupo, destaca como fuente de energía el Sol, cuya radiación puede utilizarse para generar electricidad directamente, por medio del efecto fotoeléctrico. De este modo, nuestras necesidades energéticas quedarían totalmente cubiertas ya que la radiación procedente del Sol es muy superior. Sin embargo, las eficiencias de conversión de la radiación solar en energía eléctrica son a día de hoy muy bajas, debido a la utilización de placas fabricadas con un solo material, normalmente silicio, que tiene un ancho de banda limitado y por ello sólo es capaz de transformar una parte de la radiación solar. Además, los costes de fabricación son elevados, y por ello es complicado introducir nuevos materiales con un ancho de banda mayor, o utilizar varias capas de distintos materiales, ya que de ese modo se encarecería aún más el producto. A los problemas mencionados hay que añadir la dificultad de realizar una predicción aproximada de la producción de energía que se obtendrá en un periodo determinado, debido a la gran cantidad de factores aleatorios que influyen en este valor. El primero de ellos es la propia radiación solar, cuya predicción es muy difícil y varía de un año para otro, con lo que se toman datos medios de años precedentes para obtener un valor que puede acercarse o no al que realmente se tendrá. La localización geográfica es, debido a la gran variabilidad de la irradiancia solar de unos emplazamientos a otros, el principal factor a elegir a la hora de planificar una planta fotovoltaica. Además, tienen influencia muchos otros factores meteorológicos como el 8 Donde  es la latitud (en radianes). La presencia de un arcoseno en la ecuación 2.3.4 hace que cada valor del argumento de la función pueda tener dos soluciones angulares posibles entre -180º y 180º. Sin embargo, al ser la altura solar siempre inferior a 90º y superior o igual a 0º, los valores negativos equivaldrán a 0 en la práctica, tomando sólo los positivos el valor de la función. El azimut solar corresponde al formado por la dirección sur y la proyección del punto sobre el horizonte. Se considera positivo hacia el oeste y negativo hacia el este. Su fórmula es: ¸ ¸ ¹ · ¨ ¨ © § ) ) ))·cos(cos( )()()·( arccos J GJ \ sensensen (2.3.5) El arcocoseno presente en la ecuación 2.3.5 tiene siempre dos posibles soluciones, de las cuales deberá tomarse la negativa en las horas anteriores al mediodía, cuando el Sol está al este, y las negativas a partir de las doce. A partir de los ángulos anteriores para cada hora del día, y conociendo también los del panel, puede hallarse el ángulo de incidencia solar, que es el formado por el radio vector Sol- Tierra con la normal a la superficie del panel. Su expresión es: )))·cos(()·)·cos(()·cos( )()·()·()·cos())·cos(()·)·cos(( ))·cos()·cos()·cos(cos())·cos(()·(arccos( DEZG DEZGDEG E Z G E G T sensen sensensensensen sensen s ) ) )) (2.3.6) Donde  es el ángulo de inclinación del panel solar con respecto al horizonte, y  es el ángulo de azimut del panel. Una vez conocidos los ángulos, pueden utilizarse para calcular el valor de los diferentes componentes de la irradiancia: directa, difusa y reflejada. Como datos de partida serán necesarias las irradiancias horizontales global y difusa, siendo la directa la diferencia entre ambas. x La irradiancia directa es la recibida de los rayos procedentes directamente del Sol. Para su cálculo deben conocerse la irradiación directa horizontal, el ángulo de incidencia y la altura solar, según la fórmula 2.3.7: J T sen GG s horizontaldirtotaldir ]cos,0max[ ,, (2.3.7) En las horas en las que el seno de la altura solar sea nulo, deberá evitarse éste cálculo puesto que sería división por cero. Como estas horas se corresponden 9 con las de la noche, simplemente se hace nulo el valor de la irradiancia directa total. x La irradiancia difusa proviene del resto de la atmósfera, y es debida a rayos que han sido desviados por los elementos de la atmósfera hacia el panel, aunque inicialmente llevaban otra dirección. Uno de los métodos para su cálculo es el de Hay y Davies, que considera dos fuentes emisoras de radiación, una isotrópica y otra unidireccional. Es necesario el cálculo de un índice de anisotropía conocido como K2. JH senB GG Khorizontaldifusahorizontalglobal 00 ,, 2  (2.3.8) Donde B0 es la irradiancia solar sobre una superficie perpendicular a la radiación y fuera de la atmósfera, a una distancia igual a la media de la que hay entre la Tierra y el Sol. Su valor es de 1353 W/m2. Conocido el parámetro anterior, ya puede obtenerse a irradiancia difusa, mediante la ecuación 2.3.9: ¸ ¸ ¹ · ¨ ¨ © §   J T E sen KKGG s horizontaldiftotaldif )cos,0max( · 2 cos1 )·1( 22,, (2.3.9) x La irradiancia reflejada (albedo) es debida a los rayos solares que inciden en el suelo y son desviados hacia el panel por reflexión. La magnitud de irradiación reflejada dependerá del tipo de suelo. 2 )cos(1 · ,, E U  albedohorizontalglobaltotalref GG (2.3.10) Donde albedo es el coeficiente de reflectividad o albedo del terreno sobre el que están situadas las placas. Este coeficiente es la relación entre la energía reflejada por la superficie con respecto a la que recibe. Los terrenos más comunes tienen un coeficiente de albedo próximo a 0.2, y por ello éste es el valor que se le da en caso de desconocer el terreno. Sin embargo, en caso de suelo nevado, el coeficiente será mucho mayor (próximo a 1). La suma de las tres componentes constituye la irradiancia total o global: totalreftotaldiftotaldirtotal GGGG ,,,  (2.3.11) 10 Puede observarse en la ecuación 2.3.6 la gran influencia que tienen los ángulos de inclinación del panel, en el ángulo de incidencia solar, que a su vez influye de manera decisiva en la irradiancia directa, según la ecuación 2.3.7. La influencia de la inclinación del panel es también directa en las componentes difusa y reflejada de la irradiancia total (ecuaciones 2.3.9 y 2.3.10). Puede deducirse que la elección del ángulo de inclinación óptimo de un panel lleva a un considerable aumento en la producción fotovoltaica de dicho panel. Es por ello fundamental su correcta elección, que en cualquier caso suele rondar los 30º de inclinación y 0º de azimut. En algunas instalaciones existe también el llamado seguimiento solar, que consiste en instalar en los paneles solares un sistema de seguimiento del Sol, para que el ángulo de incidencia solar sea lo más próximo posible a 0º. El seguimiento puede ser de eje individual, ya sea horizontal, en el que se varía la inclinación del panel, o vertical, en el que se va cambiando el azimut. Si el seguimiento se realiza en uno de los dos ejes, el aumento de la producción ya será significativo, siendo superior en caso de eje vertical. Sin embargo, lo óptimo es realizar el seguimiento a dos ejes, para lograr siempre un ángulo de incidencia nulo. De este modo, la ecuación 2.3.7 puede redefinirse, para el caso de seguimiento a dos ejes, como: )( 1 ,, J sen GG horizontaldirtotaldir (2.3.12) Donde será necesario de nuevo evitar la división por cero haciendo nulo el conjunto cuando corresponda. Para el cálculo del ángulo de inclinación horizontal, necesario para obtener las componentes de irradiancia difusa y reflejada, se aplica una aproximación basada en que la suma de altura solar, la inclinación del panel y la incidencia deben sumar 90º: J S E  2 (2.3.13) 2.4 Materiales de los paneles La elección del material de las placas es decisiva a la hora de diseñar una instalación fotovoltaica. El rango de eficiencias es bastante amplio, así como el de precios. El material más comúnmente utilizado es el silicio, debido a sus buenas propiedades y a su precio relativamente bajo. 11 Tenemos aquí varias posibilidades: x Silicio monocristalino: este material constituye aproximadamente un 80% del mercado actual. Consiste fundamentalmente en uniones p-n de silicio, que forman un cristal con muy pocas impurezas o defectos. El Si limita la eficiencia máxima al 25% aproximadamente (en condiciones estándar) debido a que las longitudes de onda más largas lo calientan reduciendo su eficiencia. La vida útil de esta tecnología supera en general los 20 años. Según la universidad turca Yuzuncu Yil [Emin, 2011], la eficiencia media está en torno al 15%, pero como ya se ha dicho, se podría llegar a un 25% sin utilizar otros materiales. En la práctica, de acuerdo con un estudio realizado por ingenieros de Estados Unidos y Emiratos Árabes Unidos [El Chaar, 2011], las mayores eficiencias obtenidas apenas superan el 20%. x Silicio policristalino: se fabrica fundiendo silicio y solidificándolo posteriormente logrando una orientación en la misma dirección de todos los cristales rectangulares generados. Los bloques resultantes se parten en finas capas para los paneles. De este modo se evita el proceso de crecimiento de los cristales necesario para el monocristalino, pero la eficiencia resultante es inferior, estando la media en torno a un 12%, aunque se puede llegar a valores de un 15%. x Silicio amorfo: consiste en poner una fina y homogénea capa de átomos de silicio sobre una superficie. A diferencia de los casos anteriores, ahora los átomos de silicio no siguen un orden, sino que están colocados en posiciones aleatorias con respecto a los otros. Esto hace que el ancho de banda sea mayor, por lo que captan un mayor intervalo de radiación solar. Por ello se pueden poner capas más delgadas de silicio (lo que se conoce como película delgada), y las superficies de soporte pueden ser más variadas. Como aspecto positivo, cabe destacar su bajo coste. El problema de esta tecnología es su baja eficiencia, que está en torno a un 6% como media. x Silicio microcristalino+amorfo: existe la posibilidad de poner una fina capa de silicio amorfo sobre una placa de microcristalino. En este caso, el silicio amorfo absorbe con mayor aprovechamiento las longitudes de onda más cortas, mientras que las más largas son transformadas por el microcristalino. El resultado es una mayor eficiencia que en el caso de silicio amorfo, oscilando entre un 8% y un 9%. 12 x Emisoras encapsuladas (EWT): en este caso se mejora la eficiencia del diseño de la célula en lugar de buscar el material óptimo. Se realizan las conexiones en la parte trasera, evitando así las bandas metálicas en la parte frontal y pudiendo aprovechar toda la superficie para la absorción de radiación solar. Se logran así eficiencias entre un 15% y un 20%. El problema lo tienen para grandes superficies, puesto que las pérdidas en las conexiones traseras se hacen grandes. x Capa delgada, CdTe: la capa delgada consiste en poner muy poco material de absorción extendiéndolo por la superficie de la célula de modo similar a la pintura. El telururo de cadmio tiene el ancho de banda ideal para la absorción de radiación solar (1,45 eV), y con una fina capa se han alcanzado eficiencias de hasta un 9% en módulos. Su método de fabricación es competitivo en coste, aunque la relativa poca disponibilidad del teluro podría incrementarlo. Otro problema es la toxicidad del cadmio. x Capa delgada, CuInSe2: el diseleniuro de indio y cobre, conocido también como CIS, tiene un elevado índice de absorción al tener elementos de los grupos I, III y VI de la tabla periódica. Puede llegar a tener hasta un 20% de eficiencia, aunque ésta se reduce a un 13% para módulos de gran superficie. x Compuestos: existe la posibilidad de combinar materiales con distintos anchos de banda para aumentar así el rango de radiación solar absorbido y mejorar en gran medida la eficiencia de los paneles. De este modo se han llegado a conseguir eficiencias de hasta un 40%. 2.5 Polvo y suciedad La acumulación de polvo en la superficie de las placas puede causar una importante pérdida de eficiencia. Esto es debido a que la capa de suciedad dificulta la transmisión de los rayos solares a la placa, perdiéndose parte de la energía. La pérdida de eficiencia es superior cuanto mayor es la capa de polvo acumulada. Según un estudio realizado en la Universidad Politécnica de Hong Kong [Jiang, 2011], la relación entre la densidad de la capa y la pérdida energética es aproximadamente lineal, e independiente del material con el que esté fabricada la placa. Sin embargo, el polvo acumulado provocará una mayor degradación del material, que sí variará en función del material. 13 En cuanto a la evolución del nivel de polvo a lo largo del tiempo, ésta no se producirá de forma lineal. Inicialmente, la capa aumentará más rápido, y poco a poco llegará a un equilibrio. El tiempo que se tardará en llegar al máximo nivel dependerá del ambiente en el que se encentre la placa y de la estación del año. La inclinación de la placa influirá también en la velocidad, así como en la capa de equilibrio. El mejor modo de evitar o reducir al mínimo estas pérdidas de energía es limpiar con frecuencia las placas. Una limpieza diaria de los paneles fotovoltaicos elimina prácticamente la pérdida de eficiencia debida a este factor [Mani, 2010]. 2.6 Efecto de las sombras La presencia de sombras en los paneles fotovoltaicos puede reducir en gran medida su eficiencia, debido a la disminución de la radiación incidente, y por tanto de la absorbida y transformada por las células. Por ello la situación óptima de un panel incluirá la no presencia de objetos cercanos como árboles o edificios que puedan sombrear una parte de las placas durante un intervalo del día. Sin embargo, no siempre es fácil conseguir un lugar así, y normalmente hay un cierto nivel de pérdidas debido a este factor. Además, si las placas están a poca distancia unas de otras, a determinadas horas del día una parte de ellas puede ser sombreada por las placas contiguas, con la consiguiente pérdida de producción y eficiencia. 2.7 Pérdidas óhmicas Toda instalación eléctrica conlleva un cierto nivel de pérdidas debidas a la circulación de corriente eléctrica por los conductores. Las instalaciones fotovoltaicas no son una excepción, y aunque el nivel de pérdidas es pequeño, es bueno tenerlas en cuenta para realizar una mejor predicción de la producción neta que se cederá a la red. Estas pérdidas dependen fundamentalmente del material del que están fabricados los conductores, de su longitud y de su sección. Para calcular la resistencia eléctrica de un conductor se utiliza la ecuación 2.7.1. 14 V U · · S L S L R (2.7.1) Donde  es la resistividad y  es la conductividad (su inversa). Puede verse en la ecuación 1.1 que la resistividad del material, designado por la letra , influye en la resistencia de modo lineal. Lo mismo sucede con la longitud del cable conductor, L, mientras que la superficie, S, influye de modo inversamente proporcional. Una vez conocida la resistencia de los cables, la potencia activa disipada es: R I P · 2 (2.7.2) Por lo tanto las pérdidas por concepto de la circulación de corriente por los conductores aumentarán con la resistividad y la longitud, así como con la corriente que circula, mientras que disminuirán con el aumento de sección. Será necesario por ello utilizar buenos conductores y aumentar en la medida de lo posible la sección, pues la longitud de los cables y la corriente vendrán casi siempre impuestas por los paneles fotovoltaicos y la distancia al punto de conexión a la red, si bien es cierto que una buena disposición de las placas puede minimizar la longitud del conductor. Estas pérdidas serán mayores cuanto más grande sea la potencia generada por los paneles, ya que la tensión es aproximadamente constante a temperatura constante, y por ello mayor potencia implica mayor corriente. Otras pérdidas eléctricas serán causadas por el uso de inversores, que transforman la tensión continua generada en alterna, de modo que pueda cederse a la red. En caso de ser necesaria la utilización de un regulador adicional para transformar el nivel de tensión, deberá tenerse también en cuenta su eficiencia. Sin embargo, no suele ser necesario ya que habitualmente el propio inversor ya realiza la función reguladora. 2.8 Pérdidas por Desajuste Cuando se conectan varias células fotovoltaicas entre sí, pequeñas diferencias de la máxima tensión o de la máxima corriente admitida pueden llevar a pérdidas de potencia por desajuste (mismatch). Las pérdidas provocadas por este factor dependerán también del tipo de conexión existente entre las placas (serie, paralelo…), así como del número de células que tenga la instalación. Su valor suele oscilar entre un 2% y un 4% de pérdidas [Almonacid, 2010]. 15 2.9 Pérdidas por Baja Irradiación La irradiación en una zona no es la misma de un año para otro, y puede haber años en los que ésta es muy inferior a la irradiación media de años anteriores. Según un estudio de la Universidad de Jaén [Almonacid, 2010], las pérdidas por baja irradiación pueden ascender a un 3%. 2.10 Pérdidas por Degradación Todos los paneles pierden eficiencia con el tiempo, debido al fenómeno conocido como degradación. Cada fabricante suele dar en la hoja de características la magnitud de este factor, que suele ser inferior a un 1% anual. Teniendo en cuenta que los paneles suelen durar decenas de años, esta fuente de pérdidas es bastante importante y debe ser tenida en cuenta. 16 3. HERRAMIENTA DESARROLLADA Se explica a continuación cómo se han tenido en cuenta los factores explicados en el apartado anterior para desarrollar el programa objeto del proyecto. 3.1 Localización Los datos de irradiancia se seleccionan a partir de las coordenadas (longitud y latitud) de la planta fotovoltaica. La base de datos consiste en una serie de ficheros con los valores de irradiancias horarias de una serie de estaciones de todo el mundo, aunque mayoritariamente de Europa. Los ficheros mencionados se han tomado de la herramienta meteotest de la Organización Meteorológica Mundial (OMM/WMO). Contienen valores de irradiancia horizontal global y difusa para cada hora del año. La irradiancia horizontal directa se ha obtenido como diferencia de las otras dos. Obviamente, no es posible introducir datos para cada uno de los puntos del mapamundi, por lo que para calcular la irradiación en cualquier punto distinto a la posición exacta de las estaciones, se realizará a partir de los tres más cercanos. Al iniciarse el proceso, el programa recorre un fichero en el que están metidos los nombres de todas las estaciones junto con sus coordenadas. Las tres primeras las toma directamente como base y las ordena de mayor a menor cercanía a las coordenadas objetivo. A continuación, lee la siguiente estación del fichero y calcula la distancia al punto introducido por el usuario. Si la distancia es menor que la de alguna de las tres estaciones de base, se intercambian, y la estación más lejana de las cuatro se elimina de la selección, quedando las tres más cercanas, nuevamente ordenadas de menor a mayor distancia. Esto se realiza de forma iterativa, recorriendo todo el fichero de estaciones, y seleccionando finalmente las tres estaciones más cercanas al punto introducido. Una vez seleccionadas las tres estaciones, se van leyendo sus datos horarios y se realiza una media ponderada de los tres, dando mayor peso a las estaciones más cercanas. En el caso de que la distancia de la estación más cercana al punto de cálculo sea inferior a 0.2º, los datos se tomarán directamente de dicha estación, ya que se considera que las variaciones de irradiancia entre dos puntos tan cercanos no son significativas. 17 3.2 Temperatura El efecto de la temperatura en la producción se tiene en cuenta para cada hora del año, partiendo de la temperatura ambiente prevista para esa hora, que se ha obtenido de la misma fuente que los datos de irradiancia solar, con la herramienta meteotest de la Organización Meteorológica Mundial, y de los datos de Temperatura de Operación Nominal de la Célula y coeficiente de temperatura de potencia, pedidos en el programa. Con estos datos, y conocida la irradiancia total para cada hora, pueden aplicarse las ecuaciones 2.2.1 y 2.2.2 para calcular el rendimiento térmico en tanto por uno. Este rendimiento podrá ser mayor o menor que la unidad, ya que en caso de ser la temperatura de la célula inferior a 25ºC, su producción será superior a la que se tendría en condiciones estándar (STC) y en tal caso se tendría un aumento de eficiencia. Debe tenerse en cuenta que los datos mencionados anteriormente procedentes de meteotest, tanto de irradiancia como de temperatura ambiente, corresponden a un periodo anterior al de estudio, y normalmente a unas coordenadas algo distintas. De ahí que estos datos conllevarán cierto error en el cálculo correspondiente. En una aplicación profesional, el problema debería solucionarse introduciendo en la carpeta irradiancia un nuevo fichero con los 8760 valores anuales de irradiancia global y difusa horizontales, y las temperaturas medias horarias, y añadiendo a la lista del fichero CoordenadasEstaciones.dat el nombre de la localización, sus coordenadas y altitud, separadas por espacios o tabuladores. Como la altitud no se utiliza en los cálculos, puede introducirse un 0 si no se conoce el valor real. 3.3 Ángulos Para el cálculo de la irradiancia global sobre las superficies inclinadas de los paneles, se han calculado los ángulos citados en el apartado 2.3, aplicando las ecuaciones correspondientes. Para poder aplicar la fórmula 2.3.6, es necesario que el usuario introduzca previamente los ángulos del panel. A partir de los ángulos se han podido hallar los valores de irradiancia global directa, difusa y reflejada con las ecuaciones desde la 2.3.7 hasta la 2.3.10. Al introducir en el programa las fórmulas mencionadas, han debido tenerse en cuenta algunas particularidades, sobre todo en lo referente a divisiones por cero. Éste problema se ha dado en la ecuación 2.3.5, en la que se realiza un arcocoseno de un cociente en el cuál hay un producto de dos cosenos en el denominador. Cuando éstos se hacen muy pequeños, el argumento se hace mayor que 1 o menor que -1, por lo que hay que acotarlo antes de aplicarle el 24 Mes Irradiancia (W/m2) Potencia en alterna (W) enero 190,53 20950,38 febrero 247,98 27555,9 marzo 355,52 39821,67 abril 343,11 39348,16 mayo 315,26 38802,74 junio 305,09 38710,88 julio 379,09 47919,12 agosto 436,78 49908,47 septiembre 356,92 39600,23 octubre 294,38 34290,73 noviembre 285,84 31187,16 diciembre 270,92 31162,5 Tabla 4.1.2 Datos de irradiancia y producción de la planta de Larrés La producción total, resultante de multiplicar las potencias en alterna de todos los meses por el número de días de cada mes, y sumar los resultados, asciende a 321,251 MWh, siendo la eficiencia global de un 11,955%. Tras introducir los datos en el programa y ejecutarlo, se obtiene una producción anual de 274,325 MWh, un 14,64 % inferior a la real. Sin embargo, la eficiencia que se obtiene en el programa tras aplicar los factores de pérdida de eficiencia es de 11,799 %, que se acerca en gran medida a la eficiencia global real. Puede deducirse de ello que los datos de irradiancia horizontal utilizados por el programa, y que para las coordenadas de Larrés (-0.36, 42.4 aprox.) son los de las estaciones de “Pic du Midi”, “Tarbes-Ossun” y “Zaragoza”, no dan un resultado de irradiancia para Larrés apropiado. Sería por ello necesario en este caso introducir un fichero con datos de irradiancia de alguna localidad próxima o bien utilizar los datos mensuales facilitados por la planta. En cualquier caso, las eficiencias difieren muy poco, por lo que puede considerarse que los factores de pérdida de eficiencia sí que han sido aplicados correctamente, siendo los resultados fiables. 4.2 Planta de 19 kWp en Murcia El segundo caso consiste en una planta formada por 100 paneles BP Solar, en la ciudad de Murcia. Las coordenadas del lugar son -1.17º de longitud y 38º de latitud. Los paneles están inclinados 30º, siendo su azimut de 0º (orientación sur). La Tabla 4.2.1 muestra los parámetros de los paneles necesarios para calcular la producción. 25 BP Serie 4 190W Potencia Máxima 190 W Tensión en Punto de Máx. Pot. 37,1 V Eficiencia 15,2 % Coef. De Tª de U -0,36 %/ºC Coef. De Tª de P -0,45%/ºC Área 1,125 m2 Material Silicio monocristalino Sección de los cables 4 mm2 Diámetro de los cables 2,26 mm NOCT 47±2 ºC Pérdidas por desajuste 1 % Tabla 4.2.1 Características del panel BP Serie 4 de 190W Por otro lado, es necesario conocer también los datos que caracterizan la instalación, la frecuencia de limpiezas, el entorno, etc. Estos datos se recogen en la Tabla 4.2.2. Planta de 19 kWp en Murcia Frecuencia de limpiado Cada 30 días Nivel de suciedad alcanzado 15 g/m2 Terreno Urbano Nivel de sombras Alto Paneles en serie 25 Longitud tramo serie 25 m Longitud tramo paralelo 100 m Sección tramo paralelo 10 mm2 Eficiencia del inversor 98 % Inversión inicial 100000 € Costes de mantenimiento 200 €/año Vida útil 25 años Degradación anual 0,7 % Tabla 4.2.2 Propiedades de la planta de Murcia Puede verse en la Tabla 4.2.2 que el nivel de sombras se ha tomado alto, debido a la presencia de edificios cercanos. No se consideran pérdidas por baja irradiación. Debido a tener una potencia inferior a 20 kW, la planta entra en el primer grupo de régimen especial, y el precio del kWh será de 27,3817 céntimos de euro. La tasa anual efectiva se considera de un 1%. Producción de la Planta Producción anual por m 2 233,83 kWh/m2 Producción. por panel 263,06 kWh Producción. anual 26305,88 kWh Eficiencia Global Anual 11,79 % Producción Total 605258,37 kWh Ingresos Totales 165730,03 € VAN 43586,78 € Tabla 4.2.3 Producción de la planta de Murcia 26 Introduciendo los datos anteriores en el programa, se obtienen los resultados de producción mostrados en la tabla 4.2.3. En cuanto a la distribución de las pérdidas, el principal factor es el material, debido a su baja eficiencia. Las pérdidas a que da lugar este factor representan un 94,15 % del total. La distribución del resto de los factores puede verse en la figura 4.2.1: Figura 4.2.1 Pérdidas en la planta omitiendo las debidas al material Puede verse que el principal factor reductor de eficiencia, después del material, es la falta de limpieza de los paneles, que provocan más pérdidas incluso que la temperatura. Por otra pare, las bajas pérdidas por límite de potencia (que en la figura 4.2.1 aparecen como “Otros”) pueden indicar que los paneles están sobredimensionados, y que podrían ser de menor potencia y generar prácticamente la misma energía. Se considera a continuación una planta como la anterior, en la que las limpiezas se realizan semanalmente. Esto supone un gasto de mantenimiento de 400 euros anuales, en lugar de los 200 de antes. Por otro lado, el nivel de suciedad alcanzado por los paneles desciende a 6 g/m2. La producción resultante se presenta en la Tabla 4.2.4. En ella puede comprobarse que, aunque el gasto en mantenimiento se duplica, la producción aumenta también en gran medida, dando lugar a un VAN superior al que se tenía antes. 27 Producción de la Planta Producción anual por m 2 247,99 kWh/m2 Producción. por panel 278,99 kWh Producción. anual 27899,14 kWh Eficiencia Global Anual 12,51 % Producción Total 641916,99 kWh Ingresos Totales 175767,79 € VAN 48145,53 € Tabla 4.2.4 Producción de la planta de Murcia con limpieza semanal Por otro lado, la nueva distribución de las pérdidas (omitiendo las debidas al material, que representan ahora un 95,14 %) es la de la Figura 4.2.2, en la que las pérdidas por suciedad han perdido su hegemonía. Figura 4.2.2 Pérdidas en la planta con limpieza semanal Producción de la Planta Limpieza mensual Limpieza semanal Producción anual por m 2 313,32 kWh/m2 331,72 kWh/m2 Producción. por panel 352,49 kWh 373,19 kWh Producción. anual 35248,94 kWh 37318,52 kWh Eficiencia Global Anual 10,59 % 11,21 % Producción Total 811024,77 kWh 858642,69 kWh Ingresos Totales 218976,7 € 231833,53 € VAN 57610,58 € 64686,69 € Tabla 4.2.5 Producción de la planta de Murcia con seguimiento a 2 ejes Se introduce un mecanismo de seguimiento biaxial en los paneles. Este sistema supone un sobrecoste de 30000 €, y los gastos de seguimiento equivalen a 160 € anuales. Los resultados son ahora los de la Tabla 4.2.5. 28 Puede verse en la Tabla 4.2.5 que la producción final aumenta en gran medida, lo que hace que la rentabilidad también sea muy superior. Puede llamar la atención que las eficiencias, tanto la que se tiene con limpiezas semanales como la correspondiente a limpiezas mensuales, son bastante más bajas que las obtenidas para paneles fijos. Esto se debe a que al ser mayor la irradiación que reciben los paneles, se calientan más y las pérdidas por temperatura aumentan considerablemente. Esto se aprecia claramente en la figura 4.2.3, que corresponde al caso de limpieza mensual: Figura 4.2.3 Pérdidas en la planta con seguimiento a 2 ejes Si se compara la diferencia de rentabilidades entre limpieza mensual y semanal que se tiene en este caso con la que se tenía con los paneles fijos, puede verse que ha aumentado en gran medida. Al recibir mayor cantidad de irradiación, la pérdida de energía por suciedad es también superior, y al reducir esa pérdida de eficiencia el incremento en la producción es también mayor. 4.3 Planta de 19 kWp en París Se está planificando una planta en París, con el mismo número y modelo de placas que en el caso 4.2 correspondiente a la planta de Murcia. Las coordenadas del lugar son 2,5º de longitud y 48,8º de latitud. La inclinación de los paneles será en este caso de 31º. Las condiciones de la instalación y demás parámetros son también iguales a los de la planta de Murcia. 29 Los resultados de producción y eficiencia previstos para la planta se recogen en la Tabla 4.3.1: Producción de la Planta Producción anual por m 2 143,62 kWh/m2 Producción. por panel 161,57 kWh Producción. anual 16157,5 kWh Eficiencia Global Anual 12,36 % Producción Total 371759,55 kWh Ingresos Totales 100375,08 € VAN -14773,02 € Tabla 4.3.1 Producción de la planta de París Comparando con los resultados para el caso de Murcia, recogidos en la Tabla 4.2.3, puede verse que la eficiencia en este segundo caso es superior, debido sobre todo a las bajas temperaturas. Sin embargo, La producción es muy inferior, hasta el punto de que el VAN sale negativo, lo cual implica que no es rentable construir la planta. Las bajas pérdidas por temperatura se reflejan en el gráfico de pérdidas de la Figura 4.3.1: Figura 4.3.1 Pérdidas de la planta de París Se sustituyen los paneles por otros de material compuesto. Se instalan 75 paneles en lugar de los 100 anteriores, y la nueva potencia de la planta es de 19,5 kWp. Las propiedades de los nuevos paneles se muestran en la Tabla 4.3.2. 30 Paneles de Material Compuesto Potencia Máxima 260 W Tensión en Punto de Máx. Pot. 40 V Eficiencia 30,5 % Coef. De Tª de U -0,3 %/ºC Coef. De Tª de P -0,42 %/ºC Área 1,2 m2 Sección de los cables 4 mm2 Diámetro de los cables 2,26 mm NOCT 45±2 ºC Pérdidas por desajuste 1 % Tabla 4.3.2 Características del panel de Material Compuesto Los datos de la instalación se mantienen, a excepción del coste inicial, que es en este caso de 135000 €. Se supone también que el precio de venta en Francia es el mismo que en España. Los resultados obtenidos en este caso aparecen en la Tabla 4.3.3: Producción de la Planta Producción anual por m 2 288,63 kWh/m2 Producción. por panel 346,36 kWh Producción. anual 25977,05 kWh Eficiencia Global Anual 24,83 % Producción Total 597692,48 kWh Ingresos Totales 161376,98 € VAN 4699,68 € Tabla 4.3.3 Producción de la planta de París El gran incremento en la eficiencia ha aumentado enormemente la producción logrando que la planta sea rentable a largo plazo. Este resultado podría mejorarse incrementando la frecuencia de limpiado o introduciendo seguimiento, tal y como se ha visto en el apartado 4.2. 4.4 Planta de 95 kWp en Zaragoza El cuarto caso corresponde a una planta ubicada en las afueras de Zaragoza, en una zona rural. Las coordenadas del lugar son -0,88º de longitud y 41,62º de latitud. Los paneles son BP Solar de 190 W, al igual que en el caso 4.2. Se van a instalar 500 de estos paneles en seguidores solares con seguimiento en el eje vertical. La inclinación será de 35º. Los datos de la instalación se recogen en la Tabla 4.4.1. 31 Planta de 95 kWp en Zaragoza Frecuencia de limpiado Cada 7 días Nivel de suciedad alcanzado 8 g/m2 Terreno Cultivado Nivel de sombras Bajo Paneles en serie 25 Longitud tramo serie 450 m Longitud tramo paralelo 50 m Sección tramo paralelo 50 mm2 Eficiencia del inversor 98 % Inversión inicial 500000 € Costes de mantenimiento 800 €/año Vida útil 25 años Degradación anual 0,7 % Tabla 4.4.1 Datos de la planta de Zaragoza El precio del kWh para una planta de 95 kWp es de aproximadamente 19,83 céntimos. Los resultados de producción y rendimiento de la planta se muestran en la Tabla 4.4.2: Producción de la Planta Producción anual por m 2 256,59 kWh/m2 Producción. por panel 288,67 kWh Producción. anual 144334,62 kWh Eficiencia Global Anual 12,68 % Producción Total 3320921,6 kWh Ingresos Totales 658714,79 € VAN 70591,92 € Tabla 4.4.2 Producción de la planta de Zaragoza En cuanto a las pérdidas, el principal factor es nuevamente el material, que supone un 95,48 % del total. La distribución del 4,52 % restante se muestra en la Figura 4.4.1: Figura 4.4.1 Pérdidas de la planta de Zaragoza 32 Se plantea la posibilidad de sustituir el seguimiento de eje vertical por un sistema biaxial. Esto supondría un sobrecoste de 10000 € en la inversión inicial, así como 100 € anuales más en gastos de seguimiento. La Tabla 4.4.3 muestra los resultados obtenidos en este caso: Producción de la Planta Producción anual por m 2 269,97 kWh/m2 Producción. por panel 303,72 kWh Producción. anual 151860,8 kWh Eficiencia Global Anual 12,32 % Producción Total 3494087,68 kWh Ingresos Totales 693062,8 € VAN 89061,16 € Tabla 4.4.3 Producción de la planta de Zaragoza con seguimiento a 2 ejes Debido al aumento de temperatura de los paneles, la eficiencia es algo menor, sin embargo, la rentabilidad de la planta aumenta en gran medida, por lo que se instalará el sistema biaxial. 33 5. CONCLUSIONES A partir de los casos de estudio realizados, pueden extraerse una serie de consecuencias sobre la influencia de los diversos factores reductores de eficiencia. Las principales se citan a continuación. x Es fundamental elegir una localización adecuada para emplazar una instalación fotovoltaica. La diferencia entre un lugar apropiado y uno que no lo es puede llegar a suponer más del doble de producción en el primer caso. x La primera barrera para aprovechar la irradiación solar es la baja eficiencia de los materiales, que normalmente supone al menos un 85% de pérdidas. x Las pérdidas por temperatura aumentan con la irradiación, por lo que un elevado valor de las mismas normalmente implicará también una elevada producción. x Con el seguimiento solar las ganancias obtenidas suelen estar en torno a un 53% en producción, en caso de ser a dos ejes. Esto supone un beneficio económico que supera normalmente con creces el gasto que supone la instalación y funcionamiento de los seguidores. x La falta de limpieza de los paneles es un factor de influencia importante en la eficiencia final. La mayor o menor conveniencia de aumentar la frecuencia de limpiado dependerá en cualquier caso del coste que suponga. x La degradación de los paneles apenas afecta a la producción los primeros años, pero poco a poco se va incrementando y se convierte en uno de los principales factores al final de la vida útil de los paneles. x Las pérdidas por sombreado, desajuste y baja irradiación, así como las que se tienen en los conductores, no suelen tener una gran influencia en la producción final. Sin embargo, es bueno tenerlos en cuenta, ya que entre todos sí que supondrán una diferencia considerable en la producción. 40 Deberán introducirse los valores correspondientes de la planta fotovoltaica que se va a estudiar, ya que son fundamentales para elegir los datos de irradiancia y temperatura adecuados. A continuación, debe pulsarse el botón “Elegir estaciones”, para que el programa recorra los ficheros disponibles y localice los de coordenadas más próximas a la planta. Sus nombres, longitud, latitud y altitud, aparecerán en las casillas inferiores. Debajo puede verse en la Figura A.2 la casilla de Terreno. Al pulsar en la flecha, aparece una lista desplegable en la que puede elegirse el tipo de terreno sobre el que está situada la planta. Al seleccionar un terreno, el valor del albedo cambiará automáticamente al adecuado. El valor inicial de este parámetro es de 0.2, que es el habitual en caso de desconocer el terreno. Una vez seleccionadas las estaciones y el terreno, podrá pulsarse en el botón “Siguiente”. También podrá pulsarse antes, pero no se podrá realizar el cálculo si no hay estaciones seleccionadas. A.1.5 Panel de Propiedades de los paneles El tercer panel corresponde a Propiedades de los paneles. En él debe seleccionarse en primer lugar el material con el que están fabricados los paneles de la instalación, y marcar la casilla de máxima eficiencia en caso de que la eficiencia del mismo sea lo más alta posible para dicho tipo de panel. A continuación deberá pulsarse el botón “Calcular eficiencia”, y en la casilla inferior aparecerá la eficiencia media o la máxima para dicho material. Si el usuario tiene un conocimiento más preciso del valor real, puede introducirlo directamente y de este modo obtendrá resultados más exactos. En éste último caso, no será necesario elegir el material en la pestaña que aparece en la figura 3.1, ni marcar la casilla o pulsar el botón. Bastará con rellenar la casilla de “Eficiencia del material”. En segundo lugar se requieren los ángulos propios del panel, es decir, el ángulo de inclinación y el de azimut. En caso de que se realice seguimiento en alguno de los ejes, deberá activarse el recuadro correspondiente. Al hacerlo, el ángulo de la casilla superior dejará de ser tenido en cuenta. El ángulo nulo de inclinación es el correspondiente a panel horizontal, mientras que el azimut de 0º implica orientación sur. Deberán escribirse a continuación el número de paneles instalados, la potencia máxima de cada uno de ellos, su superficie individual y su degradación anual. El valor de potencia pico de la planta variará en función del número de paneles y de la potencia máxima por panel. Por 41 último aparece una barra en la que puede elegirse un valor de pérdidas por desajuste entre los paneles. El rango en que puede variarse va desde un 0 hasta un 4 %. Figura A.3 Panel de Propiedades de los paneles A.1.6 Panel de Limpieza y Sombreado El siguiente apartado permite tener en cuenta las pérdidas debidas a la suciedad acumulada y las sombras en los paneles solares. En la parte superior pueden verse dos barras horizontales. La primera de ellas pide el intervalo que transcurre entre dos limpiezas consecutivas, es decir, la frecuencia de limpieza de los paneles, en días. La segunda indica el nivel de suciedad que alcanza el panel al cabo de cada periodo, es decir, justo antes de ser limpiado. Los valores podrán introducirse moviendo el cursor, o bien introduciendo el valor entero en la casilla situada debajo de cada barra. Debajo se encuentra un recuadro titulado “Nivel de sombras”. En él debe seleccionarse una de las tres posibilidades de nivel de sombras, o bien introducir el valor de eficiencia en tanto por uno en la casilla inferior. 42 Figura A.4 Panel de Limpieza y Sombreado A.1.7 Panel de Temperatura y Baja Irradiación En el quinto panel debe introducirse la información relativa a temperatura y baja irradiación. Como ya se ha dicho, los valores de temperatura ambiente horarios ya se han seleccionado previamente al elegir las estaciones. Lo que debe introducirse ahora son los coeficientes que permitirán el cálculo de la temperatura de las células, y de ahí sus pérdidas de eficiencia. El primer dato a introducir es la NOCT. Normalmente esta temperatura está dentro de un rango, es decir, el fabricante puede decir que está entre, por ejemplo, 45 y 49 ºC. En este caso, deberá introducirse el valor medio. Luego hay que meter los coeficientes de temperatura de potencia y de tensión. Éstos son siempre negativos, pero en el programa pueden introducirse en valor absoluto, ya que en los cálculos se calcula de cualquier modo dicho valor y luego se aplican restando. En caso de que el fabricante de el coeficiente de tensión en mV/ºC, el usuario deberá calcular que porcentaje de la tensión a máxima potencia representa el valor, e introducir en la casilla el resultado. 43 Figura A.5 Panel de Temperatura y Baja Irradiación Si en la hoja de características de los paneles no aparece el valor de la NOCT, se recomienda dejar el valor por defecto de 47ºC, que es bastante común. En el apartado de baja irradiación, aparece una barra en la que deberá seleccionarse el valor del porcentaje de pérdidas por este concepto, moviendo el curso hasta la posición adecuada, o bien introduciendo el valor (entero) deseado en la casilla correspondiente. A.1.8 Panel de Cableado En este panel hay que introducir los valores que permitirán calcular las pérdidas en los cables conductores. En caso de no querer tomar en consideración dichas pérdidas, bastará con dejar los valores de longitud de los cables en 0, que es como están de forma estándar. Se pide en primer lugar la tensión a máxima potencia del panel, que se usará para calcular la corriente horaria. Justo debajo hay que escribir el número de paneles que se conectarán en serie entre sí. Al seleccionar el material de los cables en la lista desplegable, el valor de conductividad de los mismos se actualizará al adecuado. 44 Figura A.6 Panel de Cableado Aparecen a continuación los subapartados de cableado serie y paralelo. El tramo de conexionado serie corresponde al que pasa por los paneles, por el que circula únicamente la intensidad que circularía por uno de ellos si estuviese aislado. Es importante introducir la longitud total de cable, es decir, la suma de las longitudes de cable de todos los grupos. El conexionado paralelo es aquél en el que ya circulan las corrientes de todos los grupos serie sumadas. Al escribir el diámetro de los cables, variará automáticamente la sección a su valor adecuado. Del mismo modo, si lo que se cambia es la sección, el diámetro se actualizará al valor apropiado. Por último se piden las eficiencias de inversor y regulador. Si en la instalación hay un solo elemento que cumple las dos funciones, deberá introducirse su eficiencia en una de las dos casillas, dejando la otra en 100 %, para no tener en cuenta las pérdidas dos veces. A.1.9 Panel de Datos Económicos El último panel de datos de entrada es el correspondiente a los económicos. Estos valores deberán modificarse si se quiere realizar un cálculo del valor económico de las pérdidas, así como un análisis de rentabilidad por medio del método VAN. Si se dejan los valores iniciales, los resultados económicos no serán los reales, aunque sí pueden dar una idea de la magnitud de las pérdidas frente a la producción, así como de la mayor o menor rentabilidad de cada opción. 45 Figura A.7 Panel de Datos Económicos Se pide el valor de la inversión inicial, necesario para el cálculo del VAN, así como el coste anual del mantenimiento y el sistema de seguimiento (si lo hay). El precio es el valor en céntimos de euro por el que se vende un kWh en el mercado de régimen especial, y que varía constantemente. La Tasa Anual Efectiva es la pérdida de valor del dinero en un año, y también es necesaria para hallar el VAN. Por último el periodo de cálculo, que debería corresponder a la vida útil de los paneles. Una vez introducidos todos los datos, deberá pulsarse el botón “Calcular resultados”, situado en la parte inferior de este panel. Si no se han seleccionado las estaciones, éste botón aparecerá inactivo. Una vez seleccionadas las estaciones, el botón se activará, ya que el resto de parámetros necesarios para el cálculo tienen un valor por defecto que será el utilizado en caso de que el usuario no lo haya modificado. A.1.10 Panel de Producción Global Cuando el programa finaliza el cálculo, muestra directamente la pantalla de resultados de producción, que incluye también la eficiencia global, los ingresos previstos y la rentabilidad. 46 Figura A.8 Panel de Producción Global Los valores mostrados son: x Eficiencia Global Anual: es el cociente entre la producción obtenida en el primer año y la que se habría obtenido en caso de que todas las pérdidas fuesen nulas y todas las eficiencias del 100%. x Producción Anual por m2: es el total de kWh que se aprovechan en un metro cuadrado de panel a lo largo de todo un año. x Producción por Panel: corresponde al producto de la irradiación anual por la superficie de un panel. x Producción Anual: es el total de kWh producidos por la planta el primer año, y resulta de multiplicar la producción por panel por el número de paneles. x Producción Total: es la producción obtenida en los años introducidos como periodo de cálculo. Se aplican ya las pérdidas por degradación. x Producción anual por kWp: es la relación entre la producción anual de la planta en kWh y la potencia pico de la planta en kWp. x Ingresos Totales: es el valor económico de la producción total al precio hincado. x Valor Actual Neto: es el valor de toda la instalación, teniendo en cuenta la inversión, los gastos y los ingresos que producirá, con el valor del dinero actualizado al momento de cálculo. En caso de ser positivo indica que la planta es rentable. 47 En la parte inferior de la interfaz, aparecen dos botones. El primero de ellos está marcado como “GRÁFICO DE EVOLUCIÓN”. Encima de botón, a la derecha, se puede elegir si se quiere representar un gráfico de valores mensuales u horarios. A la izquierda aparecen tres recuadros con los rótulos de “Irradiancia sobre superficie total (W)”, “Producción (W)” y “Pérdidas (Energía solar no aprovechada, W”. Al pulsar sobre el botón, aparecerá un gráfico con la evolución mensual u horaria de los parámetros marcados. La irradiancia realmente tiene unidades de potencia entre superficie, pero se está multiplicando por la superficie total de la instalación, y por ello se mide en vatios. En cuanto a las pérdidas, hacen referencia al total de energía solar que no se transforma en energía eléctrica o bien se pierde antes de llegar a la red. El segundo botón lleva el rótulo “Exportar a fichero de texto”. Al pulsarlo, los valores seleccionados de irradiancia, producción, y/o pérdidas, mensuales u horarios según esté marcada una u otra opción, se exportarán a un fichero de texto en la carpeta Ficheros de Salida del directorio del programa. El nombre de los ficheros será el de la estación más próxima a las coordenadas, añadiendo la palabra Mensual en caso de que esa sea la opción solicitada. A.1.11 Panel de Pérdidas Globales El último panel recoge los valores de pérdidas por los diversos conceptos valorados en el cálculo. Se muestran sus valores en pérdidas anuales de energía, pérdidas anuales de dinero, y pérdidas económicas en todo el periodo. Las pérdidas por degradación no son uniformes, sino que el primer año son nulas, y poco a poco van aumentando, haciéndose enormes el último año. Por ello se ha tomado un valor medio de ellas, dividiendo el total de pérdidas entre el número de años del periodo, para compararlas con los valores anuales de los otros factores. En cuanto a las pérdidas debidas al material, hacen referencia a la energía procedente del Sol que no es aprovechada, es decir al 85 % de la irradiación solar que el material no es capaz de transformar en energía eléctrica. Debe tenerse en cuenta también que si uno de los factores mejora, la limitación de los otros puede aumentar, especialmente la del límite de potencia de los paneles. Esto se debe a que cuando se quita una limitación, el total de energía que puede producirse es mayor, y por ello las otras pérdidas, que normalmente eliminan un porcentaje de la producción, reducirán en mayor grado la producción en términos absolutos. 48 Figura A.9 Panel de Pérdidas Globales En la esquina inferior derecha aparece el botón “GRÁFICO DE PÉRDIDAS”. Al pulsarlo, se representarán en un círculo todas aquellas pérdidas que estén marcadas en el panel de pérdidas por medio del recuadro que aparece junto a cada una de ellas. Si se omite uno de los factores, como por ejemplo las pérdidas debidas al material, que suelen ser el principal factor limitante, el porcentaje restante pasará a ser el 100% y se repartirá entre los demás factores. Figura A.10 Gráfico de Pérdidas 49 A.2 Guía del Programador A.2.1 Funciones utilizadas En el programa se han utilizado funciones básicas de C++, además de los objetos que facilita Borland C++ Builder. Dichas funciones son: x if (condición) {acción o lista de acciones separadas por ;} else {acción o lista de acciones separadas por ;}: si se cumple la condición realiza las primeras acciones, y si no las segundas. Si no se pone else y no se cumple la condición, el programa no hará nada. x StrToInt, StrToFloat: funciones de conversión de cadenas de caracteres a entero en el primer caso y a real en el segundo. x fopen(string.c_str(),"r"): abre el fichero de nombre “string” para leerlo. Si se desease abrir un fichero para escribir, habría que poner la letra "w". x for (j=1; j<=x; j++) {acción o lista de acciones separadas por ;}: realiza las acciones entre las llaves x veces, si x es un entero, o hasta que j es superior a x, si x es un número real. x fscanf(string,"%i",&var): lee un dato entero del archivo string, y lo almacena en la variable var. Si el dato a leer es real, deberá ponerse "%f". x fprintf(string," %e ", var): escribe en el archivo string el dato real var. x fclose(string): cierra el archivo string. x while (condición) {acción o lista de acciones separadas por ;}: mientras la condición es cierta, realiza las acciones de la lista. Última revisión: 22/12/10 Referencia: MU-5P (1) 6x12-M ATERSA MADRID C/ Embajadores, 187 - 3º 28045 Madrid - España tel: 915 178 452 fax: 914 747 467 ATERSA VALENCIA P.Industria Juan Carlos I Avda. de la Foia, 14 46440 Almussafes tel: 902 545 111 fax: 902 503 355 e-mail: [email protected] UNE-EN ISO 14001 Gestión Ambiental Especificaciones eléctricas medidas en STC. TONC: 47±2ºC NOTA: Los datos contenidos en esta documentación están sujetos a modificación sin previo aviso 5,07 A 5,40 A Coeficiente de Temperatura de Isc ( )á Coeficiente de Temperatura de Voc ( )â Tensión de Circuito Abierto (Voc) Corriente en Cortocircuito (Isc) Tensión Punto de Máxima Potencia (Vmp) Corriente Punto de Máxima Potencia (Imp) Número de células en serie Potencia (W en prueba %) ±5 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Coeficiente de Temperatura de P ( ) ã Eficiencia del módulo A-180P 35,52 V 180W 44,12 V PARÁMETROS TÉRMICOS 0.08% /ºC -0,43% /ºC -0,32% /ºC 13,67% 72 Peso (aprox.) CARACTERÍSTICAS FÍSICAS 1618X814X35 14,8 Kg Área (m ) 21,63 Tipo de célula Policristalinas 125x125 mm (5 pulgadas) Células enseriadas 72 (6x12) Cristal delantero Cristal templado ultra claro de 3,2mm Marco Aleación de aluminio pintado en poliéster Caja de conexiones QUAD2 IP54 * * Opcionalmente ATERSA dispone de cajas de conexión con la versión bajo pedido.IP65 Carga Máxima Nieve Máxima Tensión del Sistema Temperatura RANGO DE FUNCIONAMIENTO Carga Máxima Viento -40 ºC a +85 ºC 5400 Pa (551 kg/m ) 2 2400 Pa (130 km/h) 1000 V CURVA I-V (a 25ºC y 1KW/m²) CURVAS MODELO A-180P Tensión Intensidad Tensión * Para una información más exhaustiva de los términos de la garantía, pueden consultar nuestra página web: www.atersa.com ER-0979/1997 ER-0979/1997 Dimensiones (mm.) 2mm + - Cables y conectores Cristal de Vidrio Templado Marco Hook Caja de Conexiones IP-54 (con diodos de protección) Etil-Vinilo-Acetato (EVA) Back-Sheet Células de Alto Rendimiento Etil-Vinilo-Acetato (EVA) Cables y Conectores H+S Radox Solar 4mm Valencia - España AENOR CURVA I-V (a 25ºC) 5045403530252015 0,5KW/m 2 0,25KW/m 2 0,75KW/m 2 1KW/m 2 1050 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 Intensidad Tensión Intensidad CURVA I-V (a 1KW/m²) 50 0Cº 45 25 Cº 40 50 Cº 75 Cº 35302520151050 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 H+S Radox Solar 4mm2 50454035302520151050 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 770 814 809 488 488 6,7 VISTA FRONTAL VISTA POSTERIOR 1618 34,7 29 1250 mm. 1250 mm. www.atersa.com ATERSA ITALIA Centro Direzionale Colleoni Palazzo Liocorno - ingresso 1 20864 Agrate Brianza (MB) - Italia tel: +39 039 2262482 fax: +39 039 9160546 Modulo fotovoltaico de 175, 180, 185 y 190W Discover our energy BP Serie 4 BP Solar 11 3072S-1 06/11 Contacto: Su distribuidor BP Solar: Más información en: www.bpsolar.es 11 3072S-1 06/11 ©BP Solar 2011 El aspecto del módulo puede variar. Células de esquinas redondeadas con diámetro de 165 o 150 mm.  Produce hasta 4% más energía que un cristal convencional.  La tecnología IntegraBus™ refrigera los diodos optimizando su funcionamiento.  Marco robusto y materiales resistentes proporcionan la mejor protección para producir más energía durante más tiempo.  Para maximizar su inversión, tenemos en cuenta la degradación inicial en las medidas eléctricas de nuestros módulos.  BP Solar ofrece unos niveles de garantía líderes en el mercado al asegurar menores niveles de degradación para los módulos fabricados a partir de enero de 2010. Nuestros ensayos internos, mucho más exigentes que los estándares internacionales, acreditan el óptimo funcionamiento de nuestros módulos. Nuestros productos incorporan una serie de características únicas que maximizan la energía producida para  Diseñados para aprovechar aún más la energía del sol  175W 180W 185W 190W (1) STC 1000W/m2 (2) NOCT 800W/m2 (1) STC 1000W/m2 (2) NOCT 800W/m2 (1) STC 1000W/m2 (2) NOCT 800W/m2 (1) STC 1000W/m2 (2) NOCT 800W/m2 Potencia máxima (Pmax)175 W 126 W 180 W 129,6 W 185 W 133,2 W 190 W 136,8 W Tensión en Pmax (Vmpp)35,4 V 31,5 V 35,8 V 31,9 V 36,2 V 32,1 V 37,1 V 33,0 V Corriente en Pmax (Impp)4,94 A 3,95 A 5,03 A 4,02 A 5,11 A 4,09 A 5,12 A 4,10 A Corriente de cortocircuito (Isc)5,45 A 4,41 A 5,58 A 4,52 A 5,58 A 4,52 A 5,56 A 4,50 A Tensión de circuito abierto (Voc)43,6 V 39,7 V 43,6 V 39,7 V 44,7 V 40,6 V 45,3 V 41,2 V  14,0 % 14,4 % 14,8 % 15,2 % Tolerancia Pmax cel dia. 150 cel dia. 165 -3/+5 % -0/+5 % -3/+5 % -0/+5 % -0/+5 % -0/+5 % -0/+5 % Tensión nominal 24 V 24 V 24 V 24 V 2<5 % reducción !" <5 % reducción #!" <5 % reducción $!" <5 % reducción $$!" Límite de corriente inversa 5,45 A 5,58 A 5,58 A 5,56 A &'sc 0,105 %/ ºC &*oc -0,360 %/ ºC &;max -0,45 %/ ºC (3) NOCT 47±2°C Valor máximo del fusible en serie 20 A Clase de aplicación (según IEC 61730:2007) Clase A Tensión máxima del sistema 600 V (U.S. NEC) 1000 V (IEC 61730:2007) 1: Condiciones de Medida Estándar (STC):1000W/m2 de irradiación, distribución espectral de AM1,5, temperatura de módulo 25ºC. 2: Valores a 800W/m2 de irradiación, Temperatura Nominal de Operación de la Célula (NOCT) y distribución espectral AM1,5 3: Temperatura Nominal de Operación de la Célula: Temperatura de operación del módulo a 800W/m2 de irradiación,20º de temperatura ambiente, velocidad del viento 1m/s Todos nuestros módulos son medidos indiviualmente antes de enviarlos. Dentro de las medidas de la fábrica está incluido un margen para tener en cuenta la degradación inicial (efecto LID) que se produce durante los primeros días de funcionamiento del módulo. Características Mecánicas Células 72 celulas de silicio monocristallino (125x125mm) en serie (células de 165 o 150 mm de diámetro según el modelo) Frontal &=> Encapsulante EVA Posterior Poliéster blanco Marco Aluminio anodizado plateado (Universal II) Diodos IntegraBus™ con 3 diodos Schottky Caja de conexiones ?';#@"GHJ=KQ@ Cables de salida Cable de 4mm2 con conectores MC4. Longitudes asimétricas: (-)1250mm / (+)800mm &R;*XHJKQ$@Y;*Z[HJ*\;*]^Z Dimensiones 1587x790x50mm Peso 19,4 kg Las medidas exteriores tienen una tolerancia de ±1%, salvo indicación contraria. 1000 W/m2 800 W/m2 600 W/m2 400 W/m2 200 W/m2 Voltaje (V) Corriente (A) 00 2 1 3 510 25 30 35 40 45 6 50 4 5 15 20 t = 0 ºC t = 25 ºC t = 50 ºC t = 75 ºC Voltaje (V) Corriente (A) 0 0 1 3 2 4 5 6 10 30 40 7 5020 1587 790 Módulo fotovoltaico de 175, 180, 185 y 190W BP Serie 4 319 77 949 1250mm Cable MC 800mm Cable MC Agujero de toma de tierra x4 Agujero de montaje x4 756 (-) '= (Módulo de 185W) '= (Módulo de 185W)  &HJ'&#_"`#_]_Z^ w{&|Y}H" &HJ'&#@ZY'&#@Z"`#@Z]@Z_Y`#@Z]@Z_&H{" Homologado por Intertek ETL para seguridad eléctrica y contra incendios (UL 1703 - ULC ORD-C1703). [{'?Y'?$ Las medidas eléctricas del módulo son calibradas conforme a referencias suministradas por laboratorios externos internacionales. Garantías Q{Y_| !| ^_!_| Esta hoja de características cumple con los requisitos exigidos por la norma EN 50380. YHsujetas a cambios sin previo aviso. vista lateral vista frontal vista posterior MC MC DETALLE DE LA CAJA DE CONEXIÓN (con sistema de sujeción de cables) 39,60 x 100,60 x 13,20 (mm) Área de montaje permitida para 5400Pa El aspecto del módulo puede variar. Células de esquinas redondeadas con diámetro de 165 o 150 mm. Dimensiones en mm. DATA SHEET DEGERtraker 5000HD DEGERtraker 3000HD DUAL AXIS TRACKING SYSTEM ◀ for open land for building integration▶ DEGERtraker 5000HD DEGERtraker 3000HD Rated power (depending on module type) 4,000 … 7,000 Wp 2,000 … 4,000 Wp Module surface up to 40 m² | 430 sqft 25 m² | 269 sqft Max. module surface 8.3 m x 5.3 m | 27.2 ft x 17.4 ft 5.05 m x 5.05 m | 16.6 ft x 16.6 ft Rotation angle East – West 300° 300° Rotating angle elevation 20° … 90° 20° … 90° Control MLD MLD Operating voltage 80 … 265 VAC / 80 … 380 VDC 80 … 265 VAC / 80 … 380 VDC Drive East-West Gear in drive head Gear in drive head Drive elevation 1,100 mm stroke 1,000 mm stroke Power consumption: Control mode 1 Watt 1 Watt with running drive approx. 15 Watt 10 Watt Internal consumption per year approx. 8 kWh 7 kWh Mast length 3,3 m … 5,5 m | 10,8 ft … 18 ft 3,3 m … 5,5 m | 10,8 ft … 18 ft Max. permissible wind velocity 170 … 300* km/h | 104 … 186* mph 170 … 300* km/h | 104 … 186* mph Weight (without mast) 950 kg | 2,094 lbs 650 kg | 1,433 lbs Materials Steel, aluminum, stainless steel Steel, aluminum, stainless steel Article-No. 1510001 1310001 ◀ for open land for building integration▶ Dual-axis, active tracking systems, suitable for all common solar modules RANGE OF SERVICES ▶ Yield increase of approx. 45 percent for all PV-applications ▶ Simple plug-and-play installation ▶ Decentralized control ▶ Designed in Germany *Designed with planning tool. The systems are designed in accordance with DIN 1055-4 (03/2005), tested acc. to NBC or OBC (Canada). Projectspecifi c adaptation to regional provisions. Technical modifi cations reserved in the interest of progress. SCOPE OF DELIVERY Complete dual axis tracking system optionally with different mast lengths, solar module carrier system made of aluminum, matching the module type used, patented control MLD (Maxium Light Detection) with DEGERconecter, wind guard, foundation plan, assembly instructions. ADDITIONAL PERFORMANCES Insurance packages, fi nancing concepts and extended warranty, on-site service ADVANTAGES THAT PAY OFF TECHNOLOGY ▶ Effi ciency because of intelligent tracking ▶ Maximum Light Detection control concept ▶ Premium product from the global market leader ▶ Lowest internal consumption SAFETY ▶ Globally best-selling system ▶ Long-term lowest running costs guaranteed ▶ Wind tunnel tested ▶ 99.9 percent availability ▶ Most experienced tracking system specialist PROFIT ▶ Investments and higher surpluses can be reliably calculated ▶ Most cost-effective electric power generation ▶ Fastest payoff ▶ Globally highest surplus yield among tracking systems DEGERtraker 9000NT DEGERtraker 7000NT DEGERtraker 6000NT DEGERtraker 5000NT/HD/CT DEGERtraker 3000NT/HD/CT DEGER TOPtraker 8.5 DEGER TOPtraker 40NT direct sunlight direct sunlight refl ected light diffuse light Snow, sand, gravel etc. THE INTELLIGENT CONTROL MLD TECHNOLOGY Astronomical control technology The effi ciency of a solar plant depends essentially on how much energy the solar cells are able to collect. The intelligent control of the DEGERtraker guarantees the optimal utilization of irradiation. Varying light conditions: Because of different levels of cloudiness, the light conditions in solar parks vary for each DEGERtraker. The individual control makes sure every DEGERtraker is optimally oriented to the brightest source of irradiation. This guarantees the highest energy yield possible. Refl ecting surface: The DEGERtraker uses direct solar irradiation as well as energy from refl ected light. Sunshine: The DEGERtraker directly faces the sun all day. Overcast sky: The DEGERtraker catches all the diffused light by moving to horizontal position. Partly clouded: In addition to the direct solar irradiation, diffused light is also used to maximize the effect. uniformly diffuse light