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PROYECTO FINAL DE CARRERA TITULO DEL PROYECTO ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVAS PARA EL ABASTECIMIENTO DE UN SISTEMA DE RIEGO CON ENERGIAS RENOVABLES EN ALCORISA ALUMNO: MARTA CALVO LÓPEZ ESPECIALIDAD: MECÁNICA DIRECTOR: AMAYA MARTÍNEZ GARCÍA CONVOCATORIA: JUNIO 2010 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa INDICE: Pág. 1. MEMORIA DESCRIPTIVA …………………………………………… 4 1.1 OBJETO DEL PROYECTO …………………………………… 4 1.2 ESTRUCTURA DEL CONTENIDO …………………………. 4 1.3 EMPLAZAMIENTO …………………………………………… 5 2. PLANTEAMIENTOS GENERALES ………………………………… 5 2.1 RECURSOS ……………………………………………………… 6 2.1.1 RECURSO SOLAR …………………………………… 6 2.1.1.1 Introducción ……………………………………. 6 2.1.1.2 La Constante Solar ……………………………… 6 2.1.1.3 Componentes de la Radiación Solar …………… 6 2.1.1.4 Tratamiento de Datos Meteorológicos …………. 7 2.1.1.4.1 Estaciones Meteorológicas ……………… 8 2.1.1.4.2 Atlas Solares, Tablas y Bases de Datos ... 8 2.1.1.4.3 Modelos Matemáticos …………………... 12 2.1.1.5 Radiación Solar para Cielo Claro ………………. 13 2.1.1.5.1 Irradiancia Directa sobre Cualquier Superficie …………………………… 14 2.1.1.5.1 Irradiancia Directa sobre Superficie Horizontal……………………………….. 14 2.1.1.6 Radiación Solar para Cielo Cubierto………… 14 2.1.1.6.1 Radiación Solar Directa Media Mensual. 16 2.1.1.6.2 Radiación Solar Media Horaria………. 16 2.1.1.6.3 Radiación Global Horaria Media Mensual para Superficie Horizontal …… 16 2.1.1.6.4 Radiación Difusa Horaria Media Mensual para Superficie Horizontal …. 18 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 2.1.1.6.5 Radiación Directa Horaria Media Mensual para Superficie Horizontal …………… 19 2.1.1.6.6 Radiación Horaria Media Mensual sobre Superficie Inclinada …………………… 19 2.1.1.7 Obtención Datos Meteorológicos en Alcorisa .. 21 2.1.1.7.1 Datos Medios Diarios Mensuales ……… 21 2.1.1.7.2 Datos Horarios Medios Mensuales …… 27 2.1.1.7.3 Temperaturas Horarias ……………….. 40 2.1.1.7.4 Conclusiones ……………………………. 41 2.1.2 RECURSO EÓLICO ……………………………………… 42 2.1.2.1 Introducción ……………………………………… 42 2.1.2.2 Tipos de Vientos ………………………………….. 42 2.1.2.3 Medida del Viento ……………………………….. 43 2.1.2.4 Potencia del Viento ……………………………… 43 2.1.2.5 Tratamiento de Datos Eólicos ………………….. 47 2.1.2.5.1 Atlas Eólicos …………………………… 47 2.1.2.5.2 Estaciones Meteorológicas ……………. 49 2.1.2.6 Obtención de Datos Eólicos en Alcorisa ……….. 50 2.2 DEMANDA ……………………………………………………… 60 2.2.1 RIEGO EN OLIVOS ……………………………………… 60 2.2.1.1 Factores de Riego ……………………………………… 61 2.2.1.2 Programación de los Riegos …………………………... 62 2.2.1.2.1 Riego por Goteo ………………………………… 63 2.2.1.2.2 Riego de Baja Frecuencia ……………………… 63 3. ALTERNATIVAS DEL SISTEMA DE BOMBEO DE AGUA …..…… 65 3.1 SISTEMA DE BOMBEO SOLAR DIRECTO EN CC. ………… 65 3.1.1 INSTALACIÓN DE BOMBEO ………………………… 65 3.1.2 CIRCUITO DE CONTROL ……………………………. 66 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 3.2 SISTEMA DE BOMBEO SOLAR DIRECTO CON SMP ……. 68 3.2.1 INSTALACIÓN DE BOMBEO ……………………….. 68 3.2.2 EL INVERSOR ………………………………………… 68 3.2.3 SISTEMA DE CONTROL ……………………………. 69 3.3 SISTEMA DE BOMBEO SOLAR CON ACUMULADOR …… 70 3.3.1 INSTALACIÓN DE BOMBEO ………………………. 70 3.3.2 LA BATERIA ………………………………………….. 70 3.4 SISTEMA DE BOMBEO EÓLICO ……………………………. 71 3.4.1 INSTALACIÓN DE BOMBEO………………………… 71 3.4.1.1 Aerogenerador con Transmisión Rotativa …….. 72 3.4.1.2 Aerogenerador de Transmisión Neumática ……. 72 3.4.1.3 Aerogenerador Accionando un Generador Eléctrico ………………………………………….. 73 3.4.2 EL AEROGENERADOR ……………………………… 73 3.5 SISTEMA DE BOMBEO EÓLICO-FOTOVOLTAICO ……… 74 3.5.1 INSTALACIÓN DE BOMBEO ………………………………... 74 4. HOJA DE CÁLCULO ……………………………………………………. 76 5. INSTALACIÓN FINAL …………………………………………………. 79 5.1 ENERGÍA GENERADORA ……………………………………… 80 5.2 TIPO DE CORRIENTE …………………………………………… 81 5.3 SISTEMA DE ACUMULACIÓN ………………………………… 81 5.4 BOMBA HIDRÁULICA …………………………………………. 81 5.5 RESULTADOS ……………………………………………………. 82 6. FECHA Y FIRMA…………………………………………………………. 86 7. BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………. 87 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 8. ANEXOS……………………………………………………………………. 88 8.1 EL EFECTO FOTOVOLTAICO ………………………………… 88 8.1.1 INTRODUCCION ………………………………………. 88 8.1.2 APLICACIONES DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA .. 89 8.1.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA ……………………………………….. 91 8.1.4 TIPOS DE PANELES EN FUNCIÓN DE LOS MATERIALES …………………………………………… 92 8.1.5 SISTEMAS DE SEGUIMIENTO SOLAR ……………… 94 8.1.6 ASOCIACIÓN DE CELULAS ………………………….. 95 8.2 COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN SOLAR FV ………… 97 8.2.1 INTRODUCCIÓN ………………………………………… 97 8.2.2 EL MODULO …………………………………………….. 99 8.2.3 EL ACUMULADOR …………………………………….. 105 8.2.4 EL REGULADOR ……………………………………….. 113 8.2.5 ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA …………… 117 8.2.5.1 El convertidor ………………………………………. 117 8.2.5.2 El inversor ………………………………………….. 118 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 8.3 COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN EÓLICO ……………. 121 8.3.1 INTRODUCCIÓN ……………………………………….. 121 8.3.2 FUNCIONAMIENTO …………………………………… 122 8.3.3 CONTROL DE POTENCIA ………………………………. 124 8.3.4 TIPOS DE AEROGENERADORES ……………………... 127 8.3.5 CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS AISLADOS …… 130 8.3.5.1 Características ……………………………………….. 131 8.3.5.2 Parámetros característicos ………………………….. 137 8.4 COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN DE BOMBEO ………. 139 8.4.1 INTRODUCCIÓN …………………………………………. 139 8.4.2 BOMBAS …………………………………………………… 140 8.4.3 MOTOR …………………………………………………….. 144 8.5 RESULTADOS ……………………………………………………….. 148 8.6 CATÁLOGOS ………………………………………………………… 192 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 1. MEMORIA DESCRIPTIVA 1.1 OBJETO DEL PROYECTO El proyecto tiene como objeto principal el estudio de las alternativas para un sistema de bombeo de agua con el empleo de energía fotovoltaica, eólica o una combinación de las dos. La instalación aportará el riego una vez al mes durante la temporada de abril a octubre a un huerto de olivos en la población de Alcorisa en la provincia de Teruel. Por tanto se ha realizado un estudio del recurso solar y eólico en la zona. Tras comparar las posibilidades, se decide un sistema final cuyo resultado se evalúa mediante la creación de una hoja de cálculo que considera los datos de radiación, junto con las características técnicas del módulo solar y de la bomba hidráulica para obtener el volumen de agua bombeado a un depósito elevado durante las horas de insolación en un día. 1.2 ESTRUCTURA DEL CONTENIDO Para llevar a cabo el estudio de las alternativas del sistema de bombeo es necesario analizar el recurso del que se dispone en el emplazamiento del proyecto. Por tanto se comenzará con el estudio del recurso solar y eólico en Alcorisa o en el lugar más cercano del que se disponga según la base de datos. Posteriormente se considera la demanda de agua de los cultivos de olivos en el territorio y el efecto que el riego tiene sobre éstos. A continuación se presentan las alternativas del sistema de bombeo alimentadas con las fuentes de energías renovables más adecuadas para la zona. Se comparan sistemas de bombeo fotovoltaico, eólico y una combinación de ambos. También las posibles configuraciones del sistema: corriente continua o corriente alterna, con sistema de acumulación y sistema directo, etc. Para calcular los resultados teóricos del sistema elegido se ha elaborado una hoja de cálculo que cuenta con las entradas de los datos de radiación media horaria, las características técnicas del módulo solar y por último las características de la bomba hidráulica y los datos de salida son el volumen de agua bombeado al depósito en un mes y los días que tarda en realizar la operación. De esta manera se comparan diferentes opciones para el mismo sistema y se puede examina el coste y fiabilidad de las mismas. Para concluir se describirá el sistema de bombeo final y los componentes elegidos. Se justifica la conclusión con los resultados obtenidos con la hoja de cálculo y con el menor coste final de una instalación que cumpla con el abastecimiento de la demanda dentro del tiempo requerido. En los anexos se encuentra la información teórica de energía fotovoltaica y eólica, así como los componentes que forman estas instalaciones y las de bombeo solar. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa También se cuenta con presupuestos privados y con los catálogos de la instalación final en el Anexo 8.6. 1.3 EMPLAZAMIENTO El proyecto tiene lugar en huerto de olivos en Alcorisa, en la comarca del Bajo Aragón en la provincia de Teruel, tal y como se muestra en la imagen bajo estas líneas: Mapa 1. 3.1: Comarca del Bajo Aragón. Fuente: www.bajoaragon.com. Ante la necesidad de implantar un sistema de bombeo de agua para riego en un lugar alejado de la población y de la instalación eléctrica se pensó en emplear energías renovables como sistema generador de la electricidad necesaria. Por tanto el estudio se centra en una instalación fotovoltaica aislada y minieólica. Además de los obvios beneficios que tiene el empleo de energías renovables, se requiere de una alta inversión inicial, pero económicamente más rentable a corto y medio plazo que una instalación de diesel. Otra ventaja es que la energía del Sol, no se agota. 2. PLANTEAMIENTOS GENERALES 2.1 RECURSOS Como se ha expuesto, se comienza con el estudio del recurso solar y consecutivamente con el recurso eólico en la zona de Teruel. Para ello, se introduce a los dos tipos de energía describiendo los componentes del recurso y a las fuentes de información de las que se dispone para el tratamiento de los datos meteorológicos. A continuación se analizan los resultados obtenidos con estas fuentes y se concluye con la elección de los datos más fiables y exactos, ya que no se dispone de información de Alcorisa en todas las fuentes. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 2.1.1 RECURSO SOLAR 2.1.1.1 Introducción Par entender la radiación, se deben introducir algunos términos que emplearemos para cuantificar la energía y la potencia de los rayos provenientes del Sol:  Irradiancia Solar (I): es la energía incidente por unidad de tiempo (potencia) sobre la unidad de superficie. Las unidades empleadas son W/m2.  Irradiación o radiación Solar (H): al integrar la irradiancia durante un cierto período de tiempo, se obtiene la energía incidente sobre la unidad de superficie. Las unidades utilizadas son los J/m2 o Wh. 2.1.1.2. La constante Solar La constante Solar es la irradiancia, (para todas las longitudes de onda), proveniente del Sol que incide sobre la unidad de superficie expuesta perpendicularmente a los rayos Solares fuera de la atmósfera de la Tierra. Esta magnitud varía ligeramente a lo largo del año. Se han realizado diversas mediciones de esta constante por medio de aproximaciones que la estiman entre 1338 y 1368 W/m2. Uno de los valores más utilizado y fijado como estándar durante mucho tiempo, fue el obtenido por la NASA (NASA design standard), que lo fija en: I0-NASA = 1353 W/m2 (Ecuación 2.1.1) Mediciones posteriores han fijado como valor más correcto el del World Radiation Center (WRC): I0 = 1367 W/m2 (Ecuación 2.1.2) 2.1.1.3. Componentes de la radiación Solar La radiación Solar que llega a la superficie terrestre está formada por la radiación directa (HD), la difusa (Hd) y la reflejada (Hr), cuyo conjunto forma la radiación global (HG). La radiación directa proviene directamente del Sol sin haber sufrido modificación alguna, esta radiación se puede concentrar al presentar una única dirección de incidencia. La radiación difusa es la que llega a la superficie después de haber sufrido diferentes cambios de dirección, motivados por las reflexiones y refracciones que se MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 2.1.1.5 Radiación solar para cielo claro La radiación máxima que alcanza la superficie de la Tierra se obtiene para condiciones de día claro (sin nubes), salvo algún caso excepcional. Para cielo claro existen diferentes modelos teóricos tanto de radiación directa como difusa que las determinan con bastante aproximación. La irradiancia directa normal (IDN) para cielo claro es la que se recibe sobre una superficie perpendicular a la dirección de la irradiancia directa. Existen diferentes factores que modifican el valor de la irradiancia directa que alcanza a la superficie, estos son los que aparecen en los siguientes subapartados. - Atenuación al atravesar la atmósfera La irradiancia que proviene del Sol hasta que alcanza la superficie terrestre es difundida, difractada, absorbida y refractada por gases a temperaturas y densidades diferentes. Llegando al suelo una irradiancia menor a la extraterrestre (I0), salvo en algún caso muy excepcional de condiciones del cielo. - Corrección por la altitud sobre el nivel del mar La altura sobre el nivel del mar en un lugar particular reduce el espesor de la capa atmosférica que tiene que atravesar la irradiancia Solar. Por lo que a mayor altura existirá menor espesor. Para contemplar este efecto de variación de la capa atravesada con la altura, se utiliza un factor, con el cual se corrige la irradiancia Solar en función de la altura del lugar. Cuando se dispone sólo de datos a nivel del mar (ó hasta +300 m) de la irradiancia incidente, se puede extrapolar ésta a un lugar con mayor altura mediante este factor. - Turbidez atmosférica. Un factor añadido que puede modificar la irradiancia incidente en la superficie de la Tierra es la turbidez (a τ), este parámetro es una indicación de lo sucia que está la atmósfera (presencia de aeroSoles). La turbidez normalmente se encuentra entre 0.12 a 0.4, en verano es mayor que en invierno, y también es sustancialmente mayor en las ciudades que en los pueblos. Para obtener en cielos sucios la irradiancia directa incidente en dirección normal (IDN), se multiplica la de cielo claro por el factor que se expone a continuación, en esta ecuación la turbidez hay que obtenerla de los datos de alguna estación meteorológica (la mayor parte de las veces este dato se desconocerá). )exp( mf aa    (Ecuación 2.1.3) MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 2.1.1.5.1 Irradiancia directa sobre cualquier superficie para cielo claro La irradiancia directa (ID) para cielo claro que alcanza cualquier superficie se determina a partir de la irradiancia directa normal (IDN) y del ángulo de incidencia (i) con el que la irradiancia directa alcanza la superficie. En la siguiente Imagen se muestran los ángulos que definen la geometría para el cálculo de éste. Imagen 2.1.7: Ángulos que definen la orientación e inclinación de una superficie. Fuente: T.M. Markus- E.N. Morris. 2.1.1.5.2 Irradiancia directa sobre superficie horizontal para cielo claro Para el caso particular de superficie horizontal el ángulo de inclinación (s) es nulo, relacionándose la inclinación directamente con la altura solar (h): cos (i) = sen( i) (Ecuación 2.1.4) La irradiancia directa sobre superficie horizontal es: IDH = IDN × sen (h) (Ecuación 2.1.5) 2.1.1.6 Radiación solar para cielo cubierto La mayoría de los días del año en el cielo aparecen nubes tanto de diferentes formas como tamaños. Para estos días no se puede obtener la radiación solar a partir de las ecuaciones utilizadas para cielo claro, ya que existirán diferentes atenuaciones de la irradiancia directa en función del tipo de nubes que no son corregidas por los modelos de cielo claro, también hay que tener en cuenta que la irradiancia difusa tampoco es diferente a la de modelo de cielo claro. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa En este caso, emplearemos el modelo de cielo cubierto para calcular la radiación horaria a partir de los datos de radiación media mensual facilitados por distintas bases de datos, ya que es el modelo que más se ajusta a la realidad. La radiación para cielo claro se basa en modelos matemáticos en los cuales existen diferentes relaciones físicas entre los parámetros, por lo tanto para una localización geográfica se podrían estimar los datos de radiación para cielo claro. Para cielo cubierto no existen modelos teóricos apropiados. En este caso se debe construir el modelo a partir de mediciones meteorológicas. En los institutos meteorológicos españoles habitualmente se ha medido la radiación media global mensual sobre superficie horizontal o el factor de insolación, (se definirá más adelante). En la actualidad con las mejoras de equipamiento se está registrando datos horarios en los principales centros meteorológicos. A partir de estos valores medidos, existen modelos que determinan la radiación solar sobre cualquier superficie, así como la composición (fracción directa/difusa). - Factor de insolación Se define como duración de la insolación (SS) al número de horas a lo largo de un mes en el cual se tiene una radiación directa por encima de un umbral. Se mide con un heliógrafo siendo el umbral habitual de 210 W/m2. Para definir el factor de insolación hay que determinar la duración máxima de insolación (SS0), que corresponde con el periodo correspondiente entre la puesta y la salida del sol, ésta se determina con la siguiente expresión (R. Bernard – G. Menguy – M.Schwartz): (Ecuación 2.1.6)  θ: coeficiente función de la latitud, ver tabla 1.6  d: número de días transcurrido desde el 21 de marzo.  n: número de días del mes evaluado.  SS0_d15: duración de la insolación evaluada para el día 15 del mes analizado. L (º) 55 52 50 48 46 44 42 40 θ 5.1 4.5 4.1 3.8 3.6 3.3 3.1 2.8 Tabla 2.1.3: Coeficiente θ en función de la altitud. Fuente: CIRCE. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Para determinar la radiación solar media mensual sobre horizontal hay que definir inicialmente el factor de insolación (σ), que es el cociente entre la duración efectiva de insolación y la duración máxima para un mes determinado: SSo SS   (Ecuación 2.1.7) 2.1.1.6.1 Radiación solar diaria media mensual A partir del factor de insolación se puede estimar con los modelos adecuados la radiación media diaria mensual global, difusa o directa sobre una superficie. Este valor medio diario es con el que normalmente se trabaja en aplicaciones relacionadas con la captación solar (placas de ACS, etc). 2.1.1.6.2 Radiación solar media horaria En algunas aplicaciones es necesario determinar la radiación horaria (directa, difusa o global) que incide sobre una superficie. Ésta se puede obtener aplicando ecuaciones matemáticas. Para obtener la radiación difusa y la global horaria sobre una superficie horizontal se debe partir de los datos de radiación difusa y global diaria. 2.1.1.6.3 Radiación global horaria media mensual para superficie horizontal Para determinar la radiación global horaria media mensual para superficie horizontal (HGHh) se puede utilizar la Figura 1.43, partiendo del ángulo horario de salida de sol (ws) o, de la duración del día y el valor de la radiación global media mensual diaria (HGH). Gráfica 2.1.1: Determinación del valor medio mensual horario de la radiación global sobre horizontal. Fuente: A. Mitjá- E. Batalla. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa La curva de la gráfica anterior, deducida por Liu y Jordan ha sido posteriormente expresada analíticamente por Collares – Pereira y Rabl, a través de la siguiente ecuación: (Ecuación 2.1.8) • HGHh: Radiación global horaria para cielo cubierto sobre superficie horizontal • HGH: Radiación global para cielo cubierto sobre superficie horizontal. • ws: ángulo horario (º) estimado para la hora de salida del sol. • w: ángulo horario (º) estimado para la hora en cuestión, viene referido al punto medio de la hora considerada. • a, b: coeficientes obtenidos mediante las expresiones: (Ecuación 2.1.9) 2.1.1.6.4 Radiación difusa horaria media mensual para superficie horizontal El valor medio mensual horario de radiación difusa sobre superficie horizontal (HdHh) se puede calcular gráficamente a partir de la siguiente gráfica, partiendo del ángulo horario de salida del sol (ws) o, la duración del día y el valor de la radiación difusa media mensual diaria (HdH). Gráfica 2.1.2: Determinación del valor medio mensual horario de la radiación difusa sobre horizontal. Fuente: A. Mitjá- E. Batalla MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa La curva de la gráfica 2.1.2, ha sido posteriormente expresada analíticamente a través de la siguiente ecuación: (Ecuación 2.1.10) • HdHh: Radiación difusa horaria para cielo cubierto sobre superficie horizontal • HGH: Radiación difusa para cielo cubierto sobre superficie horizontal. 2.1.1.6.5 Radiación directa horaria media mensual para superficie horizontal El valor medio mensual horario de radiación directa sobre superficie horizontal (HDHh) viene determinado por la diferencia entre la radiación global horaria (HGHh) y la difusa (HdHh). 2.1.1.6.6 Radiación horaria media mensual sobre una superficie inclinada Una vez conocidos los valores de radiación global, difusa y directa sobre una superficie horizontal, se podrá determinar el valor de la radiación global horaria sobre superficie inclinada. La radiación global se obtiene de la composición de la radiación directa, difusa y reflejada. La expresión utilizada para determinar la radiación global horaria sobre una superficie inclinada es la siguiente: (Ecuación 2.1.11) • HGh: Radiación global horaria para cielo cubierto sobre superficie inclinada. • a: coeficiente reflexividad del suelo (albedo). • s: ángulo de inclinación de la superficie colectora respecto a la horizontal. • RB: Factor de conversión de la radiación horaria directa sobre superficie horizontal a inclinada. • γ : orientación de la superficie colectora. (Ecuación 2.1.12) Para poder emplear los modelos matemáticos el Grupo de Energía y Edificación (GEE) de la Universidad de Zaragoza, ha desarrollado una hoja de cálculo basada en las ecuaciones matemáticas expuestas anteriormente. En las siguientes imágenes se muestran las dos partes de dicha hoja de cálculo. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa En la imagen 2.1.8 se calcula la radiación global horaria a lo largo del un día concreto del mes y la gráfica respectiva. Las entradas son el lugar o la latitud, orientación e inclinación de la superficie, el día del año, el mes y la radiación global media de dicho mes basada en las tablas del IDAE: Imagen 2.1.8: Cálculo de la Radiación Global Horaria basada en Modelos Matemáticos. Fuente: GEE. Imagen 2.1.9: Cálculo de la Radiación Global Horaria basada en Modelos Matemáticos. Fuente: GEE. En la imagen 2.1.9 se calcula la radiación global media mensual y media anual representadas en gráficas como la mostrada en la imagen, a partir de los mismos datos de entrada que en la de la imagen 2.1.8. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 2.1.1.7 Obtención de datos meteorológicos en Alcorisa. Antes de mostrar los datos obtenidos de las distintas fuentes, es necesario situar a Alcorisa en un marco climático dentro de la Península Ibérica. Debido a su localización cercana al mar Mediterráneo y al Sistema Ibérico, sufre un clima de inviernos fríos y veranos suaves, con gran amplitud térmica, llegando en invierno a los -10 ºC, por tanto pertenece al clima mediterráneo continental. Las precipitaciones son entre 300 y 650 mm/año, con borrascas atlánticas con mínimos en verano. Varía por el relieve, latitud y cercanía al mar. Imagen 2.1.10: Mapa climático de España. Fuente: Wikipedia. Para obtener los valores de radiación se han consultado distintas fuentes de información de las descritas anteriormente. Se pueden obtener datos medios diarios mensuales y datos horarios mensuales, pero no todas las fuentes generan ambos resultados. A continuación se procede al estudio de cada una de ellas según los datos que pueden calcular: 2.1.1.7.1 Datos medios diarios mensuales  Tablas del IDAE: Se ha obtenido la radiación en megajulios que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio de cada mes en MJ / m2 día y el dato medio anual en Teruel, ya que no se dispone del dato de Alcorisa. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC AÑO TERUEL 6.1 8.8 12.9 16.7 18.4 20.6 21.8 20.7 16.9 11 7.1 5.3 13.9 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa  PVGis: Esta base de datos nos da la posibilidad de estimar a largo plazo las medias de cada mes en Alcañiz, pueblo cercano a Alcorisa, en la primera columna de la siguiente tabla se calcula la radiación media mensual y la media anual, en la última casilla, en Wh/m2. En las otras dos columnas se ha calculado la inclinación óptima, en grados, de los módulos solares en función de la latitud y de la altura solar para cada uno de los meses; en la tercera columna se obtiene la temperatura media a lo largo del día, en grados centígrados, de cada mes. Tabla 2.1.4: Radiación media mensual (Wh/m2), Inclinación óptima y Temperatura media mensual en Alcañiz. Fuente: PVGis. En el siguiente gráfico, facilitado por la base de datos, también se puede ver de manera más representativa cómo varía la radiación horizontal, en KWh que incide en un metro cuadrado y día. Gráfica 2.1.3: Radiación incidente sobre la horizontal en Alcañiz. Fuente: PVGis. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa  N.A.S.A. Estos valores se calculan según la latitud y longitud del emplazamiento, pero no son valores puntuales, si no medias regionales. la base de datos de obtienen los siguientes valores d Irradiancia global en KWh/m2 y día medios para cada mes y la media anual, así como la temperatura del aire máxima media de cada mes y la media anual. Tabla 2.1.5: Irradiancia media global incidente en la superficie horizontal en KWh/m2 día. Fuente: NASA. La fluctuación de los valores respecto de los meses del año, se muestra gráficamente en la siguiente figura: Nasa Radiación 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 meses KWh/m2 dia Gráfica 2.1.4: Radiación global media mensual en Alcorisa. Fuente: NASA. Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept. Octubre Nov. Dic. Año Radiación 1,93 3,17 4,55 5,51 6,31 7,1 7,01 6,09 4,86 3,22 2,11 1,59 4,45 Max. Tª del aire 9,23 11,24 15,06 17,36 22,07 26,58 29,22 28,51 24,44 19,53 13,29 10,06 18,88 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5 15,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal Rgolbalmedia RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h Junio TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 6,69 Julio TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 6,62 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5 15,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal Rgolbalmedia RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5 15,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal Rgolbalmedia RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5 15,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal Rgolbalmedia RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h Agosto TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 5,50 Septiembre TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 4,50 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5 15,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal Rgolbalmedia RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h Octubre  NASA y Modelos Matemáticos Esta hoja de cálculo basada en modelos matemáticos nos permite evaluar la radiación horaria a partir de los valores de radiación media mensual aportados por las bases de datos anteriores. A continuación se muestran dichos resultados para los diferentes meses: TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 3,30 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,515,5 16,517,5 19,5 20,5 Rglobal RDirecta Rdifusa Radiación media horaria (kWh/m h Abril: TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 4,90 Mayo: TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 6,31 Gráfica 2.1.10: Radiación horaria global, directa y difusa para el mes de mayo. Fuente: Hoja de cálculo. Gráfica 2.1.9: Radiación horaria global, directa y difusa para el mes de abril. Fuente: Hoja de cálculo. 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5 15,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2 h MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,515,5 16,517,5 19,5 20,5 Rglobal RDirecta Rdifusa Radiación media horaria (kWh/m h Junio: TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 6,94 Gráfica 2.1.11: Radiación horaria global, directa y difusa para el mes de junio. Fuente: Hoja de cálculo. Julio: TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 6,64 Gráfica 2.1.12: Radiación horaria global, directa y difusa para el mes de julio. Fuente: Hoja de cálculo. Agosto: 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,512,5 13,514,5 15,516,517,519,520,5 Rglobal RDirecta Radiación media (kWh/m2 h MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,511,5 12,5 13,5 14,515,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,511,5 12,513,5 14,515,5 16,5 17,5 19,5 20,5 Rglobal RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 5,59 Gráfica: Radiación horaria global, directa y difusa para el mes de agosto. Fuente: Hoja de cálculo. Septiembre: TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 4,79 Gráfica: Radiación horaria global, directa y difusa para el mes de septiembre. Fuente: Hoja de cálculo. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,511,5 12,513,5 14,5 15,5 16,5 17,5 19,520,5 Rglobal RDirecta Rdifusa Radiación media horaria incidente (kWh/m2) h Octubre: TOTAL para el día medio Radiación Global (kWh/m2 ) 4,79 Gráfica: Radiación horaria global, directa y difusa para el mes de octubre. Fuente: Hoja de cálculo. Una vez obtenidos estos resultados se realiza la comparativa entre ellos representando dichos resultados de radiación horaria para cada mes en una gráfica como las siguientes: Abril Mayo Abril: Radiación horaria 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 6,5 8,5 10,5 12,5 14,5 16,5 18,5 20,5 Hora Solar KWh/m2 NASA Modelos Matemáticos PVGis MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Junio Mayo: Radiación horaria 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 6,5 8,5 10,5 12,5 14,5 16,5 18,5 20,5 Hora Solar KWh/m2 NASA Modelos Matemáticos PVGis Junio: Radiación horaria 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 6,5 8,5 10,5 12,5 14,5 16,5 18,5 20,5 Hora Solar KWh/m2 NASA Modelos Matemáticos PVGis MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Julio Agosto Agosto: Radiación horaria 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 6,5 8,5 10,5 12,5 14,5 16,5 18,5 20,5 Hora solar KWh/m2 NASA Modelos Matemáticos PVGis Julio: Radiación horaria 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 6,5 8,5 10,5 12,5 14,5 16,5 18,5 20,5 Hora Solar KWh/m2 NASA Modelos Matemáticos PVGis MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Septiembre Octubre Una vez realizada la comparación de los resultados obtenidos con tres fuentes diferentes se observa que no hay grandes variaciones, las mayores son en el mes de abril. Debido a que los demás meses el resultado es muy similar, esta desviación puede ser debida a algún error en la toma de datos. Se observa otra desviación en el mes de mayo, obteniendo unos resultados similares empleando las fuentes de la NASA y los Modelo Matemático, tales son 0,79 KWh/m2 y un resultado de 0,67 KWh/m2 empleando la base de datos PVGis. Octubre: Radiación horaria 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 4,5 6,5 8,5 10,5 12,5 14,5 16,5 18,5 20,5 Hora Solar KWh/m2 NASA Modelos Matemáticos PVGis Septiembre: Radiación horaria 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Hora Solar KWh/m2 NASA Modelos Matemáticos PVGis MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Gráfica 2.1.17: Potencia extraíble del viento. Fuente: Soren Krohn Cuyo máximo viene dado por 0.59 aproximadamente, es decir la máxima potencia que se puede extraer del viento es de 0.59 veces esta potencia. Como se puede observar en la gráfica, a medida que la relación 12 vv aumenta, disminuye la potencia que se puede extraer. Por tanto interesa que la velocidad de salida 2 vsea lo menor posible y 1 v lo mayor posible.  Comparación entre las potencias Gráfico 2.1.18: Relación entre potencias del viento, la extraída por el rotor y la transformada en electricidad. Fuente: windpower. El grafico muestra las potencias del viento, la extraída por el rotor y la potencia transformada a electricidad. La extraída por el rotor esta limitada por la ley de Betz y la transformada a electricidad esta limitada por la eficiencia del generador. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Como la potencia entregada dada por el generador eólico depende de la velocidad del viento la eficiencia va ha depender también de la velocidad del viento registrándose eficiencias máximas del orden de 44%. Hay que tener claro que para la lograr una eficiencia alta como la que sale aquí son necesarios muchos gastos que aumentarían el costo de producir un Kw más, por lo tanto máxima eficiencia no implica menor costo de generación. 2.1.2.5 Tratamiento de datos eólicos Para la obtención de datos eólicos se han empleado dos fuentes de información diferentes, Atlas eólicos y Estaciones meteorológicas: 2.1.2.5.1 Atlas eólicos El Atlas eólico del IDAE se ha elaborado ante la necesidad de elaborar un Estudio del Recurso Eólico de España con la fiabilidad suficiente para permitir la evaluación del potencial eólico disponible, incluyendo la explotación de sus resultados mediante un Sistema de Información Geográfica de consulta pública, cuyo ámbito de aplicación sea todo el territorio nacional, incluyendo las aguas interiores y una banda litoral marina adicional de 24 millas náuticas. La utilización de criterios uniformes facilita la comparación entre los resultados obtenidos en distintas zonas del país. Imagen 2.1.14: Mapa Eólico de Densidad de Potencia Media Anual a 80m de altura en Aragón. Fuente: IDAE. Para realizar el Atlas Eólico de España se ha recurrido a un modelo de simulación meteorológica y de prospección del recurso eólico a largo plazo, estudiando su interacción con la caracterización topográfica de España, sin llevar a cabo una campaña de mediciones específica. En cambio, sí se han utilizado datos reales del recurso para la validación de los resultados de la herramienta de simulación adoptada. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Los métodos convencionales para estudiar el potencial eólico en grandes extensiones requieren una larga y costosa campaña de medidas, la cual depende de la instalación de un gran número de torres meteorológicas perteneciente a una red homogénea de prospección. Asimismo, los modelos convencionales de flujos de viento son poco precisos ante regímenes de viento variables y territorios de orografía compleja. Las modernas técnicas de modelización mesoescalares y microescalares ofrecen una solución muy efectiva a estos problemas: combinan eficazmente la utilización de un sofisticado modelo de simulación atmosférica, capaz de reproducir los patrones de viento a gran escala, con un modelo de viento microescalar que responda a las características del terreno y a la topografía. De esta manera, se pueden llevar a cabo estudios del potencial eólico en regiones extensas con un nivel de aproximación aceptable. Además, hay que destacar que no son necesarias mediciones reales del recurso eólico in situ para conseguir resultados razonables, si bien los datos de torres meteorológicas son imprescindibles para confirmar el potencial eólico previsto en un emplazamiento concreto. En definitiva, la modelización atmosférica mesoescalar y microescalar reduce notablemente el coste y el tiempo necesarios para identificar y evaluar zonas potencialmente prometedoras para la implantación de proyectos eólicos.  Metodología utilizada Descripción de la metodología utilizada para la realización de los mapas eólicos. 1. Modelos En el corazón del sistema MesoMap está el MASS (Mesoscale Atmospheric Simulation System), un modelo numérico de predicción del estado de la atmósfera que ha sido desarrollado en los últimos 20 años por Meso Inc. (socio de Meteosim Truewind) como herramienta de investigación, así como plataforma de generación de productos meteorológicos comerciales. El MASS simula los fenómenos físicos fundamentales que gobiernan la atmósfera, incluyendo la conservación de la masa, la cantidad de movimiento y la energía (los principios básicos de la dinámica y termodinámica clásicas). 2. Bases de datos El modelo MASS se alimenta de diferentes tipos de bases de datos globales, geofísicas y meteorológicas. Las principales fuentes de datos: - Bases de datos de reanálisis - Bases de datos de radiosondeo y estaciones de superficie - Bases de datos geofísicas 3. Sistemas de cálculo y de almacenamiento de datos El sistema MesoMap requiere una gran potencia de cálculo y de almacenamiento para poder generar los mapas de recurso eólico con una resolución espacial elevada y en un tiempo razonable. Para alcanzar este objetivo se han utilizado 56 procesadores y más de 3 Terabytes de datos. Como cada día simulado por un procesador es completamente independiente del MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa resto de días, el proyecto se puede realizar en paralelo en este sistema 56 veces más deprisa que utilizando un solo procesador. Dicho de otro modo, un proyecto típico de MesoMap que tardaría más de dos años en completarse con un solo procesador, puede ser completado en dos semanas. 4. Proceso de generación de los mapas de potencial eólico El sistema MesoMap genera los mapas de potencial eólico en tres pasos. En primer lugar, el MASS simula las condiciones atmosféricas representativas de un periodo de 15 años. Cada simulación genera las características del viento y otras variables meteorológicas (como pueden ser la temperatura, la presión, la humedad, la energía cinética turbulenta o el flujo de calor) en tres dimensiones en el dominio de integración, y la información se guarda en salidas horarias. Una vez realizadas las simulaciones, los resultados se compilan en archivos resumen, que constituyen la entrada al modelo WindMap en la segunda etapa de elaboración de los mapas. La etapa final es la transformación de estos resultados numéricos en mapas, lo que se hace con la ayuda de las herramientas que proporcionan los Sistemas de Información Geográfica. Los dos productos principales de todo este proceso son: 1. Mapas de la velocidad media del viento y de la densidad de potencia eólica a distintas alturas sobre el nivel del suelo (30, 60, 80 y 100 m). 2. Archivos de datos que contienen los parámetros de las distribuciones de frecuencias de velocidad y dirección del viento. Los mapas y los datos de velocidades se comparan con los procedentes de observaciones realizadas en torres meteorológicas sobre la superficie terrestre o sobre el mar y, en caso de observarse discrepancias significativas, se realizan ajustes a posteriori. 2.1.2.5.2 Estaciones meteorológicas Explicadas anteriormente en apartado de radiación 2.1.1.4.1, las estaciones meteorológicas poseen aparatos de medida para la temperatura, humedad y presión atmosférica y si lleva incorporado un anemómetro como el de la imagen 2.1.11 la visualización de la velocidad y dirección del viento, ésta sería la estación meteorológica que interesa para nuestro estudio. En el siguiente mapa se encuentran situados las cincuenta estaciones meteorológicas situadas por la geografía española: MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Imagen 2.1.15: Mapa de la localización de las 50 estaciones meteorológicas en España. Fuente: SKIRON. 2.1.2.6 Obtención de datos eólicos en Alcorisa. Antes de describir los datos obtenidos de ambas fuentes, situamos en un contexto global la situación de la Península Ibérica, se muestra en el mapa bajo estas líneas la velocidad en la escala de colores adjuntada en el lateral y la dirección del viento representada por las flechas del mapa. Imagen 2.1.16: Mapa representativo de la velocidad (m/s) y dirección del viento para el día indicado. Fuente: CENER. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Se observa en la imagen el aumento de la velocidad del viento a lo largo de la depresión del Ebro, disminuyendo en los alrededores. También se contempla que la velocidad del viento aumenta sobre la superficie marítima, alcanzando valores aproximadamente de 15 m/s en el Estrecho de Gibraltar. Hay una clara distinción entre las partes este y oeste de la península, siendo en esta última ligeramente mayor la velocidad del viento, éste viene en dirección este, mientras que en la parte más occidental proviene del norte. A continuación se procede al estudio de los datos obtenidos mediante las bases de datos:  Atlas Eólico. En la base de datos del IDAE se han obtenido los diferentes mapas de la velocidad media en Aragón en las diferentes estaciones del año, en el punto rojo ésta emplazado Alcorisa, como se puede observar en los siguientes mapas: Imagen 2.1.17: Mapas estacionales de la Velocidad Media de Aragón. Fuente: IDAE Se puede comprobar la variación de la velocidad del viento a lo largo de las estaciones, así en primavera, en Alcorisa, el viento tiene una velocidad de aproximadamente entre 5 y 7 m/s. En la depresión del Ebro, las velocidades alcanzan los 8,5 m/s en algunas zonas. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Mientras que se reduce la velocidad del viento en verano, en el que prácticamente en su totalidad, el territorio posee la tonalidad azulada perteneciente a velocidades en torno a 4,5 m/s, siendo también la situación de Alcorisa. Únicamente en la depresión del Ebro, existen tonalidades marrones, se aumenta hasta los 6,5 m/s. Por último, en otoño y en invierno la situación es más parecida, encontrándose las menores velocidades en el Pirineo y Pre-Pirineo y en ciertos puntos del Sistema Ibérico. Sin embargo, en Alcorisa se detectan valores en torno a los 9 m/s. En nuestro caso, el estudio interesa llevarlo a cabo mayoritariamente en verano, siendo ésta la situación más desfavorable para la instalación de un aerogenerador. A continuación se muestra la velocidad del viento media anual y la densidad de potencia media anual en Aragón, en el mapa se sitúa Alcorisa en el punto rojo: Imagen 2.1.18: Mapa Eólico de Aragón. Velocidad Media Anual a 80 m de altura. Fuente: IDAE. En el mapa se observa que la situación es muy similar a la encontrada en primavera, con unas velocidades medias del viento en torno a los 6 m/s. Encontrando valores en torno a los 8, incluso 9 m/s en las zonas cercanas al río Ebro. También se ha obtenido el mapa de densidad de potencia del viento: MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Imagen 2.1.19: Mapa Eólico de Aragón. Densidad de Potencia Media Anual a 80 m de altura. Fuente: IDAE. Los valores del mapa oscilan entre menos de 70 y más de 800 W/m2, es decir, entre azul claro y el negro respectivamente. La situación de Alcorisa corresponde a valores entre 150 y 200 W/m2. El mapa recoge valores de hasta 600 W/m2., de la misma manera que en el mapa de la velocidad del viento, estos valores corresponde al entorno del río Ebro y al sur de la provincia de Teruel.  Estaciones Meteorológicas De la base de datos CENER se han obtenido los valores para Alcorisa (punto señalado por una bandera) de Rosa de Velocidad y de Rosa de Frecuencia, que se mostrarán sobre la rosa de vientos y el Histograma, que se mostrará en un gráfico de barras los valores de frecuencia de viento en porcentaje, tal y como se puede observar a continuación: MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Imagen 2.1.20: Estadística del viento en Alcorisa. Fuente: CENER. En la rosa de los vientos se representan los valores de velocidades entre 0 y 8 m/s, que toma el viento en la rodaja, en función de su orientación geográfica, así como los porcentajes de frecuencia del mismo, entre 0 y 28 %. En la gráfica se observan los valores de frecuencia de viento en porcentaje frente a la velocidad del viento en m/s, sólo existen valores hasta los 12,5 m/s, ya que no se han registrado velocidades mayores. Se percibe que las mayores frecuencias se encuentran entre los 0,5 y 4,5 m/s. Esta base de datos nos ofrece la posibilidad de obtener las siguientes gráficas: Gráfica 2.1.19: Velocidad y dirección del viento a 10 m de altura en Teruel. Fuente: CENER. Gráfica 2.1.20: Temperatura del aire a 2 m de altura y presión MSL. Fuente: CENER. En la gráfica 2.1.19 se puede ver las variaciones horarias de la velocidad y dirección del viento durante los días representados de Abril del 2010. Se analiza que las mayores velocidades corresponden a las 12 horas, mientras que los menores picos son a las 12 horas de la noche. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Mientras que en la gráfica 2.1.20 están enfrentadas la temperatura, en ºC, y la presión sobre el nivel del mar, en hPa, a lo largo de las horas de los días señalados. Se observa que las mayores temperaturas se corresponden a las horas del medio día y las menores a la hora de las 6 de la mañana. De la misma manera se destaca que las presiones son mayores los primeros días y disminuyen manteniéndose constantes los tres últimos días. Otra opción de dicha base de datos es proporcionar una tabla con todos los datos de velocidad horaria mensual, para el mejor manejo de la tabla, se han representado las medias diarias calculadas de los datos horarios, ya que son datos más precisos que disponer de las medias diarias directamente. Gracias a la elaboración de estas tablas se puede estudiar el recurso eólico con mayor precisión, en las siguientes gráficas se muestran dichos valores para cada mes de riego para la situación geográfica de Alcorisa: Abril: Velocidad media diaria en Abril 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 Fecha (días) Velocidad (m/s) Gráfica 2.1.21: Velocidades del viento medias diarias para abril en Alcorisa. Fuente: CENER. Se observa en la gráfica que los mayores valores alcanzan los 4 m/s, mientras que los mínimos representan una velocidad del viento de 1,5 m/s. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa  a R = Radiación terrestre expresada en mm/día.  m TTT ,, minmax = Temperaturas medias (ºC) de las máximas, las mínimas y las medias durante el periodo considerado. Cuando el olivar es puesto en riego, su volumen de copa aumenta, y con él, el r K, no estabilizándose hasta varios años después, lo que debe ser tenido en cuenta a la hora de diseñar el sistema de riego. Se le considera al suelo como un depósito de agua con un nivel superior denominado capacidad del campo (CC) y otro inferior, llamado nivel de agotamiento permisible (NAP), cuya diferencia determina el agua disponible para el cultivo. Con el método descrito puede aproximarse la c ET de un olivar en las distintas zonas productoras, que corresponde a la cantidad estacional de agua que debe ser satisfecha mediante lluvia y/o riego para que la producción no se vea reducida por el déficit hídrico. Dada la variabilidad de condiciones climáticas y de cultivo entre las distintas zonas productoras, la c ET debe calcularse para cada caso particular. 2.2.1.2 PROGRAMACIÓN DE LOS RIEGOS El objetivo del riego consiste en evitar que el contenido de agua del suelo alcance un nivel umbral por debajo del cual el cultivo sufre déficit hídrico y la producción se reduce. Las técnicas de programación de riegos permiten calcular cuándo regar y qué dosis aplicar para alcanzar este objetivo. Uno de los métodos más extendidos para la programación del riego es el del balance de agua, que consiste en calcular las variaciones en el contenido de agua del suelo como la diferencia entre las entradas y las salidas de agua del sistema o parcela (AS). Para programación de riegos es más conveniente expresar el contenido de agua del suelo en términos de déficit o cantidad de agua que le falta al suelo para estar lleno (DAS). La ecuación del balance se puede escribir como: ctt ETPERNDASDAS  1 (Ecuación 2.2.3)  DAS = Déficit de agua en el suelo (mm) al inicio (t-1) y final (t) del periodo de tiempo considerado, que puede oscilar entre 1 día y un mes.  RN = Cantidades de riego neto.  PE = Precipitación efectiva. En el cálculo del DAS ha de considerarse que siempre sea inferior a un valor umbral, denominado déficit permisible (DASP), para que la producción no se vea afectada. El DASP dependerá de las características del suelo y profundidad del suelo explorada por las raíces del árbol. Una vez establecida la metodología para estimar los componentes de la ecuación anterior podemos utilizarlos para evaluar el déficit de agua en el suelo en cada momento MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa de la estación, sin más que establecer un nivel de DAS de partida. Para ello hay dos opciones. Riego por goteo o riego de baja frecuencia. 2.2.1.2.1 Riego por goteo El riego por goteo tiene una alta eficiencia potencial en cultivos anuales y un coste similar al de otros sistemas. Dada su elevada frecuencia de riegos (normalmente diario), suele ignorarse el papel del suelo como almacén de agua, en este caso el contenido de agua en el suelo no varía con el tiempo y la expresión anterior se transforma en: PEETcRN   (Ecuación 2.2.4) A partir de esta expresión se pueden calcular las necesidades de riego diarios para los distintos periodos del año a partir de datos climáticos medios (calendarios fijos de riego) o de estimaciones actualizadas de ETc y de PE (calendarios de riego a tiempo real). Se regará en los meses que el balance sea negativo. 2.2.1.2.2 Riego de baja frecuencia. En el caso de riegos de baja frecuencia (aspersión y superficie) el criterio será aplicar un riego cuando se alcance el DASP con una dosis neta suficiente para elevar el contenido de agua del suelo hasta el nivel superior de capacidad del campo (CC). Con esta estrategia se minimiza la frecuencia de riegos y, por tanto, el coste asociado al riego. En todo caso, la dosis de riego estará acorde con las características del sistema de riego. El cálculo del calendario de riegos se haría con la ecuación 2.2.5: Días para el siguiente riego: diasn mmDASP diammETcº )( )/(  (Ecuación 2.2.5) Aplicando esta metodología es posible programar los riegos (números y dosis) con sistemas de baja frecuencia para cada caso particular. Imagen: Riego por goteo en olivar. Fuente: INTA. Imagen: Riego por aspersión. Fuente: INTA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Este calendario está sometido a una elevada variabilidad interanual y debería ser adaptado a las condiciones reales de precipitación de cada año particular. Esta es la razón de que en este proyecto solamente se demanda agua en los meses de abril a octubre. En este caso, es un huerto familiar de pequeñas dimensiones, el dueño ya tiene implantado un sistema de riego antiguo, bombeando el agua con generador diesel, por tanto ya sabe el volumen de agua necesario, este es 345 m3 de agua que distribuye una vez al mes por los olivos. También dispone de un depósito elevado, lo suficientemente grande para acumular ese volumen, muy cercano al pozo donde se encuentra el agua a bombear, la altura total entre la profundidad del pozo y el depósito es de 10 metros. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 3. ALTERNATIVAS PARA EL SISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA En este apartado se exponen las alternativas del sistema de bombeo consideradas para el estudio. Se explican los componentes y el funcionamiento de la instalación y especialmente las particularidades propias del elemento característico de cada una de ellas. En concreto se van a estudiar las posibles configuraciones que dan los recursos meteorológicos estudiados, por tanto se analizan alternativas fotovoltaicas y eólicas, únicamente en el caso en que ninguna de las estas opciones abastezca la demanda, se decidirá por una instalación combinada, aunque si que se va a considerar como alternativa, por tanto las diversas opciones del sistema que se van a estudiar son:  Bombeo solar directo de corriente continua  Bombeo solar directo con seguimiento del punto de máxima potencia (SMP)  Bombeo solar con acumulador  Bombeo eólico  Bombeo combinado solar - eólico 3.1 SISTEMA DE BOMBEO SOLAR DIRECTO DE CC Una de las posibles alternativas a tener en cuenta en el diseño de la instalación, es la conexión directa del generador fotovoltaico y el motor de corriente continua para instalaciones que no precisan potencias superiores a 200W. La ventaja de esta instalación es que la corriente creada por el generador fotovoltaico es corriente continua, por lo tanto no se necesita de un inversor que transforme cc en ca, ya que éste elemento, a parte de encarecer el precio de la instalación, requiere de mayor mantenimiento. El efecto global obtenido mediante este modo de funcionamiento es directo: a mayor energía de entrada de panel, mayor energía suministrada al motor y, por tanto, mayor caudal de agua, para una altura determinada. Se le pueden instalar equipos eléctricos con un circuito de control, que regulen la intensidad y la tensión de salidas suministradas al motor, para que éste trabaje en un rango adecuado. 3.1.1 Instalación de Bombeo Toda instalación de bombeo de agua requiere de un elemento capaz de suministrar la energía necesaria al agua para producir su impulsión. Este elemento es la bomba. Como se ha visto anteriormente, para pequeñas cantidades y para pequeñas profundidades las bombas más utilizadas en sistemas de bombeo fotovoltaico son las bombas centrífugas sumergibles. Las principales características de este tipo de bombas son las siguientes: - Permiten realizar la impulsión prácticamente desde el inicio del giro del eje de la bomba. - Su rendimiento se mantiene en un rango de velocidades muy amplio. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa - El ajuste de sus componentes constructivos provoca desgaste lo que hace necesario realizar un mantenimiento. Para realizar el accionamiento del eje de la bomba se emplea un motor eléctrico de corriente continua. Las bombas sumergibles llevan en un mismo bloque el impulsor hidráulico y el motor, de este modo, la propia agua del pozo sirve como elemento refrigerante de la bomba. El siguiente gráfico permite obtener el caudal capaz de mover la bomba, en función de la radiación solar incidente en el generador fotovoltaico y de la altura manométrica de la instalación. Como se puede observar, existe un aumento directo del caudal con respecto al tanto por ciento de la radiación solar aprovechada. De la misma manera, para un mismo caudal de bombeo, la bomba es capaz de mover el agua más altura al aumentar la radiación solar. A medida que varíe la velocidad del eje de la bomba, variará el caudal obtenido. Para modificar esta velocidad en el motor de corriente continua, se realiza una regulación de su potencia de funcionamiento, lo cual se consigue trabajando con valores de tensión e intensidad variables. El motor requiere precisamente de tensiones de alimentación bajas e intensidades elevadas para trabajar con pequeñas potencias y viceversa para el caso de potencias crecientes. Para las aplicaciones de bombeo directo se emplean generalmente motores de 12 o 24 Vcc . Los motores eléctricos de corriente continua precisan de mantenimiento, ya que cada cierto tiempo es necesario revisar el estado de las escobillas y el colector para limpiar las delgas de impurezas o, depende del caso, para sustituir el motor. Este dato es importante a la hora de mantener el correcto funcionamiento de la instalación. 3.1.2 Circuito de Control El circuito de control trabaja de modo similar a un convertidor DC/DC. A partir de una tensión de entrada de corriente continua, mediante una modulación de tipo PWM, se consigue una tensión de salida de corriente continua adecuada para el motor de la bomba. Gráfico 3.1.1: Relación caudal-presión- radiación solar. Fuente: ATERSA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa El control ajusta la potencia de salida hacia el motor de la bomba, elevando o reduciendo la tensión según la potencia de panel aumente o disminuya respectivamente. Otra importante ventaja de trabajar con un circuito de control, es que la potencia que se transmite al motor es en valores de tensión alta e intensidad muy baja, necesitando menos radiación para que éste arranque, aunque sea a bajas velocidades, pero aprovechando las primeras horas del día para bombear agua, lo que aumenta su eficiencia. El circuito de control consta de terminales de entrada para sondas de nivel o conductores. Es necesario que se controle el nivel de agua mínimo del pozo, para que se apague el motor de la bomba impidiendo que trabaje en seco o que aspire más sustancias que agua. Controlando el nivel máximo y mínimo del depósito de llenado, se evitará que rebose agua, las sondas de nivel detectarán cuándo el depósito está vacío y activarán el eje del motor para que comience a bombear agua, y se situará el otro sensor en el nivel máximo del pozo, con cierto margen, para que una vez alcanzado este nivel, el contacto de la sonda se cierre o en caso de ser dos conductores, ambos estén sumergidos en el agua, en este estado se produce el paro del motor. En el siguiente gráfico se puede obtener la diferencia entre la radiación mínima de arranque que es necesario alcanzar en un generador fotovoltaico que dispone de un circuito de control tipo PM5 de ATERSA comparado con la conexión directa del panel al motor sin el PM5. Se considera que la potencia de panel instalada es similar a la potencia de la bomba. Gráfico 3.1.2: Radiación mínima de arranque. Fuente: ATERSA. Fuente: ATERSA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 3.2 SISTEMA DE BOMBEO SOLAR DIRECTO CON SMP El equipo electrónico de bombeo directo de agua mediante energía solar SMP (seguimiento del punto de máxima potencia), hace posible el acoplamiento directo de un generador fotovoltaico con motores trifásicos para aplicaciones de bombeos de agua. El SMP actúa como variador de frecuencia, es decir, como inversor, transformando la corriente continua generada por los paneles fotovoltaicos, en corriente alterna y suministrándola al motor de la bomba. Este circuito permite actuar sobre un variador de velocidad trifásico para modificar el punto de trabajo de la bomba en función de la energía disponible. Mediante el algoritmo de seguimiento del SMP, se consigue que, en todo momento, el sistema trabaje en su punto óptimo de funcionamiento, regulando la potencia absorbida por la bomba acorde a la radiación solar incidente y consecuentemente a la energía disponible. 3.2.1 Instalación de Bombeo Como en todas las instalaciones de bombeo, se necesita de un elemento capaz de suministrar la energía necesaria al agua para producir su impulsión. Este elemento es la bomba hidráulica. Para realizar el accionamiento de la bomba se emplea de modo habitual un motor eléctrico trifásico de corriente alterna. Las bombas sumergibles llevan en un mismo bloque el impulsor hidráulico y el motor, de este modo la propia agua del pozo sirve como elemento refrigerante de la bomba, al igual que sucedía en el sistema anterior. En este caso, el empleo de un motor trifásico permite la variación de la velocidad de giro del motor, y permite regular la potencia absorbida por la bomba. Para conseguir una velocidad de motor variable es necesario trabajar con valores de tensión, intensidad y frecuencia eléctrica variables. Para las aplicaciones de bombeo directo se emplean generalmente motores trifásicos de 220V que permiten trabajar con series de menor número de paneles. 3.2.2 Inversor El generador fotovoltaico proporciona corriente continua a tensión constante y una intensidad proporcional a la radiación solar. Los valores de tensión e intensidad proporcionados por el generador fotovoltaico no son adecuados para hacer funcionar directamente un motor de corriente alterna trifásica, por esta razón, existe la necesidad de instalar un inversor. El inversor permite realizar una regulación de la tensión y frecuencia de salida, con lo que se consigue modificar la velocidad de giro del motor trifásico conectado y consecuentemente del rodete de la bomba. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Puesto que los motores en los sistemas de bombeo directo son trifásicos a 220V, el inversor debe seleccionarse también para la misma salida trifásica. El equipo SMP lleva instalado un variador de frecuencia adecuado a la potencia del modelo de SMP escogido. El variador limita la potencia que el sistema es capaz de solicitar a los paneles fotovoltaicos y, por tanto, la potencia que puede transferir hacia el motor de la bomba. Por tanto, para el caso de emplear paneles solares, disponer de una potencia de paneles superior a la que puede solicitar el variador, significa que, prácticamente con los primeros rayos de sol del amanecer, el sistema es capaz de hacer funcionar la bomba al 100% de su capacidad. Si se dispone de energía sobrante en el campo fotovoltaico, los paneles se autorregulan aumentando su tensión de trabajo y reduciendo la intensidad para ajustar la potencia de salida a la máxima solicitada. El variador de frecuencia requiere de una curva tensión-frecuencia de las siguientes características: 3.2.3 Tarjeta de Control Para que la instalación de bombeo aproveche toda la energía que pueden suministrar los paneles, el equipo de SMP se implementa con un circuito electrónico SMD (Sistema de montaje superficial con microcomponentes electrónicos) que dispone de un potente microprocesador encargado de ejecutar un algoritmo de seguimiento del punto de máxima potencia del panel fotovoltaico y de ajustar la velocidad de la bomba conforme a dicha potencia máxima que generan los paneles. Gráfico 3.2.1: Curva Tensión-Frecuencia del inversor. Fuente: ATERSA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 3.3 SISTEMA DE BOMBEO SOLAR CON ACUMULADOR En la mayoría de instalaciones fotovoltaicas autónomas, la batería o acumulador es el elemento esencial, haciendo posible el suministro eléctrico continuado, a pesar que la generación eléctrica sea a intervalos. Sin embargo, en las instalaciones de bombeo fotovoltaico, es un elemento auxiliar, ya que en este caso, es mejor acumular el agua en un depósito elevado y disponer de ella cuando se necesite, que acumular la electricidad, especialmente cuando la finalidad no requiere de un suministro continuo y asegurado. En este sistema, debemos de asegurarnos una gestión más exacta de la energía necesaria y después se dispondrá de más módulos fotovoltaicos y de un grupo auxiliar para cargar las baterías. Las baterías hacen que la instalación aumente considerablemente su coste, así como añade complejidad y reduce la fiabilidad de la misma, ya que requieren de mayor mantenimiento y control, en la actualidad es frecuente de la baterías utilizadas para aplicaciones fotovoltaicas se fabriquen con envase transparente para poder realizar un control visual de su estado de conservación y del nivel electrolito. 3.3.1 Instalación de Bombeo Al igual que en los sistemas anteriores, este sistema necesitará de una bomba hidráulica que produzca la energía necesaria para producir su impulsión, se trata del clásico bombeo, tanto en CC como en CA, que permite el funcionamiento constante del sistema sin necesidad de depender de las horas de insolación. No toda la energía que entra en la batería la podemos retirar después, ya que una parte se pierde. También habrá que tener en cuenta que una batería cargada se va vaciando poco a poco, debido a la resistencia interna del mismo aparato, aunque no se utilice. En este caso, a la hora de calcular el rendimiento global de la instalación, habrá que contar también con el de la batería. La instalación de una batería de acumuladores introduce algunas características que obligan a instalar nuevos elementos de regulación y protección para el buen funcionamiento del mismo. Siempre irá acompañada de un regulador 3.3.2 Batería Para las aplicaciones solares, tenemos que exigir a los acumuladores o baterías una serie de condiciones básicas que también se explican en el Anexo de “Componentes de la Instalación Solar Fotovoltaica”, en el apartado 8.2.3. : - Aceptar todas las corrientes de carga del panel fotovoltaico. - Mantenimiento mínimo imprescindible. - Fácil transporte e instalación. - Baja autodescarga. - Rendimiento elevado. - Larga vida. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 3.4 SISTEMA DE BOMBEO EÓLICO La dificultad de acceso a la red convencional de energía eléctrica, o su lejanía, muy patente en zonas de cultivo, hace que la energía eólica sea una alternativa clara para el bombeo de agua para riego. Se evita así la necesidad de acarrear con combustibles como el diesel hasta el emplazamiento del cultivo. En el diseño de una instalación eólica es necesario considerar tres factores: - El emplazamiento - El tamaño de la máquina - Los costes El emplazamiento elegido para instalar la máquina eólica ha de cumplir dos condiciones indispensables: el viento ha de soplar con regularidad y su velocidad ha de tener un elevado valor medio. Se hace necesario, por tanto, disponer de una información meteorológica detallada sobre la estructura y distribución de los vientos. Las mediciones estadísticas deben realizarse durante un período mínimo de tres años, para poder obtener unos valores fiables. Si las condiciones anteriores son positivas, puede ser conveniente una instalación eólica aislada, también llamada minieólica. El bombeo eólico se puede llevar a cabo mediante dos técnicas:  Bombeo directo: La energía del viento captada por el aerogenerador se transmite directamente el eje de una bomba sumergida. El agua extraída se puede almacenar en un depósito.  Bombeo con baterías: La energía eléctrica obtenida del viento a través de un aerogenerador es aplicada a las baterías para extraer el agua en el momento que se necesite. 3.4.1 Instalación de Bombeo Unos miniaerogeneradores producen energía eléctrica a una tensión de 12 o 24 voltios en corriente continua. Esta electricidad es consumida por una bomba, también en corriente continua, que bombea el agua desde el fondo del pozo a un depósito con una cierta altura. Allí se almacena el agua para su posterior distribución. Imagen 3.4.1: Instalación de bombeo eólico. Fuente: Grundfos. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa - Una vez obtenidos los valores anteriores obtendremos la potencia instantánea suministrada por los paneles fotovoltaicos a la motobomba desde la salida hasta la puesta de sol. El producto del factor de forma, el valor de intensidad de cortocircuito y la tensión de circuito abierto corregidas, será la potencia instantánea buscada, tal y como se indica en la siguiente ecuación:     FFcorregidaVIeaPins OCSC tantan (Ecuación 4.4) Por tanto, el producto de la potencia calculada anteriormente y el número de paneles fotovoltaicos corresponde a la potencia instantánea total suministrada por los paneles al motor de la bomba. El número de módulos, es el valor que se incrementa hasta que cumpla las condiciones de abastecimiento una vez se han introducido todos los datos de entrada. 3) Introducir las características técnicas de la bomba hidráulica. En último lugar, se recurre a la gráfica y la ecuación característica de la bomba mostrada en la hoja de cálculo (Anexo 8.5 “Resultados”). Se introduce esta ecuación en la columna del caudal (m3/h) y se impone la condición de arranque de la bomba: que la potencia instantánea total suministrada por los paneles debe ser igual o superior a la potencia mínima necesaria para el arranque del motor de la bomba, ésta accionará el rodete y comenzará a extraer agua del pozo. Para introducir la ecuación característica de la bomba debe ser una ecuación de segundo grado con el caudal en función de la variable potencia: )(PQQ  (Ecuación 4.5) Si no, se deben transformar las tablas o gráficas dadas por el fabricante para poder obtenerla de esta manera (como ocurre en el modelos Bomba SHURflo 9300. Se muestran las transformaciones necesarias en el Anexo 8.5 “Resultados” en el modelo KYOCERA 65W). Hasta ahora el resultado se obtiene como los m3/h bombeados en cada instante, pero se quiere calcular los m3 bombeados cada 15 minutos, ya que este es el periodo del que se tienen los datos de radiación y así se puede tener datos más exactos. Se resuelve como se indica a continuación: 4 )/( min) /15( 3 3hmQ mQ  (Ecuación 4.6) De esta manera se puede calcular el volumen de agua bombeado cada 15 minutos y por tanto el acumulado en el depósito en cada periodo de tiempo y a lo largo de todo el día. Sabiendo esto, se sabe las horas de llenado necesarias y por tanto del número de días que han de transcurrir para llenar el depósito con la demanda de agua necesaria. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 5. INSTALACIÓN FINAL Para la elección del sistema final se tiene en cuenta dos factores: - Fiabilidad - Economía Ante las diferentes alternativas descritas anteriormente se ha decidido por una instalación solar de corriente continua sin sistema acumulador. A tomar esta decisión se ha llegado tras el detallado análisis de los recursos climáticos de la zona y escogiendo una instalación que cumpla con la demanda de agua de la forma más económica. Se puede concluir que una instalación solar es la más apropiada en Alcorisa. Como se ha mencionado con anterioridad, Alcorisa es zona climática III, puesto que se dispone de una radiación media anual en la población cercana de Alcañiz de 4310 Wh/m2, y una temperatura media anual de 13,6 ºC, como indican las tablas del IDAE. Estas condiciones son las idóneas para una instalación solar fotovoltaica, puesto que, como se expone en el Anexo de “Componentes de la Instalación Solar Fotovoltaica”, las características técnicas de un panel solar dependen de estos factores, es decir, tiene mayor rendimiento a mayor irradiancia y menores temperaturas. . Como ya se dispone de un tanque elevado como acumulador para la posterior distribución del agua, sistema final se muestra en la imagen 5.1: Imagen 5.1: Instalación de bombeo solar con tanque elevado. Fuente: www.sitiosolar.com. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa A continuación se exponen los motivos que han llevado a elegir esta instalación. Estos se pueden clasificar en varias etapas: - Energía generadora - Tipo de corriente - Sistema de acumulación - Bomba Hidráulica - Resultados Posteriormente se analizan los resultados obtenidos de la hoja de cálculo para las distintas combinaciones de módulos solares y bombas hidráulicas y se propone un sistema final con los componentes que lo forman y un presupuesto. ENERGÍA GENERADORA Las posibilidades que se valoran son la energía solar fotovoltaica, la eólica y la combinación de ambas en un sistema eólicofotovoltaico, se comienza con los motivos que eliminan a la energía eólica como energía generadora de esta instalación y posteriormente la generación con dos fuentes de energía  Energía eólica. Se descarta una instalación de bombeo eólico. El recurso solar ofrece más posibilidades de éxito en menos tiempo y con mayor fiabilidad. Se puede decir que las condiciones del recurso eólico no son las más favorables, puesto que se necesita de un recurso constante y regular, con valores mínimos para el correcto funcionamiento del aerogenerador. Sobre esto se puede decir, como se expone en el análisis del recurso eólico en el Apartado 2.1.2, que no se dispone de una velocidad del viento regular y se alcanzan valores mínimos entre 1 y 3 m/s en repetidas ocasiones. Valores a los que un aerogenerador no comienza a girar. Se ha llevado a cabo un breve análisis del coste de una instalación eólica con la plantilla creada por el GEE que se puede encontrar en el Anexo 8.5 “Resultados”, donde se ha obtenido un coste de 5300 €, para un aerogenerador de 200 W como el del catálogo (véase Anexo 8.6).  Energía eólicofotovoltaica Además, con los componentes del sistema fotovoltaico se consiguen abastecer la demanda de agua, tal y como se computa en la hoja de cálculo, es económicamente más rentable que una instalación eólica y requiere de una inversión inicial menor, por tanto se amortiza en menor tiempo. Por otro lado, se decide no contar un sistema híbrido ya que se eleva el coste de manera innecesaria, puesto que un sistema con una sola fuente generadora de electricidad cubre la demanda necesaria. Esta demanda no incluye un abastecimiento continuo, como se ha calculado únicamente con módulos fotovoltaicos, se cubre dicha demanda, se considera descartar la opción de un sistema eólicofotovoltaico debido al encarecimiento del coste y a que no se necesita asegurar el aporte de energía de continuo. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa TIPO DE CORRIENTE En cuanto al tipo de corriente, se ha decidido contar con una instalación en corriente continua, así se elimina la necesidad de un inversor, ya que encarece el precio y la eficiencia del sistema. Por tanto la eficiencia del sistema la impone el inversor. El inversor requiere de mayores medidas de seguridad y mantenimiento. Por tanto lo ideal es que todos los elementos de la instalación trabajen en corriente continua, lo que no es problema ya que existen una amplia gama de bombas y motobombas que trabajan de esta manera. SISTEMA DE ACUMULACIÓN Considerando ya una instalación solar fotovoltaica, no es necesaria la implantación de baterías, puesto que con bombear el agua durante las horas de sol, se abastece la demanda antes de cumplir el tiempo impuesto hasta el siguiente riego. Además, como ya se cuenta con un depósito elevado capaz de acumular el volumen de agua demandado. Se decide bombear el agua hasta ese depósito día a día durante las horas de sol, para su posterior distribución. Consiguiendo disminuir gastos al no contar con baterías. Este elemento es el más sensible en instalaciones fotovoltaicas, ya que requieren de un mantenimiento más regular y tiene la vida útil más corta de toda la instalación. Por tanto al cabo de unos años sería necesario cambiar las baterías, añadiendo este coste a los costes por mantenimiento. Esta decisión consigue una instalación más robusta, menos sensible y con menos necesidad de mantenimiento. BOMBA HIDRÁULICA Para la elección de la bomba hidráulica se ha seguido las indicaciones del siguiente gráfico: MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Gráfica 5.1: Rango de actuación de bombas según la carga dinámica total y el volumen de agua requerido. Fuente: Cedecap. Se decide emplear una bomba sumergible volumétrica de cilindro o de desplazamiento positivo o también llamada de rotor helicoidal son adecuadas para cargas desde 50 a 120 m y flujos de 8 a 42 litros por minuto, lo que depende de la bomba. Las bombas usan el mismo ensamble de motor-variador. El motor actualizado emplea un estator segmentado que incrementa la eficiencia y el par en comparación con los motores normales (aproximadamente 10 % mejor que los motores estándar). Tienen potencia de admisión máxima de 900 W y una velocidad de operación de 500 a 3 000 rpm, en dependencia de la potencia de admisión y de la carga. El ensamble motor-bomba utiliza un sistema de rodamientos de carbón y cerámica que aseguran una máxima confiabilidad. Mientras que las bombas centrífugas, este tipo está recomendado para cantidades moderadas de agua y cargas dinámica total entre 20 y 35 metros, este dato es mucho mayor al necesario en la instalación. También sería factible elegir la centrífuga superficial, pero viene limitada por la capacidad de succión en 8 metros, medida inferior a la necesaria en este proyecto, por tanto se descartan estos tipos de bomba. A continuación se muestran dos ejemplos de bombas solares: Imagen 5.2: Bombas solares para pozos. Fuente: www.cubasolar.com Se concluye con la elección de una bomba volumétrica de rotor helicoidal sumergible, éstas son las más comunes en sistemas de bombeo fotovoltaico y las más eficientes, como se describe en el Anexo 8.4 “Componentes de la Instalación de MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa Bombeo”. Aunque requieren el reemplazo regular de sellos del pistón y tienen la desventaja de no tolerar arenas o sedimentos. En este tipo de bombas es necesario el empleo de un controlador con diodos de control del llenado/ vaciado del depósito para evitar que trabajen en seco, parando el funcionamiento de la bomba una vez que el depósito este lleno, en muchos casos, las empresas ofrecen controladores específicos para cada modelo de bomba e instalación. RESULTADOS A continuación se muestran los resultados obtenidos en la hoja de cálculo en una tabla, con los datos de volumen bombeado en un mes y días que tarda en llenarse el depósito con dicho volumen, para luego comparar el coste de las distintas instalaciones: Nº Pot. Marca Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Mód (W) Módulo Bomba Dias m3 Dias m3 Dias m3 Dias m3 Dias m3 Dias m3 Dias m3 8 65 KYOCERA Shurflo 30 350,8 25 438,8 29 353,33 24,5 365,4 27 406,73 25 387,9 25 378 4 135 KYOCERA Shurflo 24 440,6 20 548,2 29 361,6 29 373,7 21 508,1 26 397,3 28 387,7 3 185 MITSUBISHI SQF 2,5-2 20 516,4 18 617,7 17 629,3 17 651,8 19 576,9 22 468,3 22 484,1 4 115 BP SOLAR SQF 2,5-2 22 474,1 28 390,9 25 425,8 25 435,2 30 358,8 25 423,8 27 409,2 2 205 EVERGREEN SQF 2,5-2 19 558,1 30 365,4 15 684 16 695,2 18 615,6 21 506,1 28 387,4 5 80 KIT GRUNDFOS 23 453,1 26 420,6 19 561,4 19 575,4 28 391,1 26 408,4 29 371,4 Tabla 5.1: Tabla de resultados de la hoja de cálculo. El método que se ha llevado a cabo en este caso, ha sido el de ajustar el número de módulos necesarios en cada mes hasta que se cumplan dos condiciones: - el volumen de agua bombeado debe superar la demanda de 345 m3/mes - en un plazo de tiempo inferior al siguiente riego( de 30 días) El número de módulos que se encuentra en la tabla es el que cumple las condiciones en el peor mes, que es octubre. Sin embargo, el resultado de los demás meses, no se refleja con este número de módulos porque se ha querido mostrar los resultados obtenidos con el mínimo número de módulos posibles que cumplan las condiciones. Estos datos se pueden observar más detalladamente en Anexo 8.5 “Resultados”. La idea es poder modificar el número de módulos en cada mes y observar los resultados obtenidos. Se deduce en los resultados que todos los sistemas cumplen la demanda en un plazo de tiempo correcto para todos los meses. Los módulos considerados se han elegido siguiendo dos criterios: - Disponer de todas las características técnicas y el coste unitario - Escoger ejemplos variados y representativos en cuanto a marcas y potencias Observando los resultados con estos módulos se puede precisar que, en los sistemas con mayores potencias, que son el de EVERGREEN de 205 W y el panel policristalino MITSUBISHI de 185 W, están sobredimensionados. Se alcanza el volumen indicado en un corto espacio de tiempo y eso, sin contar con el número de módulos necesarios para el mes más desfavorable. Únicamente en este último mes se ajusta al calendario de riegos. Por tanto para la elección de un sistema final, se evitará MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa escoger éstos dos modelos. Por el contrario, el sistema de KYOCERA de 65W supera las condiciones y es el que más se ajusta al calendario y a la demanda. Especialmente se ha querido comparar distintos modelos de bombas y módulos frente al un kit de bombeo, en este caso se ha elegido el kit de Grundfos, ya que ofrecen kits eólicos, fotovoltaicos e híbridos. Se analiza el comportamiento de una bomba y unos módulos de la misma marca, fabricados expresamente para el uso conjunto de los mismos, pero pese a su buen rendimiento, resulta de un elevado coste frente a los otros modelos, como se observa en la Tabla 5.2, lo que lleva al descarte de esta combinación. Estos cálculos se han realizado con dos tipos de bombas diferentes, éstas son la bomba de Grundfos SQF 2,5-2 y la de la marca SHURflo 9300, ambas, como se ha expresado anteriormente, de tipo volumétricas de rotor helicoidal y de características similares como se puede ver en el Anexo 8.6 “Catálogos”, por tanto la elección entre los dos modelos, se basa en motivos económicos. Por otro lado al considerar las bombas que se iban a someter al estudio, se han encontrado dificultades para obtener las curvas características de la forma Q= Q(H), indicada en la Ecuación 4.5, éste ha sido un factor importante a la hora de seleccionar los modelos de las bombas. En el caso de la bomba SHURflo, se han podido transformas para adecuar las características disponibles a nuestras necesidades. Por otro lado, en la siguiente tabla se compara el coste únicamente de los módulos y de las bombas empleado: Tabla 5.2: Costes de los módulos y las bombas estudiadas. En los resultados obtenidos destaca por su bajo coste el sistema que cuenta con el módulo solar marca KYOCERA de 135 W y la bomba hidráulica de SHURflo 9300, este coste alcanza los 2.462 €. Esta composición ofrece buenos resultados en la tabla, Nº Módulos Potencia Marca Precio Und. (€) Precio Total (€) 8 65 KYOCERA 368 2944 Shurflo 9300 794 794 Total= 3738 € 4 135 KYOCERA 417 1668 Shurflo 9300 794 794 Total= 2462 € 3 185 MITSUBISHI 440,17 1320,51 SQF 2,5-2 1683 1683 Total= 3003,51 € 4 115 BP SOLAR 593 2372 SQF 2,5-2 1683 1683 Total= 4055 € 2 205 EVERGREENSOLAR 572 1144 SQF 2,5-2 1683 1683 Total= 2827 € 5 80 GF 80 694 3470 SQF 2,5-2 1683 1683 Total= 5153 € MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa valores ajustado a los exigidos y en plazos idóneos. De hecho, el dato del volumen de agua bombeado es de los que más se ajustan a la demanda de 345 m3, y el calendario es ajustado en todos los meses, sin ser demasiado apretado, ya que los días que tarda la bomba, está en torno a los 25 días, siempre contando con que en los meses centrales de mayo a agosto los valores de la tabla, no son fruto de la totalidad de los módulos con los que habría que contar. Pero se ha decidido mostrar así los valores para ver los resultados de todos los meses con el número de módulos más ajustado. Siendo la bomba elegida la SHURflo 9300, se valoran los controladores que ofrece esta marca y que se pueden ver en el catálogo. Se elige LCB-G75, que dispone de toma de boya de nivel de estanque y sondas para nivel de pozo. Incorpora también un botón ON/OFF para la marcha/paro de la bomba para evitar el trabajo en seco. Además funciona de convertidor DC/DC (más información el Anexo “Componentes de la Instalación solar Fotovoltaica”, en el Apartado 8.2.5 “Acondicionamiento de potencia”). Se concluye que en caso que de se llevara a cabo dicha instalación, se propone un sistema de bombeo solar fotovoltaico con dichos componentes. A estos elementos hay que añadir el coste del controlador con sonda de nivel para el depósito, la estructura para los módulos fotovoltaicos y el cableado. En las líneas contiguas se especifica el coste aproximado de la instalación final propuesta: Cantidad Descripción Precio Unidad Importe 4 Módulo Fotovoltaico Monocristalino KYOCERA 135 W/ 24 V 417 1668 1 Bomba SHURflo 9300 12-24 V 794 794 1 Controlador SHURflo LCB-G75 350 350 1 Estructura con inclinación ( 15-30-45º) aluminio 165,79 165,79 1 Cableado series y pequeño material 125 125 Total: 3102,79 € MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 86 6. FECHA Y FIRMA En Zaragoza, a 13 de Mayo de 2010. Marta Calvo López MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 87 7. BIBLIOGRFIA • Bayod Rújula, A. A.(2009). Sistemas Fotovoltaicos. Prensas Universitarias de Zaragoza. • Orgaz, F. y Fereres, F.; El Cultivo del Olivo; Riego. Andalucía. • Bombas de agua eólicas. • De Juana. J. Mª.; Energías Renovables para el Desarrollo. Cooperación Internacional. ITES-Paraninfo. • EVE: Ente Vasco de la Energía • Páginas web: o IDAE o ATERSA o Grundfos o Windpower o Renovables-energía o Ecovive o CENER o Celdasolar o Sitiosolar MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 94 este tipo de paneles se ha llegado a lograr rendimientos del 35%. Teóricamente con uniones de 3 materiales podría llegarse hasta rendimientos del 50% 8.1.5 SISTEMAS DE SEGUIMIENTO SOLAR En los sistemas solares fotovoltaicos existe la posibilidad de emplear elementos seguidores del movimiento del Sol que favorezcan y aumenten la captación de la radiación solar. Existen tres tipos de soporte para los colectores solares:  Colocación sobre soporte estático Soporte sencillo sin movimiento. Dependiendo de la latitud de la instalación y de la aplicación que se quiera dar se dotan a los paneles de la inclinación más adecuada para captar la mayor radiación solar posible. Es el sistema más habitual que se encuentra en las instalaciones  Sistemas de seguimiento solar de 1 eje Estos soportes realizan un cierto seguimiento solar. La rotación del soporte se hace por medio de un solo eje, ya sea horizontal, vertical u oblicuo. Este tipo de seguimiento es el más sencillo y el más económico resultando sin embargo incompleto ya que sólo podrá seguir o la inclinación o el azimut del Sol, pero no ambas a la vez.  Sistemas de seguimiento solar de dos ejes Con este sistema ya es posible realizar un seguimiento total del sol en altitud y en azimut y siempre se conseguirá que la radiación solar incida perpendicularmente obteniéndose la mayor captación posible. Existen tres sistemas básicos de regulación del seguimiento del sol por dos ejes:  Sistemas mecánicos El seguimiento se realiza por medio de un motor y de un sistema de engranajes. Dado que la inclinación del Sol varía a lo largo del año es necesario realizar ajustes periódicos, para adaptar el movimiento del soporte. - Mediante dispositivos de ajuste automático El ajuste se realiza por medio de sensores que detectan cuando la radiación no incide perpendicular al panel corrigiéndose la posición por medio de motores. - Dispositivos sin motor MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 95 Sistemas que mediante la dilatación de determinados gases, su evaporación y el juego de equilibrios logran un seguimiento del Sol. Se estima que con estos sistemas se puede lograr un aumento de entre el 30% y el 40% de la energía captada. Se hace necesario evaluar el costo del sistema de seguimiento y la ganancia derivada del aumento de la energía para determinar su rentabilidad. 8.1.6 ASOCIACIÓN DE CÉLULAS EN SERIE Y PARALELO La tensión proporcionada por una sola célula no tiene utilidad ya que alcanza valores del orden de 0,6 V a circuito abierto en células de silicio, cuando la mayoría de los circuitos en corriente continua funcionan con tensiones como mínimo de 5 V. Es necesario, por tanto conectar un número determinado de células para conseguir tensiones de utilidad. Los paneles fotovoltaicos más habituales están constituidos por un número de células conectadas entre serie que varían entre 30 y 36. Además los paneles tendrán que conectarse, en serie o en paralelo, para que sean capaces de proporcionar la tensión e intensidad nominales de la instalación, constituyendo el generador fotovoltaico propiamente dicho. En la figura se representa la curva característica de una célula. Gráfica 8.1.1: Curva característica del Punto de Máxima Potencia. Fuente: EVE. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 96 Un panel fotovoltaico se caracteriza por su potencia pico, que es la potencia que suministraría en el punto de máxima potencia (Pm) y en condiciones estándar, es decir bajo una irradiancia de 1 KW/m2, una temperatura de célula de 25 ºC y un espectro 1,5 AM. Debido a la dispersión de los parámetros característicos de las células, la potencia máxima de la asociación no es igual a la suma de las potencias máximas de las distintas células y en este sentido se puede hablar de un rendimiento de la asociación. 8.1.6.1 Asociación en serie Si debido a defectos de fabricación o por la formación de sombras, la intensidad de cortocircuito de una célula se ve reducida, la intensidad que recorre la asociación serie puede quedar por encima y la célula quedaría trabajando con tensión negativa, disipando potencia como si de un receptor se tratara. Para evitarlo se pueden instalar diodos (by-pass o de paso) que cortocircuiten la célula anulándola en estas circunstancias. La curva característica global de una asociación en serie quedaría definida por una tensión que resultaría de la suma de la tensión de cada célula. 8.1.6.2 Asociación en paralelo Dentro de un panel se pueden conectar en paralelo varios grupos de células conectadas a su vez en serie, aunque lo más frecuente es que la conexión en paralelo se haga entre paneles. Si la tensión de trabajo para un grupo de células conectadas en serie o para un panel supera su tensión de circuito abierto la intensidad se invierte y funcionaría, igualmente, como receptor. Para impedirlo se suele disponer de un diodo de bloqueo. En este caso las distintas agrupaciones no podrán funcionar en su punto de máxima potencia y la máxima potencia de la asociación resulta inferior a la suma de las potencias máximas. Debido a la dispersión en los valores de parámetros característicos de las células, tanto en serie como en paralelo, la potencia máxima de la asociación suele ser algo menor que la suma de potencias máximas de las células individuales, al igual que pasa con el rendimiento máximo. Aplicaciones del Cobre / Energía Solar MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 97 8.2 COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA 8.2.1 INTRODUCCIÓN Las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica son variadas, pudiendo separarse en dos grandes grupos: - Instalaciones conectadas a red. - Instalaciones aisladas de la red (sistemas autónomos). Los sistemas fotovoltaicos conectados a la línea eléctrica, han sido objeto de un interés creciente durante los últimos años en todos los países industrializados. Actualmente solo un porcentaje muy pequeño de la electricidad se utiliza en instalaciones aisladas de las redes eléctricas. Un sistema fotovoltaico de conexión a red es un tipo de instalación en la que interviene tres elementos: los módulos fotovoltaicos, el inversor y la línea eléctrica. En este tipo de sistemas, la energía generada por los módulos fotovoltaicos pasa directamente a un inverso DC/AC que convierte la tensión continua en alterna, inyectando la energía producida en la red eléctrica. Son instalaciones eléctricas de baja tensión. Mientras que los sistemas fotovoltaicos autónomos son aquellos que tratan de cubrir una determinada necesidad energética a partir de la energía solar por medio de la conversión fotovoltaica, sin estar conectado a la red eléctrica. Las principales aplicaciones de la energía fotovoltaica en sistemas autónomos son: MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 98 - Electrificación de viviendas y edificios. - Alumbrado autónomo. - Aplicaciones agropecuarias. - Bombeo y tratamiento de agua. - Señalización y comunicaciones. - Otras aplicaciones específicas. La complejidad del sistema y de los distintos subsistemas que lo componen, es muy dependiente de la aplicación y acondicionamiento concretos de cada instalación y del uso que se le vaya a dar. En la siguiente figura se muestran los distintos subsistemas que pueden formar parte de una instalación fotovoltaica autónoma, los cuales son: - El módulo. - El acumulador o batería - El regulador - El inversor MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 99 8.2.2 EL MÓDULO Es necesario poder definir varias características del panel solar para poder comparar y determinar calidades, eficacia y estabilidad eléctrica. Además de información general del producto, el tipo de célula, las características físicas del panel (ancho, largo, espesor y el peso), el tipo de caja de conexión, esquema o descripción con las distancias de los agujeros de fijación del marco, aparece lo que se denomina la curva I-V (curva intensidad-voltaje) del módulo solar. La curva característica I-V de un módulo fotovoltaico informa sobre los distintos valores de tensión e intensidad que puede proporcionar ese módulo. Se obtiene en condiciones de medida de uso universal, conectando el panel a una resistencia cuyo valor va variando de cero a infinito mientras se miden los distintos valores que resultan de intensidad y tensión. Las condiciones estándar para medir las respuestas de los paneles fotovoltaicos son: • Condiciones CEM (condiciones estándar de medición). - Irradiancia: 1000 W/m2 - Distribución espectral (Masa deAire): AM 1,5 - Temperatura de célula: 25 ºC. Aquí se miden la potencia máxima (Pmax) que puede suministrar el panel, la intensidad de cortocircuito (Isc) y la tensión de circuito abierto (Voc). • Condiciones Tonc (temperatura de operación nominal de la célula). - Irradiacia: 800 W/m2 - Velocidad del viento: 1 m/s Imagen 8.2.1: Instalación fotovoltaica autónoma. Fuente: www.nousol.com MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 100 - Distribución espectral: AM 1,5 - Temperatura ambiente de 20 ºC. El valor Tonc del mercado actual se encuentra entre 40 ºC y 46 ºC. 8.2.2.1 Parámetros Eléctricos Los parámetros que se reflejan en una curva I-V son: - Intensidad de cortocircuito (Isc) - Intensidad en el momento de máxima potencia (Imax) - Tensión de circuito abierto (Voc) - Tensión en el momento de máxima potencia (Vmax) - Potencia pico o potencia máxima Gráfico 8.2.1: Curva característica I-V de un panel fotovoltaico. Fuente: EVE  Intensidad de cortocircuito (Isc): La intensidad de cortocircuito se mide en amperios. Es la intensidad máxima que se puede obtener del panel solar, en las condiciones CEM, provocando un cortocircuito. Al no haber resistencia al paso de la corriente el voltaje es cero.  Tensión de circuito abierto (Voc): La tensión de circuito abierto se mide en voltios. Es el voltaje máximo que se puede obtener del panel solar, en las condiciones CEM, en circuito abierto. Al no haber conexión entre los bornes del panel, la intensidad es nula. . MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 101  Potencia pico o potencia máxima (Pmax): La potencia que es capaz de suministrar un panel se da siempre en vatios pico (Wp). El panel fotovoltaico funciona a potencia máxima cuando proporciona una corriente y una tensión tal que su producto es máximo (Imax *Vmax = Pmax). A ese punto de coordenadas (Imax, Vmax) se le denomina punto de máxima potencia. Normalmente un panel no trabaja a potencia máxima debido a varios condicionantes, entre otros a que la resistencia exterior está dada por las condiciones particulares del circuito al que esté conectada (la instalación). Como se ha dicho, los experimentos en laboratorio y los ensayos de módulos solares fotovoltaicos suelen hacerse en condiciones de un sol pico de intensidad (1000 W/m2). Así, la Pmax de un panel siempre se supone referida a una intensidad de un sol pico. También es posible encontrar dentro de las especificaciones del fabricante la potencia mínima Pmin garantizada contra la degradabilidad de las constantes eléctricas.  Intensidad y voltaje en el punto de máxima potencia (PMP): Las mediciones Isc y Voc son casos extremos que se realizan sin conectar ninguna carga al panel solar. En la vida real del módulo, lo normal es que esté conectado a una carga (un consumo, una batería, ...) y que fluya una corriente eléctrica al circuito exterior del módulo, circuito que es real y tiene una determinada resistencia al paso de la corriente. Entonces, el trabajo del panel viene dado por la intensidad (I) y la tensión (V) que determine la resistencia del circuito y siempre serán valores más pequeños que Isc y Voc. A la intensidad y al voltaje que correspondan a la potencia máxima que es capaz de generar el panel se les denomina (aunque no sea correcto) intensidad máxima (Imax) y voltaje máximo (Vmax). Es preciso detenerse un poco en esta denominación que puede resultar engañosa. En la curva I-V de la página anterior, se observa que Voc es mayor que Vmax, y que Isc es mayor que Imax. El nombre de intensidad máxima y de voltaje máximo se les da por corresponder al punto de máxima potencia. También es necesario reflexionar sobre el hecho de que el panel solar tiene que cargar un sistema de acumulación de 12 V (caso típico), y para hacerlo el panel siempre tendrá que tener una tensión superior a 12 V, aún en condiciones de baja, pero aprovechable radiación solar. El Punto de Máxima Potencia del panel fotovoltaico cambia con la Temperatura del panel y la Radiación solar incidente, por tanto, es importante realizar el seguimiento de este punto para conseguir el mayor rendimiento del sistema fotovoltaico, que no se obtendría con un punto fijo de funcionamiento. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 102 La gráfica que se muestra a continuación representa la curva típica I-V de un módulo fotovoltaico en función de la radiación y a una temperatura constante. Además, se representa con una línea de trazo discontinuo, la variación del punto de máxima potencia con la radiación. El algoritmo de control del SMP se encarga de que el punto de trabajo de los módulos fotovoltaicos sea, en cada instante, el correspondiente al de máxima potencia. En la siguiente gráfica, se muestra la variación de la curva I-V en función de la temperatura para una radiación de 1 KW/m2 e de igual manera se representa con una línea de trazo discontinuo, la variación del punto de máxima potencia con la radiación. Gráfico 8.2.2: Curva V-I a Temperatura constante de 25 ºC. Fuente: ATERSA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 103 Este seguimiento del punto de máxima potencia que el SMP ajusta la tensión del panel fotovoltaico de modo que el punto de trabajo en la curva I-V coincida siempre con el de máxima potencia posible. Además, con esta potencia, el SMP se encarga de ajustar la velocidad de la bomba para obtener, en cada instante, el máximo caudal posible.  Factor de forma (FF): Es un concepto técnico, poco conocido y muy válido. FF siempre será un valor más pequeño que 1 y el módulo fotovoltaico será tanto mejor cuanto más se aproxime a 1 su factor de forma. Entre 0,65 y 0,84 se encuentran muchos modelos de paneles. Las células de silicio monocristalino suelen tener mejor valor. Voc Isc P FF  max (Ecuación 8.2.1) 8.2.2.2 Parámetros Térmicos  Influencia de la temperatura Al colocar el panel al sol se produce electricidad, pero también se provoca el calentamiento de las células. La temperatura de trabajo de las células puede ser de 20º a 25 ºC superior a la temperatura ambiente. Al igual que ocurre en muchos dispositivos eléctricos y/o electrónicos, el exceso de temperatura resta eficacia. Esa pérdida de eficacia se puede cifrar en un 0,5% menos de potencia por cada grado de temperatura por encima de 25 ºC.  El punto caliente Si dentro del módulo una célula se encuentra sombreada y las otras no, o tiene un defecto de fabricación, se ve obligada a comportarse como una carga. En vez de producir energía, la consume, y comienza a disipar la energía generada por las demás. La célula sombreada eleva su temperatura. Y este problema puede llegar a dañar de forma irreversible el encapsulante. Para resolver este inconveniente, se colocan diodos de protección dentro de la caja de conexiones del módulo. Estos diodos van conectados en paralelo con grupos de células asociadas en serie. Si el módulo trabaja correctamente no influyen en el Gráfico 8.2.3: Curva V-I con Irradiancia constante de 1KW/m2. Fuente: ATERSA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 110 - Mayor eficiencia con baja temperatura ambiente. - Soportan alta combinación de temperatura y humedad ambiente. - No hay problemas de sulfatación de las placas ni congelación. - Autodescarga elevada que disminuye con el tiempo - Larga vida útil. 8.2.3.2 Parámetros Característicos  Capacidad nominal, CB. Es la cantidad de electricidad que puede obtenerse mediante la descarga total de una batería inicialmente cargada al máximo. La capacidad de un acumulador se mide en Amperios-hora (Ah) para un determinado tiempo de descarga. El régimen de descarga es el número de horas que la batería puede dar una cierta corriente hasta que se descarga completamente. En la práctica, la capacidad de una batería varía según el régimen de descarga: aumenta a medida que la descarga es más lenta, y disminuye cuando esta es más rápida. Por esta razón, el valor de C debe venir referenciado con el tiempo, como se muestra en la imagen 2 adjunta. Para acumuladores fotovoltaicos es usual referirse a tiempos de descarga de 100 horas. La capacidad real también depende de la temperatura: un ligero incremento de la temperatura aumenta la actividad de los procesos químicos y, por tanto, la capacidad de la batería y viceversa. Gráfico 8.2.4: Variación de la capacidad según régimen de descarga. Fuente: CIRCE. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 111  Tensión. En los acumuladores también puede definirse la tensión de circuito abierto y la tensión de carga. La tensión nominal suele ser de 2, 6, 12 ó 24 V, aunque varie durante los distintos procesos de operación. La tensión de carga es la necesaria para vencer la resistencia que opone el acumulador a ser cargado. En una instalación fotovoltaica, la tensión viene determinada por la batería, de esta manera, será la curva V-I del panel el que determine la corriente. Siempre es necesaria una tensión algo superior a la de la batería para que ésta sea cargada, por eso el módulo deberá de poder proporcionarla.  Autodescarga. Pérdida de carga de la batería cuando esta permanece en circuito abierto. Depende del tipo de batería y muy directamente de la temperatura, aumentando con esta. Se expresa habitualmente como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes, y a una temperatura de 20 ºC. La autodescarga hay que considerarla como un consumo adicional, que demanda un cierto porcentaje de energía almacenada. Su valor es aproximadamente de 0.5 a1 % diario en baterías de Pb-ácido.  Profundidad de descarga, PD. Valor, en tanto por ciento, de la energía que se ha extraído de un acumulador plenamente cargado en una descarga. A partir de la profundidad de descarga podemos encontrarnos con descargas superficiales (de menos del 20 %) o profundas (hasta el 80 %). La profundidad de descarga máxima (PDmax) es el valor en tanto por ciento de energía que se puede extraer sin dañar la batería. La capacidad útil de la batería (Ah) es: máxBútil PDCC *  (Ecuación 8.2.2)  Rendimiento. Es la relación entre la energía suministrada durante la carga y la que se necesita para cargar plenamente la batería. Las pérdidas en la batería se deben sobretodo a una producción de energía calorífica en los procesos químicos que tienen lugar durante la carga y descarga. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 112  Vida útil. En las baterías no se mide en años, si no por la cantidad de ciclos de cargadescarga que es capaz de realizar. A mayor número de ciclos que se le someta, su vida útil se acortará. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 113 8.2.4 EL REGULADOR Es el dispositivo encargado de proteger a la batería frente a sobrecargas y sobredescargas. Durante la noche la tensión de salida de los paneles fotovoltaicos es nula. Al amanecer, atardecer o en días nublados, el nivel de insolación es bajo y los paneles quizá no puedan cargar las baterías. Si la demanda de consumo eléctrico de la instalación provoca un estado de carga en la batería demasiado bajo, de mantenerse esta situación durante tiempo prolongado, resulta perjudicial para la misma. En este caso, el regulador cumple la misión de evitar la descarga de la batería. Cuando la insolación aumenta, la tensión de los paneles supera a la del banco de baterías y el proceso de carga se reanuda. Como la tensión que puede proporcionar el panel es mayor que la tensión que presenta la batería a plena carga, si no se controla el proceso de carga, continuaría produciéndose éste y puede dar lugar a una sobrecarga de la batería. Si no se evita se produce gasificación y calentamiento, dando lugar a una disminución de la vida útil. Para evitar esta sobrecarga se utiliza el regulador. 8.2.4.1 Parámetros Característicos El regulador funciona generalmente por control de la tensión de los terminales de la batería, relacionado con el estado de carga. También existen otras estrategias de regulación atendiendo a otros parámetros como el estado de carga del acumulado, en cualquier caso el regulador debe ser configurado específicamente en función del tipo de batería, aplicación y condiciones climáticas. Sus principales características son: Imagen 8.2.6: Reguladores de carga ATERSA. Fuente: ATERSA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 114  Tensión nominal. Igual a la del sistema, usualmente 12, 24 ó 48 V.  Intensidad máxima. Debe ser al menos un 25 % mayor a la máxima corriente del generador fotovoltaico, puesto que en ocasiones la irradiancia puede llegar a superar los 1250W/m2.  Tensiones de regulación. Los niveles de tensión a los que el regulador realiza el control o los cortes son la tensión de regulación. Algunos reguladores incorporan cuatro valores de tensión de regulación: - Tensión de corte por sobrecarga, Vsc. Máxima tensión que el regulador permite que alcance la batería, cuando alcanza Vsc, se desconecta el generador o comienza a limitar la cantidad de corriente que se suministra a la batería. - Tensión de rearme de carga, Vrc. Tensión a la cual se vuelve a conectar (histéresis)el generador para cargar de nuevo la batería. - Tensión de corte por sobrecarga, Vsd. Valor mínimo de tensión al que la batería está conectada al consumo. El funcionamiento es el mismo que con la tensión de corte por sobrecarga. - Tensión de rearme de descarga, Vrd. Al igual que en la tensión de rearme de carga, se realiza un ciclo de histéresis, hasta que no se baja del valor, en este caso Vsd, no se desconecta el consumo de la batería, y hasta que no se supera el valor Vrd, no se vuelve a conectar. Las tensiones de regulación para baterías plomo-ácido recomendados son: - Vsc = 2,45 V/elemento, a 25 ºC. Se debe corregir en -5 mV/ºC. - Vrc = 2,2 V/elemento. - Vsd = [1,9 y 1,95] V/elemento. - Vrc = 2,1 V/elemento.  Funciones de control. Algunos reguladores pueden incluir también las siguientes funciones: - Compensación de la temperatura. - Ajuste del procedimiento de carga según tipo de batería. - Protección contra polaridad inversa. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 115 - Protección contra cortocircuito. - Protección frente a sobretensiones debidas a descargas atmosféricas (rayos). - Indicador de carga, tensión e intensidad en cada momento. - Regulación automática del gaseo. Cada 15 días las baterías se cargan durante unas 3 horas con una tensión por encima de la tensión de gaseo, así se evita la estratificación indeseada del electrolito. - Instrumentación de medidores: voltímetros, contadores, alarmas, etc. - Seguimiento del punto de máxima potencia (SPM). Imagen 8.2.7: Esquema del flujo de energía en una instalación fotovoltaica. Fuente: EVE. 8.2.4.2 Tipos de reguladores  Reguladores serie. Son de utilización generalizada, la mayoría de los sistemas fotovoltaicos autónomos incorporan un regulador del tipo serie. Estos reguladores se caracterizan por un elemento interruptor que se conecta en serie entre el módulo fotovoltaico y la batería, y otro entre la batería y el consumo. Hoy en día los reguladores son muy sofisticados, con elementos semiconductores de conmutación rápida como MOSFETs, que ofrecen una mejor carga de la batería mediante la liberación de la corriente procedente de los paneles en rápidos pulsos de longitud variable (técnica denominada modulación de anchura de pulsos, PWM, Pulse Width Modulation) o incluso, se utilizan algoritmos especiales que adaptan los intervalos de los pulsos al estado de carga de la batería (SOC, State Of Charge). Cuando la tensión de la batería indica que va a pasar a sobrecarga (tensión de corte por alta), se desconecta la batería del generador. Cuando la tensión de la batería indica MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 116 que va a pasar a sobredescarga (tensión de corte por baja), se desconecta la batería del consumo.  Reguladores en paralelo. Este tipo de regulador, el elemento conmutador es conectado en paralelo al módulo. Al detectar que la tensión en la batería supera el valor correspondiente a plena carga (batería completamente cargada), el módulo es cortocircuitado por el interruptor y así no puede fluir corriente a la batería. En esta configuración, es obligatoria la integración de un diodo de bloqueo para evitar el cortoircuito de la batería. Al igual que en los reguladores en serie, la mayoría de los dispositivos de maniobra modernos también trabajan con regulación PWM y supervisión de estado de carga, SOC, de la batería. Con estos dispositivos se consiguen eficiencias más altas en la carga de la batería que los reguladores serie. Como desventaja, los MOSFETs de los reguladores en paralelo requieren grandes disipadores de calor con el propósito de superar las elevadas corrientes del generador fotovoltaico de forma segura. Para trabajar con reguladores en paralelo se necesitan módulos estándar de cierta calidad contrastada.  Regulador/ seguidor del punto de máxima potencia. El elemento central de un regulador PPT es un convertidor DC-DC que transforma la tensión de salida del módulo a la tensión requerida para cargar las baterías. El procedimiento normal de funcionamiento de este equipo es convertir mediante un inversor la corriente continua de entrada en corriente alterna, se eleva o reduce con un transformador, y posteriormente se vuelve a convertir en corriente continua, pero ya al voltaje requerido. Hay dos tipos de convertidores de continua a continua. Los convertidores de nominados step-up converters o también boost converter, elevan la tensión de entrada a un nivel de salida mayor y los convertidores step-down converters o Buck converters realizan la acción opuesta y empujan la tensión hacia un nivel inferior. En aplicaciones de fotovoltaica conectada a red, los convertidores Buck son los más empleados debido a que tienen tensiones de salida muy elevadas. La función más importante de este regulador es encontrar el punto de máxima potencia del campo solar. Para este propósito, la unidad DC-DC debe estar equipada con un algoritmo capaz de medir la curva V-I del módulo e identificar la tensión del punto de máxima potencia. La forma de lograrlo depende de los fabricantes de seguidores. En la mayoría de los casos. Los dispositivos trabajan con un seguimiento electrónico continuo del punto de máxima potencia que es interrumpido de tiempo cada MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 117 cierto tiempo por un barrido de tensión a lo largo de toda la curva V-I buscando asegurar que el mecanismo está siguiendo el MPP real u no una máxima potencia local. Las especificaciones mínimas a acompañar a un convertidor DC-DC son: - Tensión nominal, V. - Corriente máxima, A. - Fabricante y número de serie. - Polaridad de terminales y conexiones. El incremento de energía generada puede llegar al 15 % para sistemas con baterías, el sistemas directamente acoplados el incremento puede ser mayor. Se suelen utilizar con reguladores de carga, con consumos directamente conectados al generador, con bombas de continua, con inversores de frecuencia variable para bombeo o con inversores de sistemas en conexión a red. Algunos reguladores e inversores lo llevan incorporado. 8.2.5 ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA Los convertidores son elementos capaces de alterar la tensión y las características de la corriente eléctrica que reciben, transformándola de manera que resulte más apta para los usos específicos a que vaya destinada en cada caso. Los dispositivos que reciben la corriente continua, pero a un voltaje diferente, reciben el nombre la denominación de convertidores continua/continua y los que transforman la corriente continua en corriente alterna se denominan inversor o convertidor continua/ alterna. 8.2.5.1 EL CONVERTIDOR En este caso se le denomina convertidor, aunque también se le conoce como ondulador, y posiblemente el término más difundido es el de inversor DC/DC. Se trata de un dispositivo, cuya finalidad es la de adaptar las propiedades de la corriente eléctrica generada o acumulada a las de la corriente eléctrica requerida total o parcialmente por los consumos. A partir de una tensión de entrada de corriente continua, mediante una modulación de tipo PWM (Pulse-Width Modulation, explicada anteriormente), se consigue una tensión de salida de corriente continua adecuada, en este caso para el motor de la bomba de corriente continua. Imagen 8.2.8: Convertidor CC/CC. Fuente: PREMIUM. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 118 El convertidor ajusta el punto de funcionamiento del panel de modo que se mantenga en una tensión constante, se consigue trabajar con un rendimiento global elevado de la instalación. Otra importante ventaja de trabajar con un convertidor, es que la potencia que se transmite al motor es en valores de tensión alta e intensidad muy baja, necesitando menos radiación para que éste arranque, aunque sea a bajas velocidades, pero aprovechando las primeras horas del día para bombear agua, lo que aumenta su eficiencia. 8.2.5.1.1 Tipo de convertidores - Reductor o Buck: a la salida la tensión es menor que a la entrada - Elevador o Boost: permite tener a la salida una tensión mayor que a la entrada. - Reductor- Elevador o Cúk: proporciona una inversión en la tensión de salida sin necesidad de transformador. 8.2.5.2 EL INVERSOR El generador fotovoltaico proporciona corriente continua a tensión constante y una intensidad proporcional a la radiación solar. Estos valores de tensión e intensidad generados no son adecuados para hacer funcionar directamente un motor de corriente alterna trifásica, por esta razón, existe la necesidad de instalar el variador de frecuencia o inversor, que convierte la potencia eléctrica de corriente continua recibida del generador fotovoltaico a potencia de corriente alterna modificando la velocidad de giro del motor trifásico conectado. . En aplicaciones fotovoltaicas autónomas el objetivo es crear una tensión alterna a partir de la fuente de tensión continua disponible (baterías o sistemas de generación fotovoltaica), en pequeñas instalaciones, lo ideal sería que todas las cargas funcionasen en corriente continua, pero cuando el usuario desea utilizar los aparatos de corriente alterna resulta necesario el inversor. Mientras que en instalaciones conectadas a red, la tensión de la red es alterna y Imagen 8.2.9: Inversor CC/CA. Fuente: RENSA. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 119 la forma de la energía final tiene que ser, por tanto, alterna siendo obligado el uso de inversores. Existen en el mercado inversores monofásicos y trifásicos. La frecuencia de la tensión de salida es de 50 Hz en Europa. 8.2.5.2.1 Parámetros Característicos Los inversores deberán estar etiquetados con, al menos la siguiente información:  Potencia nominal, VA. Es el valor máximo y el nominal de la potencia alterna de salida que puede ser suministrada por el inversor.  Tensión nominal de entrada, V. Es el rango de los valores de la tensión continua de entrada aceptables para la operación nominal del inversor.  Tensión (VRMS) y frecuencia (Hz) nominales de salida. Otras características importantes son:  Estabilidad de la tensión. La tensión de salida debe ser lo más estable posible. Los de control PWM senoidal suelen tener variaciones de la tensión de salida del orden del 5 %, mientras que los de onda cuadrada del 10 %.  Eficiencia. Es la relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada al inversor. Depende de la potencia y de la temperatura de operación, así como de la tensión de continua. Debe ser lo más elevada posible, para todo el rango de potencias de salida. Los de control PWM senoidal suelen tener un rendimiento del 90 % o mayor para el 70 % de la potencia nominal de salida. Para potencias bajas el rendimiento cae.  Baja distorsión armónica. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 126 Si mira con atención la pala del rotor de un aerogenerador regulado por pérdida aerodinámica observará que la pala está ligeramente torsionada a lo largo de su eje longitudinal. Esto es así en parte para asegurar que la pala pierde la sustentación de forma gradual, en lugar de hacerlo bruscamente, cuando la velocidad del viento alcanza su valor crítico. La principal ventaja de la regulación por pérdida aerodinámica es que se evitan las partes móviles del rotor y un complejo sistema de control. Por otro lado, la regulación por pérdida aerodinámica representa un problema de diseño aerodinámico muy complejo, y comporta retos en el diseño de la dinámica estructural de toda la turbina, para evitar las vibraciones provocadas por la pérdida de sustentación. Alrededor de las dos terceras partes de los aerogeneradores que actualmente se están instalando en todo el mundo son máquinas de regulación por pérdida aerodinámica. 8.3.3.3 Aerogeneradores de regulación activa por pérdida aerodinámica Un número creciente de grandes aerogeneradores (a partir de 1 MW) están siendo desarrollados con un mecanismo de regulación activa por pérdida aerodinámica. Técnicamente, las máquinas de regulación activa por pérdida aerodinámica se parecen a las de regulación por cambio del ángulo de paso, en el sentido de que ambos tienen palas que pueden girar. Para tener un momento de torsión (fuerza de giro) razonablemente alto a bajas velocidades del viento, este tipo de máquinas serán normalmente programadas para girar sus palas como las de regulación por cambio del ángulo de paso a bajas velocidades del viento (a menudo sólo utilizan unos pocos pasos fijos, dependiendo de la velocidad del viento). Sin embargo, cuando la máquina alcanza su potencia nominal, observará que este tipo de máquinas presentan una gran diferencia respecto a las máquinas reguladas por cambio del ángulo de paso: si el generador va a sobrecargarse, la máquina girará las palas en la dirección contraria a la que lo haría una máquina de regulación por cambio del ángulo de paso. En otras palabras, aumentará el ángulo de paso de las palas para llevarlas hasta una posición de mayor pérdida de sustentación, y poder así consumir el exceso de energía del viento. Una de las ventajas de la regulación activa por pérdida aerodinámica es que la producción de potencia puede ser controlada de forma más exacta que con la regulación pasiva, con el fin de evitar que al principio de una ráfaga de viento la potencia nominal sea sobrepasada. Otra de las ventajas es que la máquina puede funcionar casi exactamente a la potencia nominal a todas las velocidades de viento. Un aerogenerador normal de regulación pasiva por pérdida aerodinámica tendrá generalmente una caída en la producción de potencia eléctrica a altas velocidades de viento, dado que las palas alcanzan una mayor pérdida de sustentación. El mecanismo de cambio del ángulo de paso suele operarse mediante sistemas hidráulicos o motores eléctricos paso a paso. La elección de la regulación por cambio de paso es sobretodo una cuestión económica, de considerar si vale o no la pena pagar por Imagen 8.3.4: Turbulencia en aerogeneradores de regulación por pérdida aerodinámica. Fuente: Windpower. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 127 la mayor complejidad de la máquina que supone el añadir el mecanismo de cambio de paso de la pala. 8.3.3.4 Otros métodos de control de potencia Algunos aerogeneradores modernos usan alerones (flaps) para controlar la potencia del rotor, al igual que los aviones usan aletas para modificar la geometría de las alas y obtener así una sustentación adicional en el momento del despegue. Otra posibilidad teórica es que el rotor oscile lateralmente fuera del viento (alrededor de un eje vertical) para disminuir la potencia. En la práctica, esta técnica de regulación por desalineación del rotor sólo se usa en aerogeneradores muy pequeños (de menos de 1 kW), pues somete al rotor a fuerzas que varían cíclicamente y que a la larga pueden dañar toda la estructura. 8.3.4 TIPOS DE AEROGENERADORES Los aerogeneradores se pueden clasificar atendiendo a diferentes características, como la posición del eje, la orientación respecto del viento, por el número de palas, etc. A continuación se detalla dicha clasificación: 8.3.4.1 Por la posición del eje Existen dos tipos de aerogeneradores según la disposición de su eje de rotación. Los aerogeneradores de eje horizontal y los de eje vertical.  Aerogenerador de eje horizontal La principal característica de un aerogenerador de eje horizontal es que el eje de rotación se encuentra paralelo al suelo. Los aerogeneradores horizontales tienen su eje de rotación principal en la parte superior de una torre y necesitan un mecanismo de orientación para hacer frente a los cambios bruscos en la dirección del viento. En la actualidad la mayor parte de aerogeneradores comerciales son de eje horizontal debido al mayor rendimiento que producen con respecto a los aerogeneradores de eje vertical. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 128 Por motivos de eficiencia y mayor rendimiento el tipo de aerogenerador más habitual en la actualidad es el aerogenerador de eje horizontal.  Aerogenerador de eje vertical La principal característica de un aerogenerador de eje vertical es que su eje de rotación está en posición perpendicular con respecto al suelo. Son aerogeneradores de fácil instalación que no necesitan de una gran torre para funcionar. Los aerogeneradores de eje vertical tienen la ventaja de adaptarse a cualquier dirección del viento. No es necesario que dispongan de ningún mecanismo de orientación ante cambios de la dirección del viento. Otra ventaja es que puede situar el generado, el multiplicador, etc., en el suelo. Son ideales en zonas de viento débil. La máxima desventaja del aerogenerador de eje vertical es su bajo rendimiento, debido a la resistencia que las palas ofrecen al viento y que las velocidades del viento cerca del nivel del suelo son muy bajas, por lo que a pesar de que puede ahorrarse la torre, sus velocidades de viento serán muy bajas en la parte más inferior de su rotor. Además, la máquina no es de arranque automático y puede necesitar cables tensores que la sujeten. Los aerogeneradores verticales mas habituales son el aerogenerador Darrieus y el aerogenerador Savonius de los cuales ya hemos hablado en otras entradas. 8.3.4.2 Por la orientación respecto al viento  A barlovento o a proa Son los más comunes, su principal característica es la de situar el rotor de cara al viento, evitando de esta manera que el cuerpo de la torre se interponga entre el propio rotor y la dirección del viento, a este efecto se le llama abrigo. El principal inconveniente de los diseños corriente arriba es que el rotor necesita ser bastante inflexible, y estar situado a una cierta distancia de la torre. Además una máquina corriente arriba necesita un mecanismo de orientación para mantener el rotor de cara al viento.  A sotavento o a popa Este tipo de orientación se da en los aerogeneradores de eje vertical. Su principal ventaje es que no necesita mecanismo de orientación de la góndola, si el rotor y la góndola tienen un diseño apropiado hace que la góndola siga al viento pasivamente. Imagen 8.3.5: Aerogenerador de eje horizontal. Fuente: Thales. Imagen 8.3.6: Aerogenerador Darrieus de eje vertical. Fuente: Renovables-energía. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 129 El inconveniente principal es la fluctuación de la potencia eólica, debida al paso del rotor a través del abrigo de la torre. Esto puede crear más cargas de fatiga en la turbina que con un diseño corriente arriba, presentan una escasa eficacia. 8.3.4.3 Por el número de palas  Una pala Al tener sólo una pala estos aerogeneradores precisan un contrapeso en el otro extremo para equilibrar. La velocidad de giro es muy elevada. Su principal ventaja es la reducción de costes. Sin embargo, los aerogeneradores monopala no están muy extendidos comercialmente, pues un gran inconveniente es que introducen en el eje unos esfuerzos muy variables, lo que acorta la vida de la instalación, además de los problemas de ruido y de intrusión visual. Una aplicación de este tipo de máquinas puede verse en la foto situada al lado.  Dos palas Los diseños bipala de aerogeneradores tienen la ventaja de ahorrar el coste de una pala y, por supuesto, su peso. Sin embargo, suelen tener dificultades para penetrar en el mercado, en parte porque necesitan una mayor velocidad de giro para producir la misma energía de salida. Esto supone una desventaja tanto en lo que respecta al ruido como al aspecto visual. Una aplicación de este diseño se presenta en la figura. Imagen 8.3.7: Aerogenerador monopala. Fuente: windpower. Imagen 8.3.8: Aerogenerador bipala. Fuente: Windpower. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 130  Tres palas La mayoría de los aerogeneradores modernos tienen este diseño, con el rotor mantenido en la posición corriente arriba, usando motores eléctricos en sus mecanismos de orientación. Este diseño tiende a imponerse como estándar al resto de los conceptos evaluados. La gran mayoría de las turbinas vendidas en los mercados mundiales poseen este diseño.  Multipalas Con un número superior de palas o multipalas. Se trata del llamado modelo americano, debido a que una de sus primeras aplicaciones fue la extracción de agua en pozos de las grandes llanuras de aquel continente. 8.3.5 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS AISLADOS A partir del nivel de energía requerida junto con el análisis del potencial eólico en la zona de instalación se determinará la potencia del sistema. Al ser energías renovables de naturaleza aleatoria, darán lugar a intermitencia en la potencia generada, cuestión que en sistemas conectados a red no supone un gran problema, pero en sistemas aislados, en los cuales hay que garantizar el abastecimiento de energía al consumo en todo momento, lo que obliga a tener sistemas de control o de almacenamiento de energía. Podemos clasificar los distintos tipos de sistemas aislados con energía eólica según la potencia de diseño. Esta potencia guardará relación con la aplicación y por tanto, con el nivel de consumo energético.  Micropotencia En este grupo se incluyen los sistemas de muy bajo consumo, con aerogeneradores de hasta 1 KW. Las aplicaciones típicas son iluminación, señalización terrestre y marina, repetidores, pequeñas viviendas aisladas, refugios, refrigeración, etc. Se suelen instalar en combinación con otras fuentes renovables, normalmente energía solar fotovoltaica. Utilizan baterías electroquímicas como sistema de almacenamiento.  Baja potencia Imagen 8.3.9: Aerogenerador multipala. Fuente: windpower. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 131 Sistemas de potencia entre 1KW y 100KW. En este grupo se incluyen los sistemas para aplicaciones de mayor consumo como electrificación rural, pequeñas granjas o fábricas, telecomunicaciones, etc. Se suelen instalar en combinación con otras tecnologías para aumentar su fiabilidad como sistemas híbridos eólico-fotovoltaico, eólico-fotovoltaico-diésel o eólico-fotovoltaico-hidráulico. Como sistema de almacenamiento se dispone de baterías y también de aire comprimido, volantes de inercia o almacenamiento hidráulico.  Media potencia Sistemas con potencia nominal de entre 100 y 500 KW. Normalmente aplicaciones híbridas eólico-diesel para suministro de energía a pequeños pueblos remotos, islas o en aplicaciones autónomas con capacidad de regulación de la carga como son bombeo de agua, petróleo o desalación de agua de mar, entre otras.  Gran potencia Sistemas de entre 500 KW y varios MW. Estos sistemas suelen ser eólico-diesel o eólico-gas de gran potencia para suministro de energía en islas. Los aerogeneradores utilizados son los mismos que en grandes conexiones a red, con la peculiaridad de que en estos sistemas el grado de penetración de energía eólica en el sistema está controlado para evitar problemas de estabilidad en la red. Imagen 8.3.10: Instalaciones eólicas aisdas. Fuente: www.ecovive.com. 8.3.5.1 Características Técnicas 8.3.5.1.1 Generador El aerogenerador convierte la energía mecánica en energía eléctrica. Los aerogeneradores son algo inusuales, si se les compara con los MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 132 otros equipos generadores que suelen encontrarse conectados a la red eléctrica. Una de las razones es que el generador debe trabajar con una fuente de potencia (el rotor de la turbina eólica) que suministra una potencia mecánica muy variable (momento torsor). En grandes aerogeneradores (alrededor de 100-150 kW) el voltaje (tensión) generado por la turbina suele ser de 690 V de corriente alterna trifásica (AC). Posteriormente, la corriente es enviada a través de un transformador anexo a la turbina (o dentro de la torre), para aumentar su voltaje entre 10.000 y 30.000 V, dependiendo del estándar de la red eléctrica local. Los grandes fabricantes proporcionan modelos de aerogeneradores tanto de 50 Hz (para las redes eléctricas de la mayor parte del mundo) y de 60 Hz (para la red eléctrica de América). La mayoría de los diseños de pequeña potencia usan conexión directa entre el rotor del aerogenerador y el generador eléctrico, sin existencia de caja multiplicadora. En los aerogeneradores de micro y baja potencia (<12 KW), el tipo de aerogenerador utilizado en casi la totalidad de los diseños es un alternador de imanes permanentes (PMG) de 4, 6, 8 o 10 polos. Aunque empieza a haber más con generador de inducción, que explicaremos más adelante, debido a que los imanes permanentes tienden a desmagnetizarse al trabajar en los potentes campos magnéticos en el interior de un generador. Asimismo existen algunos diseños con generadores de reluctancia variable (AOC).  Sistema de refrigeración Los generadores necesitan refrigeración durante su funcionamiento. En la mayoría de turbinas la refrigeración se lleva a cabo mediante encapsulamiento del generador en un conducto, utilizando un gran ventilador para la refrigeración por aire, aunque algunos fabricantes usan generadores refrigerados por agua. Los generadores refrigerados por agua pueden ser construidos de forma más compacta, lo que también les proporciona algunas ventajas en cuanto a rendimiento eléctrico se refiere, aunque precisan de un radiador en la góndola para eliminar el calor del sistema de refrigeración por líquido.  Arranque y parada del generador Si conecta (o desconecta) un gran generador de turbina eólica a la red simplemente accionando un interruptor corriente, muy probablemente dañará el generador, el multiplicador y la corriente de red del vecindario.  Opciones de diseño en generadores y conexión a red Imagen 8.3.11: Generador de turbina eóli ca. Fuente: windpower. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 133 Las turbinas eléctricas pueden ser diseñadas tanto con generadores síncronos como asíncronos, y con varias formas de conexión directa o conexión indirecta a red del generador. La conexión directa a red significa que el generador está conectado directamente a la red de corriente alterna (generalmente trifásica). La conexión indirecta a red significa que la corriente que viene de la turbina pasa a través de una serie de dispositivos eléctricos que ajustan la corriente para igualarla a la de la red. En generadores asíncronos esto ocurre de forma automática.  Generador sícrono - Principios de un generador trifásico (o motor): Todos los generadores trifásicos utilizan un campo magnético giratorio. En el dibujo de la izquierda hemos instalado tres electroimanes alrededor de un círculo. Cada uno de los tres imanes está conectado a su propia fase en la red eléctrica trifásica. Como puede ver, cada electroimán produce alternativamente un polo norte y un polo sur hacia el centro. Las letras están en negro cuando el magnetismo es fuerte, y en gris claro cuando es débil. La fluctuación en el magnetismo corresponde exactamente a la fluctuación en la tensión de cada fase. Cuando una de las fases alcanza su máximo, la corriente en las otras dos está circulando en sentido opuesto y a la mitad de tensión. Dado que la duración de la corriente en cada imán es un tercio de la de un ciclo aislado, el campo magnético dará una vuelta completa por ciclo. - Turbinas eólicas con generador síncrono Las turbinas eólicas que utilizan generadores síncronos suelen usar imanes en el rotor alimentados por corriente continua de la red eléctrica. Dado que la red suministra corriente alterna, hay que convertir la corriente alterna en corriente continua antes de enviarla a las bobinas arrolladas a los electroimanes del rotor. Los electroimanes del rotor están conectados a la corriente mediante escobillas y anillos rozantes en el árbol (eje) del generador.  Generador asíncrono - Principios de un generador asíncrono o de inducción Imagen 8.3.12: Imanes de un generador síncrono. Fuente: windpower. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 134 La mayoría de turbinas eólicas del mundo utilizan un generador asíncrono trifásico (de jaula bobinada), también llamado generador de inducción, para generar corriente alterna. Fuera de la industria eólica y de las pequeñas unidades hidroeléctricas, este tipo de generadores no está muy extendido; aunque de todas formas, el mundo tiene una gran experiencia en tratar con ellos: lo curioso de este tipo de generador es que fue inicialmente diseñado como motor eléctrico. De hecho, una tercera parte del consumo mundial de electricidad es utilizado para hacer funcionar motores de inducción que muevan maquinaría en fábricas, bombas, ventiladores, compresores, elevadores, y otras aplicaciones donde se convertir necesita energía eléctrica en energía mecánica. Otra de las razones para la elección de este tipo de generador es que es muy fiable, y comparativamente no suele resultar caro. Este generador también tiene propiedades mecánicas que lo hace especialmente útil en turbinas eólicas (el deslizamiento del generador, y una cierta capacidad de sobrecarga). - El rotor de jaula Un componente clave del generador asíncrono es el rotor de jaula. (Solía llamarse rotor de jaula de ardilla, pero después resultó ser políticamente incorrecto ejercitar a sus roedores domésticos en una rueda de andar, y ahora sólo disponemos de este nombre menos encantador). Este es el rotor que hace que el generador asíncrono sea diferente del generador síncrono. El rotor consta de un cierto número de barras de cobre o de aluminio, conectadas eléctricamente por anillos de aluminio finales. En el dibujo del principio de la página puede verse el rotor provisto de un núcleo de "hierro", utilizando un apilamiento de finas láminas de acero aisladas, con agujeros para las barras conductoras de aluminio. El rotor se sitúa en el centro del estator, que en este caso se trata de nuevo de un estator tetrapolar, conectado directamente a las tres fases de la red eléctrica. - Deslizamiento del generador La velocidad de un generador asíncrono variará con la fuerza de giro (momento, o par torsor) que se le aplique. En la práctica, la diferencia entre la velocidad de rotación a potencia máxima y en vacío es muy pequeña, alrededor de un 1 por ciento. Esta diferencia en porcentaje de la velocidad síncrona es el llamado deslizamiento del generador. Imagen 8.3.14: Rotor de jaula de ardilla o bobinado. Fuente: windpower. Imagen 8.3.13: Principio básico de un generador asíncrono. Fuente: windpower. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 135 Así pues, un generador tetrapolar girará en vacío a 1500 r.p.m. si se conecta a una red con una corriente de 50 Hz. Si el generador está funcionando a la máxima potencia, girará a 1515 r.p.m. El hecho de que el generador aumente o disminuya ligeramente su velocidad si el par torsor varía es una propiedad mecánica muy útil. Esto significa que habrá menor rotura y desgaste en la caja multiplicadora (menor par torsor máximo). Esta es una de las razones más importantes para la utilización de generadores asíncronos, en lugar de generadores síncronos, en aerogeneradores directamente conectados a la red eléctrica. 8.3.5.1.2 Sistema de frenado Es necesario tener un sistema de frenado capaz de reducir la velocidad del rotor o detenerla, tal y como se expresa en la norma UNE-EN 61400-2 acerca de la protección de los aerogeneradores, incluyendo la velocidad máxima del viento y el resto de las condiciones en las que se puede ejecutar el procedimiento. En los aerogeneradores que solo llevan un sistema de frenado, la solución mayoritaria se basa en uso de cortocircuito del generador eléctrico, que depende fundamentalmente de la solución utilizada para el primer sistema de frenado. 8.3.5.1.3 Sistema de orientación El sistema de orientación es por veleta de cola, salvo en algún modelo a sotavento. El timón veleta de orientación utilizado es indistintamente recto o elevado. Existe una gran variedad de soluciones utilizadas para regular la potencia y la velocidad de giro en los pequeños aerogeneradores. Entre ellas se incluyen cambio de paso eléctrico y de paso mecánico, desorientación y cabeceo. Los sistemas más comúnmente utilizados son por cabeceo del aerogenerador debido al empuje y por cambio de paso centrífugo y eléctrico. El punto clave en los pequeños aerogeneradores es determinar si, mediante sistemas pasivos, es posible conseguir una regulación adecuada o si hay que acudir a soluciones con mecanismos activos de paso variable similares a los empleados en los aerogeneradores de mayor tamaño. 8.3.5.1.4 Torre soporte Atendiendo al tipo de torre encontramos una amplia dispersión, ya que se usan torres atirantadas o autoportantes, tubulares y de celosía. Es práctica habitual que el fabricante ofrezca diferentes tipos de torres, de acuerdo con las características del emplazamiento. Lo mismo ocurre con la altura de la torre. Así, encontramos casos en los que un mismo modelo se ofrece con torres de 6, 8, 12, 18, 30 y 40 metros  Optimización de aerogeneradores MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 142 - Seguras y fiables. - Larga durabilidad (más de 10 años en servicio continuo). - Pueden sufrir sobrecalentamiento al operar en seco. - Mayor coste inicial. - Selladas con aceite lubricante incluido para evitar la contaminación del agua. 8.4.2.2 Bombas volumétricas También llamadas de desplazamiento positivo o de rotor helicoidal, son adecuadas para el bombeo de bajas cantidades de agua, entre 1.000 y 5.000 litros por día y/o donde la profundidad es grande. Algunas de estas bombas usan un cilindro y un pistón para mover el agua, otras utilizan diafragmas. Cada ciclo mueve una pequeña cantidad de líquido hacia arriba, el caudal es proporcional al volumen de agua, lo cual se traduce en un funcionamiento eficiente en un amplio intervalo de cargas dinámicas. Se caracterizan por: - Alta eficiencia, especialmente con altas cargas dinámicas. - Baja resistencia a la inclusión de arena. - Existen modelos sumergibles y no sumergibles. 8.4.2.2.1 Bombas volumétricas de cilindro. Las bombas de cilindro o de desplazamiento positivo, que se muestran en la Imagen 8.4.3, han sido muy empleadas 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 este sube, empuja el agua a la superficie. La energía eléctrica requerida para hacerla funcionar se aplica solo 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 los paneles fotovoltaicos. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 143 8.4.2.3 Bombas de diafragma. Estas bombas desplazan el agua por medio de diafragmas de un material flexible y resistente, en la figura adjunta, se puede observar el esquema de funcionamiento de una bomba de diafragma. Comúnmente los diafragmas se fabrican de caucho reforzado con materiales sintéticos. Se caracterizan por: - Bajo coste, hay que considerar el reemplazo del diafragma cada 2 o 3 años. - Diafragma resistente dependiendo de la calidad del agua. Imagen 8.4.3: Bomba Volumétrica de cilindro sumergible. Fuente: www.solar.nmsu.edu. Imagen 8.4.43: Diafragma de bomba volumétrica. Fuente:www.bombasy accesorios.com MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 144 Muchas de estas bombas llevan incorporado el motor de corriente continua con escobillas, que también deben cambiarse periódicamente. Los juegos de reemplazo incluyen los diafragmas, escobillas, empaques y sellos. La vida útil de este tipo de bombas es, aproximadamente, de 5 años de uso. 8.4.3 MOTOR Un motor eléctrico es una máquina eléctrica que transforma energía eléctrica en energía mecánica por medio de interacciones electromagnéticas. Pueden funcionar conectados a una red de suministro eléctrico o a baterías. Algunos de los motores eléctricos son reversibles, pueden transformar energía mecánica en energía eléctrica funcionando como generadores. Los motores de corriente alterna y los motores de corriente continua se basan en el mismo principio de funcionamiento, el cuál establece que si un conductor por el que circula una corriente eléctrica se encuentra dentro de la acción de un campo magnético, éste tiende a desplazarse perpendicularmente a las líneas de acción del campo magnético. El conductor tiende a funcionar como un electroimán debido a la corriente eléctrica que circula por el mismo adquiriendo de esta manera propiedades magnéticas, que provocan, debido a la interacción con los polos ubicados en el estator, el movimiento circular que se observa en el rotor del motor. Partiendo del hecho de que cuando pasa corriente por un conductor produce un campo magnético, además si lo ponemos dentro de la acción de un campo magnético potente, el producto de la interacción de ambos campos magnéticos hace que el conductor tienda a desplazarse produciendo así la energía mecánica. Dicha energía es comunicada al exterior mediante un dispositivo llamado flecha. A continuación se observan distintos modelos de bombas sumergibles que llevan el motor incorporado, esto ocurre en la mayoría de las instalaciones de bombeo fotovoltaico. Imagen 8.4.4: Motobombas sumergibles. Fuente: ALBAGSU. MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 145 8.4.3.1 Corriente Alterna Los motores de corriente alterna son más adecuados para cargas grandes en el rango de diez o más caballos de fuerza. Estos son más baratos que los motores de corriente continua, pero requieren de un inversor continua/alterna, que se agrega a los gastos iniciales y gastos potenciales de mantenimiento. Los sistemas de corriente alterna son ligeramente menos eficientes que los sistemas de continua debido a las pérdidas de conversión. Los motores de alterna pueden funcionar por muchos años con menos mantenimiento que los motores de corriente continua. Los sistemas de alterna están constituidos por un generador fotovoltaico que actúa sobre una motobomba sumergida AC, a través de un inversor de frecuencia variable o variador de velocidad. Al variar l irradiancia sobre el generador varía la frecuencia y la tensión a su salida y, con ello, la velocidad de giro del motor y el caudal bombeado. 8.4.3.1.1 Principio de funcionamiento. El motor eléctrico por excelencia en corriente alterna es el motor de inducción o motor asíncrono trifásico, como se muestra en la figura, es el más utilizado para el accionamiento de máquinas en la industria debido a su sencillez de mantenimiento, facilidad de instalación, bajo coste y robustez. El más utilizado es el motor trifásico asíncrono, estos pueden ser de rotor en cortocircuito o de rotor bobinado. 8.4.3.1.2 Partes fundamentales El estator, parte fija de la máquina donde van alojados las bobinas inductoras, las tapas laterales o también llamadas escudos que llevan dos cojinetes que permite el giro del rotor. El rotor en cortocircuito, parte móvil de la máquina, bobinada con unas barras de cobre o aluminio, introducidas en las ranuras y que van soldadas a dos anillos, del mismo material, llamados anillos de cortocircuito. Este conjunto se denomina jaula de ardilla por su parecido a una jaula de ardilla. Existen motores con rotor de doble jaula de ardilla. Imagen 8.4.5: Motor de inducción. Rotor y jaula de ardilla. Fuente: www.electricidadviatger.com MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 146 El eje del motor es el que desarrolla la potencia útil del motor, observamos la caja de bornes donde se efectúan las conexiones a la red y las aletas que lleva es para refrigerar la máquina mediante las aspas que llevan casi todos estos motores en la parte del escudo contrario al eje, es decir, cuando funciona el motor al mismo tiempo un ventilador proporciona aire que pasa a través de las aletas de refrigeración evacuando el calor que produce la máquina. 8.4.3.2 Corriente Continua Los sistemas de continua, son en general, de pequeño tamaño y están constituidos por un generador fotovoltaico que ataca directamente a un motor DC acoplado a una bomba de superficie. Al variar la irradiancia incidente sobre el generador, varía la tensión del punto de trabajo que resulta del cruce de las características del generador y de la motobomba y, con ello, varía la velocidad de giro del motor y el caudal de agua que proporciona la bomba. En algunos casos, dependiendo de las características de las bombas, estos sistemas incorporan un convertidor dc/dc (caso de bombas de desplazamiento positivo, no siendo necesario para las bombas centrífugas). Los motores eléctricos de corriente continua precisan de mantenimiento, ya que cada cierto tiempo es necesario revisar el estado de las escobillas y el colector para limpiar las delgas de impurezas o, depende del caso, para sustituir el motor. 8.4.3.2.1 Principio de funcionamiento. Cuando se aplica una tensión continua a las escobillas representadas en el dibujo, circulará una intensidad por la espira y, por estar ubicada dentro de un campo magnético y de acuerdo con la Ley de Lenz, parecerá en cada lado de la espira una fuerza electromagnética F que al campo magnético existente, girando. 8.4.3.2.2 Partes fundamentales Las partes de un motor de cc se pueden dividir en dos grupos:  La parte mecánica Compuesta por la carcasa, las tapas laterales también llamados escudos, las fijaciones de la máquina y el inducido que es la parte móvil de la máquina que gira apoyada sobre rodamientos (o cojinetes) solidarios a las tapas laterales antes mencionadas. Imagen 8.4.6: Motor en cc. Escobillas y espira. Fuente: www .electricidad - viatger.com MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 147  La parte electromagnética Formada principalmente por un circuito magnético que consta de un empilado de chapas magnéticas formando las masas polares del inductor, dos circuitos eléctricos formados por dos devanados diferentes; el devanado inductor que va alojado alrededor de las masas polares, el otro circuito es el devanado inducido que va alojado en las ranuras en la parte que gira (llamada rotor), que se observa en la siguiente imagen, que pueden estar formados por hilos o pletinas dependiendo de la potencia del motor,. Imagen 8.4.7: Partes de un rotor de motor de cc. Fuente: www.electricidad-viatger.com MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 148 8.5 RESULTADOS KIT GRUNDFOS MODULO: GF 80W BOMBA: SQF 2,5-2 SQF 2,5-2 GRUNDFOS y = -3E-05x 2 + 0,0174x - 0,39 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 0 50 100 150 200 250 300 P (W) Q (m3/h) Serie1 Polinómica (Serie1) Datos Bomba P (W) Q (m3/h) 25 0 50 0,4 75 0,8 100 1,2 125 1,4 150 1,5 175 1,9 200 2,1 225 2,2 250 2,4 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 149 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 150 MEMORIA Estudio de las Alternativas para el Abastecimiento de un Sistema de Riego con Energías Renovables en Alcorisa 151