Universidad de Cuenca
RESUMEN
A inicios de una nueva era, en un mundo totalmente dependiente de los
combustibles de origen fósil y de sus consecuencias originadas por el agotamiento
irremediable de su producción, se evidencia la búsqueda constante de encontrar
nuevas alternativas energéticas que sean capaces de abastecer la demanda en el
sector residencial y que sean provenientes de fuentes inagotables a escala humana.
El avance tecnológico ofrece actualmente varios campos en el desarrollo de
energías renovables, las mismas que son catalogadas como infinitas y de escasos
impactos ambientales. Sin embargo su aplicación es altamente cuestionable debido
a sus altos costos iniciales, y al miedo generado en la sociedad por no cumplir la
confiabilidad esperada.
El presente trabajo analiza la factibilidad técnica y económica en el Ecuador para la
implementación de energía solar, tanto en el campo fotovoltaico como termo solar
aplicado a viviendas unifamiliares.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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ÍNDICE
CAPITULO 1 .................................................................................................................... 10
GENERALIDADES .......................................................................................................... 10
1.1 Antecedentes ............................................................................................................. 10
1.2 Demanda energética en el Ecuador ........................................................................... 11
1.3 Demanda energética residencial en el Ecuador ......................................................... 12
1.4 Políticas y estrategias para el cambio de la matriz energética en el sector residencial13
1.5 Legislación ................................................................................................................. 16
1.6 Energía....................................................................................................................... 16
1.6.1 Formas de energía ............................................................................................................... 17
1.6.2 Fuentes de energía .............................................................................................................. 18
1.6.2.1 Fuentes de energía no renovables ............................................................................. 18
1.6.2.2 Fuentes de energía renovables .................................................................................. 18
1.6.2.3 Fuentes de energía no renovables ............................................................................. 19
1.6.3 La energía renovable ........................................................................................................... 19
1.7 La energía solar ......................................................................................................... 20
1.7.1 Aprovechamiento de la energía solar ................................................................................ 21
1.8 Movimiento solar ........................................................................................................ 21
1.8.1 Distancia Sol-Tierra .............................................................................................................. 22
1.8.2 Estaciones ............................................................................................................................. 23
1.8.3 Líneas y círculos imaginarios ............................................................................................. 24
1.8.3.1 Líneas imaginarias ........................................................................................................ 24
1.8.3.2 Círculos imaginarios ..................................................................................................... 24
1.8.4 Parámetros y ángulos en la posición Sol - superficie terrestre ..................................... 24
1.8.5 Posición del Sol .................................................................................................................... 25
1.8.6 Angulo de incidencia de radiación solar (A) ..................................................................... 27
1.8.6.1 Latitud (L)........................................................................................................................ 28
1.8.6.2 Declinación solar (δ) ..................................................................................................... 28
1.8.6.3 Inclinación (s) ................................................................................................................. 29
1.8.6.4 Orientación o Azimut del panel (g) ............................................................................. 29
1.8.6.5 Angulo horario (ω) ......................................................................................................... 29
1.8.7 Sombreamiento ..................................................................................................................... 30
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1.8.8 Angulo de salida del Sol (ws) ............................................................................................. 32
1.9 Radiación solar........................................................................................................... 34
1.9.1 Factores de Radiación solar ............................................................................................... 35
1.9.1.1 Factores climáticos ....................................................................................................... 35
1.9.1.2 Factores astronómicos ................................................................................................. 36
1.9.2 Valores de Irradiancia solar ................................................................................................ 37
1.9.2.1 Constante solar .............................................................................................................. 37
1.9.2.2 Irradiancia extraterrestre sobre una superficie perpendicular
.......................... 38
1.9.2.3 Irradiancia extraterrestre sobre una superficie horizontal
........................... 39
1.9.3 Hora solar pico ...................................................................................................................... 39
1.9.4 Medición de la radiación solar ............................................................................................ 40
1.9.5 Radiación solar en el mundo .............................................................................................. 40
1.9.6 Radiación solar en la República del Ecuador .................................................................. 41
CAPITULO 2 .................................................................................................................... 43
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA............................................................................... 43
2.1 Antecedentes ............................................................................................................. 43
2.2 El principio fotoeléctrico .............................................................................................. 43
2.3 La célula Fotovoltaica ................................................................................................. 45
2.3.1 Características eléctricas .................................................................................................... 47
2.3.2 Temperatura de trabajo del panel ...................................................................................... 50
2.3.3 Factor de degradación ......................................................................................................... 50
2.3.4 Potencia de salida ................................................................................................................ 50
2.4 Elementos que componen un sistema fotovoltaico ..................................................... 51
2.4.1 Panel fotovoltaico ................................................................................................................. 51
2.4.2 Acumuladores Eléctricos ..................................................................................................... 53
2.4.3 Regulador .............................................................................................................................. 54
2.4.4 Inversor de corriente ............................................................................................................ 55
2.4.5 Equipos adicionales ............................................................................................................. 56
2.5 Tipos de sistemas fotovoltaicos .................................................................................. 57
2.5.1 Instalaciones aisladas de la red ......................................................................................... 57
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2.5.2 Instalaciones conectadas a la red ...................................................................................... 59
2.6 Normativa Internacional .............................................................................................. 60
2.6.1 Código Técnico de la Edificación (C.T.E.) ........................................................................ 60
2.6.2 Plan Solar de Castilla y León .............................................................................................. 61
2.6.3 Normativa para instalaciones conectadas a la red.......................................................... 63
2.6.4 Retribución para los sistemas conectados a la red en España .................................... 63
2.6.5 Legislación solar-eléctrica y venta de energía (España)................................................ 64
2.7 Cálculo de un pequeño sistema solar fotovoltaico aislado de la red ........................... 64
2.7.1 Cálculo Manual ..................................................................................................................... 64
2.7.2 Cálculo Computacional ........................................................................................................ 70
2.8 Demanda energética básica en una vivienda unifamiliar ............................................ 71
Tabla 2. 4 Demanda energética básica de una vivienda unifamiliar ................................. 71
2.9 Proveedores de equipos en Ecuador .......................................................................... 72
2.10 Análisis Técnico de Módulos Fotovoltaicos............................................................... 72
2.11 Análisis de la metodología de cálculo ....................................................................... 74
2.12 Análisis técnico del potencial en el Ecuador para energía fotovoltaica ..................... 75
CAPITULO 3 .................................................................................................................... 84
ENERGIA TERMO SOLAR .............................................................................................. 84
3.1 Sistema solar térmico ................................................................................................. 84
3.1.1 Componentes de una instalación solar térmica ............................................................... 86
3.1.2 Argumentos a favor de los sistemas solares térmicos ................................................... 87
3.1.3 Fallos o defectos que pueden presentar los sistemas solares térmicos ..................... 88
3.1.4 Condiciones para la vida útil de los sistemas solares térmicos. ................................... 89
3.2 Rendimiento del sistema termo solar .......................................................................... 89
3.2.1 Rendimiento del circuito primario ....................................................................................... 89
3.2.2 Rendimiento del sistema ..................................................................................................... 89
3.3 Clasificación de las instalaciones solares térmicas ..................................................... 90
3.3.1 Instalación según el principio de circulación .................................................................... 91
3.3.1.1 Instalaciones por termosifón ........................................................................................ 91
3.3.1.2 Instalaciones por circulación forzada ......................................................................... 93
3.3.2 Instalación según el sistema de expansión ...................................................................... 94
3.3.2.1 Sistemas de expansión abierta ................................................................................... 94
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3.3.2.2 Sistemas de expansión cerradas ................................................................................ 94
3.3.3 Clasificación según el sistema de intercambio ................................................................ 95
3.3.3.1 Sistemas de intercambio de forma directa ................................................................ 95
3.3.3.2 Sistemas de intercambio de forma indirecta ............................................................. 95
3.3.4 Clasificación según la solución de integración con el sistema de energía auxiliar .... 96
3.3.4.1 Acumulación solar y auxiliar centralizada .................................................................. 96
3.3.4.2 Acumulación solar centralizada que alimenta a una caldera de gas natural
individual del tipo mixto modulante .......................................................................................... 96
3.3.4.3 Acumulación solar centralizada que alimenta a termos eléctricos ........................ 97
3.3.4.4 Acumulación solar distribuida que alimenta a una caldera de gas individual
natural de tipo mixto modulante ............................................................................................... 97
3.3.5 Clasificación según la aplicación ....................................................................................... 98
3.3.5.1 Sistemas solares térmicos para la producción de A.C.S. ....................................... 98
3.3.5.2 Calentamiento de piscinas ........................................................................................... 98
3.3.5.3 Apoyo a calefacción ...................................................................................................... 99
3.3.5.4 Aplicaciones a refrigeración....................................................................................... 100
3.4 Sistema de captación ............................................................................................... 100
3.4.1 Tipos de colectores ............................................................................................................ 100
3.4.1.1 Colectores de media temperatura (entre 100 a 400°C) ........................................ 101
3.4.1.2 Colectores de alta temperatura (>400°C)................................................................ 101
3.4.2 Captadores solares de baja temperatura........................................................................ 103
3.4.2.1 Captadores no vidriados. ........................................................................................... 103
3.4.2.2 Captadores vidriados .................................................................................................. 104
3.4.3 Captadores solares planos ............................................................................................... 106
3.4.3.1 Fluido de trabajo .......................................................................................................... 107
3.4.3.2 Factores a considerar en la elección de un captador solar plano ....................... 107
3.4.4 Componentes de un captador solar plano ...................................................................... 108
3.4.4.1 Cubierta transparente ................................................................................................. 108
3.4.4.2 Aislamiento ................................................................................................................... 109
3.4.4.3 Absorbedor ................................................................................................................... 110
3.4.4.4 La carcasa o caja contenedora ................................................................................. 113
3.4.5 Rendimiento estacionario del captador solar ................................................................. 113
3.4.6 Área de un captador plano ................................................................................................ 115
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3.4.7 Principales características de los captadores solares planos ..................................... 115
3.4.8 Estructuras de soporte ....................................................................................................... 116
3.5 Sistema hidráulico .................................................................................................... 116
3.5.1 Conexión entre captadores ............................................................................................... 116
3.5.1.1 Conexión en Paralelo ................................................................................................. 116
Equilibrado mediante retorno invertido.................................................................................. 116
3.5.1.2 Conexión en Serie ....................................................................................................... 117
3.5.1.3 Conexión en Serie-Paralelo ....................................................................................... 118
3.5.2 Elementos de sistema hidráulico ..................................................................................... 118
3.5.2.1 Bombas de circulación ............................................................................................... 118
3.5.2.2 Tuberías ........................................................................................................................ 119
3.5.2.3 Aislamiento ................................................................................................................... 119
3.5.2.4 Válvulas......................................................................................................................... 121
3.6 Sistema de intercambiador de calor ......................................................................... 122
3.6.1 Clasificación de los elementos de intercambio de calor ............................................... 122
3.6.1.1 Sistemas de intercambio externo.............................................................................. 122
3.6.1.2 Sistemas de intercambio interno............................................................................... 123
3.7 El sistema de acumulación ....................................................................................... 125
3.7.1 Tipos de acumulador en función del sistema de intercambio...................................... 125
3.7.1.1 Acumuladores sin intercambiador o de circuito abierto......................................... 126
3.7.1.2 Acumuladores de intercambio simple ...................................................................... 126
3.7.1.3 Acumuladores con doble intercambio ...................................................................... 126
3.7.2 Tipos de acumulador en función del material ................................................................ 126
3.7.3 Condicionantes de diseño ................................................................................................. 127
3.7.4 Ubicación y condiciones de montaje ............................................................................... 127
3.7.5 Conexiones en el sistema de acumulación .................................................................... 128
3.7.6 Pérdidas de calor ................................................................................................................ 128
3.7.7 Criterios de selección del acumulador ............................................................................ 129
3.7.8 Aislamiento del acumulador .............................................................................................. 130
3.8 Sistema de control .................................................................................................... 130
3.8.1 Control a las descargas ..................................................................................................... 131
3.8.2 Control de carga ................................................................................................................. 131
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3.8.2.1 Sistemas con intercambiador de calor interno ........................................................ 131
3.8.2.2 Sistemas con intercambiador de calor externo....................................................... 133
3.8.2.3 Control de instalaciones solares a caudal variable ................................................ 133
3.8.3 Condiciones que debe cumplir el sistema de control. .................................................. 134
3.8.4 Equipos de medida ............................................................................................................. 134
3.8.4.1 Medida de temperatura .............................................................................................. 134
3.8.4.2 Medida de Caudal ....................................................................................................... 135
3.9 Seguridad, higiene y mantenimiento ......................................................................... 136
3.9.1 Seguridad ............................................................................................................................. 136
3.9.2 Higiene ................................................................................................................................. 136
3.9.3 Mantenimiento ..................................................................................................................... 137
3.10 Rendimiento energético de los colectores termo solares ........................................ 137
3.10.1 Cantidad de energía útil obtenida en un panel ............................................................ 137
3.10.2 Recta de rendimiento energético de un colector solar plano .................................... 138
3.10.3 Parámetros de rendimiento-pérdidas lineal y cuadrático en paneles solares ........ 139
3.11 Método de evaluación F-CHART ........................................................................... 140
3.12 Datos climatológicos en la República del Ecuador.................................................. 143
3.13 Demanda de agua potable en el Ecuador y estimación de A.C.S. .......................... 145
3.14 Análisis comparativo entre la metodología de estimación F-CHART y el programa
computacional Censol 5.0 .............................................................................................. 146
3.14.1 Conclusiones de la evaluación ....................................................................................... 148
3.15 Análisis Técnico de Paneles Termo Solares ........................................................... 149
3.16 Análisis del potencial termo solar en el Ecuador ..................................................... 154
3.16.1 Región Costa .................................................................................................................... 154
3.16.2 Región Sierra .................................................................................................................... 156
3.16.3 Región Oriente .................................................................................................................. 158
3.16.4 Región Insular ................................................................................................................... 160
CAPÍTULO 4. ................................................................................................................. 163
SEGUIMIENTO SOLAR ................................................................................................. 163
4.1 Introducción .............................................................................................................. 163
4.2 Tipos de seguimiento solar ....................................................................................... 163
4.2.1 Seguimiento estático .......................................................................................................... 163
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4.2.2 Seguimiento solar en un eje ............................................................................................. 164
4.2.3 Seguimiento solar en dos ejes ......................................................................................... 165
4.3 Mecanismos para el movimiento de seguidores ....................................................... 166
4.4 Cálculo matemático del seguimiento solar ................................................................ 167
4.4.1 Seguimiento en dos ejes ................................................................................................... 168
4.4.2 Seguimiento en eje polar (eje norte-sur inclinado a la latitud del lugar) .................... 168
4.4.3 Seguimiento en un eje norte-sur horizontal .................................................................... 168
4.4.4 Seguimiento en un eje este-oeste ................................................................................... 169
4.5 Análisis técnico de los seguidores de sol en el Ecuador ........................................... 169
4.5.1. Disposición de un panel solar fijo ................................................................................... 170
4.5.2 Seguimiento en un eje horizontal e inclinado ................................................................. 170
4.5.3 Seguimiento en un eje vertical ......................................................................................... 172
4.5.4 Seguimiento en dos ejes ................................................................................................... 173
4.6 Dinámica de los seguidores de sol en el Ecuador..................................................... 173
4.7 Incidencia solar sobre paneles con seguimiento en el Ecuador ................................ 174
4.8 Pre diseño de un seguidor de Sol casero ................................................................. 176
4.8.1 Justificación ......................................................................................................................... 176
4.8.2 Pre diseño de un seguidor solar mediante el uso de un hidromotor ......................... 176
Descripción de funcionamiento .............................................................................................. 177
Descripción técnica de los componentes de sistema ......................................................... 178
Ubicación y disposición de los tanques ................................................................................ 178
Análisis de los tanques y flotadores ...................................................................................... 180
Regímenes de corriente en fluidos ........................................................................................ 184
Resistencia de nivel de líquidos en los recipientes ............................................................. 186
Sistema de reinicio del sistema .............................................................................................. 186
CAPITULO 5 .................................................................................................................. 188
ANALISIS ECONOMICO DE LOS SISTEMAS SOLARES. ........................................... 188
5.1 Metodología de análisis ............................................................................................ 188
5.2 Costos de la energía en el mercado ecuatoriano ...................................................... 190
5.2.1 Tarifa Eléctrica .................................................................................................................... 190
5.2.2 Tarifa del GLP ..................................................................................................................... 191
5.3 Análisis económico de los sistemas fotovoltaicos en Ecuador .................................. 191
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5.3.1 Análisis de amortización de los equipos en la ciudad de Cuenca .............................. 192
5.4 Análisis económico de los sistemas termo solares en Ecuador ................................ 194
5.4.1 Análisis para la ciudad de Cuenca................................................................................... 195
5.4.2 Análisis para la Región Costa........................................................................................... 195
5.4.3 Análisis para la Región Sierra .......................................................................................... 197
5.4.4 Análisis para la Región Oriente ........................................................................................ 198
5.4.5 Análisis para la Región Insular ......................................................................................... 200
CAPITULO 6 .................................................................................................................. 202
CONCLUSIONES .......................................................................................................... 202
CAPITULO 7 .................................................................................................................. 206
BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................. 206
ANEXOS ........................................................................................................................ 209
ANEXO 1........................................................................................................................................ 210
ANEXO 2........................................................................................................................................ 213
ANEXO 3........................................................................................................................................ 214
ANEXO 4........................................................................................................................................ 226
ANEXO 5........................................................................................................................................ 228
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CAPITULO 1
GENERALIDADES
1.1 Antecedentes
Es sin duda un hecho indiscutible la preocupación mundial respecto al cambio
climático en nuestro planeta. Actualmente existen organismos en muchos países
responsables de tomar medidas a fin de reducir el índice de contaminantes que
afectan nuestro entorno.
La generación y el consumo energético es una de las áreas prioritarias sobre las
cuales se debe realizar un análisis para el manejo de decisiones y alcance de metas
a mediano y largo plazo.
La dependencia energética actual en el mundo revela que el 97% de la energía
primaria consumida en el planeta es de origen fósil, de los cuales el 38% es carbón,
40% petróleo y 19% gas natural. Con sólo pensar que las reservas fósiles se
terminen y de mantenerse el sistema actual, el planeta tal y como lo conocemos
caería en un caos incontrolable y sencillamente ineficiente. Es por ello que hoy en
día, a inicios de un declive en la subsistencia por el agotamiento de esta forma de
energía, se están buscando nuevas alternativas que sean capaces de mantener la
estabilidad que todos nosotros, como consumidores la demandamos.
Las energías renovables identificadas se encuentran en crecimiento y desarrollo, en
donde han empezado a jugar un rol muy importante desde inicios del siglo XXI lo
que hace ver un fortalecimiento de esta tendencia en los próximos 20 años.
El constante agotamiento de los hidrocarburos y las restricciones ambientales
impuestas a nivel mundial, los cuales han frenado en muchos aspectos la expansión
y utilización de fuentes energéticas contaminantes, se suman al crecimiento
tecnológico que desarrolla combustibles basados en fuentes renovables, tales como:
el Hidrógeno, el Biodiesel o el Etanol; sucesos que se colocan paralelamente a la
penetración de centrales eólicas y la reactivación de la energía nuclear. Como
consecuencia de lo anteriormente señalado la humanidad está viendo el nacimiento
de una nueva era ambientalista y sustentada en fuentes energéticas renovables y
otras inagotables a escala humana.
Así, mientras el mundo ya ha empezado a vivir esta nueva era, el Ecuador empieza
a dar sus primeros pasos con la aparición de proyectos eólicos, solares y de
biocombustibles.
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Gráfica 1. 1 Evolución y perspectiva de la estructura energética mundial
Fuente: Matriz Energética del Ecuador al año 2020
Ecuador es un país rico en su biodiversidad, geográficamente está localizado en una
zona muy envidiable, en donde sus fuentes energéticas existentes, y temperaturas
no extremas vuelven a nuestro territorio muy interesante para el desarrollo y
explotación de nuevas alternativas energéticas.
En un encuentro internacional de Energías Renovables efectuado en la ciudad de
Quito en junio de 2009 se explicó que en el Ecuador, 43% de la energía eléctrica
generada es producida por fuentes hídricas y menos del 1% compone la energía
solar sumada a la energía eólica.
Según el Ministerio de Electricidad y Energías Renovables (MEER), en el mismo
encuentro declaró la esperanza de cambiar esta realidad, con la intención de llegar
al año 2020 con una producción del 86% en hidroelectricidad, complementada por
un 8% en energías renovables como la solar o la eólica.
1.2 Demanda energética en el Ecuador
Los últimos cuarenta años, el Ecuador registra datos de ser exportador neto de
energía primaria, las reservas probadas de petróleo a finales del año 2005 fueron
terceras en volumen en América del Sur, detrás de Venezuela y Brasil. La
producción ese año fue de 541.000 barriles diarios, y el consumo de 148.000, 1 sin
embargo, también se ha podido observar que a pesar de ello, sigue siendo incapaz
de abastecer energéticamente a su propia demanda. Esta situación evidencia la falta
de inversiones tanto en el sector eléctrico como en el sector de hidrocarburos.
La demanda de energía en el Ecuador ha sufrido una variación significativa en las
últimas décadas, especialmente en el sector de transporte y en el sector residencial.
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PETROECUADOR
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Como se puede apreciar en la gráfica 1.2 desde 1980 a 2006 el total de consumo en
el sector del transporte se ha elevado en un 19%; mientras que en el sector
residencial, la demanda se ha reducido en un 9%.
No son datos para extrañarse, ya que estos se ven directamente influenciados por el
crecimiento anual de la población. Sin embargo, se recalca a su vez que la
disminución de consumo residencial se ve afectada por las modificaciones en el
estilo de vida y la penetración de nuevas tecnologías cada vez más eficientes.
Gráfica 1. 2 Consumo sectorial de energía en el Ecuador
Fuente: MEE según datos de la OLADE
1.3 Demanda energética residencial en el Ecuador
Analizando los datos expuestos con anterioridad, comprendemos la importancia
indiscutible que maneja el sector residencial en nuestro país; este sector compite a
la par con el industrial por ser el segundo mayor consumidor de energía, además de
ser el más grande consumista de gas licuado de petróleo (GLP).
El GLP es quien domina ampliamente el sector residencial para el calentamiento de
agua y cocción de alimentos; establecido inclusive en sectores donde no existe la
energía eléctrica. Este combustible beneficia en su totalidad a la población urbana
aunque en la zona rural aún se encuentra algo insuficiente.
La energía eléctrica y el gas licuado han logrado extinguir casi en su totalidad
diferentes alternativas como el kerosene, el diesel oil, gasolinas u alcohol. Respecto
a la bioenergía, particularmente el caso de la leña, hasta la actualidad juega un rol
importante para cubrir la demanda del sector residencial; y hasta apenas una
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década atrás aún mantenía porcentajes altos en su uso. En la gráfica 1.3 se observa
la demanda de energía residencial. 2
Gráfica 1. 3 Consumo de energía en el sector residencial
Fuente: MEE
1.4 Políticas y estrategias para el cambio de la matriz energética en el sector
residencial
El consumo energético en el sector residencial está destinado exclusivamente a
usos térmicos para calentamiento de agua, cocción de alimentos y calefacción; y
para usos eléctricos.
Figura 1. 1 Usos de energía en el sector residencial
Fuente: MEE
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La Agencia Internacional de la Energía (AIE) expresa sus balances de energía en una unidad común
que es la “tonelada equivalente de petróleo” (tep). Una tep se define como
kcal.
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Los incentivos por parte del ministerio de energía en el área del consumo eléctrico
están dedicados exclusivamente a crear una conciencia de ahorro y búsqueda de
una mayor eficiencia energética. Una de ellas, es la campaña por promover el uso
de lámparas ahorradoras. El primer objetivo es reemplazar seis millones de
lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes de alta eficiencia energética en
sectores con promedio de consumo de 110 KWh (Sierra) y 130 KWh (Costa).
En una primera etapa se han sustituido con 2.990.581 lámparas ahorradoras y el
país ha logrado un ahorro de 148 MWh pico, lo que significa un ahorro de 28.881
gl/día (diesel). En otras palabras significa una disminución de 490.770 kilos de
/día. En términos económicos, el país ha logrado un ahorro de $1.792.860
mensuales.3
Cabe indicar que la intensa búsqueda por alcanzar una mayor eficiencia energética
ha dado como resultado la implementación de una nueva normativa, tal es el caso
de los Reglamentos Técnicos del INEN, más restrictiva para equipos de baja
eficiencia.
La política energética para el año 2020, propone importantes reducciones en el
consumo: un 30% del consumo per cápita en usos térmicos y un 12% en consumo
de energía eléctrica. Para ello se busca, por ejemplo, en el primer caso introducir
paneles térmicos solares, que significarían una sustitución del 7.5% de gas licuado.
La Matriz Energética del Ecuador, indica una perspectiva de consumo (entre el año
2006 a 2020) en: GLP, leña y electricidad según la tendencia actual, del 5%, 1.6%, y
5.2 %. Y se busca modificar este consumo en 3.4%, -1.5% y 3.9 %,
respectivamente, sumando a esto un incremento de la energía solar térmica en un
28.8%. Esto representa en su totalidad una reducción del 4.4% (según la tendencia
actual) a un 3.1% (en los objetivos propuestos) 4.
GLP
Leña
Electricidad
Total
Variación %
anual
2006-2020
5
1,6
5,2
4,4
Estructura %
2006
2020
57,3
61,9
22,6
15,5
20,2
22,6
100
100
Variación %
anual
2006-2020
Solar
28,8 (*)
GLP
3,4
Leña
-1,5
Electricidad
3,9
Total
3,1
Estructura %
2006
2020
0
5,9
58,3
60,8
22,4
11,8
19,3
21,5
100
100
Tabla 1. 1 Escenario Tendencial
Tabla 1. 2 Escenario Seleccionado
Fuente: Matriz Energética del Ecuador. [(*) Proyección 2009-2020]
Las tablas anteriores indican, a pesar de verse afectado el país a un incremento de
consumidores debido al normal aumento de población, que el consumo energético
va reduciéndose paulatinamente. En la gráfica 1.4 se observa la tendencia y la
3
Ministerio de Electricidad y Energías Renovables.
Barragán Antonio, “Proyecto de Investigación Bio-Casas”. Universidad de Cuenca. MEER “Políticas
y Estrategias para el Cambio de la Matriz Energética del Ecuador”
4
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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intensidad energética en el consumo eléctrico proyectado para el año 2020, y a su
vez se muestra la tendencia y consumo térmico para la misma proyección de años.
Gráfica 1. 4 Tendencia de consumo residencial de energía eléctrica e intensidad energética
Fuente: Ministerio de Electricidad y Energías Renovables
Gráfica 1. 5 Tendencia en consumo de energía térmica en el sector residencial
Fuente: Ministerio de Electricidad y Energías Renovables
La intensidad energética se refiere a la medición de cantidad de energía requerida
por unidad de consumo o producto, expresados en términos de valor determinada
por las fuentes que tienen poderes calóricos diferentes y los equipos utilizados con
distintas tecnologías y niveles de eficiencia.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 15
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1.5 Legislación
En el Ecuador la constitución ampara, bajo leyes y reglamentos establecidos, la
protección del medio ambiente, como también promueve en el sector público y
privado el uso de nuevas alternativas energéticamente eficientes y limpias.
De esta manera, queda respaldada por la constitución ecuatoriana el uso de
energías renovables para nuestro país.
En el Título II.- DERECHOS, Capítulo Segundo.- Derechos de Buen Vivir, Sección
Segunda.- Ambiente Sano, Art. 15.- “El Estado promoverá, en el sector público y
privado, el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías alternativas no
contaminantes y de bajo impacto. La soberanía energética no se alcanzará en
detrimento de la soberanía alimentaria, ni afectará el derecho al agua”.
De igual manera, en el Título VII.- RÉGIMEN DEL BUEN VIVIR, Capítulo Segundo.Biodiversidad y recursos naturales, Sección Séptima.- Biósfera, ecología urbana y
energías alternativas, Art. 413.- “El Estado promoverá la Eficiencia Energética, el
desarrollo y uso de prácticas tecnológicas ambientalmente limpias y sanas, así como
de energías renovables, diversificadas, de bajo impacto y que no ponga en riesgo la
soberanía alimentaria, el equilibrio ecológico de los ecosistemas ni el derecho al
agua”.
1.6 Energía
Todos los seres que conformamos este planeta, y ciertos factores meteorológicos,
tenemos o producimos energía, ya sea en el cielo en el mar o en suelo.
-
Científicamente hablando, es la capacidad de realizar un trabajo; y su unidad es
el JOULE (J)
-
Descubierto por Albert Einstein (1879 - 1955), el cual nos dice que la materia y la
energía son intercambiables a la velocidad de la luz, con su famosa formula:
(Ecuación 1. 1)
Donde:
: Energía en (J).
: Masa en (Kg).
: Velocidad de la luz en (m/seg).
-
Es parte de nuestra vida cotidiana y con la cual se realizan y realizamos
actividades.
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Página 16
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-
Hay presencia de energía cuando se emite o absorbe radiación o cuando un
cuerpo sufre una transformación.
-
De acuerdo con la Ley de Conservación de Energía, la cual dice:
“La energía no se pierde ni se destruye, sólo se transforma.”
Se encuentra la eficiencia energética, cuya expresión es:
(Ecuación 1. 2)
Donde:
: Eficiencia, (adimensional).
: Trabajo realizado en proceso (J).
: Energía presente en el proceso (J).
Esta expresión quiere decir que, al realizar un proceso, la energía puede desviarse o
desperdiciarse, por ejemplo, en el caso de una central de generación hidroeléctrica
parte de la energía se pierde realizando el trabajo de convertir la energía cinética del
agua en energía eléctrica, debido a la transformación en calor; cuyo valor demuestra
la eficiencia de la máquina.
1.6.1 Formas de energía
-
Energía cinética.- Debido al movimiento como por ejemplo, la velocidad del agua
de un río.
-
Energía potencial.- Debido a la diferencia de altura que experimenta un cuerpo,
como por ejemplo, el agua en un embalse.
-
Energía térmica.- Debido al calor, como por ejemplo en la combustión de
madera.
-
Energía química: Debido a la energía almacenada en átomos y moléculas, como
por ejemplo en baterías.
-
Energía eléctrica.- Debido al flujo de electrones, conocida como electricidad.
-
Energía electromagnética.- Debido a la radiación que emiten los objetos en
diferentes cantidades.
-
Energía mecánica.- Debido a la rotación de un eje girando, como por ejemplo
una turbina.
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Página 17
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1.6.2 Fuentes de energía
1.6.2.1 Fuentes de energía no renovables
Con su consumo, la energía primaria ya no regresa a su estado inicial, pero pueden
ser utilizadas cuando o como se necesiten, algunos de estos son:
-
Combustibles fósiles (petróleo, gas, diesel, carbón)
-
Nuclear (fisión, Uranio, Plutonio).
Figura 1. 2 Fuentes de energía no renovables
1.6.2.2 Fuentes de energía renovables
Con su uso la energía primaria retorna a su estado inicial, y el impacto sobre el
medio ambiente es menor que en el caso de las energías tradicionales, algunas de
ellas deben ser captadas cuando y como llegan, (por ejemplo, el caso de la energía
solar, únicamente llega durante el día y en forma de radiación electromagnética).
Algunas de éstas son:
-
Energía de Biomasa.- Combustión de madera, paja, o bagazo, para producir
vapor mediante calderos, el cual mueve turbinas.
-
Energía Eólica.- Molinos de viento, aerogeneradores, navegación a vela.
-
Energía Solar Fotovoltaica.- Conversión en electricidad por medio de módulos
fotovoltaicos.
-
Energía Solar Térmica.- Conversión en calor mediante captadores.
-
Energía Geotérmica.- EL calor de la tierra es aprovechada para producir energía.
-
Energía Hidráulica a pequeña escala.- Movimiento de turbinas mediante
velocidad de agua.
-
Energía Mareomotriz.- Aprovechamiento de las olas.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 18
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Figura 1. 3 Fuentes de energía renovables
1.6.2.3 Fuentes de energía no renovables
Las materias primas de este tipo de fuente de energía, deben haber sufrido una
transformación, algunos de ellos durante miles de años como es el caso del petróleo
y el carbón.
Por el bajo consumo que se tenía en principio, estas fuentes de energía no se vieron
afectadas por la demanda y su contaminación producida aún era tolerable.
En la actualidad estos tipo de fuentes de energía se ven limitados debido al
acelerado crecimiento de la población, agotándose rápidamente, dando paso a la
búsqueda necesaria y exigente de nuevas formas de producir energía en distintos
medios, contribuyendo al cuidado de nuestro planeta debido a que la producción de
energías con estas fuentes contribuye a la formación de CO 2, lluvia ácida,
calentamiento global, entre otros, los cuales afectan gravemente a nuestro planeta.
1.6.3 La energía renovable
Como se ha mencionado, la principal ventaja de esta alternativa energética es la
renovación o la inagotable producción de su energía primaria.
Desde la década de los 70 las energías renovables han tomado interés debido a la
continua disminución de reservas de los combustibles fósiles; alternativa con la cual
se espera desplazarlos definitivamente. Entre los beneficios que presentan:
-
No emiten CO2, evitando efecto invernadero, por ende, el calentamiento global.
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-
No producen residuos tóxicos.
-
La materia prima en ciertos casos no tiene costo o tiene costo mínimo.
-
Los tóxicos que se produce son eliminados.
-
La seguridad en los procesos no es máxima, es la necesaria.
-
No contribuye a la formación de lluvia acida.
-
No contribuye a quema, deforestación y daño a la naturaleza, o por lo menos el
impacto es mínimo.
-
No contribuye a la formación de NOx.
1.7 La energía solar
El Sol, la estrella más cercana al planeta Tierra, con aproximadamente 700.000
kilómetros de radio; por efecto de la fuerza gravitatoria que en él se produce y a su
elevada temperatura en el interior del mismo, dos átomos de hidrógeno se fusionan
en un átomo de Helio; produciendo una diferencia de masa, lo que luego se
convierte en energía, dicha energía llega a nuestro planeta en forma de ondas
electromagnéticas, la cual es conocida como energía solar.
El Sol emite continuamente radiación a todo el espacio. La Tierra intercepta
aproximadamente
, de tal manera que la Tierra es efectivamente un
5
gran colector solar.
Es tanta la influencia provocada sobre nuestro planeta, que la energía solar es la
razón energética del planeta. Hermann Scheer dice que “La energía solar no es una
energía alternativa: es la Energía”. De hecho, casi todas las formas de energéticas
que hoy en día disponemos de una u otra manera tienen un origen en la energía
solar.
El petróleo, motor fundamental de la era moderna no es más que la misma energía
solar almacenada en forma de energía química. La energía eólica existe únicamente
por la diferencia de temperatura producida a lo largo de la Tierra. La hidroenergía
sería incapaz de mantenerse si no existiese el ciclo del agua atribuida a la
evaporación de la misma. De igual manera, la biomasa es una forma de energía
solar almacenada. El tipo de energía que se encuentra a disposición y, que se
descarta de la solar es únicamente la geotérmica y la energía nuclear.
Las características propias que posee la energía solar es su consideración como
una fuente energética inagotable a escala humana, sumándose a ella su virtud de
5
OLADE, Organización Latinoamericana de Energía, 1995
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producir un nulo impacto ambiental, y la gratuidad con la que llega hacia nosotros.
Sin embargo, la utilización de la misma requiere de un alto desarrollo científico y la
superación de varias dificultades que se presentan como la variabilidad con la que
esta energía llega a la superficie terrestre, debido a los aspectos geográficos,
meteorológicos y estacionales.
1.7.1 Aprovechamiento de la energía solar
Es evidente la conversión de energía electromagnética en energía calorífica debido
a la absorción de radiación en los cuerpos; aquí nuestro aprovechamiento es utilizar
colectores térmicos, los cuales pueden servir para calentamiento de agua sanitaria
A.C.S. y calefacción.
De igual manera, la transformación de radiación solar en energía eléctrica es posible
por medio de paneles o bandas fotovoltaicas, cuyo principio de funcionamiento está
basado en elementos semiconductores, comúnmente de silicio, en donde los
electrones son excitados, y con su movimiento generan energía eléctrica.
1.8 Movimiento solar
La Tierra gira alrededor del Sol en un período exacto de 365 días, 6 horas, 9 minutos
y 8 segundos; tiempo adicional por el cual cada 4 años al mes de febrero se
aumenta un día más a su calendario.
Nuestro planeta gira sobre su propio eje en un período aproximado de 24 horas, lo
cual representa un día o día solar medio, pero en Astronomía se toma el día Sidéreo
con un tiempo de 23 h 56`.
Para el diseño de una instalación foto o termo solar es importante saber el
comportamiento del Sol en el lugar en donde nos encontramos; es decir, que la
radiación en nuestro planeta no es uniforme y depende de la Latitud, longitud y,
además de la época del año y ciertos factores meteorológicos y atmosféricos.
Como es de imaginar no todas las superficies en la Tierra reciben la misma
radiación, siendo los polos los que reciben en menor magnitud, y los trópicos los que
reciben más, no siendo así la mayor radiación en el ecuador, sino que se los rayos
perpendiculares se encuentran en Latitudes sobre o debajo de esta línea,
precisamente en los trópicos de Cáncer y Capricornio.
Este hecho se debe a que la Tierra tiene un ángulo de inclinación aproximado de
23.5° (23.45°) respecto al Sol, la cual es llamada declinación solar. Cabe indicar,
que la nubosidad y la radiación tienen una relación compleja para una instalación
solar, debido a las variaciones de captación que se presentan.
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Los Solsticios con 23°27´ ó 23.45° se anulan en los Equinoccios, es decir, tienen un
valor de 0, con lo que la Tierra se divide en tres zonas, las cuales son: la tropical, la
templada y la glacial.
Figura 1. 4 Zonas y movimiento planetario
1.8.1 Distancia Sol-Tierra
El Sol se encuentra a una distancia de 1.496*10 8Km o lo que equivale a 1AU
(Distancia astronómica).
El Sol se encuentra a una temperatura aproximada de 5.778° K, en donde se
produce reacciones de fusión de átomos de Hidrogeno, teniendo apariencia de una
esfera gaseosa.
La distancia mínima Sol–Tierra se la conoce con el nombre de PERIHELIO, mientras
que cuando la Tierra se encuentra lo más alejada del Sol se denomina como
AFELIO (6 de julio, distancia más lejana)
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Página 22
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1.8.2 Estaciones
El plano en el que se mueve la Tierra en su movimiento de traslación alrededor del
Sol, se denomina Eclíptica; se define también la Eclíptica, como el lugar geométrico
de las posiciones que el Sol en su movimiento aparente alrededor de la Tierra
recorre en un año. Debido a este movimiento existen las estaciones y las diferencias
en la duración de los días.
Las cuatro estaciones que tiene nuestro planeta comienzan con los Solsticios y
Equinoccios; para el caso del hemisferio sur, en donde está ubicado el Ecuador:
Figura 1. 5 Estaciones del año
-
El otoño empieza cuando el Sol se encuentra en el Equinoccio de otoño, 21 de
marzo.
-
El invierno empieza en el Solsticio de invierno, 21 de junio.
-
La primavera empieza en el Equinoccio de primavera, 21 de Septiembre.
-
El verano empieza en el Solsticio de verano, 21 de Diciembre.
El valor de la declinación, en los Solsticios tanto de verano como el de invierno
coinciden con el ángulo de inclinación del eje de rotación de la Tierra respecto a su
órbita.
En el Solsticio de Verano se tiene la máxima duración del día, mientras que en
Solsticio de Invierno la mínima.
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En los Equinoccios tanto de Otoño como de Primavera, tenemos una igual duración
del día.
1.8.3 Líneas y círculos imaginarios
1.8.3.1 Líneas imaginarias
-
El eje terrestre.- Es la línea imaginaria sobre la cual rota la Tierra y la atraviesa
polo a polo cruzando por el centro del planeta.
-
El ecuador.- Es el círculo máximo del eje terrestre que divide a la Tierra en dos
hemisferios: norte y sur. El ecuador es denominado también paralelo cero.
-
Los paralelos.- Son líneas en las zonas paralelas al ecuador. Sirven para
expresar la Latitud terrestre. Los paralelos principales son el ecuador (0º), el
Trópico de Cáncer (23º 27´; +), el Trópico de Capricornio (23º 27´; -) y los
círculos polares Ártico y Antártico (66º 33´).
-
Los meridianos.- Son semicircunferencias que comienzan y terminan en los
polos, es decir tienen orientación norte – sur; El meridiano cero grados es el de
Greenwich, dividiendo el planeta en los hemisferios: Occidental u Oeste (-) y
Oriental o Este (+).
1.8.3.2 Círculos imaginarios
-
Los Trópicos: Son paralelos situados a 23º y 27´ al norte y sur del ecuador. El del
norte recibe la denominación de trópico de Cáncer, y el del sur trópico de
Capricornio.
-
Los Círculos Polares: Son paralelos situados a 66º y 33´ de Latitud norte y sur.
Sus nombres son Ártico, el del norte y Antártico el del sur.
1.8.4 Parámetros y ángulos en la posición Sol - superficie terrestre
Como se mencionó anteriormente, la Tierra experimenta movimientos de traslación
(vuelta elíptica con período de un año alrededor del Sol) y rotación (giro de la Tierra
en su eje en un período de 24 horas) y, la declinación (inclinación de la Tierra).
Para expresar la posición del Sol respecto a un punto de la superficie terrestre el
sistema horizontal es el uno de los más utilizados, este sistema se basa en una
esfera imaginaria llamada Esfera o Bóveda Celeste, la cual describe una dirección
del cielo vista desde la Tierra haciendo como centro el punto de observación o punto
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de referencia, con lo que se obtiene para cada punto de la Tierra una Bóveda
diferente.
El punto más alto de la Bóveda se llama Zenit, y es la línea recta que se levanta
sobre la cabeza del observador, mientras que el nadir es su opuesto.
Figura 1. 6 Bóveda celeste y trayectorias solares sobre ella, en los días de solsticios y
Equinoccios; y eclíptica
1.8.5 Posición del Sol
Figura 1. 7 Posición del Sol
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-
Azimut solar (ψ)
La azimut solar es el ángulo formado por los meridianos y el punto del lugar, en otras
palabras es el ángulo formado entre la proyección del Sol sobre el horizonte y el Sur.
-
Altura solar (h)
A la altura solar se la define como el ángulo, en un plano vertical, entre los rayos del
Sol y la proyección de los mismos en un plano horizontal.
-
Angulo cenital (θ)
Este ángulo es el complementario de la altura solar. Es el ángulo formado entre los
rayos del Sol y la normal al plano horizontal,
Por lo tanto debe cumplirse:
Figura 1. 8 Azimut y altura solar (Programa CENSOL 5.0)
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1.8.6 Angulo de incidencia de radiación solar (A)
Es el ángulo formado por la línea que se forma entre la radiación directa del Sol
sobre la superficie captadora, y la perpendicular al captador.
Para tener una mejor captación de energía los receptores solares trabajan mejor con
una inclinación y un azimut.
Figura 1. 9 Angulo de incidencia
Para encontrar el ángulo de incidencia para un captador de energía solar se deben
considerar los siguientes parámetros:
-
Latitud geográfica (L).
Declinación geográfica (δ).
Inclinación (s).
Orientación (g).
Angulo horario (ω).
Entonces tomando éstos parámetros se tiene la siguiente expresión:
(Ecuación 1. 3)
Pero si tenemos la orientación hacia el sur, es decir, g=0°, el ángulo de incidencia
nos queda:
(Ecuación 1. 4)
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Universidad de Cuenca
1.8.6.1 Latitud (L)
Si la Tierra es cortada por la línea ecuatorial, se consigue la división de dos
hemisferios, uno, el Hemisferio Norte, positivo; el otro, el Hemisferio Sur, negativo.
Al situar un punto en el planeta, y al referirla con el centro de la línea ecuatorial, se
obtiene un ángulo, la cual es la denominada Latitud, la cual generalmente en los
planos se la representa con las líneas horizontales paralelas.
En la línea ecuador tenemos una Latitud de 0° y en los polos Latitudes de 90°.
1.8.6.2 Declinación solar (δ)
La declinación se la define como el ángulo formado entre el rayo solar y el plano
ecuador en cada época del año. Entonces tenemos en los Solsticios de ±23.45° y se
anula en los Equinoccios.
La declinación solar puede calcularse con la fórmula de Cooper:
(Ecuación 1. 5)
Donde
es el día del año.
Al aplicar la formula se puede constatar que, alcanza un valor máximo positivo el 22
de junio, un máximo negativo el 22 de diciembre, y que se anulan el 22 de marzo y
23 de septiembre.
Figura 1. 10 Angulo de declinación
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1.8.6.3 Inclinación (s)
Es el ángulo formado por el colector y la horizontal del terreno, de manera que el
ángulo que se forma está entre 0° a 90°.
Figura 1. 11 Superficie inclinada
1.8.6.4 Orientación o Azimut del panel (g)
Este ángulo es el formado por el plano perpendicular al colector con la dirección de
la meridiana del lugar. Su valor es constante.
Para hallar su origen se considera lo siguiente:
-
Si se encuentra en el Hemisferio Norte, lo toma hacia el Sur.
-
La orientación puede tener cualquier valor (Norte, Sur, Este, Oeste, o valores
intermedios).
-
Si utilizamos una brújula, debemos considerar la declinación magnética, el cual
es el ángulo formado por el norte verdadero y el norte magnético.
-
Al este se toman grados negativos.
1.8.6.5 Angulo horario (ω)
Este ángulo es respecto al mediodía solar, es la relación que existe entre los 360°
sexagesimales para las 24 horas del día, dando 15°, su unidad son las horas solares
(ω).
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Por ejemplo 1 hora será 15°, por lo tanto 4 minutos será 1°.
Este ángulo:
-
Por la mañana es positivo.
Al mediodía es 0,
Por la tarde es negativo.
Se debe distinguir la hora solar con la hora oficial, existiendo la siguiente relación:
(Ecuación 1. 6)
Donde la longitud estándar es la correspondiente al meridiano de Greenwich, con
valores positivos hacia el Oeste, y negativos hacia el Este.
(Ecuación 1. 7)
(Ecuación 1. 8)
Donde
es el número del día del año.
1.8.7 Sombreamiento
Cuando manejamos paneles solares, en ciertas aplicaciones o circunstancias se
presentan sombras en ciertas horas del día.
Para evitar o conocer a las posibles sombras que pueden presentarse, utilizamos los
denominados Mapas de Trayectorias los cuales se refieren al Sol frente al Azimut.
Entonces con ayuda, puede ser de un teodolito, podemos encontrar el horizonte
local, y con ello los ángulos de elevación (altura solar) y azimut de los obstáculos
que pueden provocar sombras a los paneles.
Si se superpone el mapa de trayectorias y el horizonte local, obtenemos las horas en
las que habrá sombreamiento o la irradiación directa en el panel fotovoltaico no se
da, todo esto en función de la Latitud del lugar en que encuentre, es decir, para
cada Latitud se consigue un mapa distinto.
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MES
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
DECLINACION Y ALTURA SOLAR
LATITUD
-2,8°
CUENCA
DIA DEL
DECLINACION
ALTURA SOLAR
AÑO
SOLAR (°)
CUENCA (°)
17
-20,92
113,72
47
-12,95
102,95
75
-2,42
92,42
105
9,41
80,59
135
18,79
71,21
162
23,09
66,91
198
21,18
68,82
228
13,45
76,55
258
2,22
87,78
288
-9,60
99,60
318
-18,91
108,91
344
-23,05
113,05
Tabla 1. 3 Declinación y altura solar para Cuenca
Fuente: Propia
Gráfica 1. 6 Mapa de la trayectoria solar
Fuente: Programa Universidad de Zaragoza
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Para realizar la gráfica 1.6, se toma en consideración las siguientes ecuaciones:
-
Declinación solar:
(Ecuación 1. 9)
-
Altura solar:
(Ecuación 1. 10)
-
Azimut del Sol:
(Ecuación 1. 11)
Gráfica 1. 7 Pérdidas por sombreado
Fuente: Programa CENSOL 5.0
1.8.8 Angulo de salida del Sol (ws)
Este ángulo puede obtenerse a partir de la altura solar
(Ecuación 1. 12)
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Página 32
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Siendo siempre negativo antes del mediodía.
-
El ángulo de puesta del Sol, será igual a –ws.
-
La duración del día (So) será:
(Ecuación 1. 13)
Esto trabajando en grados.
Con la restricción en los círculos polares, o en Latitudes mayores a 66.5°, se tienen
días en los que no salga el Sol o no exista noche, en éste caso
y So es 0 o
24horas.
En la figura 1.12 se puede observar un ejemplo claro para el día 11 de junio, en el
cual las 24 horas es de completa obscuridad en la zona Antártica y 24 horas de Sol
para la zona Ártica.
Figura 1. 12 Iluminación de la Tierra
Fuente: Programa CENSOL 5.0
En horas se tiene:
-
La hora del Amanecer (Ham), será:
(Ecuación 1. 14)
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-
La hora del atardecer u ocaso (Hoc), será:
(Ecuación 1. 15)
-
La duración del día (So), será:
(Ecuación 1. 16)
-
En caso de superficie inclinada, orientada al Sur, el ángulo de comienzo de
exposición solar (wss), será:
(Ecuación 1. 17)
1.9 Radiación solar
Se conoce como radiación a la transferencia de energía en forma de ondas
electromagnéticas a través del vacío o de un medio físico.
Por tanto la radiación solar es el conjunto de ondas electromagnéticas emitidas por
el Sol hacia el espacio. Analizando el espectro electromagnético, la radiación solar
abarca el límite entre las ondas ultravioleta hasta las ondas infrarrojo.
Para entender con mayor facilidad este tema, es necesario recalcar los conceptos
fundamentales y sus unidades de medida:
-
Irradiancia solar.- Es la energía incidente por unidad de tiempo (potencia) sobre
la unidad de superficie; por lo cual su unidad es
.
-
La Radiación solar.- Conocida también con el nombre de irradiación, es la
energía incidente sobre la unidad de superficie. Por tanto su unidad es el
.
Si la irradiancia solar se la integra durante un cierto período de tiempo, se puede
expresar a la radiación solar como
.
-
Insolación.- Es la cantidad total de radicación solar (directa y reflejada) que se
recibe en un punto determinado del planeta, sobre una superficie de 1
, para
un determinado ángulo de inclinación, entre la superficie colectora y la horizontal
del lugar.
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Universidad de Cuenca
1.9.1 Factores de Radiación solar
La radiación solar que llega a la superficie terrestre es muy variada debido a
diversos factores que la atmósfera terrestre causa en ella y a efectos astronómicos
esencialmente relacionados por la geometría de la Tierra con el Sol.
Por tanto se puede diferenciar claramente estos dos factores esenciales para
explicar su variabilidad:
1.9.1.1 Factores climáticos
En la atmósfera la radiación se ve afectada por la absorción y dispersión de la
misma a consecuencia de su estructura y de la variabilidad de agentes que en ella
se encuentran, tales como la nubosidad o la polución.
Los factores climáticos los definimos de la siguiente manera:
a) Radiación Directa.- Radiación procedente del Sol, llegando a la Tierra en línea
directa del mismo.
b) Radiación Difusa.- Radiación procedente de la atmósfera, a consecuencia de los
procesos de reflexión, difracción, dispersión y absorción originadas por los
agentes que conforman la atmósfera terrestre.
c) Radiación Reflejada.- Procede de la reflexión de la radiación incidente sobre el
entorno.
Al cociente entre la radiación reflejada y el incidente en la superficie de la Tierra
se le llama albedo.
Figura 1. 13 Radiación solar
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1.9.1.2 Factores astronómicos
Son factores que dependen directamente de la geometría entre el Sol y la Tierra, por
tanto una función directa de las coordenadas geográficas de un punto específico,
tales como la Latitud y la longitud. Determinan el trayecto de la radiación y el ángulo
de incidencia de los rayos solares.
En el siguiente cuadro se muestra la distribución total de la radiación proveniente del
Sol:
Radiación Solar Reflejada
Reflejada (indirectamente) por materiales terrestres
Reflejada (directamente) por las nubes
TOTAL
Porcentaje
10%
24%
34%
Radiación Solar Absorbida
Por la atmósfera
Por las nubes
Por Ozono y otros gases
TOTAL
Porcentaje
16%
2%
1%
19%
Radiación Solar Recibida
Directa
Indirecta
Difusa
Pérdidas por Reflexión
TOTAL
Porcentaje
26%
11%
14%
4%
47%
Tabla 1. 4 Distribución de la Radiación solar
Fuente: Nestor Sanz B, “La Radiación solar”
Como se puede observar, la Tierra absorbe un 19% de la radiación y recibe un 47%
de forma directa. Finalmente estos dos porcentajes de radiación serán devueltos al
espacio exterior, y de esta manera hacer posible el balance energético en nuestro
planeta.6
6
Nestor Sanz B, “La Radiación Solar”
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1.9.2 Valores de Irradiancia solar
1.9.2.1 Constante solar
Conociendo que el Sol es un cuerpo que emite radiación y que su superficie se
encuentra a una temperatura elevada, la radiación se ve influenciada directamente
por la ley de Stefan-Boltzman, la cual relaciona la radiación emitida por un cuerpo en
función de su temperatura. Esta ley se indica con la siguiente expresión:
(Ecuación 1. 18)
En donde:
M: Densidad total de flujo radiante emitida por cuerpo en
: Constante de Stefan-Boltzman
: Temperatura del cuerpo en (K).
.
.
Mediante esta ley, es posible determinar la radiación solar que llega a la Tierra,
considerando un área de 1
Se cuenta con los siguientes datos:
Radio del Sol:
Distancia Sol-Tierra:
Temperatura en la superficie del Sol: 5780 °K.
Por tanto:
Por la ley de la conservación de la energía, la radiación en la superficie del Sol es
igual a la radiación en la órbita de la Tierra; por tanto:
Despejando tenemos:
Reemplazando valores nos da el siguiente resultado:
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Figura 1. 14 Constante solar
A este valor se lo conoce con el nombre de constante solar
, la cual es la
irradiancia proveniente del Sol que incide sobre la unidad de superficie expuesta
perpendicularmente a los rayos solares fuera de la atmósfera terrestre. Este valor es
muy utilizado para el cálculo de radiación en cualquier sistema de generación
fotovoltaica o termo solar.
Este valor alcanza un máximo de
en el Afelio.
en el Perihelio, y un valor mínimo de
1.9.2.2 Irradiancia extraterrestre sobre una superficie perpendicular
Figura 1. 15 Irradiancia sobre superficie perpendicular B (normal) y sobre una superficie
horizontal B(0)
Utilizamos el valor de la constante solar para realizar el cálculo.
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(Ecuación 1. 19)
Donde:
D: Es la distancia Sol-Tierra en un momento dado.
Do: Valor medio de la distancia Sol-Tierra (1 U.A.= 149597870 Km.).
Para cálculos de gran precisión utilizamos las siguientes relaciones:
En donde  se le conoce con el nombre de factor de corrección de excentricidad:
(Ecuación 1. 20)
En donde:
(Ecuación 1. 21)
Siendo
el número del día del año.
1.9.2.3 Irradiancia extraterrestre sobre una superficie horizontal
Se toma en cuenta consideraciones geométricas:
(Ecuación 1. 22)
En donde
es la distancia zenital del Sol.
1.9.3 Hora solar pico
Conocida con las siglas H.S.P. nos sirve para poder evaluar la energía que un panel
solar puede producir cada día.
Es un concepto teórico, para definir una equivalencia entre la cantidad de horas
diarias que recibe el panel (correspondiente a su inclinación) con una radiación de
1.000
y la radiación total diaria que recibe el mismo.
Este concepto se lo representa con la siguiente ecuación:
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(Ecuación 1. 23)
En donde:
: Son las horas solar pico para una inclinación 
: Es la radiación media diaria en
día para una inclinación 
: Constante igual a 1
1.9.4 Medición de la radiación solar
Existen diversos métodos para el cálculo de la radiación solar; en algunos casos el
dato es entregado en forma de irradiancia, y en otros casos en forma de irradiación.
-
Piranómetro.Este equipo mide la irradiancia global; su principio de
funcionamiento se basa en dos sensores de temperatura, en los cuales uno de
ellos se encuentra libremente expuesto a la radiación solar en un plato de
absorción negro, y el segundo sensor se encuentra protegido de la misma.
Estando los dos sensores a iguales condiciones, exceptuando la exposición
directa a la radiación; la diferencia de temperatura entre ellos es directamente
proporcional a la irradiancia, por lo cual se obtiene la medición deseada.
-
Piroheliómetro.- Es un instrumento que posee un sistema automático de
seguimiento solar; el cual se enfoca directamente a él y mide exclusivamente la
radiación directa y la de su alrededor.
-
Celda Fotoeléctrica.- Esta celda ocupa su principio elemental para generar una
corriente eléctrica. Este equipo únicamente mide la radiación global, pero su
precisión no es muy eficiente.
1.9.5 Radiación solar en el mundo
De forma general, es razonable imaginar que la distribución global de la irradiación
en el planeta no es uniforme, siendo más intensa en la zona ecuatorial.
Sin embargo, la realidad es muy distinta a ello, y debido a las razones anteriormente
indicadas, como la inclinación de la Tierra, y los componentes de la atmósfera
incluyendo a la polución y a las nubes; la radiación solar tiene un comportamiento
muy poco equitativo inclusive en zonas donde la Latitud es igual en extremos
opuestos del planeta.
La empresa 3TIER dedicada al área de las energías renovables, cuenta con
sistemas satelitales para la toma de mediciones y pronosticar el comportamiento de
las condiciones meteorológicas en cualquier zona de Tierra. A continuación se
indica una muestra satelital indicando la irradiancia global en el planeta actualizada
en el año 2011.
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Figura 1. 16 Irradiancia solar Global
Fuente: 3TIER: http://www.3tier.com/en/support/resource-maps/
1.9.6 Radiación solar en la República del Ecuador
La radiación solar en Ecuador se ve directamente afectada por la cantidad de
nubosidad existente; razón por la cual, los niveles de irradiación son inferiores a los
que era de esperar.
De igual manera la diferencia de Latitud entre una zona y otra contribuye para la
irregularidad de la distribución global sobre nuestro territorio.
El Consejo Nacional de Electricidad en el año 2008 publicó el “Atlas solar del
Ecuador” con fines de generación eléctrica, en el cual nos muestra resultados de la
radiación solar directa, difusa y global con variaciones por cada mes del año.
Sin embargo y lamentablemente; este Atlas carece de tablas con valores numéricos
para una mayor facilidad en la interpretación de datos.
En la siguiente figura se muestra el índice global de irradiación de un año completo:
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Figura 1. 17 Irradiación solar Global del Ecuador
Fuente: CONELEC http://www.conelec.gob.ec/contenido.php?cd=1792
Existen programas de investigación en el área de la energía solar en todo el mundo.
Tal es el caso del instituto de energía solar de la Universidad de Massachusetts en
donde por medio de sensores satelitales han logrado crear una base de datos
confiables para cada región de nuestro país.
Los datos para diferentes zonas del Ecuador se encuentran en el ANEXO 1
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CAPITULO 2
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA
2.1 Antecedentes
El principio fotoeléctrico es un tema que se ha fortalecido en los últimos 30 años
debido al avance científico y al interés en su aplicación a las energías renovables;
sin embargo el efecto fotovoltaico es un principio físico descubierto en el año de
1839 por el francés Edmund Bacquerel; pero no fue hasta después de 48 años
cuando Heinrich Hertz hizo las primeras observaciones a detalle y la descripción
experimental de tal principio. En el año de 1887 Hertz fabricó la primera celda
fotovoltaica, la cual convertía la luz en electricidad con apenas el 1% de eficiencia.
A pesar de haberse publicado varios artículos con investigaciones en el campo,
nunca hubo una explicación física del fenómeno hasta el año de 1905 cuando Albert
Einstein expone una demostración puramente matemática para el efecto
fotoeléctrico en la cual predecía que la energía con la cual los electrones escapaban
de un material aumenta linealmente con la frecuencia de la luz incidente. Artículo
que llevó a Einstein a ser acreedor del Premio Nobel de la Física en el año de 1921.
A la fecha el principio fotovoltaico se encuentra en pleno auge de su crecimiento y
desarrollo, en el cual alrededor del mundo día a día se buscan nuevas técnicas para
incrementar su eficiencia y reducir sus costos para cada vez acercarnos más a esta
alternativa energética utilizando como fuente primaria a la energía electromagnética
proveniente del sol.
2.2 El principio fotoeléctrico
El concepto de energía fotovoltaica se atribuye a la aparición de una corriente
eléctrica en algunos materiales cuando éstos se encuentran iluminados por radiación
electromagnética sin que sea necesario un efecto mecánico o físico en él. El
principio fundamental se basa en la absorción de fotones que inciden en un
determinado material entregando una cantidad suficiente de energía para que los
electrones adquieran movimiento, y por ende una corriente eléctrica.
El Silicio (Si) es un elemento químico que posee 14 electrones; siendo 4 de ellos
electrones de valencia (los electrones de valencia son aquellos que se encuentran
en el más alto nivel de energía del átomo, siendo los responsables de la interacción
entre otros átomos de la misma u otra especie); por tanto un cristal químicamente
puro de silicio está unido de forma covalente con otros 4 átomos; y por tanto no
existirá electrones libres en él.
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En la realidad se puede agregar ciertas impurezas a un cristal de silicio sustituyendo
uno de sus átomos por otro de diferente naturaleza. Si este hecho se da al introducir
un átomo de Fósforo (P) (elemento con 5 electrones de valencia); el cristal a formar
usará 4 de ellos para la unión covalente, quedándonos un electrón débilmente unido
en el cristal, que podrá separarse del átomo de fósforo mediante una estimulación
de una fuente externa de energía.
En sentido contrario, si la impureza que se introduce es con un átomo de Boro (B)
(elemento con 3 electrones de valencia) la unión covalente con el silicio estará
faltante de un electrón; al cual se lo denomina “hueco o laguna”. En la figura 2.1
observamos detalladamente lo anteriormente indicado:
Figura 2. 1 Uniones covalentes de silicio
En el caso de formarse una unión covalente entre el fósforo y el silicio, los
portadores de carga libre poseen un potencial negativo, por lo cual a este material se
lo denomina “semiconductor tipo n”; mientras que si la impureza introducida es de
boro, los portadores de carga poseen un potencial positivo, llamando a este tipo de
material “semiconductor tipo p”.
Si se une una barra de semiconductor tipo p con otra barra de semiconductor tipo n,
los electrones débilmente unidos al fósforo detectarán una zona en la cual existe un
faltante de cargas negativas y se generará un flujo de ellos en dirección al material
tipo p, mientras que en sentido inverso en un intento de restablecer equilibrio, las
lagunas presentes en el boro detectan presencia de electrones libres la región
colindante y empezará un flujo de cargas positivas hacia aquella dirección.
Figura 2. 2 Representación de campo eléctrico
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En la zona de unión de las dos barras se crea un campo eléctrico que se incrementa
a frecuencia que los electrones y lagunas continúen su flujo en direcciones
opuestas. Este incremento llegará a un valor máximo al conseguir un estado de
equilibrio con un campo eléctrico permanente.
Ahora bien, en el caso que un fotón incida sobre el material semiconductor tipo p, y
si éste posee una energía mayor a la mínima necesaria para romper un enlace del
retículo del silicio; el fotón será absorbido y se formará una nueva pareja electrónhueco; como resultado de este hecho el electrón liberado fluirá hacia la zona del
semiconductor tipo n debido al potencial eléctrico. Sucede de igual manera cuando
un fotón incide sobre el material tipo n, con la diferencia que con la nueva formación
de la pareja electrón-hueco, la laguna formada será la que se desplaza hacia la zona
p.
Con la incidencia y absorción de fotones sobre los semiconductores se provoca una
acumulación de carga tanto positiva como negativa en las zonas p y n originando un
campo eléctrico opuesto al creado por el mecanismo de difusión. Si el número de
fotones es elevado, llegará un punto en el cual el campo eléctrico interno estará
totalmente anulado y no existirá la forma de separar las parejas electrón-hueco. Este
justamente es el caso que nos determina la tensión a circuito abierto de una célula
fotovoltaica. Finalmente, al utilizar un par de electrodos que se conecten al
mecanismo creado, podemos obtener un flujo de corriente eléctrica.
2.3 La célula Fotovoltaica
Es el elemento fundamental de todo sistema fotovoltaico, atribuyéndole la
responsabilidad de captar la energía electromagnética proveniente del sol y generar
una corriente eléctrica. La base primordial de su composición es el silicio; lugar
donde se producen los efectos físicos que hacen posible el principio de la conversión
de energía.
En la célula, la radiación incide generalmente sobre una lámina tipo n, con un grosor
menor a 1μm para que la penetración de los fotones en el cristal sea suficiente para
crear un par electrón-hueco y generar un flujo de electrones. La célula solar se
fabrica mediante la cristalización de silicio y de ello aparecen tres tipos principales:
-
Silicio cristalino.- Este tipo de células representan el estándar de la tecnología
fotovoltaica comercial. El silicio pasa por varios procesos durante su fabricación,
en los cuales debe ser purificado, fundido y cristalizado ya sea en láminas o
lingotes, estructuras que luego serán cortadas en celdas individuales y a
continuación pulidas. Este mecanismo de fabricación desperdicia casi el 50% del
material original. Las impurezas de boro y fósforo para formar capas tipo p y
capas tipo n se las introduce mediante difusión a elevada temperatura. Por lo
general la tensión de cada célula solar produce alrededor de 0,5 V; valor
independiente del área superficial de la misma; señalando la diferencia con la
corriente proporcionada que será mayor cuanto más grande sea la misma. Esta
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construcción puede presentar dos
monocristalino y el silicio policristalino.
-
configuraciones
distintas;
el
silicio
Silicio amorfo.- También conocido con el nombre de “película delgada”, su
fabricación se basa en el depósito de capas delgadas de silicio, evaporando al
vacío, erosión iónica, y deposición de vapor sobre un sustrato que generalmente
es vidrio o plástico. Mediante este proceso es posible obtener células solares a
precios muy económicos, pero lamentablemente su eficiencia también es mucho
más reducida. Otro inconveniente que producen estas células es el deterioro
prematuro acortando significativamente la vida útil las mismas. La producción de
energía eléctrica se disminuye en un 15% a los 2 meses de haber iniciado su
operación, y a partir del quinto año de trabajo la degradación de las celdas
alcanzan valores de hasta el 50%. Sin embargo el silicio amorfo permite una
fabricación de celdas flexibles; y son las que más han sido instaladas alrededor
del mundo debido a la gran demanda de equipos electrónicos de baja potencia
como calculadoras, relojes y radios de operación solar.
Tipo de
celda
Eficiencia
Laboratorio Producción
Ventajas
Tecnología bien
desarrollada y probada
Silicio
Monocrista
lino
19,10%
12-16%
Desventajas
Emplea material caro.
Estable
Desperdicio elevado.
Mayor eficiencia.
Fabricación en celdas
cuadradas.
Tecnología bien
desarrollada y probada
Fabricación costosa.
Emplea material caro.
Estable
Silicio
Policristali
no
18%
11-14%
Silicio
Amorfo
11,50%
4-8%
Desperdicio elevado.
Buena eficiencia.
Fabricación costosa.
Fabricación en celdas
Reducción de eficiencia.
cuadradas.
Menos costoso que el
Si monocristalino.
Utiliza muy poco
Degradación pronunciada
material
Alto potencial y
Menor eficiencia.
producción rápida.
Costo reducido al 50%
Menor durabilidad.
del Si cristalino.
Tabla 2. 1 Comparativa entre las tecnologías de silicio aplicadas a paneles fotovoltaicos
Fuente: José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado al CTE y al
nuevo RITE)
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La forma de trabajo de las celdas policristalinas es igual al de una célula de Si
monocristalina; la diferencia radica que en su fabricación se utiliza un silicio de
menor calidad. A nivel microscópico esta celda contiene varios granos de silicio
dejando espacio libre entre sus uniones; es por estos huecos que se interrumpe el
fenómeno fotovoltaico y su eficiencia es reducida.
El silicio es el elemento más abundante después del oxígeno (O), encontrado en
casi todas las rocas del planeta; pero para su uso en módulos fotovoltaicos se
requiere de cristales puros y con pocas imperfecciones; por lo que debe someterse a
procesos de elevados costos económicos y energéticos. En la actualidad se están
haciendo pruebas con alternativas al silicio y entre las más conocidas está el
Arseniuro de Galio (GaAs), el Fosfuro de Indio (InP) y el Teluro de Cadmio (TeCd).
Lamentablemente la tecnología en general de la fabricación fotovoltaica no se
encuentra desarrollada al máximo y es muy probable que la energía utilizada en la
fabricación de un panel fotovoltaico completo (conjunto de celdas fotovoltaicas
conectadas entre sí) sea mayor a la energía que se pueda producir en el mismo
panel durante sus años de vida útil.
2.3.1 Características eléctricas
Existen diferentes tipos de parámetros válidos para evaluar el comportamiento de un
módulo fotovoltaico; entre ellos se presentan los siguientes:
-
Intensidad de cortocircuito (Isc).- Es la máxima intensidad de corriente que puede
alcanzar un panel fotovoltaico; las pruebas son realizadas al producir un
cortocircuito y con una tensión igual a cero medir la corriente circulante en los
bornes. Esta intensidad total de corriente es igual a la de una de sus células
multiplicada por el número total de conjuntos dispuestos en serie interconectadas
entre sí en paralelo.
-
Tensión nominal (Vn).- Es el valor de su tensión determinada en el momento de
su diseño y fabricación. Depende de la cantidad de celdas fotovoltaicas
dispuestas en serie dentro del módulo.
-
Tensión a circuito abierto.- Es el máximo valor de tensión que se alcanza en el
panel fotovoltaico al mantener una corriente igual a cero. Esta tensión es igual a
la tensión de cada célula individual multiplicada por el número de las mismas
colocadas en serie.
-
Potencia máxima.- También llamada potencia pico del panel; es el máximo
resultado del producto de la tensión y corriente en la curva característica V-I de
cada módulo. Aproximadamente al 80% de la tensión a circuito abierto es la
adecuada para su cálculo.
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El comportamiento eléctrico de los módulos fotovoltaicos se ve afectado por su curva
típica de funcionamiento V-I facilitada por el fabricante. Cada panel posee su propia
curva de operación sometida a condiciones estándar de medida (CEM) definidas con
los siguientes valores: irradiancia: 1000
y temperatura: 25°C.
Es posible determinar la curva P-V al multiplicar el valor de tensión con el valor de
corriente determinada para cada punto.
Como ejemplo se mostrará la gráfica V-I y P-V del panel fotovoltaico “Solarex VLX53” en la cual sus datos de placa se muestran en la siguiente tabla:
Modelo
Pp
Vp
Ip
Vca
Icc
Condiciones
VLX-53
53 W
17,2 V
3,08 A
21,5 V
3,5 A
CEM
Tabla 2. 2 Placa del panel fotovoltaico VLX-53
Fuente: Solarex
Gráfica 2. 1 Curva V-I y P-V del panel fotovoltaico VLX-53
Fuente: Solarex
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Es un hecho importante indicar que el funcionamiento eléctrico de los módulos
fotovoltaicos se ven afectados por la variación de la radiación solar y de la
temperatura. Con el aumento de irradiancia se producen incrementos en la
intensidad de cortocircuito, y por tanto aumento de potencia, señalando que la
tensión a circuito abierto no varía y por tanto se asegura la estabilidad frente a los
cambios de iluminación; mientras que con una elevación de temperatura el efecto se
manifiesta en la tensión del módulo, resultando una disminución de potencia
aproximadamente de un 0,5% por cada grado que sobrepase el estándar de 25°C.
Gráfica 2. 2 Dependencia de la corriente en función del voltaje siendo el panel sometido a
diferentes valores de irradiancia solar. Temperatura constate: 25°C.
Fuente: Solarex
Gráfica 2. 3 Dependencia de la corriente en función del voltaje siendo el panel sometido a
diferentes valores de temperatura. Irradiancia constante: 1000
Fuente: Solarex
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Como se puede apreciar en las curvas mostradas anteriormente, el valor de la
corriente se mantiene relativamente constante a pesar que la tensión aumenta de
forma considerable; esto permanece efectivamente hasta entrar en una zona de
transición en donde cualquier variación de voltaje produce variaciones bruscas en la
intensidad del panel.
2.3.2 Temperatura de trabajo del panel
La temperatura a la cual se ve sometida un módulo fotovoltaico es de gran
importancia debido a que su potencia de salida se ve gradualmente reducida. Una
irradiancia de 1000
es capaz de calentar un panel 25°C por encima de la
temperatura ambiente reduciendo de esta manera la potencia en un promedio del
12%.
La temperatura de trabajo de un panel se la describe efectivamente con la siguiente
expresión:
(Ecuación 2. 1)
Donde:
: Temperatura de trabajo del panel.
: Temperatura máxima ambiente.
: Radiación solar en
.
: Coeficiente entre 0,02-0,04
dependiente de la velocidad del
viento: Si hay mucha presencia de viento, el panel tiene refrigeración y se
toma el valor mínimo de 0,02; mientras que si existe poco o nada de viento se
debe tomar valores próximos o el máximo valor de 0,04.
2.3.3 Factor de degradación
En la realidad los paneles en la mayor parte del tiempo trabajan a temperaturas
mayores a los 25°C debido a la disipación de calor que se produce en su interior; es
por ello que en un diseño se debe considerar este factor de degradación con el fin
de satisfacer las necesidades del consumidor. Los fabricantes dan un valor
porcentual con relación a la potencia pico del panel, este valor llamado también
porcentaje de pérdidas es el índice a considerar.
2.3.4 Potencia de salida
Conocido el valor de la temperatura de operación del panel, se puede determinar el
valor de la potencia de salida mediante la siguiente relación:
(Ecuación 2. 2)
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Donde:
: Potencia de salida a la temperatura de trabajo
: Potencia pico del panel a 25 °C.
.
: Coeficiente de degradación.
: Incremento de temperatura sobre los 25°C., por tanto:
2.4 Elementos que componen un sistema fotovoltaico
Todo sistema fotovoltaico está compuesto de varios elementos necesarios para su
correcto funcionamiento y control. Estos equipos son el generador fotovoltaico, el
regulador e inversor de corriente, sistemas de acumulación o baterías y equipo
diverso para mantener estables los sistemas de seguridad y medición.
Figura 2. 3 Equipos que componen un sistema fotovoltaico
Fuente: Consumer/Eroski
2.4.1 Panel fotovoltaico
El módulo o panel fotovoltaico es el equipo principal en toda instalación solar.
Generalmente está compuesto de 36 células fotovoltaicas conectadas en serie para
alcanzar una tensión suficiente para recargar baterías de 12V considerando las
respectivas caídas de tensión. La potencia de salida depende exclusivamente de las
características de sus celdas y su respectiva curva V-I.
Además de la célula solar existen otros elementos que conforman un panel:
-
Recubrimiento exterior.- Generalmente vidrio para facilitar la captación
electromagnética.
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-
Material encapsulante.- Material para proteger a las celdas fotovoltaicas,
elaborados a base de siliconas transparentes y de poca degradación.
-
Recubrimiento posterior.- Sirve como protección y cerramiento al panel,
construido de colores claros con el objetivo de reflejar la luz que ha sido
atravesada en el módulo y direccionar nuevamente hacia las celdas solares.
-
Conexiones eléctricas.- Se sitúan en la parte posterior del módulo, ellas deben
ser accesibles y seguras para la conexión con otros equipos.
-
Marco metálico.- Generalmente de aluminio o de acero inoxidable, es el elemento
externo que integra a todo el panel en un solo conjunto.
Las características eléctricas de un panel fotovoltaico se rigen a las mismas leyes
que una célula solar; sin embargo cuando se interconectan entre si las celdas
pueden surgir dos nuevos fenómenos denominados “mismatch” y “puntos calientes”:
-
Mismatch o pérdidas por dispersión.- Sucede cuando las células que conforman
el módulo fotovoltaico son distintas, presentando diversas curvas V-I. El caso
produce una reducción en la potencia total del panel, inferior a la sumatoria de
potencia de cada célula individual. Puede ocasionar que en algún punto de sus
curvas, la celda empiece a funcionar como disipador.
-
Puntos calientes.- Fenómeno que ocurre cuando una o varias celdas
fotovoltaicas conectadas en serie reciben sombra, y dejan segmentos del módulo
expuestos directamente a radiación solar. El fenómeno provoca que las células
sombreadas no produzcan corriente y se polaricen inversamente, por tanto las
celdas empiezan a comportarse como disipadores de energía de las células que
trabajan normalmente. Esta energía es disipada a manera de calor pudiendo
ocasionar daños muy severos en las mismas. Para dar solución se colocan
diodos bypass para crear caminos alternativos al paso de la corriente y que
trabajen como disipadores de potencia. Normalmente se colocan dos diodos por
módulo para evitar caídas de tensión que representen pérdidas considerables.
La forma de interconexión entre varios módulos depende de las características de
tensión, corriente y potencia que se requiera, sin embargo es necesario indicar que
no es aconsejable conectar entre sí módulos de distintas características o de
diferentes fabricantes. Existen tres formas de conexionado:
-
Serie.- La tensión total es igual a la tensión de un módulo multiplicada por el
número total de unidades conectadas en serie.
(Ecuación 2. 3)
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-
Paralelo.- La corriente total es igual a la corriente de un módulo multiplicada por
el número de unidades conectadas en paralelo.
(Ecuación 2. 4)
-
Mixta.- En combinación de los dos casos anteriores para ajustar los parámetros
eléctricos a los requerimientos o necesidades del sistema que se diseña.
La potencia total de los módulos interconectados se calcula de acuerdo a la
siguiente expresión:
(Ecuación 2. 5)
Donde:
: Es la potencia pico del sistema de interconexión.
: Es la potencia pico de un módulo individual.
: Es el número total de módulos.
2.4.2 Acumuladores Eléctricos
Por principio, la producción de energía fotovoltaica únicamente puede ser captada
durante las horas de luz natural; mientras que el consumo de la misma se la realiza
en mayor o menor magnitud en el transcurso de un día completo. Es por ello la
necesidad de almacenar la energía eléctrica en sistemas de acumulación a fin de
poder disponer de ella en momentos de poca o nula radiación solar.
Las baterías utilizadas en los sistemas fotovoltaicos son únicamente las de “plomoácido”, dentro de las cuales las clasificamos en dos tipos:
-
Plomo-Calcio.- Caracterizadas por ofrecer poco mantenimiento y una muy
reducida autodescarga.
-
Plomo-Antimonio.- Son baterías más resistentes a los efectos de carga-descarga;
y ofrecen mejores propiedades a bajos niveles de carga.
La capacidad de las baterías se mide en Amperio-hora (Ah) y está influenciada por
la temperatura, aumentando conforme ésta se incremente. Es conveniente que en
una instalación solar las baterías alcancen un nivel de carga superior al 90% antes
de ser cortada su alimentación.
La tensión nominal de las baterías es generalmente de 12V y con una capacidad de
fabricación máxima de 400 Ah. Si se requiere en algún diseño capacidades
superiores es necesario colocar baterías en serie; ya sea con las mismas o con
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elementos de 2V también existentes en el mercado. La capacidad se incrementa
conectando en paralelo los acumuladores.
Es recomendable en su utilización que se coloquen en lugares ventilados, y siempre
mantener el nivel del electrolito indicado por el fabricante.
Figura 2. 4 Batería Toyama NPL 150 Ah, 12V
Fuente: Propia
2.4.3 Regulador
Este equipo es muy necesario y elemental en un sistema fotovoltaico que incluya
sistema de acumulación, ya que sirve para proteger a las baterías. En el momento
que el acumulador haya alcanzado su máxima capacidad de carga, el regulador
corta el paso de corriente que se conecta al generador fotovoltaico. De igual manera
y en sentido inverso, cuando la batería alcanza niveles críticos de descarga, el
regulador desconecta la línea que alimenta la carga.
El regulador de corriente sirve además como un equipo de medición, ya que nos
indica los valores de tensión y carga de la batería como valores de corriente.
Existen dos tipos de regulador, diferenciados por su forma de conexión:
-
Conexión en paralelo.- El control de la sobrecarga en la batería es
cortocircuitando el campo fotovoltaico y la energía es disipada como calor. El
nivel crítico de descarga es contrala mediante desconexión de la carga. Este tipo
de reguladores es utilizado en sistemas de baja potencia.
-
Conexión en serie.- El control de la sobrecarga y sobredescarga en la batería es
interrumpiendo el paso de corriente que une con el generador fotovoltaico o con
la carga. No existe disipación de calor, por tanto es utilizado en sistemas de
mayor potencia.
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Universidad de Cuenca
Figura 2. 5 Regulador fotovoltaico, “Solar Electronics”
Fuente: Propia
2.4.4 Inversor de corriente
El inversor es el equipo que sirve para adaptar la forma de corriente producida en el
módulo fotovoltaico a la forma requerida por la carga.
La forma de corriente generada en los paneles es del tipo continua (cd) mientras que
la mayor parte de los cargas en una vivienda funcionan con corriente del tipo alterna
(ca); es por tanto obligatorio buscar una conversión.
La denominación de cada uno de estos equipos varía según el tipo de trabajo
efectuado:
-
Inversor.- Transforma cd a ca.
Convertidor.- Transforma ca a cd.
Rectificador.- Modifica parámetros de cd a cd.
El inversor de corriente debe conectarse en los bornes de salida del regulador.
Un factor importante en sus características eléctricas es su potencia nominal,
entendida como la potencia que es capaz de suministrar el inversor de forma
continua. Estos equipos varían entre valores de 100 a 5000 W.
El rendimiento de este equipo es un aspecto que se debe tomar mucho en cuenta,
debido a que si su eficiencia es muy pobre se produce elevadas cantidades de
energía desperdiciadas en forma de calor.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 55
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De igual manera la forma de onda y su pureza es un aspecto de diseño en el cual
debe sujetarse a los requerimientos que demande la carga; aspecto que se ve
directamente influenciado en el precio del equipo.
Es recomendable para pequeñas aplicaciones como iluminación usar inversores que
entreguen forma de onda cuadrada.
Figura 2. 6 Inversor “Samlex Power”, 12V dc-110V ac, 60Hz, 450W
2.4.5 Equipos adicionales
-
Cableado.- En sistemas de generación fotovoltaica es necesario incluir secciones
de cable mayor a las convencionales con el fin de reducir su resistencia óhmica y
evitar pérdidas de energía. A su vez se debe considerar el tipo de cableado para
el trabajo en cd o ca.
-
Protecciones eléctricas.- Como todo sistema eléctrico es necesario un diseño de
protecciones y su respectiva coordinación. Jamás se debe utilizar elementos de
ca en circuitos de cd para evitar hechos lamentables por mal funcionamiento.
Además es aconsejable incorporar los siguientes elementos:
a) Magnetotérmicos.- Conectarlos en la salida del acumulador y del inversor
para que en casos de sobrepasar el nivel de potencia máximo de la carga,
desconecte ésta del sistema.
b) Diodos.- Necesarios para que los módulos únicamente actúen como
aportadores de energía y no como receptores por parte de los acumuladores.
c) Diodos de paso.- Estos diodos se incluyen en el módulo por parte del
fabricante; impiden que las celdas actúen como receptores cuando se dan
casos de sombreado parcial en ellas.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 56
Universidad de Cuenca
-
Aerogeneradores.- Se puede aumentar la confiabilidad de los sistemas
fotovoltaicos al introducir equipos eólicos. La ventaja principal es que durante
horas de la noche, los acumuladores podrían continuar su carga en momentos
que exista presencia de viento. Pueden usarse generadores en ca o en cd.
-
Grupos electrógenos.- Son sistemas complementarios para poder abastecer la
demanda producida en la vivienda. Ellos cumplen con su trabajo en momentos
que no exista radiación solar y las baterías se encuentren agotadas. También
son útiles en momentos que la potencia total de la carga sobrepase el límite
máximo del sistema fotovoltaico. Los grupos electrógenos funcionan con
combustibles fósiles.
2.5 Tipos de sistemas fotovoltaicos
Un sistema fotovoltaico es el conjunto de componentes que hacen posible su
funcionamiento; estos sistemas presentan variaciones según sea el caso de diseño,
potencia, confiabilidad y consumo de energía producida. Sin embargo se diferencia
claramente dos sistemas utilizados en una instalación fotovoltaica para una vivienda.
Estos son: el sistema aislado de red y el sistema conectado a red.
2.5.1 Instalaciones aisladas de la red
Los sistemas aislados de red son mecanismos de diseño pensados principalmente
para zonas en la cuales no exista la red pública y la demanda de energía sea
abastecida únicamente con la producción del sistema fotovoltaico.
Este tipo de sistemas, se pueden dividir en dos clases: con o sin acumulación de
energía; aunque los sistemas que no hagan uso de baterías son extremadamente
raros, ya que el consumo únicamente será limitado a momentos con presencia de
radiación solar.
En la electrificación de viviendas, el consumo puede ser demandado por cargas de
corriente directa y alterna. Sin embargo, vale indicar que en sistemas fotovoltaicos
es preferible usar en lo posible cargas del tipo cd para evitar pérdidas producidas por
el inversor de corriente.
Las instalaciones domésticas pueden ser diseñadas de forma que el suministro de
energía sea centralizado o descentralizado. El primer tipo se maneja con un
generador fotovoltaico único y una línea de distribución que alimenta a cada una de
las viviendas; este sistema requiere además de un inversor de corriente ya que el
suministro únicamente se lo realiza en ca.
Las ventajas que proporciona este modelo es que el número de componentes se ve
reducido, aunque el costo debe ser analizado sumándose el tendido de una línea de
distribución más sus acometidas. El segundo sistema se compone de un generador
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 57
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fotovoltaico para cada vivienda; y aunque el número de módulos y equipos eléctricos
aumenta, el sistema descentralizado ofrece independencia absoluta en su uso.
Figura 2. 7 Instalaciones fotovoltaicas para viviendas aisladas de la red
A su vez, una instalación fotovoltaica aislada de la red pública se la puede
complementar con equipos eléctricos o mecánicos para poder aumentar su
eficiencia y su confiabilidad; ya sea mediante grupos electrógenos o
aerogeneradores acoplados al sistema; considerando los costos que implican
adicionarlos.
Figura 2. 8 Instalaciones fotovoltaicas con grupo electrógeno y aerogeneradores de ca y cd.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 58
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2.5.2 Instalaciones conectadas a la red
La aparición de un diseño conectado a la red fue creado con el propósito de reducir
costos en el sistema ya que no cuenta con sistemas de acumulación ni reguladores,
además de reducir los años de amortización en la inversión ya que la energía
autogenerada se la puede vender a un precio mayor que la comprada directamente
a la compañía de servicios de distribución eléctrica.
En España existen las llamadas “huertas solares” donde se unen en conjunto varias
instalaciones fotovoltaicas con potencia unitaria inferior a los 100 KW dedicadas
únicamente a la venta de energía con la ventaja de recibir una ganancia del 575%
sobre el precio de referencia de energía eléctrica en ese país.
Es por ello que las instalaciones fotovoltaicas domésticas conectadas a la red se han
vuelto cada vez más atractivas, además de ser un sistema más fiable desde el punto
de vista de la continuidad de servicio.
La instalación debe contar con un inversor de corriente con características
específicas:
-
Contar con un sistema de medida de energía entregada a la red.
-
Ser capaz de interrumpir y reanudar el suministro según sea la generación de los
módulos.
-
Adaptar eficazmente la frecuencia producida a la frecuencia de la red.
A este tipo de diseño se debe sumar las exigencias técnicas que impone la
compañía de servicios según sean las normativas vigentes, y contar con
mecanismos de protecciones eléctricas normalizadas. En España se encuentra
prohibida la instalación de un sistema mixto “aislada-conectada a la red”; por tanto
no se puede consumir parte de la energía autogenerada, sino que absolutamente
todo lo producido debe ser inyectado a la red. Por tanto este tipo de sistemas en
lugar de ser auto-abastecedor se ha convertido en una instalación completamente
generadora para venta.
Figura 2. 9 Instalación fotovoltaica conectada a la red
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2.6 Normativa Internacional
La República del Ecuador apenas está iniciando un período evolutivo con tendencia
al uso de energías renovables. Es por ello que a la fecha no existe normativa que
pueda exigir a los proyectistas seguir un modelo base con reglas únicas en sus
diseños. Sin embargo, existen varios países a nivel mundial en donde el uso de
energías alternativas está en pleno auge, y parte de su legislación impone
obligaciones concretas para los consumidores de energía y profesionales inmersos
en diseños de este campo.
Tarde o temprano el Ecuador se verá obligado a la adopción de una normativa
internacional que mejor se acople a las exigencias generales del sistema energético
del país.
En este capítulo se tomará como referencia la normativa española, país que lleva
años de experiencia en el campo de las energías alternativas y muy probablemente
parte de su código será adoptado en nuestro país.
2.6.1 Código Técnico de la Edificación (C.T.E.)7
El 17 de marzo de 2006 se publica en España el REAL DECRETO 314/2006 en
donde es aprobado el Código Técnico de la Edificación desde el Ministerio de
Vivienda, el cual impone como una necesidad y con carácter de obligatoriedad para
el proyectista el objetivo básico de “ahorro energético” y las exigencias establecidas
en el artículo 15 de la Parte I del C.T.E. con los criterios siguientes:
a) El objetivo del requisito básico “ahorro de energía” consiste en conseguir un uso
racional de la energía necesaria para la utilización de los edificios, reduciendo a
límites sostenibles su consumo y conseguir asimismo que una parte de este
consumo proceda de fuentes de energía renovable, como consecuencia de las
características de su proyecto, construcción, uso y mantenimiento.
b) Para satisfacer este objetivo los edificios se proyectarán, construirán, utilizarán y
mantendrán de forma que se cumplan las exigencias básicas que se establecen
en los apartados siguientes.
c) El documento básico “DB HE Ahorro de energía” especifica los parámetros
objetivos y procedimientos cuyo cumplimiento asegura la satisfacción de las
exigencias básicas y la superación de los niveles mínimos de calidad del
requisito básico de ahorro de energía.
7
José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado al CTE y al nuevo
RITE)
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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Estos Criterios de “ahorro energético” se plasman en las denominadas “Exigencias
Básicas”:
-
Exigencia básica HE 1: Limitación de demanda energética.
Exigencia básica HE 2: Rendimiento de las instalaciones térmicas.
Exigencia básica HE 3: Eficiencia energética de las instalaciones de
iluminación.
Exigencia básica HE 4: Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria.
Exigencia básica HE 5: Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica.
La exigencia básica HE 5 establece que en los edificios se incorporarán sistemas de
captación y transformación de energía solar en energía eléctrica por procedimientos
fotovoltaicos para uso propio o suministro de la red.
Los valores derivados de esta exigencia básica tendrán la consideración de
mínimos, sin prejuicio de valores más estrictos que puedan ser establecidos por las
administraciones competentes y que contribuyan a la sostenibilidad, atendiendo a
las características propias de su localización y ámbito territorial.
2.6.2 Plan Solar de Castilla y León8
Éste es un conjunto de normas para el proyectista de sistemas fotovoltaicos en los
cuales se incluyen varias exigencias para su diseño:
-
Protecciones.- En un sistema fotovoltaico se debe incluir las medidas necesarias
para proteger a las personas de contactos directos e indirectos con equipos
energizados ya sean de cd o de ca. Además el sistema de protecciones
eléctricas debe incluir un resguardo ante cortocircuitos, sobretensiones, y
sobrecargas, tanto en la línea de carga como en la línea de generación.
-
Módulo fotovoltaico.- Cada panel debe satisfacer las especificaciones UNE-EN
61215 en módulos de silicio cristalino, o las especificaciones UNE-EN 61646
para paneles de celdas de silicio amorfo; además de estar verificados y
aprobados por laboratorios de energía solar reconocidos por la ley. Los módulos
deben contener una placa legible con el nombre del fabricante y fecha de
construcción debidamente relacionada con un número de serie único. Respecto
al sistema de puesta a tierra, será obligatoria la conexión cuando un conjunto de
módulos superen una tensión de 48 V.
La eficiencia de los módulos fotovoltaicos aceptará un rendimiento del 85%
considerada las pérdidas por dispersión, suciedad y pérdidas normales en su
operación.
8
Energía Solar Fotovoltaica. Manual del Proyectista. Junta de Castilla y León
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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-
Acumuladores o baterías.- Las baterías únicamente serán del tipo plomo-ácido, y
en sistemas de potencia inferior a 170 W podrán ser del tipo monoblock. Las
baterías preferiblemente no deben necesitar carga inicial, y ser adquiridas en el
mercado con una capacidad inicial que supere el 90%.
La autodescarga de las mismas no deberá rebasar un límite del 6% por mes,
referenciada a una temperatura base de 25°C. La vida de los acumuladores
hasta que su capacidad residual se reduzca al 80% debe superar los 1000 ciclos
cuando se descarga el acumulador una profundidad del 50%. La placa de las
baterías debe indicar su tensión nominal, la capacidad de la misma en Ah, la
polaridad de los terminales y el nombre del fabricante.
-
Reguladores.- Este equipo debe asegurar una desconexión a de la carga cuando
las baterías alcancen su máximo nivel de descarga permitido. El regulador no
puede en ningún caso permitir que la descara supere el 80% de su capacidad. El
valor de la tensión debe permanecer constante y combatir a los efectos debidos a
la variación de temperatura. La recarga en las baterías debe asegurar un límite
superior al 90%. Se permitirá un rendimiento medio del regulador igual al 98%.
La placa del equipo debe incluir el nombre del fabricante, la tensión nominal y
corriente máxima, además de un indicador legible de la polaridad de sus
conexiones.
-
Inversores.- Este equipo es de suma importancia en el sistema. La tensión
ofrecida por el inversor debe encontrase en el rango de ±5% la tensión de la red.
(Para España 220 o 230 V). De igual manera, la frecuencia no puede variar un
máximo de ±1 Hz (En España la frecuencia nominal es de 50Hz). Si se permite el
uso de inversores del tipo no senoidal si la potencia no supera el 1 kVA.
La placa debe contener el nombre del fabricante, la potencia nominal de trabajo,
tipo de onda producida, tensión y frecuencia ofrecida. Los inversores deberán
incorporar sistemas manuales y automáticos para su correcto funcionamiento,
según se exige en la normativa del Real Decreto 1663/2000 que aseguren su
correcto manejo. El rendimiento de los inversores con cargas resistivas debe ser
superior a los indicados en la siguiente tabla:
Inversor
potencia
onda senoidal
<500VA
>500VA
Onda no senoidal
Rendimiento al 20% de
la potencia Nominal
Rendimiento
potencia nominal.
>80%
>85%
>85%
>70%
>80%
>80%
Tabla 2. 3 Eficiencia de inversores para sistemas fotovoltaicos.
Fuente: Plan Solar de Castilla y León
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2.6.3 Normativa para instalaciones conectadas a la red
Como se mencionó con anterioridad, en España están prohibidas las instalaciones
solares híbridas (consumir y vender energía con una misma instalación fotovoltaica).
En el momento que se diseñe un sistema conectado a la red debe ser con el único
objetivo de ser instalado para la venta total de su producción. La normativa exclusiva
que regula este tipo de instalaciones es la siguiente:9
-
Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología
para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la
actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (deroga el Real
Decreto 2818/1998, del 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica
por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables,
residuos y cogeneración).
-
Real Decreto 1663/2000, del 29 de septiembre, sobre “Conexión de instalaciones
de red de baja tensión.
-
Resolución de 31 de mayo de 2001 de la Dirección General de Política
Energética y Minas, que incluye el modelo de contrato y factura, así como el
esquema unifilar de obligado cumplimiento.
2.6.4 Retribución para los sistemas conectados a la red en España10
Mediante la aprobación del Real Decreto 436/2004 se hace vigente la nueva
metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico
de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, comprendida
entre ellas las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red pública. La retribución
y los años de la misma para estos sistemas se determinan según lo siguiente:
-
En sistemas cuya potencia sea inferior a 100 KW el precio se mantendrá fijo
(siempre a tarifa regulada, Art. 22.1.a y Art. 33), con un valor del 575% de la
Tarifa Media de Referencia (TMR) los primeros 25 años y del 460% de la TMR el
resto de la vida de la instalación.
-
Para sistemas cuya potencia sobrepase los 100 KW existen dos opciones:
a) Vender a precio fijo, según tarifa regulada (Art. 22.1.a y Art. 33) a un 300% de
la TMR los primeros 25 años, y a 240% de la TMR el resto de la vida de la
instalación.
b) Acudir al mercado eléctrico (Art. 22.1.b y Art. 33): Precio de venta de la
electricidad + prima 250% + 10% incentivo. De la TMR durante 25 años.
9
Energía Solar Fotovoltaica. Manual del Proyectista. Junta de Castilla y León
José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado al CTE y al nuevo
RITE)
10
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2.6.5 Legislación solar-eléctrica y venta de energía (España)
-
La energía fotovoltaica producida será inyectada en su totalidad a la red, y la
prima se establece en un valor muy superior al precio del KWh convencional para
que de esta manera es sistema obtenga una retribución económica.
-
Se vuelve completamente absurdo el autoconsumo del sistema solar, debido a
que el precio de cada KWh fotovoltaico vendido es mucho mayor al precio KWh
convencional comprado.
-
El precio de las primas no lo paga el Estado. Los importes proceden de la tarifa
eléctrica vigente y por tanto de los recibos bimensuales que se cancela por parte
de todos los usuarios a las compañías de servicio de distribución eléctrica.
-
El precio medio es sumado a las primas anteriormente citadas y no afecta a la
cuenta de resultados de la compañía de servicios eléctricos. La distribuidora
administra este importe, cobrándolo del usuario final y pagando al propietario del
sistema fotovoltaico.
-
El objetivo de esta legislación es conseguir un ahorro energético selectivo,
aprovechando al máximo la energía solar gratuita y limpia en detrimento de la
convencional, por lo que el objetivo es ahorrar energía y mejorar la dependencia
energética.
2.7 Cálculo de un pequeño sistema solar fotovoltaico aislado de la red
Una instalación fotovoltaica debe ser diseñada con la mayor precisión posible, de
manera que el sistema no quede sobredimensionado (elevando notablemente su
costo de inversión) y tampoco presente problemas de abastecimiento para las
cargas que se pretende utilizar.
Existen diversos métodos con mayor o menor precisión; desde programas
computacionales, hasta procedimientos manuales con varias metodologías de
cálculo.
2.7.1 Cálculo Manual
A continuación se presenta un modelo que envuelve una recopilación de criterios de
diversos autores, el cual será la guía para los cálculos a efectuar.
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1) Cálculo de la demanda
El primer paso para dimensionar un sistema fotovoltaico es el levantamiento de la
potencia consumida por todas las cargas que estén conectadas al sistema en un
determinado tiempo; es decir la energía consumida diariamente.
(Ecuación 2. 6)
Donde:
: Energía media diaria consumida en (Wh).
: Energía consumida con cargas de corriente continua.
: Eficiencia del regulador, por lo general mantienen una eficiencia de 0.98.
: Eficiencia del inversor, dato ofrecido por el fabricante y está en función del
tipo de onda y de la carga a la que trabaja. Se recomienda para potencias
mayores a 1KVA la utilización de inversores de onda senoidal, mientras que,
para potencias menores a éstas se recomienda la utilización de un inversor del
tipo no senoidal, Para abaratar costos, el sistema puede funcionar correctamente
con un equipo que produzca forma de onda cuadrada. Comúnmente la eficiencia
se encuentra en un rango entre 0.8 a 0.92, y se puede decir que el rendimiento
va aumentando mientras más alta sea su potencia.
Finalmente, el valor de 1.2 es un factor de seguridad adicional para el sistema,
capaz de cubrir el autoconsumo de las cargas y las pérdidas generales de todo el
conjunto, incluyendo el comportamiento de trabajo no constante de los paneles
fotovoltaicos en el transcurso del día.
2) Es necesario seleccionar la tensión de trabajo del sistema (Vtr) a corriente
continua. Los equipos del sistema pueden trabajar ya sea a 12 o 24 V.
3) Para determinar la carga de consumo diario Cd; dividimos la energía consumida
para la tensión de trabajo. Este parámetro se dimensiona en Ah.
(Ecuación 2. 7)
4) La potencia total consumida será igual a:
(Ecuación 2. 8)
es el factor de utilización de la demanda. En sistemas fotovoltaicos este factor
es igual a 1.
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5) En sistemas de captación solar es importante determinar el número de horas
efectivas que equivalen a la radiación total diaria captada en la zona de diseño.
Este concepto se denomina Hora Solar Pico HSP.
(Ecuación 2. 9)
Donde
es la radiación solar promedio correspondiente a la zona de análisis.
Este valor se lo puede determinar de la siguiente forma:
- Obtener un valor promedio, ya sea diario o mensual de la irradiación que se
presenta en la zona geográfica.
- Adoptar el valor menos significativo correspondiente al mes del año con
menor radiación solar captada.
6) En este diseño se considera la inclinación y orientación del módulo mediante los
siguientes criterios:
- En lo referente a su orientación; las zonas localizadas en el Hemisferio Sur
deben ubicar los captadores con su cara frontal en dirección al Norte. Mientras
que los puntos geográficos localizados en el Hemisferio Norte deben colocar los
módulos con dirección al Sur.
- En cuanto a la inclinación, se acepta como válida el valor correspondiente a
su Latitud Geográfica; recomendado la adición de 10° para ofrecer auto limpieza
del panel.
7) Un paso importante es determinar la potencia del inversor, para lo cual se debe
conocer el consumo de las cargas, y además considerar la potencia de arranque
de ciertos artefactos o electrodomésticos que en muchos casos es bastante
elevada. Esta potencia pico que aguanta el inversor es conocida con el nombre
de SURGE.
Para el dimensionamiento de inversor, se reemplaza la potencia nominal del
artefacto por la potencia de arranque del mismo, y en el caso de existir varias
cargas que tengan una potencia de arranque considerable, debemos tomar
únicamente la mayor de ellas para el cálculo.
8) Se selecciona el tipo de panel y el tipo de batería con la que se va a trabajar, con
ello y con ayuda de sus catálogos (datasheets) se obtiene ciertas características
necesarias para el cálculo:
- Para el panel:
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-
Voltaje del módulo Vm.
Voltaje pico-pico del módulo Vpp.
Potencia pico-pico del módulo Ppp.
Corriente pico del módulo Ipm.
- Para la batería:
-
Voltaje de trabajo de la batería VB.
Capacidad de la batería CD.
Como recomendación, los paneles y baterías que formarán sus respectivas
interconexiones deben ser de las mismas características y fabricante.
9) Una vez determinados
configuraciones:
los
equipos,
- Numero de paneles en serie
se
procede
al
análisis
de
sus
:
(Ecuación 2. 10)
- Numero de paneles en paralelo
:
(Ecuación 2. 11)
10) Ahora se dimensiona la Capacidad del banco de baterías
:
(Ecuación 2. 12)
Donde:
: Días de autonomía con los que se quiere contar; también hace referencia a los
días en los cuales exista muy poca radiación solar. Mientras mayor sea la autonomía
considerada en el diseño, mayor será el número de baterías a instalar. Es
recomendable no exceder este valor de tres días.
: Profundidad de descarga máxima, por lo general la profundidad de descarga
debe estar por el 50%; en el caso de llegar a descargas del 80%, se denomina
descargas profundas, las cuales acortan la vida útil de los acumuladores. Los
valores típicos son:
-
para baterías plomo-acido estacionaria.
para baterías plomo-acido arranque.
para baterías plomo-acido sin mantenimiento.
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-
para baterías de alcalina Cadmio- Níquel.
11) Aparece además un concepto denominado profundidad de descarga diaria
, la cual es constante según el tipo de batería que se ha seleccionado:
-
para baterías plomo-acido estacionaria.
para baterías plomo-acido arranque.
para baterías plomo-acido sin mantenimiento.
para baterías de alcalina Cadmio- Níquel.
Con esta profundidad de descarga diaria se debe cumplir la siguiente condición:
(Ecuación 2. 13)
Al no cumplirse esta relación; se escoge el valor de la expresión de la derecha para
los siguientes pasos.
12) El número de baterías en serie depende de la relación existente entre el voltaje
del sistema para el voltaje de la batería, es decir:
(Ecuación 2. 14)
13) El número de baterías en paralelo se calcula considerando la capacidad del
banco (valor máximo de la desigualdad del paso 11) y la capacidad de la batería:
(Ecuación 2. 15)
14)
Por último se debe elegir el tipo de Regulador:
(Ecuación 2. 16)
(Ecuación 2. 17)
Donde:
: Corriente a soportar el regulador.
: Potencia pico generada por los paneles.
: Voltaje máximo en los paneles.
: Corriente pico del conjunto de paneles.
: Corriente pico de cada módulo.
15)
Para finalizar el cálculo, se dimensiona la sección de los conductores a
utilizar, teniendo en consideración un límite de caída de tensión que está en un
rango del 1 al 3%, si el conductor es de cobre:
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(Ecuación 2. 18)
Donde:
: Corriente máxima que puede circular por el conductor, en (Amp).
: Longitud del conductor, en (metros).
: Caída de tensión aceptable en el conductor.
56 es debido a la conductividad del cobre.
Se recomienda colocar una protección mínima para los distintos elementos de la
instalación en general, lo más simple es dimensionar fusibles.
Si por alguna razón el panel se llegara a colocar en un tejado, está en un sistema
de seguimiento, o de alguna forma los paneles tienen una inclinación diferente a la
descrita en el cálculo anterior se debe tomar la siguiente consideración:
a.
Hora solar pico a una inclinación β (hspβ):
(Ecuación 2. 19)
Donde:
: Angulo de inclinación del panel en grados.
: Valor medio mensual de radiación sobre la superficie horizontal (KWh/m2
día).
: Valor medio mensual de radiación sobre el panel fotovoltaico con un
ángulo de inclinación β (KWh/m2 día).
: Coeficiente corrector en función de β.
: Hora Solar Pico, a 1000 W/m2
: Potencia de radiación incidente en (W/m2) para STC ó CEM.
STC (Standar Test Condition), o en español llamadas CEM (Condiciones Estándar
de Medida), para los sistemas fotovoltaicos, las cuales establece, que para
fabricantes de módulos se tiene una distorsión del ±3% al ±10% sobre su potencia
nominal.
b.
Para evitar sombras entre paneles debido a una inclinación de los mismos, la
distancia mínima será:
(Ecuación 2. 20)
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Donde:
: Separación entre filas.
: Altura del obstáculo, la diferencia de altura entre la parte alta de una fila, con la
baja de otra.
2.7.2 Cálculo Computacional
El Centro de Estudios de la Energía Solar (Censolar), con más de 30 años de
experiencia en el sector, ofrece diversos cursos de formación profesional en el área
de las energías no convencionales, específicamente en la rama de la energía solar.
Con su mejor y más reconocido “Curso de Proyectista Instalador de Energía Solar”,
en el cual como material didáctico incluye el programa computacional Censol 5.0 el
cual, además de cálculos de diseño ofrece guías de estudio y análisis del
aprovechamiento energético de la radiación solar.
Figura 2. 10 Programa Computacional Censol 5.0
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Página 70
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2.8 Demanda energética básica en una vivienda unifamiliar
CUADRO DE ARTEFACTOS Y POTENCIA INSTALADA
UBICACIÓN
FOCOS FLUORESCENTE CC SALA
FOCOS FLUORESCENTE CC COCINA
FOCOS FLUORESCENTE CC COMEDOR
FOCOS FLUORESCENTE CC CORREDOR
FOCOS FLUORESCENTE CC BAÑOS
FOCOS FLUORESCENTE CC DORMITORIO PADRES
FOCOS FLUORESCENTE CC DORMITORIO HIJOS
FOCOS FLUORESCENTE CC LAVANDERIA
FOCOS FLUORESCENTE CC GARAJE
FOCOS FLUORESCENTE CC ESTUDIO
FOCOS FLUORESCENTE CC EXTERIORES
TOTAL
MINICOMPONENTE
EQUIPO DE SONIDO
REFRIGERADORA
COMPUTADOR PORTATIL
COMPUTADOR DE MESA
TELEVISOR LCD 17"
DVD
LICUADORA
TOTAL
DORMITORIO HIJOS
SALA
COCINA
GENERAL
ESTUDIO
DORMITORIOS
DORMITORIOS
COCINA
CANTIDAD VOLTAJE POTENCIA[W] HORAS FUNCION TOTAL [w]
CORRIENTE CONTINUA.
4
12
2
12
2
12
4
12
3
12
2
12
2
12
1
12
1
12
1
12
1
12
23
132
CORRIENTE ALTERNA
2
120
1
120
1
120
1
120
1
120
3
120
2
120
1
120
12
960
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
132
4
1
0,5
2
0,33
2
3
0,17
0,17
1
0,17
14,34
15
145
420
65
110
25
15
400
1195
1
2
0,75
2
1
2
0,57
0,12
9,44
192
24
12
96
11,88
48
72
2,04
2,04
12
2,04
474
SURGE
Tabla 2. 4 Demanda energética básica de una vivienda unifamiliar
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
48
24
24
48
36
24
24
12
12
12
12
276
Wh
Página 71
30
30
145
290
420
315
65
130
110
110
75
150
30
17,1
400
48
1275 1090,1
500
475
1355
Universidad de Cuenca
2.9 Proveedores de equipos en Ecuador
Para realizar un análisis técnico de los equipos que conforman un sistema
fotovoltaico, se ha buscado la existencia de mercado en territorio nacional,
encontrando una variedad muy amplia de equipos diferenciados por su origen de
fabricación, marca, características eléctricas, construcción, garantía, y precios.
En el ANEXO 2 se observa una lista de varios proveedores, de los cuales, con sus
productos ofrecidos se realizan los siguientes análisis.
2.10 Análisis Técnico de Módulos Fotovoltaicos
Debido a la existencia un número muy grande de marcas en paneles fotovoltaicos
que se encuentra en el mercado ecuatoriano, el análisis se lo hará tomando una
muestra con módulos mono y poli cristalinos; y con tensión nominal de trabajo a 12 y
24 Voltios. Estos módulos fueron seleccionados analizando que cumplan con las
exigencias de la normativa española; ya que muchas unidades que se venden
actualmente en nuestro país no registran ni siquiera la marca del fabricante.
A manera de ejemplificar y comparar los diferentes paneles solares; se analiza un
diseño fotovoltaico para la ciudad de Cuenca-Ecuador, estimando una demanda de
energía mínima para una vivienda unifamiliar. Se optará como guía el método
manual propuesto en el punto 2.7.1 y asumiendo la carga del sistema igual a la
considerada en el punto 2.8 de 474 Wh en cd; y de 1090.1 Wh en ca. El inversor a
utilizar será de la marca Samlex modelo SA-1500-112 con trabajo a 12 V y eficiencia
de 85%, y el modelo SA-1500-124 con trabajo a 24 V y eficiencia de 87%. Los
acumuladores serán de plomo-ácido sin mantenimiento similares al modelo Toyama
NPL 150 Ah, 12V. El regulador a usar será el Steca Tarom con una eficiencia del
98% y 2400 Wp. Los paneles tomados a consideración en el diseño son los
siguientes:
SHARP:
Monocristalino.
Modelo NUS0E3E.
Potencia de 180Wp.
Tensión de 23.7 Vmp.
Corriente 7.60Amp pico.
LORENTZ:
Monocristalino.
Modelo LC80-12M.
Potencia 80Wp.
Tensión 17.2 Vmp.
Corriente 4.6Amp pico.
KYOCERA:
Policristalino.
Modelo KD185GX-LPU.
Potencia 185Wp.
Tensión 23.6 Vmp.
Corriente 7.84Amp pico.
KYOCERA:
Policristalino.
Modelo KD135GH-2PU.
Potencia 135 Wp.
Tensión 17.7 Vmp.
Corriente 7,63Amp pico.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 72
Universidad de Cuenca
Los catálogos (Datasheet) de estos equipos se encuentran en el ANEXO 3.
Los Resultados se los visualiza en la tabla 2.5.
CUENCA
PARAMETROS
MONOCRISTALINO
POLICRISTALINO
RENDIMIENTO INVERSOR
0.87
0.85
0.87
0.85
RENDIMIENTO REGULADOR
0,98
0,98
0,98
0,98
FACTOR DE SEGURIDAD
1,2
1,2
1,2
1,2
ENERGIA DIARIA CONSUMIDA 2114.68 2150.78
2114.68
2150.78
TENSION DE TRABAJO CC
24
12
24
12
MARCA PANEL
SHARP LORENTZ KYOCERA KYOCERA
VOLTAJE PICO PANEL
23,7
17,2
23,6
17,7
Amp pico PANEL
7,6
4,6
7,84
7,63
POTENCIA Wp PANEL
180
80
185
135
EFICIENCIA PANEL
15,70%
13,81%
VOLTAJE BATERIA
12
12
12
12
CAPACIDAD BATERIA
150
150
150
150
# PANELES SERIE
1
1
1
1
# PANELES PARALELO
2.96
9.948
2.869
5.997
Tabla 2. 5 Comparativa de trabajo entre diferentes módulos fotovoltaicos a iguales condiciones
de trabajo.
Fuente: Propia
Por obvias razones, el número de unidades es muy distinta debido a que sus
potencias pico de trabajo no son iguales. Sin embargo, en las características de
eficiencia de los paneles podemos observar que no existe una significativa diferencia
entre los módulos fabricados con tecnología policristalina y los módulos
monocristalinos. Por tanto, para analizar la mejor conveniencia de estos equipos
recurrimos al costo final de la inversión tomando en cuenta únicamente el precio de
cada unidad.
MARCA
MODELO
KYOCERA KD185GX-LPU
KYOCERA KD135GH-2PU
SHARP
NUS0E3E
LORENTZ
LC80-12M
#PANELES
Wp
3
6
3
10
185
135
180
80
PRECIO POR
UNIDAD
(DOLARES)
885
580
1030
459,76
COSTO
TOTAL
PANELES
2655
3480
3090
4597,6
Tabla 2. 6 Comparativa de costo entre diferentes módulos fotovoltaicos a iguales condiciones
de trabajo.
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 73
Universidad de Cuenca
En la tabla 2.6 se observa que el módulo de mayor conveniencia en esta muestra es
el panel KYOCERA KD185GX-LPU, a pesar de no ser el de menor costo en el
mercado, por poseer mejores características eléctricas el número de módulos
requeridos es menor que los necesitados por los modelos comparados.
2.11 Análisis de la metodología de cálculo
Para analizar los resultados generados por el método manual propuesto, se realiza
una comparativa técnica con el método computacional Censol 5.0 y con el método
manual implantado por la OLADE. Para el diseño se adopta las características del
panel policristalino Kyocera KD185GX-LPU; 23.6V, 185 Wp, 7.84 Ap. Se plantea las
mismas condiciones y equipos mencionados en el diseño del punto 2.10.
METODO
PARAMETROS
RENDIMIENTO INVERSOR
RENDIMIENTO REGULADOR
FACTOR DE SEGURIDAD
HORA SOLAR PICO [horas]
ENERGIA CONSUMIDA DIARIA [Wh]
TENSION CC DEL SISTEMA [V]
MARCA PANEL
VOLTAJE NOMINAL PANEL [V]
CORRIENTE MAX. PANEL [Amp]
POTENCIA PICO PANEL [Wp]
VOLTAJE NOMINAL BATERIA
CAPACIDAD BATERIA [Ah]
DIAS AUTONOMIA
PROF. DE DESCARGA BATERIA
PROF. DESCARGA DIARIA BATERIA
PERDIDAS POR EL ACUMULADOR
COEF. DE AUTODESCARGA DIARIO
COEF. DE PERDIDAS DEL INVERSOR
OTRAS PERDIDAS
SURGE
CAPACIDAD BANCO BATERIAS [Ah]
# PANELES SERIE
# PANELES PARALELO
# PANELES PARALELO REDONDEADO
# BAT SERIE
# BAT PARALELO
# BAT PARALELO REDONDEADO
TOTAL BATERIAS
PROPUESTO
OLADE
CENSOL 5.0
0,87
0,98
1,2
0,87
*
1,2
*
*
*
3,917
2114,68
24
KYOCERA
24
7,84
185
12
150
3
0,5
0,15
*
*
*
*
1375
587,41
1
2,869
3
2
3,961
4
8
3,917
DATOS MENSUALES
2072,386
1564
24
24
KYOCERA
KYOCERA
24
24
7,84
7,84
185
185
12
12
150
150
3
3
0,5
0,5
*
*
*
0,05
*
0,005
*
0,2
*
0,06
1375
*
518,096
584
1
1
2,811
---3
3
2
2
3,453
--3
4
6
8
Tabla 2. 7 Comparativa de cálculo entre diferentes métodos.
(*) El método no requiere ese dato. (---) El método no presenta valores aproximados.
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 74
Universidad de Cuenca
Como se ha podido apreciar, realizar un diseño fotovoltaico aislado de la red es un
procedimiento sencillo, pero requiere de un análisis técnico muy detallado de cada
elemento del conjunto. Además, poseer datos de radiación solar actualizados y bien
definidos es un factor importante que influye directamente en los resultados que se
generen.
Comparando los tres métodos analizados podemos realizar algunas observaciones:
-
Lamentablemente el programa Censol 5.0 únicamente entrega resultados
enteros, por lo cual no podemos comparar la aproximación con los dos métodos
manuales. Sin embargo el resultado del número final de unidades concuerda con
un total de tres módulos, exactamente igual a los dos métodos anteriores.
-
Entre el método propuesto y el método seguido por la OLADE apreciamos una
diferencia mínima, determinada por el rendimiento del regulador, la cual no
considera su eficiencia en la metodología sugerida por la OLADE.
-
El número total de acumuladores se determina multiplicando el número de
baterías conectadas en serie con el número de ramas dispuestas en paralelo
debido a que la capacidad de los acumuladores sólo se incrementa manteniendo
la tensión constante cuando su interconexión es paralela.
-
En caso particular, los resultados generados por el método propuesto y el
método de Censol sugieren un total de 4 acumuladores en paralelo y 2 baterías
en serie, sumando un total de 8 unidades.
-
El resultado obtenido con la metodología de la OLADE obtiene un número exacto
de 2 baterías en serie y 3,45 dispuestas en paralelo. Con valores redondeados
se necesitan 2 acumuladores menos que en los otros métodos comparados. Sin
embargo, y por criterio, en un diseño implementado, en lugar de aproximar el
resultado obtenido a la cifra menor, se la debe asumir al inmediato superior;
resultando exactamente el mismo número de acumuladores que los métodos ya
analizados.
2.12 Análisis técnico del potencial en el Ecuador para energía fotovoltaica
En el ANEXO 1 se presenta una tabla muy detallada con el potencial de radiación
solar en nuestro país. Como se analizó en la metodología de cálculo, este dato
influye directamente en número total de módulos requeridos para el sistema.
Como es de nuestro conocimiento Ecuador posee un territorio perfectamente
definido en 4 regiones naturales, las cuales son Costa, Sierra, Oriente, y la región
Insular. Por lo tanto, el análisis realizado es tomando en cuenta esta división
climática.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 75
Universidad de Cuenca
Lamentablemente en la tabla presentada no existe una cantidad muy grande de
zonas territoriales para la región Oriente y la región Insular, sin embargo con los
datos proporcionados es suficiente para tener una idea clara del comportamiento de
captación solar.
Utilizando los datos de promedio anual, observamos a continuación la diferencia de
energía solar captada en zonas específicas.
REGION
PROVINCIA
CIUDAD
LAT
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
LOS RIOS
MANABI
MANABI
MANABI
MANABI
GUAYAS
GUAYAS
GUAYAS
MANABI
MANABI
LOS RIOS
MANABI
MANABI
EL ORO
MANABI
GUAYAS
MANABI
EL ORO
MANABI
LOS RIOS
MANABI
EL ORO
MANABI
ESMERALDAS
SANTA ELENA
SANTA ELENA
GUAYAS
ESMERALDAS
EL ORO
SANTO DOMINGO
DE LOS TSACHILAS
GUAYAS
MANABI
Babahoyo (I. María)
Bahía de Caráquez
Boyacá
Camposano
Flavio Alfaro
Guayaquil
Guayaquil-Aeropuerto
Isabel María
Jama
Julcuy
La Clementina
La Naranja
La Naranja-Jipijapa
Machala
Manta
Milagro
Olmedo Manabí
Pasaje
Pedernales
Pichilingue
Portoviejo
Puerto Bolívar
Puerto López
Quinindé
Salinas
Salinas-La Puntilla
San Carlos
San Lorenzo
Santa Rosa
1,82
0,6
0,57
1,58
0,4
2,2
2,2
1,8
0,2
1,47
1,67
1,37
1,37
3,27
0,95
2,15
1,38
3,32
0,07
1,1
1,07
3,35
1,57
0,33
2,18
2,2
2,28
1,28
3,45
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
N
S
RADIACION
PROMEDIO
3,78
4,02
3,75
4,12
3,49
4,37
4,14
3,54
3,8
4,15
3,63
3,62
3,31
4,3
4,39
3,84
3,75
3,59
3,79
3,71
4,16
4,3
3,87
3,66
4,36
3,92
3,54
3,86
3,66
Santo Domingo
0,23
S
3,44
Taura
Mutile
2,33
0,08
S
N
3,71
3,86
COSTA
COSTA
COSTA
Tabla 2. 8 Promedio anual de radiación solar en la Región Costa
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 76
Universidad de Cuenca
Gráfica 2. 4 Radiación Solar en la Región Costa
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
REGION
PROVINCIA
CIUDAD
LAT
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
SIERRA
TUNGURAHUA
TUNGURAHUA
CHIMBORAZO
CAÑAR
LOJA
COTOPAXI
AZUAY
CARCHI
PICHINCHA
IMBABURA
PICHINCHA QUITO
PICHINCHA
COTOPAXI
LOJA
LOJA
PICHINCHA
PICHINCHA
TUNGURAHUA
PICHINCHA
PICHINCHA
CHIMBORAZO
COTOPAXI
COTOPAXI
BOLIVAR
AZUAY
PICHINCHA
CARCHI
Ambato
Baños
Bucay
Cañar
Cariamanga
Cotopaxi
Cuenca-Ricaurte
Hda. San Vicente
Ibarra
Inguincho
Izobamba
La Concordia
Latacunga
Loja
Macara
Malchingui
Olmedo
Pisayambo
Puerto iIla
Quito-Naquito
Riobamba
Rumipamba
San Juan-La Mana
San Simón
Santa Isabel
Tabacundo
Tulcán
1,28
1,4
2,17
2,62
4,32
0,62
2,85
0,57
0,35
0,25
0,37
0,1
0,92
4
4,38
0,07
0,13
1,07
0,38
0,13
1,67
1,02
0,95
1,65
3,33
0,05
0,82
S
S
S
S
S
S
S
S
N
N
S
N
S
S
S
N
N
S
S
S
S
S
S
S
S
N
S
RADIACION
PROMEDIO
4,55
4,2
3,36
4,58
4,79
4,14
4,5
3,68
4,56
4,78
4,16
3,64
4,42
4,31
4,6
4,8
4,94
3,95
3,51
4,99
4,47
4,6
3,41
4,46
4,31
4,56
4,14
Tabla 2. 9 Promedio anual de radiación solar en la Región Sierra
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 77
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Gráfica 2. 5 Radiación Solar en la Región Sierra
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
REGION
PROVINCIA
CIUDAD
LAT
ORIENTE
ORELLANA
Coca
0,45
S
RADIACION
PROMEDIO
4,01
ORIENTE
PASTAZA
El Puyo
1,58
S
3,8
ORIENTE
MORONA SANTIAGO
Macas
2,3
S
4,09
ORIENTE
NAPO
Napo-San Vicente
0,57
S
4
ORIENTE
ORELLANA
Nuevo Rocafuerte
0,92
S
4,33
ORIENTE
ORELLANA
Tiputini
0,75
S
4,27
ORIENTE
MORONA SANTIAGO
Hacienda Sangay
1,7
S
3,77
Tabla 2. 10 Promedio anual de radiación solar en la Región Oriente
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
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Página 78
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Gráfica 2. 6 Radiación Solar en la Región Oriente
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
REGION
PROVINCIA
CIUDAD
LAT
INSULAR
GALAPAGOS
Santa Cruz
0,73
S
RADIACION
PROMEDIO
4,41
INSULAR
GALAPAGOS
Puerto Baquerizo
0,90
S
5,31
INSULAR
GALAPAGOS
San Cristóbal
0,9
S
5,09
Tabla 2. 11 Promedio anual de radiación solar en la Región Insular
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
Gráfica 2. 7 Radiación Solar en la Región Insular
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
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Página 79
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Gráfica 2. 8 Radiación Solar en el Ecuador
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
Es interesante analizar la gráfica 2.8 en donde se observa que la mayor radiación
solar es captada en las Islas Galápagos, y contrariamente a lo que generalmente se
piensa; la Región Costa recibe la menor cantidad de energía solar.
Los valores de irradiación en cada Latitud del planeta presentan una variación
significante a través del tiempo dependiendo directamente de la posición de la Tierra
respecto al Sol, la inclinación del planeta en su propio eje y la cantidad de nubosidad
o polución presente en la atmósfera. En las siguientes gráficas veremos la diferencia
entre los valores máximos y mínimos de cada región; especificando el mes del año
donde alcanzan estos límites.
Gráfica 2. 9 Máximo y mínimo de radiación solar en la Región Costa
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
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Página 80
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Gráfica 2. 10 Máximo y mínimo de radiación solar en la Región Sierra
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
Gráfica 2. 11 Máximo y mínimo de radiación solar en la Región Oriente
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
Gráfica 2. 12 Máximo y mínimo de radiación solar en la Región Insular
Fuente: Propia, con datos de Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
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Página 81
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Como se indicó en el procedimiento manual de cálculo para diseño de sistemas
fotovoltaicos, el dato de radiación que se debe tomar para los cálculos es el más
bajo presentado en el transcurso de los 12 meses del año. Por tanto para el análisis
de las zonas más óptimas y deficientes en Ecuador se debe tomar los valores más
bajos del año, y con ellos comparar sus escalas y realizar los diseños.
Las condiciones iniciales para el cálculo serán las mismas que se presentaron en los
modelos anteriores; modificando únicamente las zonas geográficas y por tanto su
nivel de irradiación solar.
Recordando que el número de baterías requeridas depende de la carga que se
pretenda alimentar; factor constante para todos los diseños que presentaremos a
continuación, el resultado es exactamente igual; generando la necesidad de incluir 2
unidades en serie para obtener los 24 V dc determinados en nuestro diseño y 4
unidades conectadas en paralelo para soportar la capacidad requerida. Por tanto el
número total es de 8 baterías de 150 Ah.
Al variar los datos de radiación solar se necesitará un mayor o menor número de
módulos fotovoltaicos que sean capaces de abastecer los requerimientos para la
carga de los acumuladores.
Mes
Paneles
requeridos
Manta
Radiación
más baja
del año
4
Junio
2,80949598
Santa Elena
Salinas-La Puntilla
2,79
Julio
4,04567422
Sierra
Pichincha
Quito
4,53
Abril
2,48200872
Sierra
Chimborazo
Bucay
2,9
Junio
3,92783905
Oriente
Orellana
Nuevo Rocafuerte
3,7
Junio
3,01915986
Oriente
Napo
Napo/San Vicente
3,4
Septiembre
3,31612641
Insular
Galápagos
Puerto Baquerizo
4,68
Septiembre
2,40813941
Insular
Galápagos
Santa Cruz
3,5
Agosto
3,18557022
Región
Provincia
Zona
Costa
Manabí
Costa
Tabla 2. 12 Paneles requeridos para las zonas más optimas y deficientes del Ecuador
2
calculadas con las mismas condiciones en todos los casos. Radiación en kWh/m .
Fuente: Propia
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Página 82
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Gráfica 2. 13 Zonas más óptimas y deficientes en Ecuador.
Fuente: Propia
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Página 83
Universidad de Cuenca
CAPITULO 3
ENERGIA TERMO SOLAR
3.1 Sistema solar térmico
Los sistemas solares térmicos al principio fueron instalaciones elaboradas de forma
artesana, pero al darse cuenta del importante aporte del Sol y del ahorro energético,
estos sistemas han ido evolucionando incorporándose de manera industrial a nivel
mundial.
En nuestro país la implementación de sistemas termo solar para agua caliente
sanitaria A.C.S., va teniendo acogida con la aparición de ordenanzas municipales,
como es el caso por ejemplo de Alemania, España y Japón.
Para la implementación de un sistema termo solar así como la fotovoltaica, se tiene
la necesidad de realizar una inversión inicial elevada, con un horizonte de vida
media de instalación superior a los veinte años.
Para instalaciones térmicas de pequeño tamaño, tal como el doméstico, existen
equipos solares domésticos homologados (ESDH).
El objetivo del sistema termo solar es aprovechar la radiación solar y conseguir el
máximo ahorro de energía.
Por captación térmica entendemos a la transformación de energía solar en calor,
aumentando la temperatura de un fluido de trabajo, y, almacenando dicha energía
térmica en el mismo fluido de trabajo de los colectores o en el agua de consumo.
La cantidad de energía solar aprovechable depende de factores como diseño,
localización, control, agentes atmosféricos y calidad de los materiales dentro de la
instalación.
En la actualidad en los sistemas termo solares, sus captadores o colectores pueden
aprovechar del 30 al 60% de radiación solar incidente. El suministro de energía
anual media proporcionado por el sol sobre cada metro cuadrado equivale al
contenido energético de 100 litros de petróleo en las latitudes medias y hasta 230
litros de petróleo en las zonas desérticas. 11
11
Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares Térmicos. Diseño e
Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 84
Universidad de Cuenca
2
Figura 3. 1 Radiación solar anual por m equivalente a un contenido energético de 100 a 230
litros de petróleo.
El diseño e implementación de un sistema termo solar debe ser lo más sencilla y
mínima posible para reducir costos, cumpliendo criterios para cubrir la demanda
deseada.
Un equipo solar doméstico es considerado como compacto o termosifón, fabricado
de manera estándar tanto en características como en configuración, obteniendo
resultados uniformes en prestaciones certificando su eficiencia y durabilidad.
El estudio se enfocará a la energía solar térmica de baja temperatura la cual se
encuentra a temperaturas bordeando los 80 a 100°C, cuyo principal objeto es el
calentamiento de agua sanitaria y climatización de piscinas, cubriendo así:
-
90% de las necesidades en cuanto al A.C.S.
100% de las necesidades para la climatización de piscinas.
Entre el 50 a 70% en cuanto a calefacción.
Estas instalaciones tienen una vida media útil entre los 25 y 30 años, y se amortizan
aproximadamente entre 5 – 7 años, según el precio actual de los distintos
combustibles fósiles existentes. Los colectores estándar tienen 2 m2 de superficie.
En otros lugares, como en la Comunidad de Castilla y León (España), se suele
subvencionar hasta la superficie ocupada por las tuberías y la superficie de los
acumuladores. 12
En una instalación termo solar tenemos los siguientes circuitos:
12
Pedro Sánchez, Asesor Solar, DOSIER DE INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS Y
TÉRMICAS. GRUPO ENERPAL
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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Universidad de Cuenca
-
Un circuito primario, conocido como hidráulico.- formado por colectores y tuberías
y puede unir colector - intercambiador – acumulador.
-
Un circuito secundario, por el cual circula el agua de consumo.
-
Un sistema auxiliar, el cual se encarga de obtener la temperatura del A.C.S.
deseada, generalmente este valor depende del usuario y su valor se encuentra
en el rango de 45 a 60°C.
Figura 3. 2 Circuitos dentro de un sistema termo solar
Fuente: Centro español de información del cobre
3.1.1 Componentes de una instalación solar térmica
-
Sistema de captación.- Conformado por uno o varios captadores, que expuestos
a la energía solar calientan el fluido que llevan dentro.
-
Sistema de acumulación.- encargado de almacenar el agua caliente.
-
Sistema de intercambio.- encargada de transferir el calor del fluido del captador o
colector al agua de consumo.
-
Sistema hidráulico.- conduce el fluido o agua caliente, constituido por tuberías,
válvulas, bombas.
-
Sistema de regulación y control.- encargado del correcto funcionamiento del
equipo termo solar.
-
Sistema de energía auxiliar.- en caso de que la energía solar no sea la suficiente
o el sistema termo solar no cubra la demanda del consumo de A.C.S.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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Figura 3. 3 Sistemas dentro de una instalación térmica solar.
Fuente: Centro español de información del cobre
3.1.2 Argumentos a favor de los sistemas solares térmicos
-
No emiten emisiones, teniendo concientización medioambiental.
-
Tiempo de duración mayor a los 20 años (25 con materiales de excelente
calidad).
-
Utilizan energía inagotable y gratuita.
-
Evitan consumo innecesario de combustibles o red eléctrica.
-
Gran ahorro económico, con elevada inversión inicial.
-
Mínimo mantenimiento periódico, con bajo consumo energético para el sistema
auxiliar.
-
En edificios con instalación termo solar, se aprecia con mayor claridad el ahorro
económico.
-
En ciertos países, casas y edificios con instalaciones termo solares son más
apreciables para su venta y tienen beneficios ante impuestos y subvenciones
gubernamentales.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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3.1.3 Fallos o defectos que pueden presentar los sistemas solares térmicos
Mediante encuestas realizadas en Alemania, según el inventario del Programa de
Inversión Futura (ZIP), realizado a principios del año 2000, mediante encuestas se
obtuvieron los siguientes resultados:
Gráfica 3. 1 Frecuencia de fallos en sistemas solares térmicos del Programa de Inversión
Futura Zip a principios de 2000
Fuente: Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares
Térmicos. Diseño e Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR
En la gráfica anterior se puede apreciar en donde y en que partes de una instalación
térmica solar se debe prestar más atención en el momento de realizar la instalación,
de la calidad de los materiales con los que se debe trabajar, y a la hora de realizar
mantenimiento.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 88
Universidad de Cuenca
3.1.4 Condiciones para la vida útil de los sistemas solares térmicos.
-
Tener un dimensionamiento correcto de acuerdo al consumo.
-
Evitar sobrecalentamientos frecuentes y prolongados.
-
Diseño o configuración adecuada del sistema térmico solar.
-
Selección en materiales (certificación y autentificación) a utilizar.
-
Montaje, supervisión, y mantenimiento cuidadoso en el sistema térmico solar.
-
Adecuado control para el sistema.
-
Conocimiento de la calidad del agua potable.
3.2 Rendimiento del sistema termo solar
Cuando se indique un rendimiento debe ser de acuerdo a qué tipo de definición o de
que parámetros se utilizaron, como por ejemplo la energía solar incidente sobre el
campo de colectores, la inclinación y ubicación de los colectores, área de captación
utilizada, etc. Lo que es importante, es distinguir si el rendimiento es instantáneo o
es un rendimiento medio en un determinado período.
3.2.1 Rendimiento del circuito primario
Este tipo de rendimiento muestra la relación entre la energía térmica que se
transfiere en un período de tiempo, dado al intercambiador o al acumulador; en este
tipo de rendimiento no se consideran las pérdidas térmicas en las tuberías de
conexión entre los elementos colector-intercambiador o colector-acumulador, por lo
que se trata de un rendimiento superior al rendimiento de todo el sistema.
3.2.2 Rendimiento del sistema
Este tipo de rendimiento muestra la relación entre la energía térmica que se
transfiere en un período de tiempo dado al sistema convencional a través del
sistema solar térmico completo, y la radiación solar que incide en el mismo período
sobre el campo de captadores. Aquí se estiman las pérdidas térmicas de los
componentes.
En el caso de un sistema termosifón el rendimiento se realiza mediante un balance
energético, por medio del consumo de agua caliente menos la energía convencional
y las pérdidas térmicas, debido a es difícil medir el caudal mecánicamente sin influir
en la circulación en el circuito primario.
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-
Fracción solar.- Denominada también cobertura solar, es la relación existente
entre la energía suministrada por la parte solar de una instalación y la energía
total suministrada para obtener agua caliente para el consumo.
-
Carga de consumo especifica.- La carga de consumo específica, se indica el
volumen del agua que se ha de calentar, en litros, por día y por metro cuadrado
de área de captación dentro de una instalación solar para producción de A.C.S.
En Europa central se recomienda cargas de consumo especifica de entre 60 y
70l/m2*día, con un valor de 50 l/m2*día presupone un sobre dimensionado en la
instalación.13
3.3 Clasificación de las instalaciones solares térmicas
Dependiendo del tipo de configuración para producir A.C.S. y del tipo de apoyo de
agua caliente (piscinas o calefacción) que se desea adoptar las instalaciones se
deben clasificar de acuerdo a los siguientes criterios:
a.- Principio de circulación
Principio de movimiento del fluido caloportador que circula en el circuito primario, en
este principio destacamos dos tipos de instalación:
-
Instalaciones por termosifón, funcionamiento por convección natural.
Instalaciones por circulación forzada, adición de bombas eléctricas.
b.- Sistema de expansión
En este tipo de sistema el fluido caloportador en el circuito primario está sometido a
variaciones de temperatura considerables, desde heladas hasta temperaturas de
alta radiación (170°C) o de consumo cero, por este motivo se utilizan sistemas de
expansión , que contienen elementos que absorben estas variaciones de
temperatura, teniendo así los siguientes sistemas:
-
Sistemas abiertos, en contacto con la atmosfera.
Sistemas cerrados, con vasos de expansión.
c.- Sistema de intercambio
En este tipo de sistema se configura la forma de transferir el calor del circuito
primario al secundario, teniendo las siguientes configuraciones:
-
Sistemas directos, fluido del circuito primario es el agua de consumo.
13
Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares Térmicos. Diseño e
Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR
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-
Sistemas indirectos, con intercambiador de calor entre circuito primario y de
consumo, normalmente cuando el fluido de trabajo no puede ser utilizado para el
consumo.
d.- Según la solución de integración con el sistema de energía auxiliar
En la clasificación siguiente se tomará en consideración que se alimentará una
caldera de gas tipo modulante con agua caliente o precalentada partiendo de una
acumulación solar centralizada o distribuida.
-
Sistema con acumulación solar y auxiliar centralizada
Sistema con acumulación solar centralizada que alimenta a una caldera de gas
natural individual del tipo mixto modulante
Sistema con acumulación solar centralizada que alimenta a termos eléctricos
Sistema con acumulación solar distribuida que alimenta a una caldera de gas
individual natural de tipo mixto modulante
e.- Según la aplicación
-
Sistemas solares térmicos para la producción de A.C.S.
Sistemas solares térmicos para calentamiento de piscinas.
Sistemas solares térmicos para apoyo a calefacción.
Sistemas solares térmicos para aplicaciones de refrigeración.
3.3.1 Instalación según el principio de circulación
Figura 3. 4 Instalación termo solar según el principio de circulación
Fuente: Centro español de información del cobre
3.3.1.1 Instalaciones por termosifón
En este tipo de instalación se trabaja con el cambio de densidad que presenta el
fluido (convección natural), es decir, el fluido que se encuentra en el colector
aumenta de temperatura debido a la radiación solar, disminuyendo su densidad
tendiendo a ascender. Es usado generalmente en instalaciones solares pequeñas
pueden conectarse los captadores en paralelo y en retorno invertido.
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Figura 3. 5 Esquema de un sistema termosifón (indirecto) con el acumulador colocado por
encima del captador
En el depósito de almacenamiento se puede tener el fluido caliente en la parte alta
mientras que en el fondo se puede tener el fluido frio el cual por medio de tubería
regresa a entrada de los colectores. Este tipo de instalación trabaja sin bombas de
circulación o control.
Este tipo de instalación es más apropiado en zonas climáticas cálidas, donde no se
presentes climas con heladas y todo el sistema puede colocarse en el exterior, con
el acumulador por encima del colector.
Se tendrá movimiento del fluido mientras se exista variación de temperatura entre
colectores y acumulador, al llegar a una igualación de temperaturas se detendrá el
movimiento del fluido.
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Se dice sistema indirecto debido a que tiene un sistema de almacenamiento,
mientras que un sistema directo, el agua caliente de consumo es la que sale del o de
los colectores.
En este tipo de instalación debido a que el caudal que asciende es pequeño, el
colector debe contar con tuberías de diámetros grandes, con tramos rectos y cortos,
esto ayuda a mantener bajas pérdidas de carga.
3.3.1.2 Instalaciones por circulación forzada
En este tipo de instalación, el movimiento del fluido se lo realiza por medio de una
bomba eléctrica, el caudal de fluido que se manejan en este tipo de instalación
generalmente se encuentra en el rango del doble que una instalación por termosifón,
por lo que da lugar a saltos de temperatura de 5°C en el fluido de los colectores.
Figura 3. 6 Instalación solar típica de circulación forzada, con sus principales componentes
En esta instalación se debe contar con un control diferencial de temperatura entre la
salida de los colectores y la parte inferior del acumulador, es decir, si la temperatura
en la salida de los colectores es mayor en 6°C a la parte inferior del acumulador se
accionan las bombas para almacenar la energía calorífica en el acumulador.
Las bombas se pararán cuando la diferencia de temperatura sea de 3°C. Para
obtener las temperaturas se puede realizar mediante sondas y la diferencia de
temperatura podemos controlarla mediante un termostato.
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En este tipo de instalación se debe tener en consideración los depósitos calcáreos
en el lado secundario del intercambiador, estos depósitos comienzan a los 60°C en
adelante.
3.3.2 Instalación según el sistema de expansión
3.3.2.1 Sistemas de expansión abierta
En este tipo de configuración el fluido del circuito primario está constantemente en
contacto con la atmosfera, dichos elementos que absorben la variación de
temperatura se fijan en una altura superior a la del circuito primario.
3.3.2.2 Sistemas de expansión cerradas
En este caso el fluido está separado de la atmósfera, en este tipo de instalación se
coloca un vaso de expansión que contiene una membrana elástica que divide al
vaso, por un lado contiene el fluido del circuito primario y por otro contiene un gas a
cierta presión (puede ser simplemente aire).
Figura 3. 7 Formas y funcionamiento del vaso de expansión.
Fuente: Centro español de información del cobre
Un vaso de expansión compensa los cambios de volumen del fluido de trabajo
debido a la dilatación térmica. Funcionando así como una válvula, que, cuando el
fluido se calienta aumenta su presión deformando la membrana y dejando pasar el
fluido, y cuando el fluido esta frio la presión de la membrana es mayor manteniendo
al fluido en el circuito primario.
De esta manera se puede controlar la presión, y cuando el sistema vuelve a
enfriarse impide la introducción de aire.
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3.3.3 Clasificación según el sistema de intercambio
3.3.3.1 Sistemas de intercambio de forma directa
Figura 3. 8 Sistema de intercambio de forma directa
En este tipo de sistema el fluido del circuito primario es el agua de consumo, es decir
el fluido de trabajo es el agua de consumo.
En este tipo de sistema como el fluido de trabajo es el agua a consumir, se debe
tener precaución con la corrosión y cierta suciedad que se producirá con la
circulación del agua de la red debido a que contiene oxígeno. Estos problemas con
el tiempo afectan a la salud y al rendimiento de los colectores.
3.3.3.2 Sistemas de intercambio de forma indirecta
En este tipo de sistema el fluido no es consumido, al fluido se lo considera dentro un
circuito independiente, en este tipo de configuración se utiliza un intercambiador de
calor.
Figura 3. 9 Sistemas de intercambio de forma indirecta
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Un intercambiador transfiere el calor del fluido de trabajo al agua de consumo, pero
dentro de este proceso se presentan ciertas ventajas y desventajas. Una desventaja
de la utilización de un intercambiador es la pérdida de rendimiento del sistema de
calentamiento, dicha pérdida puede ser reducida con un adecuado
dimensionamiento.
Una ventaja de este sistema, es que al ser el fluido de trabajo independiente del
fluido de consumo se evita consumir o estar en contacto con ciertas corrosiones,
aditivos (añadiendo al agua glicol para evitar que se congele), y depósitos calcáreos
que pueden presentarse en el fluido de trabajo. Como otra ventaja, es que la presión
del agua de la red no afecta a la presión en los colectores o del fluido de trabajo.
3.3.4 Clasificación según la solución de integración con el sistema de energía
auxiliar
3.3.4.1 Acumulación solar y auxiliar centralizada
Este tipo de instalación es el más generalizado pero cuando se trata de
implementarlo en un edificio de viviendas pueden darse los siguientes problemas:
-
Requiere de mayor espacio ya que se utiliza un sistema de acumulación, un
sistema de acumulación de apoyo, una caldera, y el sistema de captación.
-
Dificultad al momento de repartir el A.C.S. entre las viviendas, según el RITE
(Reglamento de Instalaciones Térmicas en edificios en España) se debe colocar
un medidor de A.C.S. por vivienda.
-
El impacto visual que puede producir al usuario.
-
Uso discontinuo de la caldera.
-
Los costos globales de la instalación son elevadas debido al espacio, a los
acumuladores y caldera a utilizar.
3.3.4.2 Acumulación solar centralizada que alimenta a una caldera de gas
natural individual del tipo mixto modulante
Este tipo de configuración por simplicidad y ahorro energético, puede ser
considerada como la más adecuada en viviendas en edificios. Consta con un
acumulador central y se distribuye el agua caliente para cada vivienda pasando por
la caldera, la cual no debe encenderse si la temperatura está sobre un rango
deseado, evitando gastos de combustible innecesario. Luego de que el agua pase
por la caldera, se puede colocar un sistema de mezcla de agua aumentando así el
caudal de A.C.S. a utilizarse.
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Figura 3. 10 Acumulación centralizada con apoyo individual.
Fuente: ENERGÍA SOLAR TÉRMICA. Catálogo Técnico. SALVADOR ESCODA S.A.
3.3.4.3 Acumulación solar centralizada que alimenta a termos eléctricos
En este tipo de instalación la energía auxiliar no es gas, es similar a la instalación
anterior, en este caso se tiene la acumulación central pero con la diferencia de que
el A.C.S. va a los termos eléctricos por vivienda. El A.C.S. de los acumuladores
puede o no ir a los termos eléctricos.
3.3.4.4 Acumulación solar distribuida que alimenta a una caldera de gas
individual natural de tipo mixto modulante
Es este tipo de instalación se tiene dos tipos de configuraciones:
-
Acumulación distribuida directa.- Cuando el primario o colector solar llega a cada
uno de los intercambiadores y colectores individuales, cada colector está
conectado a una caldera individual.
-
Acumulación distribuida indirecta.- Se cuenta con un acumulador como
secundario y desde este se distribuye a los acumuladores de cada vivienda,
también cada acumulador está conectado a su respectiva caldera.
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En estas clases de instalaciones se debe considerar que en el caso de acumulación
distribuida indirecta se tiene un segundo colector, mientras que en el de distribución
directa aunque parezca óptimo se da lugar a una pérdida de calor debido a la
ausencia de ése colector.
3.3.5 Clasificación según la aplicación
3.3.5.1 Sistemas solares térmicos para la producción de A.C.S.
Las instalaciones solares térmicas aparecen debido a que los seres humanos
consumen gran cantidad de agua caliente, tanto en viviendas unifamiliares, como
multifamiliares o en servicios de hoteles, hospitales, polideportivos, y como en
industrias.
Las temperaturas que se manejan para la producción de A.C.S. están en el rango de
45 a 60 °C, con la adecuada utilización de colectores de placa plana, los cuales
captan radiación directa y difusa.
Muchas personas prefieren el baño diario matutino, para lo cual se debe tener una
reserva de agua caliente debido a que en la noche no hay insolación , con una
adecuada reserva se logra satisfacer más del 60% de la demanda anual.
La energía solar es la mejor respuesta al ahorro en la producción de A.C.S. en
donde hay gran demanda como un edificio, hoteles, hospitales, etc. Una solución
competitiva y simple a pequeños consumos, son los equipos compactos termosifón
en serie a una caldera modulante.
Cuando la instalación es en lugares donde hay gran variación de temperatura en los
días, se utilizan sistemas de convección forzada, termostato con sensor en la salida
del colector y sensor en el acumulador, y el fluido de trabajo del colector está aislado
del fluido de consumo, debido a que el fluido de trabajo puede tener anticongelante
debido a que ciertas zonas se encuentran a temperaturas bajo cero. Por lo tanto en
un sistema de circulación forzada contiene un subsistema de captación, uno de
intercambio, uno de almacenamiento, y uno de control.
3.3.5.2 Calentamiento de piscinas
Este tipo de instalaciones son mixtas, es decir producción de A.C.S. y calentamiento
del vaso de la piscina, con un ahorro energético tanto de combustible fósil como
eléctrica. Las temperaturas que se manejan para el calentamiento de agua en
piscinas se encuentran en un rango de 22°C en una piscina deportiva hasta 30°C en
una piscina para niños.
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Una aproximación para el dimensionado de la superficie de colectores es que tenga
el 50% de la superficie de la piscina para lograr un incremento en la temperatura del
agua de 8°C.
En piscinas cubiertas es necesario el calentamiento del agua contenida en el vaso.
En piscinas descubiertas en ciertos meses o por las mañanas no se tendrá la
temperatura deseada si no se cuenta con un sistema auxiliar o con un sistema termo
solar más complejo.
Figura 3. 11 Calentamiento de piscinas, y sistema térmico mixto
En caso de utilización de una sistema auxiliar, este se colocará en paralelo al
sistema termo solar. En este tipo de sistema se tiene un subsistema de captación,
un subsistema de intercambio, un subsistema de almacenamiento (el vaso de la
piscina), subsistema de control en función de la diferencia de temperatura por medio
de sondas situadas en los colectores, en la parte inferior del vaso de la piscina, o si
consta con un acumulador, se sitúa una sonda en la parte inferior del acumulador.
3.3.5.3 Apoyo a calefacción
En este tipo de instalación también se las realiza mixtas, dedicadas a la producción
de A.C.S. y al apoyo a la calefacción, al igual que la instalación anterior se logra un
considerable ahorro energético.
El apoyo a calefacción se puede realizar con suelo radiante o fan-oil, teniendo en
consideración que si el apoyo a calefacción se realiza con colectores planos la
temperatura obtenida estará entre los 40 a 50°C.
En un sistema de apoyo a calefacción se cuenta con un subsistema de captación,
que pueden ser los colectores planos; subsistema de intercambio; subsistema de
almacenamiento, que puede ser el suelo radiante; un subsistema de control para
parada y puesta en marcha por medio de un termostato diferencial o de máxima
temperatura y subsistema de apoyo auxiliar, en caso de que se lo requiera.
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Figura 3. 12 Producción de A.C.S. y calefacción por medio de suelo radiante
3.3.5.4 Aplicaciones a refrigeración
Por medio de la energía solar se puede apoyar a la refrigeración o enfriamiento de
cierto lugar, se lo puede realizar por:
- Sistema de refrigeración por compresión.- Transformando la energía solar en
mecánica o eléctrica para hacer funcionar a un compresor convencional.
-
Sistema de absorción.- Mediante la utilización directa de la energía solar como
fuente de energía térmica, den este proceso se aplica dos mezclas, uno es el
fluido refrigerante, y el otro es el medio de absorción del fluido refrigerante. En
este sistema se recomienda para el proceso bromuro de litio y agua (BrLi-H2O),
pero, utilizando colectores planos de alto rendimiento debido a que el punto de
ebullición del agua es de 100°C; en comparación del sistema anterior, es más
económico y eficiente.
3.4 Sistema de captación
El captador solar es el elemento fundamental en una instalación solar, su función es
transferir el calor de la energía solar al fluido que se encuentra en su interior. Ciertos
captadores basa su principio en el efecto invernadero, pero se presentan alternativas
de diseño y criterios para la aplicación de los mismos para obtener un exitoso
funcionamiento según la necesidad.
3.4.1 Tipos de colectores
Según la temperatura del fluido a la cual se calienta, los colectores se han dividido
en:
-
Colectores de baja temperatura.
Colectores de media temperatura.
Colectores de alta temperatura.
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3.4.1.1 Colectores de media temperatura (entre 100 a 400°C)
Los más representativos son los colectores cilíndrico parabólico C.P.C.
-
Su receptor con foco de tipo lineal.
Fluido caloportador es aceite.
Consta con un sistema de seguimiento en un eje.
Utilizadas en plantas de generación eléctrica, operando desde comienzos de los
años 80 y con más de 500 MW en operación en el mundo.
El fluido caloportador es calentado en los C.P.C., el cual calienta un gas produciendo
vapor, éste vapor mueve turbinas que generan electricidad, formando así una
central o planta de generación térmica. Su temperatura de trabajo puede superar los
150°C.
De 350 a 450°C, para producción de vapor. Con 390°C se produce un ciclo
termodinámico para producir vapor utilizado para mover turbinas para la generación
de electricidad (30 a 80 MW).
Figura 3. 13 Captador Cilíndrico Parabólico
3.4.1.2 Colectores de alta temperatura (>400°C)
Aplicados en generación eléctrica, el fluido caloportador conduce calor a calderas de
vapor las cuales mueven turbinas, formando centrales eléctricas de vapor.
Aplicados en ensayos de desalinización de agua marina.
Los más representativos son los Heliostatos y los discos parabólicos.
-
Torre de energía solar
En la década de los 70-80 se construyeron varios sistemas en el mundo de los
cuales operan aún dos: el de Almería (ESPAÑA) y el Solar Two en Barstow,
California.
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Figura 3. 14 PS10 Y PS20 en Sanlucar la Mayor, Sevilla
Conformado por Heliostatos (sol quieto), los cuales son espejos pulidos con
superficies de 40 a 140m2, compuesto con seguimiento solar en dos ejes.
Los espejos son focalizados a un receptor situado en la parte superior de una torre.
El receptor es un intercambiador de calor. Se puede alcanzar temperaturas de
trabajo mayores a 1000°C.
Se debe aplicar sistemas de seguimiento solar con un algoritmo complejo para el
correcto enfoque de los heliostatos al receptor de la torre.
Utilizadas para generación de electricidad, consiguiendo potencias superiores a los
100MW. El fluido caloportador es calentado por el receptor en la torre, el cual
calienta un gas produciendo vapor, éste vapor mueve turbinas que generan
electricidad, formando así una central o planta de generación térmica.
-
Hornos solares paraboloides
Presentan una geometría de un paraboloide revolución, su aplicación principal es
para la producción de vapor para una central eléctrica térmica. Puede generar un 1
MW térmico en el foco. La ubicación de los vidrios son orientados hacia un receptor
puntual.
Figura 3. 15 Horno Solar de Odeillo- Francia
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-
Discos parabólicos o con motor stirling
Formados por una superficie reflectora en forma de paraboloide o discos cóncavos
que concentra los rayos solares sobre un receptor de foco puntual, que contiene
gas (helio, aire). Su sistema de seguimiento es en dos ejes.
Los discos cóncavos están formados por espejos de vidrio o de polímeros
metalizados con su respectiva geometría parabólica. Temperaturas de trabajo entre
600 y 1200°C. Consiguen potencia más bajas, entre 10 a 50KW por unidad.
Trabajan con motores Stirling, los cuales convierten de manera directa el calor en
energía cinética. Los espejos pueden limpiarse tan solo con agua.
Figura 3. 16 Discos parabólicos piro Euro Dish
3.4.2 Captadores solares de baja temperatura
Son sistemas que aprovechan la energía del Sol para convertirla en calor,
transferido a un fluido de trabajo, sirviendo éste calor para la producción de agua
caliente sanitaria, calentamiento de piscinas, calefacción, climatización, y
refrigeración. A estos captadores podemos subdividirlos en:
3.4.2.1 Captadores no vidriados.
Cuando el captador no presenta una cubierta, presentan elevadas pérdidas de calor,
utilizadas en aplicaciones de muy baja temperatura, como por ejemplo en piscinas
no cubiertas, generalmente se encuentran en forma de mantas de polipropileno.
Los colectores de polipropileno tienen las siguientes características:
-
Conformado por diminutos tubos por los cuales circula el agua a calentar,
Temperatura entre 25-35°C.
No posee ningún tipo de cubierta exterior, ni carcasa
Tolerantes a agua agresiva (agua clorada de piscinas).
Más utilizada en climatización de piscinas.
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-
No soportan esfuerzos mecánicos ni rasguños superficiales.
Figura 3. 17 Colector de Polipropileno
3.4.2.2 Captadores vidriados
Generalmente cristal, limitados por una cubierta, el cual en su interior se produce el
efecto invernadero, propicios para preparar A.C.S., apoyo a calefacción, procesos
industriales, refrigeración y calefacción. Se distinguen los captadores solares planos,
C.P.C., y los de tubos de vacío.
Los colectores cilíndricos parabólicos (C.P.C.), consisten en una serie de tubos de
cristal dispuestos paralelamente y situados sobre un reflector de forma lineal, por el
interior de los tubos circula el fluido de trabajo.
3.4.2.2.1 De tubos de vacío.
Pueden llegar a temperaturas mayores a los 100°C.
Aprovechamiento de producción de agua caliente en procesos industriales,
calefacción par radiadores convencionales y refrigeración por medio de máquinas de
absorción.
Ventajas:
-
Pueden alcanzar temperaturas de trabajo superiores a los colectores planos.
Se elimina el aire en el interior del tubo de vidrio para lograr un mayor
rendimiento.
Menores pérdidas térmicas.
Desventajas:
-
Temperaturas de estancamiento elevadas.
Mayor costo de la energía, debido a que un mejor rendimiento se presenta a
mayores temperaturas de trabajo.
mayor cuidado en montaje y mantenimiento.
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Clasificación de los colectores de tubo de vacío
En los captadores de tubo de vacío tenemos la siguiente clasificación:
a. Heat Pipe.- En este tipo de colector el absorbedor está conectado a un tubo de
calor. Este tubo de calor contiene una cantidad pequeña de agua u otro fluido,
según la temperatura deseada.
El fluido es evaporado y sube en forma de vapor hacia un condensador el cual
transfiere el calor y devuelve el fluido en líquido.
Figura 3. 18 Colector al vacío Head Pipe
b. De flujo directo.- En este tipo de colector el flujo de trabajo fluye directamente por
los tubos absorbedores que se encuentran dentro del tubo a vacío.
Su montaje puede realizarse sobre cubiertas planas, pero donde no haya
nevadas.
Figura 3. 19 Colector de flujo directo
c. Sidney.- Este tipo de colector es como un tubo de vidrio de doble pared en vacío,
como una doble ampolla, el fluido de trabajo circula por el tubo interior el cual
tiene la superficie absorbedora. Este tipo de sistema necesita de un reflector por
lo que llega a formar un C.P.C.
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Figura 3. 20 Colector tipo Sidney
d. Schott. (Schott-Rohrglas).- Este colector tiene el mismo principio que el colector
tipo Sidney, tubo de cristal o vidrio dentro de un tubo de cristal o vidrio a vacío,
pero con la diferencia de que el reflector se encuentra dentro del tubo, ocupando
la mitad del perímetro de la superficie interna, protegiéndose así dela intemperie.
Figura 3. 21 Colector tipo Schott
3.4.3 Captadores solares planos
Un captador solar plano es destinado básicamente a la producción de agua caliente
sanitaria y a la calefacción tomando la energía solar. Los más extendidos en la
actualidad, generan temperaturas de trabajo entre 45 a 60°C.
El cristal que se ocupa para proteger de agentes atmosféricos y sobre todo para
producir el efecto invernadero, se hace transparente ante las ondas cortas de la
radiación, y se hace opaca ante las ondas largas (infrarrojo) emitida por las placas
absorbedoras, con ello la mayor parte de la radiación solar atraviesa el cristal o
vidrio, con ello los rayos que atraviesan es reflejada por la placa absorbedora,
volviendo a incidir sobre el interior del vidrio, esos rayos son conducidos de nuevo
hacia las placas absorbedoras, dentro de las cuales se encuentra el fluido
caloportador o de trabajo.
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Figura 3. 22 Colectores termo solar plano
Fuente: Centro de Investigación en Energía, UNAM
El cristal cumple con la función de proteger a las placas absorbedoras de la
intemperie y del viento, aumentando el rendimiento de los colectores.
Un colector por lo general debe cumplir con ciertas normas, tales como: UNE 94101,
EN 12975, ISO 9806 e INTA 610001. EN 12796.
3.4.3.1 Fluido de trabajo
El fluido de trabajo se escoge de acuerdo a la aplicación y condiciones a la que va
estar expuesto para la producción de calor.
El fluido de trabajo utilizado para el funcionamiento del colector puede ser:
-
Fluido líquido.- Generalmente agua o una solución anticongelante y utilizado para
la producción de agua caliente sanitaria.
-
Fluido gaseoso.- Puede ser mediante aire, que es dirigido por ventiladores y
conductos a la vivienda, o es dirigido a un sistema de acumulador de energía
térmica como puede ser un lecho de piedras, es un sistema destinado a la
calefacción.
3.4.3.2 Factores a considerar en la elección de un captador solar plano
-
Durabilidad y rendimiento, el producto debe ser homologado.
-
Facilidad en montaje y manipulación, reduciendo costos de montaje y mano de
obra.
-
Garantía y servicio post-venta del fabricante, para reclamo por defectos de
fábrica.
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3.4.4 Componentes de un captador solar plano
Todos componentes que son utilizados para conformar el captador plano deben
minimizar pérdidas de calor en el fluido de trabajo que se encuentra confinado en las
tuberías inferiores del mismo, los principales componentes en un colector son:
Figura 3. 23 Principales componentes de un captador solar plano.
Fuente: Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares
Térmicos. Diseño e Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR
3.4.4.1 Cubierta transparente
Es un material que se comporte transparente a la radiación solar incidente y sea
opaco a la radiación de onda larga emitida por las placas absorbedoras aumentando
la temperatura favorable para las placas absorbedoras (efecto invernadero); Como
se mencionó anteriormente, protege de la intemperie, reduciendo pérdidas de calor
aumentando la durabilidad de los componentes (placas absorbedoras).
Figura 3. 24 Requisitos exigidos en las Especificaciones Técnicas a los captadores.
Fuente SODEAN S.A. junio 1999
La cubierta transparente debe cumplir con las siguientes características:
-
Durabilidad, resistente a agentes atmosféricos.
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-
Capacidad de aislamiento, debe ser elevada para no emitir energía desde el
interior del captador hacia el exterior.
-
Baja reflectividad y alta absortividad, lograr la mayor transferencia de calor al
fluido de trabajo.
Anteriormente se utilizaban cubiertas de plástico o cristal en bajo contenido de
hierro, pero debido a que se deteriorar rápidamente, presentan inconvenientes como
una baja absortividad debido a que el cristal tiene bajo contenido de hierro, fracturas
y daños en la superficie debido a esfuerzos mecánicos y dilataciones en la cubierta
de plástico.
Actualmente la mayor parte de las cubiertas se fabrica en cristal templado de bajo
contenido de hierro, que debe ser transparente para longitudes de onda entre 0.25 a
4μm a 6000°C, y siendo opaca para los rayos infrarrojos en una banda entre 4 a
70μm a 60°C.
Figura 3. 25 Efecto invernadero
Se debe tener una limpieza exterior periódica de la cubierta, en cuanto, a su interior
puede que se sufra condensación debido al vapor de agua o por el desprendimiento
de gases del aislamiento, para ello se puede realizar aireación por medio de
taladrados en el marco del captador.
3.4.4.2 Aislamiento
La función principal del aislamiento es reducir las pérdidas de calor al exterior, su
utilización se localiza donde no se encuentren partes transparentes.
Los materiales más utilizados son fibra de vidrio, las resinas de melanina, lana de
roca, espuma rígida de poliuretano, y poliestireno expandido.
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Figura 3. 26 Aislamiento térmico para colectores solares.
Fuente: Centro español de información del cobre
Los materiales de aislamiento se escogen de acuerdo a lo siguiente:
-
Coeficiente de aislamiento.- Mientras mayor sea el coeficiente de aislamiento,
mayor será la reducción de pérdidas de acuerdo a un espesor determinado.
-
Temperatura de trabajo máximo.- No debe degradarse el aislamiento a sobre
temperatura debido a que emite gases ensuciando el interior de la cubierta, por
ejemplo el poliuretano se degrada rápidamente con temperaturas mayores a
140°C.
Características que debe cumplir el aislamiento:
-
Resistir altas temperaturas sin deteriorarse, por lo que el aislamiento puede estar
cubierto con una capa reflectante que impide la recepción directa con la
radiación.
-
El aislante debe desprender en lo mínimo vapores que suele adherirse a la
cubierta transparente.
-
No envejecer debido a la temperatura habitual de trabajo.
-
Soportar la humedad que se pueda producir en el interior del colector.
-
Espesor adecuado para obtener un aislamiento térmico adecuado.
-
Hidrófobo. No disminuya sus propiedades debido a la absorción de humedad del
ambiente.
3.4.4.3 Absorbedor
El absorbedor es el elemento encargado de transferir el calor de manera eficiente al
fluido de trabajo a partir de la radiación incidente en el mismo, de tal forma que el
fluido de trabajo recorra la mayor parte de la superficie colectora.
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En sus inicios se los fabricaba de chapas electrosoldadas con canales en su interior,
con ello aumentaba el rendimiento del captador pero presentaba el inconveniente de
no soportar presiones medias en el interior de la parrilla del colector.
En la actualidad lo más utilizado por los fabricante son las tuberías de cobre en el
colector, recomendándose que el fluido caloportador tenga un ph entre 7.2 y 7.6 (pH
agua pura =7), también las pueden ser de acero negro o inoxidable o aluminio, etc.
Suelen utilizarse placas de plástico, pero exclusivamente para climatización de
piscinas. Se distinguen dos tipos de configuración de del absorbedor, siendo:
-
Parrilla de tubos.- Es la configuración más empleada, con una disposición de
tubos verticales y en sus extremos tubos de mayor diámetro llamados
distribuidores. Su funcionamiento es el siguiente, al penetrar el fluido e trabajo
por el tubo distribuidor inferior, el fluido se distribuye por cada tuvo vertical, y,
debido al calor absorbido producido por la radiación y por diferencia de densidad,
el líquido tiende a subir por cada tuvo saliendo de esta manera por el distribuidor
superior, este principio es conocido también como termosifón.
-
Serpentín.- Con esta configuración se logra un mayor calentamiento del fluido de
trabajo pero se disminuye la carga del fluido en el calentamiento, es decir
disminuirá el número de colectores en paralelo.
Figura 3. 27 Configuración del absorbedor
La placa absorbedora puede tener las siguientes configuraciones:
-
Una única placa absorbedora dispuesta sobre los tubos de la parrilla, es la más
usada en la actualidad.
-
Una única placa absorbedora dispuesta sobre los tubos de la parrilla, con la
diferencia que la placa rodea parte del diámetro de los tubos, es más difícil su
construcción.
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-
Por cada tubo se dispone de una aleta que puede rodear o no a los tubos
verticales.
Tratamiento al absorbedor
Un tratamiento sencillo es cubrir con pintura negra para aumentar la absortividad,
debido a que la pintura en general es un mal conductor la capa de pintura debe ser
lo más delgada posible debe ser pintura mate para evitar en lo posible la reflexión de
los rayos solares.
El absorbedor
puede ser tratado con tratamiento selectivo (absortividad y
emisividad), proporcionando alta absortancia en longitudes de onda corta y para
longitudes de onda larga (infrarrojo), baja emisividad de calor hacia fuera del
absorbedor.
El índice de efectividad (ε) es la relación entre la absortancia y la emitancia.
Producto
Tratamiento
Cromo Negro
sobre Níquel
Níquel Negro
Absorbedor
Absortividad
Emisividad
Cobre
0,95
0,12
Aluminio
0,97
0,11
Black Crystal
Níquel
Cobre
0,95
0,1
Sun Strip New
Níquel
Aluminio
0,95
0,1
Tinox
Tinox
Cobre
0,95
0,05
Óxido de titanio
Cobre
0,95
0,05
Cromo Negro
Maxorb
Sunselect
Tabla 3. 1 Características de distintos tratamientos selectivos
Fuente: José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado al CTE y al
nuevo RITE)
Un tratamiento selectivo es aplicado en lugares de baja radiación o para altas
temperaturas de utilización.
Los principales tratamientos son los siguientes:
-
Cromo Negro.- Se utiliza en cobre para proteger de la oxidación con ayuda de
una capa de níquel.
-
Níquel Negro.- Al igual que el Cromo negro.
-
Cristal Negro.- Se limpia el cobre y es bañado con una capa de níquel, para
luego ser cubierta con cristal líquido por medio de un spray.
-
PVD (Physical Vapor Deposition –Deposicion física en fase de vapor).- En una
cámara a vacío, la superficie es tratada con un chorro de electrones. En el
mercado se lo encuentra en las marcas Tinox y Ecoselect. En Tinox tiene un
recubrimiento adicional de cuarzo, para ajustar el índice de reflexión entre la
capa y el aire.
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-
Sputtering (Bombardeo catódico).- Este tratamiento se realiza en una cámara
llena de Argón, creándose un campo entre un material conectado haciendo de
ánodo a corriente continua con el material de recubrimiento haciendo de cátodo.
El cátodo se pulveriza depositándose sobre la lámina de cobre. Las marcas
Sunselect (Interpanel) y Sunstrip (Teknotherm) trabajan con este tratamiento.
-
PECVD.- Además de dar un tratamiento PVD, se aplica una capa adicional de
CVD (Deposición química en fase de vapor), dentro de una cámara con
compuesto de químico volátil el cual se descompone inorgánicamente en la
lámina de cobre.
Figura 3. 28 Ejemplo de recubrimientos.
Fuente. Energía solar térmica. Catálogo Técnico. SALVADOR ESCODA S.A.
3.4.4.4 La carcasa o caja contenedora
Su función principal es proteger y contener todos los elementos del colector, la
misma que dará fijación al colector y debe estar constituida por materiales que
soporten la intemperie y a los agentes atmosféricos, para obtener una prolongado
tiempo de utilización con una disminución mínima de rendimiento.
Al principio se utilizaron materiales como acero galvanizado, GRP (fibra de vidrio
galvanizado), aluminio, hasta madera tratada; En la actualidad las fábricas trabajan
con cajas de aluminio anodizado. Se debe utilizar cierto tipo de material elástico para
unir la caja con la cubierta, el cual soporte las dilataciones y a los agentes
atmosféricos.
3.4.5 Rendimiento estacionario del captador solar
El rendimiento de un captador solar térmico se evalúa según normativa europea EN12975-2, llamada curva de rendimiento instantáneo, la cual prevé dos curvas
diferentes, una de ajuste lineal y otra de ajuste cuadrático, la una interviene en la
temperatura de entrada del captador y la otra se considera la temperatura media del
captador.
Para un ajuste lineal:
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(Ecuación 3. 1)
(Ecuación 3. 2)
Para un ajuste cuadrático:
(Ecuación 3. 3)
(Ecuación 3. 4)
Donde:
: Intensidad luminosa [W/m2].
: Rendimiento estacionario del captador. [Adimensional].
: Factor óptico. [Adimensional].
: Coeficiente de pérdidas térmicas [W/m2 k] en caso lineal
[W/m2 k2] en cuadrático
: Absortividad del absorbedor. [Adimensional].
: Transmisividad del absorbedor. [Adimensional].
: Factor de eficiencia del absorbedor. [Adimensional].
Coeficiente de pérdidas lineal. [W/m2*K].
Coeficiente de pérdidas cuadrático. [W/m2*K].
Temperatura media en el captador. [°C].
Temperatura del ambiente. [°C].
Gráfica 3. 2 Curvas de rendimiento y campo de utilización de los captadores
Fuente: Centro español de información del cobre
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En la gráfica anterior, la curva donde corta la curva al eje de las ordenadas, se los
conoce como factor óptico, y la pendiente de la curva viene determinada por el
coeficiente de pérdidas.
3.4.6 Área de un captador plano
Figura 3. 29 Área en un captador plano
Una norma europea de ensayo de captadores EN 12975-2, hace referencia tanto al
área de apertura o que atraviesa la radiación incidente, tanto como el área del
absorbedor, por lo tanto es mejor especificar de qué área se trata debido a que
afecta al hablar del coeficiente de pérdidas globales expresado en W/m 2K.
3.4.7 Principales características de los captadores solares planos
Un captador solar de calidad, a parte de su homologación debe cumplir con
características mínimas esenciales dadas por parte de un organismo certificador,
entre las cuales se encuentra:
-
La cubierta debe ser de vidrio, de bajo contenido en hierro, templado, con un
espesor mínimo de 3mm.
-
Que el captador tenga de preferencia una única cubierta.
-
El captador cuente con orificios de ventilación, para evitar la condensación, el
diámetro de los orificios debe ser mínimo de 4mm.
-
La carcasa debe eliminar agua en su interior para evitar oxidación o
degradamiento.
-
La durabilidad debe ser superior a los 20 años.
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3.4.8 Estructuras de soporte
Las estructuras de soporte tienen la función de aportar sujeción y rigidez a los
captadores solares, sin producir sombras entre captadores, deben contar con partes
modulares para obtener una posición y ubicación optima, sus soportes deben
soportar viento o nieve y otras tipos de agentes atmosféricos, debido a ello, los
soportes deben cumplir con normas tales como ENV-1991-2-3 y ENV-1991-2-4. El
material más empleado en estructuras es el acero galvanizado.
3.5 Sistema hidráulico
Un buen diseño hidráulico desde los captadores hacia los acumuladores, aporta a la
eficiencia del sistema termo solar, razón por la cual se debe considerar los
siguientes aspectos:
-
Caudal.- Los valores idóneos están dentro del rango de 42 a 60L/h/m 2.
-
Longitud.- Debe ser lo menor posible para evitar pérdidas de calor.
-
Equilibrado.- Con ello se desea que el recorrido lineal que se realiza por cada
uno de los colectores o baterías de colectores, debe ser igual para cada uno de
ellos, con ello se obtiene que el caudal sea el mismo para los colectores, las
temperaturas de entrada y salida de los colectores sea el mismo, los saltos de
temperatura en los colectores sean iguales, teniendo también pérdidas de carga
equilibradas.
A veces por diseño no se obtiene el equilibrado, por lo que debe implementar
Válvulas Micrométricas, que controlan el caudal en cada punto de derivación.
-
-
Seguridad.- Se debe contar con dispositivos que controlen o regulen las
variaciones de temperatura, presiones, la formación de bolsas de aire que son
perjudiciales en la instalación.
Montaje y desmontaje. - El diseño debe prestarse para facilitar la instalación y
mantenimiento.
3.5.1 Conexión entre captadores
3.5.1.1 Conexión en Paralelo
Equilibrado mediante retorno invertido
En esta configuración el fluido frio empieza desde el colector más lejano, recogiendo
el fluido calentado del colector más cercano, es decir, se recoge el fluido del primer
colector al último.
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Mediante retorno invertido, todos los colectores funcionan por igual, el caudal
proporcionado por un colector es igual al caudal total dividido para el número de
colectores, claro está, si los colectores son idénticos, teniendo presente el
inconveniente que se debe trabajar hasta con cierto número de colectores, en este
tipo de configuración se tiene pérdida de carga en el caudal debido a las parrillas de
los colectores.
Figura 3. 30 Conexión en paralelo en retorno invertido
Esta configuración es usada para calentamiento de agua sanitaria, de piscinas, de
calefacción por suelo radiante, y puede aplicarse entre baterías de colectores, pero
con un máximo de 5 a 6 colectores por batería.
3.5.1.2 Conexión en Serie
Figura 3. 31 Conexión en Serie
En esta configuración el fluido caloportador que sale del primer colector pasa por el
siguiente, aumentando la temperatura del fluido caloportador. Con la ventaja de que
los caudales serán menores a que en la conexión en paralelo, lo que implica que los
diámetros de tuberías serán menores, así como el tamaño de las bombas de
circulación.
Tiene la desventaja que los captadores no presentan el mismo rendimiento térmico,
esto se debe a que el fluido de trabajo se va calentando de un captador a otro,
disminuyendo el aporte de la energía solar, con ello el ultimo colector tendrá el
menor rendimiento, por otra parte, en este tipo de configuración se debe tener vital
importancia en la formación de bolsas de aire.
Este tipo de conexión es más utilizada en calefacción y se recomienda hasta tres
colectores en esta configuración.
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3.5.1.3 Conexión en Serie-Paralelo
Figura 3. 32 Conexión en Serie-Paralelo
Este tipo de configuración es utilizada en donde se tiene disposición de gran número
de captadores, en donde se cuenta con una superficie de captación, en donde
requiere que la temperatura de salida sea elevada y no funcione con bombas de
circulación.
Variando el caudal del fluido de trabajo, modifica también la temperatura de salida
del fluido, pero no se debe alejar excesivamente del valor óptimo (0.015kg/seg m 2)
para no afectar el rendimiento general de la instalación.14
3.5.2 Elementos de sistema hidráulico
Los elementos de un sistema hidráulico en la actualidad deben cumplir con
especificaciones y normativas de calidad, aunque no todos los elementos se
encuentran normados, se tiende a la normativa para todos los elementos, entre los
elementos más importantes se encuentran:
3.5.2.1 Bombas de circulación
Las bombas de circulación produce el movimiento del fluido caloportador ya sea de
forma manual o automática, se caracterizan por el caudal volumétrico circulante, la
altura de impulsión o manométrica con el que trabaja el sistema termo solar.
Se deben construir las bombas con materiales resistentes a la corrosión y, en una
instalación que tengan superficies mayores de 50m 2 se recomienda bombas en
paralelo, sirviendo una de ellas de respaldo, tanto en el circuito primario como en el
secundario. Deben colocarse en tramos verticales para evitar la formación de aire en
el fluido.
14
Eduardo Maristany (1995), Curso de energía solar. Tercera edición. Barcelona España
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3.5.2.2 Tuberías
Cuando el fluido de trabajo es el mismo que el de consumo, en el circuito primario
se recomienda tubería de cobre, acero inoxidable o plástico acreditado para este tipo
de aplicación. Mientras en sistemas indirectos, la tubería es de cobre, acero negro,
acero galvanizado, pintura anticorrosiva, uniones roscadas, plástico certificado, que
cumplan normas, que soporte la temperatura producida.
Figura 3. 33 Tuberías de acero inoxidable.
Fuente: Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares
Térmicos. Diseño e Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR.
No se debe emplear acero galvanizado para temperaturas mayores a los 53°C.
Cuando se utilice acero, en tubería o accesorios, el pH del fluido debe estar entre 5 y
12, su velocidad debe ser menor a 3m/seg. en circuitos cerrados.
Cuando se utilice aluminio, en tubería o accesorios, su velocidad debe ser menor a
1.5m/seg., puede usar en sistemas abiertos o en sistema sin protección catódica.
3.5.2.3 Aislamiento
Este aislamiento térmico ayuda a disminuir pérdidas de calor a través del circuito o
recorrido que se tiene desde el colector hasta el acumulador.
El espesor del aislamiento depende del rango de la temperatura del fluido de trabajo
y del diámetro de las tuberías.
Diámetro exterior
mm
0 ≤ 35
35 < D ≤ 60
60 < D ≤ 90
90 < D ≤ 140
140 < D
40°C a 65°C
20
20
30
30
30
Temperatura del Fluido
66°C a 100°C 101°C a 150°C
20
30
30
40
30
40
40
50
40
50
151°C a 200°C
40
40
50
50
60
Tabla 3. 2 Espesor mínimo de aislamiento de tuberías situadas en el interior de edificios según
el RITE/15/ para un material aislante de conductividad térmica de λ20°C = 0.040W/(m*K).
Fuente: Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares
Térmicos. Diseño e Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR.
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El aislamiento exterior como interior debe cumplir las siguientes condiciones:
-
Debe resistir las temperaturas más elevadas que produce el captador, como
mínimo 120°C elevándose a unos 170°C.
-
Los materiales con los que se realiza el aislamiento térmico por obia razón
deben tener baja conductividad térmica.
-
Deben resistir rayos ultravioletas.
-
Se pueden utilizar materiales de poro abierto pero, no deben absorber humedad,
de lo contrario pierden rendimiento térmico.
-
Debe resistir los ataques de agentes atmosféricos.
-
Debe estar protegidos de tal forma que soporten ataques de animales.
Materiales utilizados en el aislamiento
Para la selección de los materiales de trabajo se debe considerar las condiciones
más desfavorables y el tipo de fluido caloportador con el que se va a trabajar, los
mismos que de ben ser compatibles entre sí y sobre todo con el fluido de trabajo.
Suelen utilizarse:
-
Lana mineral, pero no debe mojarse.
Cinta adhesiva aplicada en el aislamiento, pero con el tiempo se hacen frágiles.
Espuma aislante, pero no soportan mordeduras.
Los Recubrimiento para los aislamientos térmicos pueden ser de acero galvanizado
o de aluminio, los cuales dependiendo de su calidad, con el tiempo pueden
presentar corrosión cuando son utilizados en el exterior, una opción es utilizar lana
mineral con recubrimiento de plástico que al igual que el aluminio y acero
galvanizado utilizados en el interior, presentan un excelente estado.
Figura 3. 34 Recubrimiento exterior enacero galvanizado y aluminio
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3.5.2.4 Válvulas
En sistemas térmicos y dependiendo del tipo de instalación las válvulas cumplen
funciones con las cuales se tiene un correcto funcionamiento y mayor durabilidad.
Dependiendo de la función que desempeñan las válvulas puede ser:
-
Para aislamiento. Válvulas de esfera.
Para equilibrado o regulación de circuitos. Válvulas de asiento.
Para vaciado. Válvulas de esfera o macho.
Para llenado. Válvulas de esfera.
Para purga de aire. Válvulas de esfera o macho.
Para seguridad. Válvulas de resorte.
Para antiretorno. Válvulas de disco o de clapeta.
Figura 3. 35 Distintos tipos de válvulas
-
Válvula de corte.- Son utilizadas en todas las instalaciones, permite o impide el
paso del fluido de trabajo.
-
Válvula de seguridad.- Limita la presión máxima del circuito, o la presión que
soporta los componentes.
-
Válvula antiretorno.- Permite el paso del fluido en un sentido y prohíbe el sentido
contrario, es utilizada tanto en el circuito primario como en el secundario.
-
Válvula de regulación.- Equilibra en sentido hidráulico al circuito, puede realizarse
de forma manual o automática.
-
Válvula de vaciado.- Puede ser vaciado total o parcial, deben ser colocados en
los puntos más bajos de la instalación.
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-
Válvula de llenado.- Introduce el fluido de trabajo al circuito pero manteniendo la
presión de funcionamiento, evitando bolsas e aire, puede ser automático o
manual.
-
Válvula termostática.- Limita la temperatura del fluido de trabajo, utilizado como
elemento de control y seguridad.
-
Válvila de purga de aire.- Permite eliminar el aire contenido dentro del circuito,
puede ser manual o automática.Su posicion más idoneo es en la parte más alta
de la instalacion.Para un correcto funcionamiento la velovidad del fluifo debe ser
menor a 0.4 m/seg.
Se secomienda que la presión en el punto más alto de la instalacion sea como
mínimo de 1.5Kg/cm2.
3.6 Sistema de intercambiador de calor
Los intercambiadores de calor tienen la función principal de transmitir el calor del
fluido caloportador a un fluido independiente del mismo.
Los sistemas de intercambio deben cumplir las siguientes condiciones:
-
Compatibles con los elementos de la instalación.
-
Buena conductividad térmica.
-
Resistentes a las temperaturas máximas y mínimas de temperatura del fluido de
trabajo.
-
Resistente al fluido de trabajo.
-
Presentar poca pérdida de carga.
-
Diferencial de temperatura debe ser mínima entre las paredes de intercambiador.
3.6.1 Clasificación de los elementos de intercambio de calor
Normalmente los intercambiadores se encuentran dentro o fuera de los elementos
de almacenamiento, por lo cual a los intercambiadores los podemos clasificar en:
3.6.1.1 Sistemas de intercambio externo
Son utilizados en instalaciones superiores a los 10m 2. Hay dos tipos de
intercambiadores:
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-
Intercambiador Tubular.- Tiene poca pérdida de carga pero también poca
transmisión de calor, utilizado más en climatización de piscinas.
-
Intercambiador de Placas.- Tiene elevada transmisión de calor pero con pérdidas
de carga, ensuciamiento, el material más utilizado para producción de A.C.S. es
acero inoxidable.
Este tipo de sistema va instalado de forma independiente, fuera del acumulador, el
mismo que tiene la forma de un radiador, de modo que favorece la transmisión del
calor.
Pueden utilizarse en acumuladores de circuito abierto, y en volúmenes de
acumulación superior a los 1000 litros. En este tipo de configuración se necesita
bombas de circulación tanto para el circuito primario como para el secundario.
Figura 3. 36 Intercambiadores externos
Se presentan las siguientes ventajas:
-
Fácil mantenimiento.
Rendimiento aceptable.
Alta calidad y durabilidad.
Aumentando el número de placas, aumenta la potencia del intercambiador.
3.6.1.2 Sistemas de intercambio interno
En este tipo de sistema se encuentran todos los intercambiadores que transfieren el
calor dentro del sistema de acumulación, dentro de los cuales están:
-
Sistemas de intercambio internos con Serpentín
El serpentín es un rollo de tubería que se encuentra dentro del acumulador, que
transfiere el calor del fluido caloportador. Se utilizan en sistema de acumulación de
bajo volumen, hasta los 1000 litros.
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Debe existir una proporción mínima entre la superficie útil de intercambio del
intercambiador interno y la superficie total de captación que debe ser mínimo de 0,15
para volúmenes medios de acumulación 0,25 y 0.33 para volúmenes pequeños de
acumulación, lo cual es recomendación del Pliego Técnico de la IDEA.15
En la configuración de doble serpentín, el serpentín que se encuentra en la parte
inferior del acumulador es el intercambiador del sistema termo solar, mientras que el
segundo se encuentra sobre el primero y funciona por medio de un sistema auxiliar.
Figura 3. 37 Formas del serpentín, simple y doble serpentín dentro del acumulador
-
Sistemas de intercambio internos de doble envolvente
En estos sistemas, se trata de un depósito dentro de otro (tank-in-tank), teniendo
una pared intermedia, la cual es el elemento intercambiador, el volumen de
almacenamiento consumo se encuentra dentro del volumen proveniente de circuito
primario.
El sistema tiene un buen rendimiento, se los utilizan en sistemas termosifón, en
configuraciones de acumulador horizontal. Este sistema se lo puede configurar con
un intercambiador tipo serpentín, siendo este último proveniente del sistema auxiliar.
15
José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado al CTE y al nuevo
RITE)
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Figura 3. 38 Acumuladores con intercambiador de doble envolvente
3.7 El sistema de acumulación
El sistema de acumulación se lo utiliza debido a que el captador no es un sistema
perpetuo de calentamiento del fluido caloportador, debido a que la radiación solar no
es constante a que no se aprovecha siempre la energía solar.
Para calentamiento de agua de piscinas no es necesario el acumulador debido a que
el vaso propio de la piscina sirve para este fin. Lo mismo sucede para sistemas para
sistemas de calefacción como el piso radiante.
3.7.1 Tipos de acumulador en función del sistema de intercambio.
Figura 3. 39 Tipos de acumuladores
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Página 125
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3.7.1.1 Acumuladores sin intercambiador o de circuito abierto
Este tipo de acumulador solo almacena agua calentada proveniente de un captador,
intercambiador o de otro acumulador en serie y dispuesto aguas arriba.
Por costos menores a que de un intercambiador interno, se los utiliza para
volúmenes mayores a 1000 litros.
3.7.1.2 Acumuladores de intercambio simple
Son más costosos que los anteriores, pero de excelentes características para la
producción de agua caliente, entre ellos destacamos acumuladores con serpentín
simple o doble con disposición vertical, acumuladores de doble envolvente con
principio de funcionamiento de termosifón en disposición horizontal.
Siendo el acumulador con serpentín interno el que tiene mayor rendimiento en
calentamiento (dentro hacia fuera) de agua sanitaria sobre el acumulador de doble
envolvente o de doble pared (calentamiento fuera hacia dentro), debido a la
estratificación interior de la temperatura producida por el intercambiador, razón por la
cual se necesitan más fluido de trabajo en el intercambiador de doble pared, lo que
representa un espacio mayor en el 25% que el de acumulador con serpentín para la
misma capacidad de acumulación.
3.7.1.3 Acumuladores con doble intercambio
En esta configuración son dos serpentines dispuestos uno sobre otro en el interior
de un acumulador en disposición vertical,
con sistemas de calentamiento
independientes, el situado en la parte inferior funciona por medio de la energía del
sol, y el serpentín situado en la parte superior función con un sistema auxiliar,
siempre y cuando el primero no cubra la demanda.
3.7.2 Tipos de acumulador en función del material
En los acumuladores, los materiales utilizados para el intercambiador han sido acero
inoxidable, acero con tratamiento esmaltado o vitrificado y cobre, siendo este último
el que mayor conductividad térmica (K) presenta en comparación con los anteriores,
es decir transfiere más calor que los anteriores.
El cobre tiene una conductividad térmica 23 veces mayor que el acero inoxidable,
con lo que la transferencia de calor será de 23 veces mayor.
-
Para la construcción de acumuladores en acero con tratamiento vitrificado o
esmaltado, el tratamiento se lo realiza en el interior del tanque de acero,
mediante una capa de Níquel que ayuda a una mejor adherencia para el
vitrificado, luego se realiza el proceso de esmaltado a cierta temperatura, para
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 126
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finalizar, el acumulador es horneado y secado teniendo una superficie
revestimiento uniforme.
de
Antiguamente se aconsejaba un segundo proceso de vitrificado a manera de
garantía frente a la oxidación y corrosión, pero con el avance tecnológico con
altos proceso de calidad se obtiene la misma garantía en un único tratamiento,
consiguiendo un acumulador de menor peso.
Con el paso del tiempo y por consecuencia de un proceso de revestimiento de
mala calidad pueden encontrarse problemas de deterioramiento como la
aparición de poros, un envejecimiento no uniforme o desprendimiento de la capa
de esmaltado.
Este tipo de tanque debe tener una protección catódica contra la oxidación con
Magnesio o Cinc.
-
Los acumuladores de acero inoxidable son utilizados para almacenamiento y
producción de agua caliente, se utiliza el acero ferrítico con contenido de
Molibdeno y Cromo, éste último actúa como antioxidante, con ausencia de
Níquel. Frente a aguas con alto contenido de cloro (mayor a 100mg/l) y en aguas
con un pH-ácido puede deteriorarse o tener un envejecimiento prematuro debido
a corrosión por picaduras.
Este tipo de tanque puede tener una protección catódica tipo Correx-up de
corriente continua.
3.7.3 Condicionantes de diseño
-
Nivel de resistencia en condiciones de máxima temperatura y presión, conocer el
comportamiento de los materiales debido a las variaciones termodinámicas.
-
Protección ante degradaciones y corrosión, dar tratamiento adecuados a los
materiales o equipos que estén en contacto con agua que presente niveles de
pH ácida, lo cual puede hasta perforar al material.
-
La geometría del tanque, debe tenderse a tanque en posición vertical con una
relación entre base y altura lo menor posible, para favorecer la estratificación del
agua y obtener un mayor rendimiento en el acumulador, se debe considerar
también la ubicación de la alimentación, entrada y salida, el intercambiador en el
acumulador.
3.7.4 Ubicación y condiciones de montaje
Los acumuladores se deben colocar lo más cerca posible a los captadores y de los
puntos de consumo, para reducir pérdidas de calor y costos en aislamiento del
equipo.
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El acumulador al igual que otros elementos debe presentar buenas condiciones
frente a los agentes atmosféricos.
3.7.5 Conexiones en el sistema de acumulación
-
La conexión de la entrada de agua caliente ya sea del intercambiador o del
colector debe esta sobre una altura del 50 al 75% de la altura del acumulador.
-
La salida de agua fría del acumulador hacia el intercambiador o hacia el colector,
será por la parte inferior del acumulador.
-
Agua fría de la red se suministrará también por la parte inferior del acumulador.
-
Tener en consideración de los niveles térmicos presentes a diferente altura del
acumulador, y como fijar según las necesidades entradas y salidas de agua
caliente, del agua calentada por energía solar y por sistema auxiliar.
-
Agua caliente producida por energía auxiliar de fijará internamente en la parte
superior del acumulador, se debe recordar que el sistema auxiliar debe absorber
toda la demanda, debido a que en cierto momento el aporte solar puede ser nulo.
-
En caso de varios acumuladores, se recomienda conectarlos en serie invertida
en el circuito de consumo, o en paralelos con circuitos secundarios o primarios
equilibrados.
-
La conexión de los acumuladores debe ser de tal forma que se sale uno de
funcionamiento, los otros no lo harán.
3.7.6 Pérdidas de calor
De preferencia se debe situar el acumulador en un local interior obteniendo menor
pérdida de calor, se deben evitar puentes térmicos que desvíen el calor a través de
las conducciones hidráulicas y de los apoyos que se utilicen para fijar el acumulador,
el acumulador debe contar con un aislamiento de tipo y espesor corrector o según
especificaciones técnicas.
Se debe tener presente que a medida que se incrementa la temperatura de
acumulación, se incrementan también las pérdidas.
(Ecuación 3. 5)
(Ecuación 3. 6)
(Ecuación 3. 7)
Donde:
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: Área de la superficie envolvente del acumulador en (m2).
: Coeficiente global de transmisión de calor del aislante.
: Espesor del material
: Coeficiente de conductividad del material
: Temperatura de acumulación en el depósito (de 45 a 60°C)
: Temperatura ambiente (20°C)
Un
equivale a
.
3.7.7 Criterios de selección del acumulador
En cuanto al tipo de modelo del acumulador.
-
En lo posible el sistema de acumulación debe tener un intercambiador integrado,
debido a una mejor eficiencia y se reduce el espacio de instalación.
En lo posible contar con intercambiador integrado, ya sea de serpentín (más
adecuado) o de doble envolvente.
Así se tenga sistemas solar con apoyo auxiliar, de debe contar con un
subsistema de acumulación, como es el caso de un acumulador de doble
serpentín.
En cuanto al tipo de material del acumulador.
-
Se recomienda el empleo de equipos vitrificados hasta 500 o 750 litros de
acumulación.
Se recomienda para acumuladores mayores a los anteriores, de acero
inoxidable, pero con la limitación en cuanto a la calidad de agua que se almacene
(no debe ser pH acida o clorada mayor a 100mg/l).
Elegir en lo posible acumuladores en posición vertical, en especial si se trata de
un acumulador que solo almacena agua caliente.
Figura 3. 40 Estratificación del agua dentro de un acumulador
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3.7.8 Aislamiento del acumulador
Es de vital importancia el aislamiento térmico del acumulador debido a que produce
grandes pérdidas de calor en la noche, por lo que se recomienda aislar
térmicamente las conexiones con tuberías, tapas metálicas, para reducir con un
aislamiento adecuado importantes pérdidas.
Se recomienda el aislamiento completo del acumulador, puede ser tanto en la
superficie exterior como la interior.
Figura 3. 41 Pérdidas de calor en un acumulador de 300 litros.
Fuente: Centro español de información del cobre
3.8 Sistema de control
En un sistema termo solar, para obtener mayor eficiencia o en caso de temperatura
excesiva, dependen en gran parte del sistema de control de cada uno de los
circuitos, hasta con un sistema de control se puede prevenir enfermedades como
legionelosis.
El sistema de control debe tener las siguientes características:
-
La instalación solar no debe interferir con el sistema de apoyo y viceversa.
-
Se debe tener prioridad en el sistema solar sobre el sistema de apoyo.
-
La temperatura de entrada del agua fría debe ser lo más baja posible.
-
No debe permanecer el sobrecalentamiento en equipos.
-
Posibilidad de operar en cada uno de los elementos del sistema termo solar.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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-
El control debe cubrir todos los requerimientos siendo lo más simple posible.
3.8.1 Control a las descargas
Da una adecuada evacuación del agua caliente del acumulador para el consumo.
3.8.2 Control de carga
Para una óptima transformación de radiación solar en calor, y transferencia al
sistema de almacenamiento, regula para y arranque del sistema termo solar debe a
temperaturas excesivas.
3.8.2.1 Sistemas con intercambiador de calor interno
Los principales elementos de son control en este tipo de sistemas son:
-
Medidor de radiación solar en el campo de captadores (SR).
-
Sonda de temperatura del fluido caloportador a la salida del campo de captador
(Tc).
-
Sonda de temperatura del fluido caloportador a la entrada del intercambiador del
calor (Tei).
-
Sonda de temperatura en la parte inferior del acumulador solar (por donde entra
el agua de la red) (Tfa).
-
Sonda de temperatura en la parte superior del acumulador solar(al último pero
antes de la conexión del sistema auxiliar) (Tca).
Figura 3. 42 Control en sistema de calor interno.
Fuente: Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares
Térmicos. Diseño e Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR
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En estos sistemas se pueden realizar dos tipos de control:
-
En función de la temperatura diferencial entre la salida del campo de
captadores y la parte más fría del sistema de acumulación
Se activará una bomba de circulación cuando la diferencia de temperatura entre Tc y
Tfa supere un valor determinado, se puede realizar con termostatos diferenciales.
Para evitar arranque y paradas innecesarios delas bombas se debe establecer un
tiempo mínimo de funcionamiento.
Variable
Valor estimado
Mínimo
Máximo
Diferencia de temperatura a la conexión
5°C
10°C
Diferencia de temperatura a la desconexión
3°C
5°C
Tiempo de conexión mínimo para la bomba.
5 mín.
7 mín.
Tabla 3. 3 Valores típicos de operación sistemas de control.
Fuente: José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado al CTE y al
nuevo RITE)
Este sistema de control está limitado cuando las tuberías son demasiadas largas o
están en el exterior de edificios.
Por lo tanto se recomienda la instalación de una Válvula de tres vías, que hará las
veces de un by-pass, que consta con un servomotor que funciona en función de la
diferencia de temperatura entre Tei y Tfa. Con ello cuando se encuentra en reposo o
la diferencia de temperatura es muy pequeña, la válvula funciona como un by-pass
hasta encontrar que Tei es mayor a Tfa.
Si el sensor capta un exceso de temperatura en la parte superior del acumulador, se
debe parar el proceso. Para que la bomba de circulación no se encienda de manera
innecesaria por las noches se coloca un temporizador inhabilitándola por las noches.
-
En función de la sonda de radiación y la diferencia de temperatura entre el
fluido de trabajo en la entrada del intercambiador y la parte más fría del
sistema de acumulación
Este sistema es similar al anterior con la deferencia que en vez de la sonda de
temperatura de los captadores, se coloca un medidor de radiación solar (E),
funcionado las bombas debido a la diferencia entre Tei y Tfa.
En esta configuración pueden darse arranques (soleado) o paradas (nubes espesas)
demasiados rápidos si solo se toma el criterio del medidor de radiación, por ello,
debe considerarse también la diferencia de temperatura entre Tei y Tfa.
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Se puede incorporar también una Válvula de tres vías para que funcione con bypass, y si el sensor capta un exceso de temperatura en la parte superior del
acumulador se debe parar el proceso, como se describió en el caso anterior.
3.8.2.2 Sistemas con intercambiador de calor externo
En este tipo de sistemas al igual que en las configuraciones para sistemas con
intercambiador de calor interno, se debe también regular el aporte térmico del
circuito secundario mediante arranque o parada de una bomba de circulación en el
circuito secundario.
Esta configuración presenta la ventaja que en días frio o de heladas se puede
transferir el calor del secundario al primario si se trabaja con una sonda de
colectores envés de una sonda de radiación.
El funcionamiento normal de este sistema la bomba del circuito primario como la del
circuito secundario deben estar conectadas, desconectándose cuando exista una
diferencia de temperatura mínima entre la salida del campo de captadores y la parte
más fría del sistema de acumulación.
Cuando se trate de un sistema en el cual hay varios acumuladores, la parte más fría
de los acumuladores es por donde entra el agua de la red, y la parte más caliente es
de los mismos, en donde va directo al consumo o donde se une con el sistema de
apoyo.
Figura 3. 43 Control en sistema de calor externo.
Fuente: Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares
Térmicos. Diseño e Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR
3.8.2.3 Control de instalaciones solares a caudal variable
Se conoce que en general los sistemas de termo solares son de caudal fijo, pero
cuando se necesita mayor temperatura en el fluido caloportador, se varía el caudal
por medio de una bomba (intercambiador interno) o bombas (intercambiador
externo, simultáneamente a ambas).
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Con ello se consigue la reducción de utilización del sistema de apoyo auxiliar.
3.8.3 Condiciones que debe cumplir el sistema de control.
-
Se debe incluir el esquema del sistema eléctrico y de control, según RITE.
-
Las bombas de circulación no deben encender con diferencias de temperaturas
inferiores a 2°C, y deben evitarse paradas en diferencias de temperaturas
mayores a 7°C, según el Pliego de Condicione Técnicas del Instituto para la
Diversificación y Ahorro de la Energía.
-
El salto térmico o la diferencia de temperatura en el control diferencial para la
parada y arranque del sistema debe ser superior a los 2°C.
-
El A.C.S. a consumir no debe ser mayor a los 45°C, para evitar quemaduras, por
ello también se debe contar con un sistema de mezcla de agua en el punto de
consumo.
Las temperaturas máximas logradas en la instalación, no deben afectar al
consumo y a los materiales utilizados en el sistema.
-
Si debe contar con sistemas antihielo que se activen cuando el fluido
caloportador sea inferior a los3°C.
-
El sistema de control debe estar dispuesto a trabajar en temperaturas desde 10°C hasta los 50°C.
-
El tiempo mínimo de fallo del sistema de control debe ser mayor a las 7000horas.
3.8.4 Equipos de medida
3.8.4.1 Medida de temperatura
Figura 3. 44 Elementos de medición de temperatura
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Sensores o sondas de temperatura.
Por medio de estos equipos se obtiene la lectura diferencial de temperatura entre
dos puntos.
Las sondas deben estar situadas a una distancia máxima de 5 cm del fluido que se
pretende medir y en contracorriente al fluido, en lugares donde haya turbulencia,
deben ser de preferencia de inmersión, pueden variar hasta 1°C.
3.8.4.2 Medida de Caudal
Se recomiendan los siguientes equipos:
-
Medidores de flujo magnético.
Turbinas.
Medidores de flujo de desplazamiento positivo o procedimientos gravimétricos.
Cualquiera de estos equipos deben tener una precisión igual o superior al 3%.
El medidor de ser posible debe ser colocado en la entrada del agua fría de red en el
acumulador.
Dentro de un proyecto o diseño el fabricante debe facilitar los siguientes datos:
-
Temperaturas máximas del fluido.
-
Calibre del contador.
-
Indicación mínima de la esfera.
-
Presión máxima de trabajo.
-
Caudales:
En servicio continuo.
Máximo, durante algunos minutos.
Mínimo, con precisión del 5%.
De arranque.
-
Capacidad máxima de totalización.
-
Dimensiones.
-
Diámetro y tipo de conexiones.
-
Pérdida de carga en función del caudal.
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3.9 Seguridad, higiene y mantenimiento
3.9.1 Seguridad
Las instalaciones deben cumplir con ciertas normas tales como EN 12975, EN
12746, la ISO 9806.
Se recomienda la implantación de una válvula de seguridad cada dos válvulas de
corte, también dispuestas en la entrada y salida del banco de captadores. Los
materiales utilizados en la válvula de seguridad deben aguantar la corrosión y deben
tener sus conductos de escape un diámetro adecuado. Se debe contar con un vaso
de expansión en el circuito primario dimensionado adecuadamente. Para evitar el
sobrecalentamiento en la instalación térmica cuando esta parada, el Pliego de
Condiciones Técnicas de la IADA, recomienda que ningún mes exceda un 110% de
la energía necesaria y en 100% en no más de tres meses seguidos.
Se puede aplicar una lona reflectante a parte del campo de colectores, para evitar el
sobrecalentamiento, adecuando para un consumo programado.
Otra forma de evitar el calor excesivo puede ser ocupando el calor en otro tipo de
aplicación como en calentamiento de piscinas, refrigeración, etc.
3.9.2 Higiene
Cuando el agua calentada es almacena da por períodos mayores a un día, y el
rango de temperatura esta entre los 30 a 50 °C, en las cuales se encuentren los
índices más altos de reproducción de bacterias, entre ellos se debe presentar
especial atención a la legionella (Legionella pneumophilla), observada por primera
vez en 1976 entre los legionarios norteamericanos), la cual es una bacteria presente
en pequeñas cantidades por toda el agua y se reproduce velozmente a temperaturas
de 35°C.
Al estar en la ducha se puede inhalar gotas diminutas de agua a los pulmones en
donde dicha bacteria ataca y se presenta parecida a una pulmonía, afectando más
a enfermos y ancianos
No se consideran medidas especiales en instalaciones pequeñas, se consideran
como instalaciones grandes a las que el sistema de acumulación es mayor a 400
litros, o el volumen en las tuberías desde el acumulador hasta el punto de consumo
más alejado es mayor a tres litros.
El acumulador del cual se dará agua caliente para el consumo debe tener una
temperatura mínima de 60°C para obtener una llamada desinfección térmica
Las horas más propicias para la desinfección térmica se encuentran en la tarde (16
pm) debido a que en estas horas el consumo suele ser menor.
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Se cumplen normas como ISO 100-030-94 para prevenir la legionelosis, criterios
higiénicos-sanitarios establecidas por el Real Decreto 865/2003 en España.
3.9.3 Mantenimiento
Mantenimiento realiza por el usuario mensualmente
-
Revisar la presión del circuito.
Revisión visual del funcionamiento de elementos de medida.
Purgar el sistema.
Limpieza de la superficie de captación.
Mantenimiento realizado cada año por personal autorizado
-
Revisar el estado del fluido caloportador.
Revisar presión y llenado del circuito.
Revisión de la presión del vaso de expansión.
Calibración del sistema de control.
Inspección visual tuberías, aislamiento, bombas, captador, en general de toda la
instalación.
3.10 Rendimiento energético de los colectores termo solares
Todo panel termo solar basa su funcionamiento en la transferencia de energía. En
primer lugar, la captación de la radiación solar calienta la superficie útil del panel;
este calor se transfiere al contenido líquido del circuito primario del sistema que
finalmente será el encargado de realizar un intercambio de energía térmica y obtener
agua caliente en el circuito secundario.
Todo este proceso de trabajo genera un una sumatoria total de pérdidas en el
sistema, por lo cual es necesario conocer los parámetros de los módulos con sus
valores típicos de rendimiento y pérdidas, con el fin de obtener un diseño preciso.
3.10.1 Cantidad de energía útil obtenida en un panel
La energía útil obtenida de un panel solar, la representamos mediante la siguiente
ecuación:
(Ecuación 3. 8)
Donde:
: Energía útil extraída (Joule)
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: Factor de eficacia del intercambiador de calor entre el fluido y la placa del
panel.
: Superficie útil del colector solar ( ).
: Irradiación solar (
: Coeficiente de transmitancia de la cubierta transparente del panel (vidrio o
plástico).
: Absorbancia de la placa colectora.
: Coeficiente global de pérdidas (
.
: Temperatura de entrada del fluido colector. Es la temperatura del agua de
la red en caso que ésta sea la componente del circuito primario (°C).
: Temperatura ambiente (°C).
: Tiempo (segundos).
La energía útil extraída es la energía procedente del sol que incide sobre la
superficie del panel solar, restando las pérdidas en el mismo.
El rendimiento de un colector solar se define como el cociente entre la energía útil y
la energía captada.
3.10.2 Recta de rendimiento energético de un colector solar plano
En la realidad, los valores de F y de U son prácticamente constantes durante todo el
tiempo. Por tanto, a partir de este hecho, al representar el rendimiento de un panel
solar se obtiene una recta en el cual su rendimiento es:
(Ecuación 3. 9)
La pendiente de esta recta
(siempre negativa) coincide con el valor de
mientras que la ordenada en el origen es igual a
. Estos valores son de gran
utilidad en el diseño y dimensionamiento de un sistema termo solar, los cuales serán
analizados más adelante.
Generalmente, los catálogos de especificaciones presentan esta gráfica
considerando la temperatura media entre la temperatura de entrada del fluido, y la
temperatura de salida.
Gráfica 3. 3 Recta de rendimiento energético de un colector solar plano
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Esta recta varía según sea el caudal másico del fluido contenido en el colector solar.
Por tanto se debe considerar el siguiente factor de corrección:
(Ecuación 3. 10)
Donde:
: Caudal másico por unidad de superficie (
). Para el agua, este
valor es de 0,012
.
: Calor específico del fluido (
. Para el agua, este valor es de 4187
.
: Ángulo de la pendiente de la recta de rendimiento. (Siempre negativo).
Este valor de “k” siempre será menor a 1. Por tanto finalmente los parámetros útiles
para el dimensionado de un sistema termo solar resultan:
(Ecuación 3. 11)
(Ecuación 3. 12)
La utilización de estos factores serán presentados en el método de evaluación en
desempeño denominado F-CHART.
3.10.3 Parámetros de rendimiento-pérdidas lineal y cuadrático en paneles
solares
Es habitual que en los catálogos de especificaciones de colectores termo solares el
fabricante entregue datos del factor de ganancia “ ” (o factor óptico), y los factores
de pérdidas lineal y cuadrático “ ” y “ ”” expresados en
y
respectivamente.
Sin embargo estos valores cuadráticos se deben convertir a 2 parámetros “ ” y “ ”,
los cuales son los factores de ganancia y pérdidas de la ecuación lineal de
rendimiento del colector.
(Ecuación 3. 13)
(Ecuación 3. 14)
A manera de ejemplo, se analiza los siguientes datos ofrecidos por el fabricante:
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Como se observa, el factor de ganancia
factor de pérdidas lineal y el término
ecuaciones 3.13 y 3.14, tenemos:
coincide con el parámetro
, pero
no es el mismo; desarrollando las
3.11 Método de evaluación F-CHART
El método F-CHART representa la metodología más prestigiosa para evaluar el
comportamiento de los colectores solares y su desempeño de trabajo a largo plazo.
Fue desarrollado en el año de 1973 por los profesores Klein, Beckman y Duffie para
el cálculo de la cobertura de un sistema termo solar. Hasta la fecha se considera a
sus predicciones como las de más alta fiabilidad. La Universidad de Colorado
(U.S.A.) realizó pruebas mediante el seguimiento de un sistema real y comparó sus
resultados con los predichos por Klein en su método, encontrando un error máximo
del 5%. 16
Su sistema de cálculo se basa en datos mensuales/anuales y relaciona la superficie
de los colectores de sol con sus denominadas “curvas f”. Éstas gráficas indican el
aporte solar de la demanda total de energía. Por ejemplo, una curva de valor 0,7
nos garantiza el 70% de suministro, para ser compensado el 30% restante con algún
sistema de energía auxiliar.
A continuación se presenta el desarrollo del método F-CHART simplificado, debido a
que la obtención de uno de los parámetros de cálculo ( ´) necesita alrededor de 20
pasos en el desarrollo; y su resultado no afecta de manera considerable en el
proyecto, además que su valor se lo puede estimar sin mayor problema.
-
En una instalación de energía termo solar, se cumple la siguiente relación:
(Ecuación 3. 15)
En donde:
: Aporte de energía solar.
: Consumo total de energía.
: Aporte de energía auxiliar.
-
Mediante esta relación se obtiene el porcentaje exclusivo de energía solar:
16
HABERL Jeff S. Ph.D. (2004), CHO P.E. Soolyeon, “LITERATURE REVIEW OF UNCERTAINTY
OF ANALYSIS METHODS (F-Chart Program)”
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 140
Universidad de Cuenca
(Ecuación 3. 16)
Siendo
-
el consumo exclusivo de energía solar.
El valor de “L”, la energía demandada en agua caliente sanitaria es un dato inicial
en el diseño del proyecto. Generalmente es estimada según los hábitos de
consumo y estadísticas a través de los tiempos.
(Ecuación 3. 17)
Donde:
: Consumo mensual (Joules).
: Número de días del mes.
: Número de usuarios.
: Consumo de A.C.S. por usuario y por día (litros).
: Temperatura máxima deseada en el sistema (°C).
: Temperatura del agua de la red (°C). (Generalmente es 1°C mayor a la
temperatura ambiente).
: Calor específico del fluido (J/Kg°C). El agua tiene un valor de 4187
J/Kg°C.
: Densidad del fluido (Kg/lt). El agua tiene un valor 1 Kg/lt.
: Es el máximo consumo por mes. En el caso de ser el 100% se debe
multiplicar por 1.
-
El valor de “Q” es una función más compleja; pero se la puede relacionar de la
siguiente manera:
(Ecuación 3. 18)
(Ecuación 3. 19)
Donde:
: Relación entre las pérdidas energéticas del colector y el consumo total del
mes. Este valor se encuentra entre 0 y 18.
: Relación entre la energía absorbida por el colector (ganancia) y el consumo
total del mes. Este valor se encuentra entre 0 y 3.
: Superficie útil del panel solar ( )
: Factor de eficacia del colector
: Pérdidas del colector (
: Factor de eficacia del intercambiador de calor. Si se desconoce
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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Universidad de Cuenca
: Temperatura máxima deseada en el sistema.
: Temperatura ambiente.
: Número de segundos existentes en un mes.
: Valor de la media mensual de radiación (
).
: Número de días del mes.
: Factor de corrección al utilizar un almacenamiento diferente de 75
: Producto entre la transmitancia y absorbancia media mensual del panel.
-
La “curva f” que determina el porcentaje de aportación solar en el sistema se la
determina mediante estos valores X e Y. Este valor también es posible
determinarlo matemáticamente.
Gráfica 3. 4 “Curva f” que determina el porcentaje de aportación solar en el sistema
Fuente: Jaume Riboti Martín (2001), Curso de Energía Solar. Barcelona
-
Para facilitar los cálculos matemáticos o el proceso para la programación de
software, las ecuaciones 3.18 y 3.19 las podemos modificar de tal manera que
las representamos de la siguiente manera:
(Ecuación 3. 20)
(Ecuación 3. 21)
Al parámetro “S” le damos el valor de 1
para obtener como resultado
e
con el fin de poder multiplicar arbitrariamente la superficie total de los
captadores seleccionados de forma al azar para determinar de una manera más
adecuada los resultados de Y, X, y por consiguiente la “curva f” con el objetivo de
encontrar el mayor aporte de energía solar al sistema.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 142
Universidad de Cuenca
Recordar que los valores de
y
se los obtiene a partir de la curva de
rendimiento de los colectores de sol. El valor de ( ´) se lo encuentra mediante un
procedimiento muy extenso, el cual no influye de manera representativa en el
resultado final. Es por ello que lo estimamos mediante la aproximación del cociente
entre
. Este valor se indica en la siguiente tabla:
MES
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
0
Cubiertas
0,99
0,99
0,98
0,96
0,95
0,94
0,95
0,95
0,97
0,98
0,99
0,99
1
Cubiertas
0,96
0,96
0,95
0,93
0,92
0,91
0,92
0,92
0,94
0,95
0,96
0,96
2
Cubiertas
0,94
0,94
0,93
0,91
0,9
0,89
0,9
0,9
0,92
0,93
0,94
0,94
Tabla 3. 4 Valores de
para 0-1-2 cubiertas de plástico o vidrio en zonas templatas de la
Tierra
Fuente: Jaume Riboti Martín (2001), Curso de Energía Solar. Barcelona
-
En las ecuaciones 3.20 y 3.21 se debe multiplicar por un factor de corrección
“k1”, ya que el consumo no es uniforme durante las 24 horas del día. Este gasto
se adapta a una gráfica estándar equivalente matemáticamente a:
(Ecuación 3. 22)
-
Finalmente, con todos los resultados previamente calculados y obtenidos los
valores de
y
; multiplicamos por diversas superficies útiles de
captación para determinar el valor de la “curva f” y obtener la aportación mensual
de energía solar al sistema. El valor de la “curva f” se la puede determinar
matemáticamente mediante la siguiente relación:
(Ecuación 3. 23)
3.12 Datos climatológicos en la República del Ecuador
Al analizar la metodología de evaluación F-CHART se ha podido observar que para
realizar un diseño de A.C.S. mediante energía termo solar es necesario disponer de
datos climatológicos de la zona de estudio:
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 143
Universidad de Cuenca
-
Radiación solar.- Los datos de radiación solar para el Ecuador se indica en la
tabla correspondiente al ANEXO 1, sin embargo, los datos indicados se
encuentran en (
y los datos necesarios para la evaluación mediante FCHART requiere que estos valores se expresen en
.
-
Temperatura media del ambiente.- Este dato es de gran importancia, ya que
mientras más bajo sea su valor, el salto térmico para alcanzar la temperatura
deseada de A.C.S. debe ser más alto, y por tanto se requerirá una mayor
cantidad de energía. Al igual que los valores de radiación solar, y como es lógico,
los valores de temperatura varían en nuestro país según sea la ubicación
geográfica de la zona y altura sobre nivel del mar.
Figura 3. 45 Distribución anual de temperatura media en el territorio ecuatoriano
Fuente: Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología INAMHI
La base de datos histórica de temperatura media en la ciudad de Cuenca se
indica en el ANEXO 4.
Los valores de temperatura media histórica para diferentes zonas del Ecuador se
pueden encontrar gratuitamente en los “Anuarios Meteorológicos” publicados por
el INAMHI en la siguiente dirección:
http://www.inamhi.gov.ec/anuarios/
-
Temperatura media del agua de la red.- Los valores de temperatura inicial del
agua se los estima en relación a la temperatura media del ambiente,
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 144
Universidad de Cuenca
considerando el hecho que la temperatura del fluido en la red pública
aproximadamente siempre 1 °C mayor.17
es
3.13 Demanda de agua potable en el Ecuador y estimación de A.C.S.
Igual que en el consumo eléctrico, la demanda de agua potable sufre variaciones
entre los usuarios, dependiendo de su cultura, hábitos de consumo, necesidades,
actividades rutinarias, etc.
En la ciudad de Cuenca no existe análisis totalmente estricto con una base de datos
histórica y tendencia futura de consumo de esta necesidad. Los estudios
generalmente han demostrado que los porcentajes de demanda para cada actividad
se mantienen teóricamente estables; la variación fuerte se presenta en la dotación
total de agua destinada para las diferentes zonas climáticas.
DOTACION ESTIMADA DE AGUA POR DIA Y POR
HABITANTE
Región
Zona Urbana
Zona Rural
Cuenca (Sierra)
180 lt
50 lt
Costa
250 lt
70 lt
Oriente
250 lt
70 lt
Tabla 3. 5 Dotación estimada en litros de agua potable por día y por habitante
Fuente: ETAPA
Como regla general, la demanda de agua potable incrementa conforme la
temperatura media del ambiente sea mayor.
La distribución sectorial de consumo en una vivienda unifamiliar en promedio tiene el
siguiente comportamiento por habitante:
Gráfica 3. 5 Distribución sectorial promedio de consumo diario por usuario en una vivienda
unifamiliar
Fuente: Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE)
17
ETAPA
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 145
Universidad de Cuenca
Partiendo de este análisis se puede determinar los valores de consumo de agua
caliente sanitaria por habitante.
La normativa del Plan Solar de Castilla y León determina que para un diseño, los
consumos unitarios máximos de A.C.S. serán los siguientes:
Tipología de Usuario
Lt/día
Viviendas unifamiliares
40 por persona
Viviendas multifamiliares
30 por persona
Hospitales
80 por cama
Hotel ****
100 por cama
Hotel ***
80 por cama
Hotel/Hostal **
60 por cama
Hostal/Pensión *
50 por cama
Residencia (ancianos/estudiantes)
80 por cama
Vestuarios/Duchas colectivas
20 por servicio
Tabla 3. 6 Consumos unitarios estimados de A.C.S.
Fuente: Energía Solar Térmica. Manual del Proyectista. Junta de Castilla y León
3.14 Análisis comparativo entre la metodología de estimación F-CHART y el
programa computacional Censol 5.0
En la actualidad existen varias metodologías de predicción sobre el comportamiento
de trabajo de los módulos termo solares y por tanto existen varios programas
computaciones dedicados a estimar sus resultados.
Sin embargo la mayoría de programaciones desarrolladas son exclusivas para
evaluar la factibilidad en países europeos y casi todos dedicados exclusivamente a
España, por ejemplo “CalSolar de Saunier Duval”, o “Roca Solar”, entre otros. Por
tanto, lamentablemente no se pueden utilizar estas herramientas para comprobar
resultados de diseños en Ecuador.
A su vez, se ha podido verificar que gran cantidad de herramientas computacionales
disponibles en el mercado basan su funcionamiento en el sistema F-CHART
agregando alguna modificación o parámetro a sus cálculos, es por ello que, el
análisis comparativo de resultados se lo realizará únicamente entre la metodología
descrita en el punto 3.11 y la estimación presentada por Censol 5.0.
En primer lugar realizaremos una comparación respecto a la metodología de
estimación y los datos de entrada necesarios para el cálculo.
Las condiciones iniciales de cálculo serán exactamente las mismas para los dos
modelos:
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 146
Universidad de Cuenca
Tipología de usuario
Número de usuarios
Demanda de A.C.S. por usuario
Temperatura de A.C.S.
Consumo máximo por mes
Parámetro lineal "m"
Parámetro lineal "b"
superficie útil
Vivienda Unifamiliar
4
40 lt.
50 °C
100%
4,8
0,9
2,01
Tabla 3. 7 Condiciones iniciales hipotéticas para comparar resultados entre F-Chart y Censol
Fuente: Propia
Sistema de
cálculo
Metodología de
estimación
F-CHART
F-CHART
Censol 5.0
Balance
energético
Datos de entrada para el cálculo
Número de usuarios
Demanda por usuario y por día
Temperatura de A.C.S.
Consumo máximo por mes (%)
Radiación solar media mensual
Temperatura de ambiente media mensual
Temperatura de agua en la red
Parámetro lineal "m" de los captadores
Parámetro lineal "b" de los captadores
Número de cubiertas transparentes en el panel
superficie útil del captador
Calor específico del fluido
Densidad del fluido
Eficiencia del intercambiador de calor
Ubicación geográfica
Temperatura de agua en la red
Pérdidas globales
Demanda por usuario y por día
Consumo máximo por mes (%)
Radiación solar media mensual
Temperatura de ambiente media mensual
Parámetro de corrección por atmósfera y por incidencia de
radiación en paneles inclinados
Parámetro lineal "m" de los captadores
Parámetro lineal "b" de los captadores
Parámetro cuadrático "n0" de los captadores
Parámetro cuadrático "a1" de los captadores
Parámetro cuadrático "a2" de los captadores
Orientación e inclinación de los captadores
Temperatura de A.C.S.
Tabla 3. 8 Cuadro comparativo entre la metodología de estimación F-CHART y el programa
computacional Censol 5.0
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 147
Universidad de Cuenca
Como era de esperar, los resultados obtenidos difieren uno del otro debido a que el
sistema de cálculo es distinto y los dos métodos exigen diferentes parámetros de
corrección. Pero a su vez, esta diferencia no supera el 5% en el mes de máxima
diferencia.
En la siguiente gráfica se puede apreciar el resultado de la estimación mediante la
metodología F-CHART y el programa computacional de Censol.
Gráfica 3. 6 Comparativa del aporte de Energía Solar mediante estimación F-CHART y Censol
a iguales condiciones de trabajo
Fuente: Propia
Demanda anual (MJ)
Ahorro de energía auxiliar (MJ)
Aporte solar (%)
F-CHART
8000
6349
79,36%
CENSOL
8014
6492
81%
Tabla 3. 9 Comparativa de resultados entre F-CHART y Censol
Fuente: Propia
3.14.1 Conclusiones de la evaluación
Los dos sistemas de cálculo son altamente fiables y reconocidos a nivel mundial. Sin
embargo el programa computacional Censol presenta limitaciones para el diseño en
ciertos lugares del planeta debido a la falta de información de los parámetros de
corrección por inclinación óptima y factores de corrección por atmósfera.
La comparación de ambas metodologías tuvo que ser evaluada para una misma
localidad de España, en donde existen a disposición todos los datos necesarios para
obtener un resultado confiable.
Como ya se ha comprobado la factibilidad de ambos métodos, para los cálculos
técnicos de factibilidad de energía termo solar en Ecuador se asumirán los
resultados de las estimaciones F-CHART en todos los cálculos que se presenten de
aquí en adelante.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 148
Universidad de Cuenca
3.15 Análisis Técnico de Paneles Termo Solares
En el ANEXO 5 se presenta una lista detallada de varios paneles; los cuales indican
los parámetros necesarios para el diseño de sistemas de A.C.S.
Como se puede apreciar, no necesariamente los paneles de tubo al vacío presentan
mejores características que las unidades planas o de termosifón. Ya que su
rendimiento depende constantemente de su calidad, fabricante, superficie útil,
tecnologías de construcción y porcentaje de pérdidas.
Para analizar la operación de trabajo de distintos paneles, se hará un diseño solar
de A.C.S. para una vivienda unifamiliar, con los siguientes datos de partida:
Ubicación geográfica
Temperatura media de ambiente
Tipología de usuario
Número de usuarios
Demanda diaria de A.C.S. por usuario
Temperatura de A.C.S.
Consumo máximo por mes
Panel Solar
Cuenca-Ecuador
Datos de Cuenca
Vivienda Unifamiliar
4
40 lt.
60 °C
100%
Varios
Superficie de captación
La S. útil de cada panel
Tabla 3. 10 Condiciones iniciales para diseño solar de A.C.S. en la ciudad de Cuenca-Ecuador
La estimación de resultados se presenta en la siguiente tabla:
Marca del panel
Chromagen
Buderus
Unisolar
Ergasol
Baxi
Roca
Solaris
Modelo
CR10 ALDP8
LOGASOL
SK 4.0 S
UNISOL
TS300
200L
AR30
E12
Tipo
Plano
Plano
Termosifón
Termosifón
n
a1
a2
S( )
Demanda total
anual (MJ)
Cobertura Solar
anual (MJ)
Cobertura Auxiliar
anual (MJ)
Aporte solar anual
0,706
5,047
0,017
2,17
0,848
4,021
0,0108
2,1
0,77
3,566
0,024
1,9
0,725
6,222
0,043
1,9
Tubo de
vacío
0,832
1,14
0,014
2,4
Tubo de
vacío
0,57
2,226
0,011
1,1
10432
10432
10432
10432
10432
10432
5367
6451
5395
4603
7341
2601
5065
3981
5037
5829
3092
7831
51,45%
61,84%
51,72%
44,12%
70,36%
24,94%
Tabla 3. 11 Resultados del análisis técnico de paneles termo solares en iguales condiciones
de trabajo para la ciudad de Cuenca
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 149
Universidad de Cuenca
Gráfica 3. 7 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Cuenca al
permanecer constante la demanda de consumo y su temperatura
Fuente: Propia
Como es de conocimiento, el consumo de energía depende de las exigencias de la
demanda por parte de los usuarios. Estos datos de partida son de gran importancia,
ya que variaciones simples como consumo de A.C.S. o temperatura de la misma
representan modificaciones considerables al sistema en la aportación energética
solar.
Mediante el mismo sistema que se manejó en el análisis de los colectores,
analizaremos la aportación solar anual del panel del tipo tubo de vacío BAXI ROCA
AR30.
Panel Solar Baxi Roca AR30
Número de usuarios
4
4
Temperatura de A.C.S.
55 °C
55 °C
Demanda diaria de A.C.S. por usuario
40 lt.
37 lt.
Demanda total anual (MJ)
9212
8521
Aporte solar anual
78,12% 82,51%
4
55 °C
34 lt.
7830
87,35%
4
55 °C
30 lt.
6909
94,58%
Tabla 3. 12 Aporte Solar anual en la ciudad de Cuenca, al variar la demanda de consumo,
manteniendo constante la temperatura de A.C.S. y el modelo de panel termo solar
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 150
Universidad de Cuenca
Gráfica 3. 8 Aporte Solar anual en la ciudad de Cuenca, al variar la demanda de consumo,
manteniendo constante la temperatura de A.C.S. y el modelo de panel termo solar
Fuente: Propia
Panel Solar Baxi Roca AR30
Número de usuarios
4
4
Demanda diaria de A.C.S. por usuario
40 lt.
40 lt.
Temperatura de A.C.S.
60 °C
55 °C
Demanda total anual anual (MJ)
10432
9212
Aporte solar anual
70,36% 78,12%
4
40 lt.
50 °C
7991
87,34%
4
40 lt.
45 °C
6771
98,36%
Tabla 3. 13 Aporte Solar anual en la ciudad de Cuenca, al variar temperatura de A.C.S.,
manteniendo constante la demanda de consumo y el modelo de panel termo solar
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 151
Universidad de Cuenca
Gráfica 3. 9 Aporte Solar anual en la ciudad de Cuenca, al variar temperatura de A.C.S.,
manteniendo constante la demanda de consumo y el modelo de panel termo solar
Fuente: Propia
Finalmente, se puede estimar cual será el aporte energético solar por cada mes del
año.
En una vivienda unifamiliar conformada por 4 miembros que demanden un consumo
máximo de 40 litros diarios de A.C.S. a una temperatura de 55°C en la ciudad de
Cuenca, el global energético se comporta de la siguiente manera:
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 152
Universidad de Cuenca
MES
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
AÑO
MES
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
AÑO
Demanda Total (MJ) Cobertura Solar (MJ)
767
628
698
569
775
622
754
564
782
575
770
517
809
577
802
594
764
583
775
645
746
656
767
668
9212
7197
Aporte E. Solar (%)
81,88
81,42
80,22
74,72
73,52
67,13
71,32
74,04
76,22
83,22
87,82
87,07
78,12%
Cobertura Auxiliar (MJ)
139
130
153
191
207
253
232
208
182
130
91
99
2015
Aporte E. Auxiliar (%)
18,12
18,58
19,78
25,28
26,48
32,87
28,68
25,96
23,78
16,78
12,18
12,93
21,88%
Tabla 3. 14 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Cuenca
para una vivienda unifamiliar
Fuente: Propia
Gráfica 3. 10 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Cuenca
para una vivienda unifamiliar
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 153
Universidad de Cuenca
3.16 Análisis del potencial termo solar en el Ecuador
Con el fin de dar una evaluación de la capacidad energética solar que presenta
nuestro país para abastecer los sistemas de A.C.S. en viviendas unifamiliares, si
analiza diversos diseños en las localidades de máxima y mínima radiación solar de
las 4 regiones naturales del Ecuador.
El análisis de cada zona referencial se encuentra a detalle en el capítulo 2.
Los datos de la demanda de consumo de A.C.S. y su temperatura son los mismos
para todos los casos:
-
4 Miembros familiares.
40 litros de A.C.S. diaria por usuario.
55°C de temperatura del A.C.S.
1 panel solar de tubo de vacío Baxi Roca AR30
3.16.1 Región Costa
Localidad de máxima radiación solar útil: Manta.
Localidad de mínima radiación solar útil: Salinas-La Puntilla.
Demanda
MES Total (MJ)
MANTA
Cobertura
Solar (MJ)
Cobertura
Auxiliar (MJ)
MES
SALINAS -LA PUNTILLA
Demanda Cobertura
Cobertura
Total (MJ) Solar (MJ) Auxiliar (MJ)
Ene
493
515
0
Ene
545
520
25
Feb
442
471
0
Feb
476
524
0
Mar
487
540
0
Mar
520
556
0
Abr
461
512
0
Abr
598
619
0
May
506
519
0
May
541
535
6
Jun
524
471
52
Jun
536
458
78
Jul
554
522
32
Jul
543
368
175
Ago
543
520
23
Ago
547
375
172
Sep
530
517
13
Sep
520
389
130
Oct
537
504
33
Oct
551
383
168
Nov
534
517
17
Nov
532
422
110
Dic
549
550
0
Dic
549
561
0
AÑO
6160
5991
169
AÑO
6459
5594
865
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 154
Universidad de Cuenca
MES
MANTA
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
MES
SALINAS-LA PUNTILLA
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
Ene
104,43
0
Ene
95,4
4,6
Feb
106,58
0
Feb
110,2
0
Mar
110,8
0
Mar
106,92
0
Abr
111,04
0
Abr
103,46
0
May
102,56
0
May
98,91
1,09
Jun
90,03
9,97
Jun
85,46
14,54
Jul
94,23
5,77
Jul
67,8
32,2
Ago
95,79
4,21
Ago
68,55
31,45
Sep
97,62
2,38
Sep
74,89
25,11
Oct
93,83
6,17
Oct
69,5
30,5
Nov
96,89
3,11
Nov
79,33
20,67
Dic
100,05
0
Dic
102,06
0
AÑO
99,97
2,75
AÑO
88,42
13,39
Tabla 3. 15 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en las zonas de máxima y
mínima radiación solar de la región Costa
Fuente: Propia
Gráfica 3. 11 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Manta
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 155
Universidad de Cuenca
Gráfica 3. 12 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Salinas
Fuente: Propia
3.16.2 Región Sierra
Localidad de máxima radiación solar útil: Quito.
Localidad de mínima radiación solar útil: Bucay (Chimborazo).
Demanda
MES Total (MJ)
QUITO
Cobertura
Solar (MJ)
Cobertura
Auxiliar (MJ)
MES
Demanda
Total (MJ)
BUCAY
Cobertura
Solar (MJ)
Cobertura
Auxiliar (MJ)
Ene
817
679
138
Ene
639
450
188
Feb
728
581
147
Feb
573
423
150
Mar
819
656
163
Mar
632
503
129
Abr
789
597
191
Abr
602
451
151
May
798
640
158
May
630
442
188
Jun
780
602
178
Jun
624
375
249
Jul
786
705
81
Jul
657
443
214
Ago
784
699
85
Ago
647
467
180
Sep
762
633
129
Sep
630
436
194
Oct
802
700
102
Oct
641
469
172
Nov
793
677
116
Nov
634
457
177
Dic
811
697
114
Dic
653
475
178
AÑO
9469
7867
1602
AÑO
7562
5392
2170
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 156
Universidad de Cuenca
MES
QUITO
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
MES
BUCAY (CHIMBORAZO)
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
Ene
83,07
16,93
Ene
70,49
29,51
Feb
79,8
20,2
Feb
73,86
26,14
Mar
80,11
19,89
Mar
79,62
20,38
Abr
75,75
24,25
Abr
74,93
25,07
May
80,23
19,77
May
70,12
29,88
Jun
77,16
22,84
Jun
60,17
39,83
Jul
89,69
10,31
Jul
67,43
32,57
Ago
89,19
10,81
Ago
72,12
27,88
Sep
83,07
16,93
Sep
69,2
30,8
Oct
87,25
12,75
Oct
73,17
26,83
Nov
85,38
14,62
Nov
72,11
27,89
Dic
85,97
14,03
Dic
72,77
27,23
AÑO
83,08
16,92
AÑO
71,31
28,69
Tabla 3. 16 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en las zonas de máxima y
mínima radiación solar de la región Sierra
Fuente: Propia
Gráfica 3. 13 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Quito
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 157
Universidad de Cuenca
Gráfica 3. 14 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Bucay
Fuente: Propia
3.16.3 Región Oriente
Localidad de máxima radiación solar útil: Nuevo Rocafuerte.
Localidad de mínima radiación solar útil: San Vicente (Napo).
NUEVO ROCAFUERTE
Demanda Cobertura
Cobertura
MES Total (MJ) Solar (MJ)
Auxiliar (MJ)
SAN VICENTE (NAPO)
Demanda Cobertura
Cobertura
Total (MJ) Solar (MJ) Auxiliar (MJ)
MES
Ene
587
585
2
Ene
576
528
48
Feb
515
510
5
Feb
524
526
0
Mar
587
522
65
Mar
574
555
19
Abr
566
484
82
Abr
562
552
10
May
603
511
92
May
601
532
69
Jun
580
461
119
Jun
572
434
138
Jul
603
530
74
Jul
581
459
121
Ago
591
536
55
Ago
622
477
145
Sep
564
554
10
Sep
582
439
143
Oct
570
567
3
Oct
591
499
92
Nov
564
553
11
Nov
568
480
87
Dic
583
562
20
Dic
570
531
39
AÑO
6912
6376
536
AÑO
6923
6011
912
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 158
Universidad de Cuenca
MES
NUEVO ROCAFUERTE
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
MES
SAN VICENTE (NAPO)
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
Ene
99,67
0,33
Ene
91,63
8,37
Feb
99,03
0,97
Feb
100,31
0
Mar
88,98
11,02
Mar
96,67
3,33
Abr
85,53
14,47
Abr
98,18
1,82
May
84,78
15,22
May
88,45
11,55
Jun
79,46
20,54
Jun
75,93
24,07
Jul
87,82
12,18
Jul
79,1
20,9
Ago
90,74
9,26
Ago
76,64
23,36
Sep
98,29
1,71
Sep
75,51
24,49
Oct
99,52
0,48
Oct
84,46
15,54
Nov
98,13
1,87
Nov
84,61
15,39
Dic
96,52
3,48
Dic
93,16
6,84
AÑO
92,25
7,75
AÑO
86,85
13,17
Tabla 3. 17 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en las zonas de máxima y
mínima radiación solar de la región Oriente
Fuente: Propia
Gráfica 3. 15 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Nuevo
Rocafuerte
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 159
Universidad de Cuenca
Fuente: Propia
Gráfica 3. 16 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de San
Vicente (Napo)
Fuente: Propia
3.16.4 Región Insular
Localidad de máxima radiación solar útil: Puerto Baquerizo.
Localidad de mínima radiación solar útil: Santa Cruz.
PUERTO BAQUERIZO
Demanda Cobertura
Cobertura
MES Total (MJ) Solar (MJ)
Auxiliar (MJ)
SANTA CRUZ
Demanda Cobertura
Total (MJ) Solar (MJ)
MES
Ene
587
605
0
Ene
614
593
21
Feb
502
576
0
Feb
532
551
0
Mar
562
681
0
Mar
570
623
0
Abr
572
658
0
Abr
550
602
0
May
581
654
0
May
581
550
31
Jun
590
594
0
Jun
578
504
74
Cobertura
Auxiliar (MJ)
Jul
620
596
24
Jul
620
476
144
Ago
636
600
37
Ago
636
468
169
Sep
608
568
40
Sep
624
480
144
Oct
626
602
24
Oct
647
547
100
Nov
590
588
2
Nov
622
554
68
Dic
595
599
0
Dic
624
548
76
AÑO
7068
6941
127
AÑO
7197
6371
826
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 160
Universidad de Cuenca
MES
PUERTO BAQUERIZO
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
MES
SANTA CRUZ
Aporte E. Solar
Aporte E. Auxiliar
(%)
(%)
Ene
103,06
0
Ene
96,58
3,42
Feb
114,68
0
Feb
103,58
0
Mar
121,25
0
Mar
109,31
0
Abr
115
0
Abr
109,44
0
May
112,74
0
May
94,68
5,32
Jun
100,75
0
Jun
87,28
12,72
Jul
96,16
3,84
Jul
76,83
23,17
Ago
94,2
5,8
Ago
73,48
26,52
Sep
93,37
6,63
Sep
76,92
23,08
Oct
96,21
3,79
Oct
84,56
15,44
Nov
99,66
0,34
Nov
89
11
Dic
100,74
0
Dic
87,78
12,22
AÑO
103,58
1,79
AÑO
90,24
11,48
Tabla 3. 18 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en las zonas de máxima y
mínima radiación solar de la región Insular
Fuente: Propia
Gráfica 3. 17 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Puerto
Baquerizo
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 161
Universidad de Cuenca
Fuente: Propia
Gráfica 3. 18 Aporte energético solar y auxiliar a un sistema de A.C.S. en la ciudad de Santa
Cruz
Fuente: Propia
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 162
Universidad de Cuenca
CAPÍTULO 4.
SEGUIMIENTO SOLAR
4.1 Introducción
Un seguidor solar es un dispositivo o elemento en la instalación solar, capaz de
orientar a los paneles de forma que logren la mayor captación de energía, durante
un período de 8-10 horas de presencia de luz natural.
Obtener la posición óptima de captación al considerar la dinámica del Sol respecto a
la Tierra, representa una ganancia entre un 27 y 40% según sea la Latitud
geográfica de la zona de estudio, referido a la máxima captación que puede lograr
un módulo fijo. 18
El costo de un sistema de seguimiento podría representar hasta el 15% del gasto
total de la instalación fotovoltaica, sin embargo frente a una instalación fija, la
producción energética anual que se puede lograr en un sistema de seguimiento de
dos ejes, es como mínimo 25% mayor. 19
4.2 Tipos de seguimiento solar
4.2.1 Seguimiento estático
Es un soporte simple y comúnmente utilizado. Su disposición depende de la Latitud
del lugar para lograr la mayor captación solar posible.
En el caso de instalar en los trópicos, se considera una inclinación igual a la del
lugar pero no inferior de 10 a 15 grados, mirando hacia el sur en el Hemisferio Norte,
y viceversa. 20
El ángulo de inclinación óptimo para sistemas fijos se muestra en la siguiente tabla:
18
http://www.gstriatum.com/energiasolar/blog/2009/07/02/seguidores-solares-de-uno-y-dos-ejes/
José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado al CTE y al nuevo
RITE)
20
Humberto Rodríguez Murcia - Suresh Hurry, PNUD: OLADE: JUNAC, MANUAL DE
ENTRENAMIENTO EN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS PARA ELECTRIFICACIÓN RURAL
19
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 163
Universidad de Cuenca
LATITUD DEL LUGAR EN
GRADOS
ANGULO DE INCLINACION
FIJO
0 a 15°
15°
15 a 25°
la misma latitud
25 a 30°
latitud más 5°
30 a 35°
latitud más 10°
35 a 40°
latitud más 15°
40° o más
latitud más 20°
Tabla 4. 1 Ángulo óptimo para sistemas estáticos según Latitud
Fuente: Sergio Morató Moreno (2006), DISEÑO DE UNA CENTRAL FOTOVOLTAICA DE 100KW,
Cataluña, España
4.2.2 Seguimiento solar en un eje
Realizan una sola rotación ya sea su eje horizontal, vertical u oblicuo. Una rotación
de los módulos de este a oeste es un seguimiento solar sencillo pero su dinámica
se adapta bien a la inclinación o al azimut del Sol.
Los seguidores de un eje horizontal típicamente incrementan la producción entre un
25% - 32 %. 21
Este tipo de seguidor se puede emplear directamente en el suelo, sobre una terraza
o sobre un tejado. Para su implementación se debe considerar el lugar en donde
instalar. En la implementación se debe considerar la distancia entre paneles y
obstáculos presentes en la zona para evitar sombras.
Hasta ahora son la mejor opción para incrementar la ganancia de los módulos
solares de manera sencilla. En estos tipos de seguidores se destacan los siguientes:
En un eje polar.- La superficie gira sobre un eje orientado hacia el sur, con una
inclinación igual a su Latitud, con una velocidad de giro de 15° por hora.
En un eje acimutal.- La superficie gira sobre un eje vertical, el ángulo de la superficie
igual a la Latitud, la velocidad de giro es variable a lo largo del día y del mes del año.
El giro logra que coincida la normal de la superficie con el meridiano local.
En un eje horizontal.- La superficie gira sobre un eje horizontal, está orientado en
dirección norte-sur, el giro que realiza se ajusta de tal manera que la normal de la
superficie se alinee con el meridiano terrestre.
21
http://www.sitiosolar.com/paneles%20fotovoltaicas.htm
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 164
Universidad de Cuenca
4.2.3 Seguimiento solar en dos ejes
Este tipo de sistema abarca dos movimientos del sol, tanto en altitud como en
azimut, obteniendo la mayor captación solar posible debido a que siempre se va a
conseguir una incidencia solar perpendicular hacia los paneles.
Mediante este seguimiento se pude alcanzar un aumento de eficiencia de un 30 al
40%. De acuerdo a su rendimiento se puede realizar un estudio de rentabilidad
considerando el costo que representan el sistema de seguidor y la ganancia que
genera el mismo. 22
En estos tipos de seguidores destacamos los siguientes:
-
Carrusel.- De superficie circular con sus apoyos distribuidos en la misma.
Figura 4. 1 Seguidor solar de doble eje tipo carrusel
Fuente:
http://www.consumer.es/web/es/medio_ambiente/energia_y_ciencia/2008/02/24/174810.php
-
Monoposte.- Cuenta con un único apoyo central.
Figura 4. 2 Seguidor solar de doble eje tipo monoposte
Fuente: http://www.lainesinasolar.com/folletos/caract1-sin45.pdf
22
http://www.sitiosolar.com/paneles%20fotovoltaicas.htm
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 165
Universidad de Cuenca
A manera de ejemplo presentamos una tabla con rendimientos alcanzados según
fabricantes de la marca Feina:
Modelo
Movilidad de
ejes
Eficacia
Ubicación
Resistencia
9 m2
1 eje
Horizontal
0º - 90º
>al 30% de sobre el suelo
media anual sobre el techo
Vientos de
140km/h o 900kg
sobre paneles
9 m2
2 ejes
Vertical –90º a
90º Horizontal
0º a 90º
Hasta el
50% en
verano
sobre el suelo
sobre el techo
Vientos de
140km/h o 900kg
sobre paneles
20 m2
2 ejes
Vertical –90º a
90º Horizontal
0º a 90º
Hasta el
20% en
invierno
sobre el suelo
sobre el techo
Vientos de
140km/h o 900kg
sobre paneles
Tabla 4. 2 Eficacia de Seguidores solares según fabricantes de la marca Feina
Fuente: http://www.lainesinasolar.com/seguidor.htm
4.3 Mecanismos para el movimiento de seguidores
Figura 4. 3 (a) Detalle de la electrónica de control (b) Detalle del movimiento en eje horizontal
(c) Detalle del movimiento en eje vertical
Fuente: http://www.lainesinasolar.com/seguidor.htm
-
Mecanismos mecánicos.- El seguimiento es por medio de un motor y un sistema
de engranajes.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 166
Universidad de Cuenca
-
Mecanismos con dispositivos de ajuste automático.- Realizado por medio de
sensores, los cuales actúan haciendo mover motores para tener una radiación
perpendicular hacia el panel.
-
Dispositivos sin motor.- Realizan su trabajo mediante dilatación, contrapesos o
evaporación de determinados gases.
4.4 Cálculo matemático del seguimiento solar
Debe considerarse que este cálculo puede ser realizado de acuerdo a criterios de
cada fabricante, se puede utilizar la posibilidad de cálculo trigonométrico, mediante
un reloj en tiempo real, la utilización de un GPS el cual contiene un reloj atómico,
longitud y latitud del lugar; y se puede complementar estos datos con la
programación de un PLC.
En la implementación de un seguidor solar cualquiera que sea, se puede disminuir
su costo de montaje por medio de la utilización de control electrónico o micro
procesado. Esto es evidente cuando existen un gran número de seguidores.
Por medio de la implementación de ecuaciones matemáticas complicadas se puede
lograr obtener un error máximo de 0.0003 grados.
Debido a que nuestra instalación es orientada a un diseño para una instalación en
vivienda unifamiliar sin propósito de venta de energía; realizaremos los cálculos
matemáticos con expresiones simples, teniendo en consideración que los módulos a
ser tratados son planos.
Para este cálculo, se utiliza la inclinación de la superficie S, la orientación g, y el
ángulo de incidencia A, teniendo en cuenta que éstos parámetros varían sobre todo
en función del tiempo.
Figura 4. 4 Parámetros considerados para ubicación del panel
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 167
Universidad de Cuenca
4.4.1 Seguimiento en dos ejes
Este tipo de sistema obtiene un ángulo de incidencia idealmente cero, es decir en
todo momento los rayos solares inciden de manera perpendicular al módulo
fotovoltaico, obteniéndose una inclinación de la superficie igual al ángulo cenital del
Sol con una orientación igual a la azimut solar, por lo tanto se obtiene las siguientes
expresiones:
(Ecuación 4. 1)
(Ecuación 4. 2)
(Ecuación 4. 3)
4.4.2 Seguimiento en eje polar (eje norte-sur inclinado a la latitud del lugar)
El nombre de polar se debe a que el eje de rotación del sistema es paralelo al eje de
la tierra, en este tipo de seguimiento, la configuración más utilizada, es con el eje
inclinado a un ángulo igual a la latitud local., lográndose un aproximadamente un
96% de captación solar.
Para este tipo de seguimiento se tomaran en consideración las siguientes
expresiones:
(Ecuación 4. 4)
(Ecuación 4. 5)
(Ecuación 4. 6)
(Ecuación 4. 7)
(Ecuación 4. 8)
(Ecuación 4. 9)
4.4.3 Seguimiento en un eje norte-sur horizontal
(Ecuación 4. 10)
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 168
Universidad de Cuenca
(Ecuación 4. 11)
(Ecuación 4. 12)
(Ecuación 4. 13)
(Ecuación 4. 14)
4.4.4 Seguimiento en un eje este-oeste
En este tipo de seguimiento el ángulo de acimut de la superficie cambiará entre 0 y
180°, cuando el ángulo acimutal del sol pase por ±90°
(Ecuación 4. 15)
(Ecuación 4. 16)
(Ecuación 4. 17)
4.5 Análisis técnico de los seguidores de sol en el Ecuador
Como ya se ha mencionado en capítulos anteriores, Censol es un programa
computacional desarrollado por el Centro de Estudios de Energía Solar (Censolar)
con una trayectoria de más de 30 años de experiencia en el área, ofreciendo este
software únicamente a sus alumnos en cursos de postgrado y maestrías, por lo cual
se le considera a los resultados generados en él de muy alta confianza.
El análisis técnico de los sistemas dinámicos será analizado mediante variaciones
de ángulo de captación solar al transcurso de 10 horas considerado desde las 7 a.m.
hasta las 17 hrs. y comparada su ganancia con la máxima captación solar de un
módulo estático.
Los tipos de sistema, objeto de estudio serán los siguientes:
a) Sin seguimiento.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 169
Universidad de Cuenca
b) Seguimiento con eje horizontal y con eje inclinado.
c) Seguimiento con eje vertical.
d) Seguimiento con dos ejes.
4.5.1. Disposición de un panel solar fijo
Como regla general, los módulos solares deben ser orientados de manera opuesta
al hemisferio de la ubicación geográfica de estudio y con una inclinación de los
módulos igual a la Latitud geográfica de la misma zona territorial. Ecuador
básicamente está ubicado en un margen que abarca desde la Latitud cero hasta la
Latitud de -3 grados.
Es importante indicar un aspecto básico de diseño para territorios ubicados en
cercanía a línea ecuatorial, en la cual si se mantiene la inclinación de los paneles
igual a su Latitud, ocurren problemas de acumulación de suciedad y por tanto una
disminución de su rendimiento. Es por ello necesario adicionar unos 10 grados de
inclinación para brindar un sistema de auto limpieza ya que las pérdidas por mala
disposición no son significantes.
Figura 4. 5 Captación solar de un panel fijo considerando el ángulo de auto limpieza.
Fuente: Propia, con resultados de Censol
En la figura 4.5 se indica una pérdida de captación solar igual a un 2% anual debido
a la adición de 10 grados para evitar acumulación de basura sobre los módulos.
4.5.2 Seguimiento en un eje horizontal e inclinado
Para aumentar la captación solar de una manera sencilla, podemos utilizar un
seguidor que utilice únicamente un eje horizontal dispuesto de Norte a Sur, con el
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 170
Universidad de Cuenca
objetivo que los módulos adquieran un giro de Este-Oeste en el transcurso de 10
horas de sol. La velocidad de rotación debe ser constante e igual a -15 grados/hora.
La ventaja principal de este tipo de seguimiento es que no se ve afectado por el
movimiento de translación de la Tierra, y por ende su movimiento es constante e
igual a lo largo del año.
La variación de ganancia adquirida mediante este sistema es insignificante en
cualquier zona del territorio ecuatoriano, debido a que la máxima diferencia de
Latitudes entre un punto y otro es aproximadamente de apenas 3 grados, siendo la
tolerancia cercana a los 6° para percibir una disminución del 1% respecto a la
máxima ganancia adquirida con un seguimiento en un eje horizontal. Por tanto, la
captación solar que proporciona este sistema es constante e igual para cualquier
localidad de nuestro país.
Para este tipo de sistemas, no se requiere adicionar un ángulo para su auto limpieza
debido a que los módulos pasarán en constante movimiento y no requieren de este
punto de diseño.
Figura 4. 6 Captación con seguimiento en un eje horizontal
Fuente: Propia, con resultados de Censol
En la figura 4.6 se indica la ganancia adquirida respecto a la máxima captación solar
de un panel estático.
A este mismo sistema seguidor lo podemos adaptar a un eje inclinado referido al
mismo ángulo de la Latitud geográfica de la zona de diseño. Sin embargo indicamos
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 171
Universidad de Cuenca
que la ganancia referida al sistema sin inclinación es insignificante para la zona
ecuatorial y por tanto no influye de manera considerable la ganancia adicional que
se obtiene.
En definitiva, si el seguimiento solar es en un eje horizontal y es ajustada a la
velocidad y orientación deseada, la máxima ganancia de captación anual media será
de un 28% respecto a la máxima captación de un panel fijo en cualquier localidad del
Ecuador.
4.5.3 Seguimiento en un eje vertical
Este tipo de seguimiento solar consigue rotar a los módulos de manera circular; con
el objetivo de orientarse al sol contrarrestando las variaciones producidas por el
movimiento de traslación de la Tierra. La dinámica de este sistema no es constante
a lo largo del año y su variación es diaria.
Utilizar este método de por sí solo no representa ninguna mejora; por tanto la
verdadera eficiencia de este complejo sistema se la alcanza mediante la
combinación con el seguimiento de eje horizontal.
Figura 4. 7 Captación con seguimiento en un eje vertical
Fuente: Propia, con resultados de Censol
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 172
Universidad de Cuenca
4.5.4 Seguimiento en dos ejes
Es el sistema que ofrece la mayor captación solar durante todo el año, debido a que
se adapta a la posición de la Tierra respecto al Sol. De igual manera que en el
seguimiento de eje horizontal; la ganancia que se obtiene con este método es la
misma para cualquier punto geográfico del Ecuador.
La mejora que se logra representa un 33% extra al comparar con la máxima
captación solar alcanzada por un panel fijo. Pero su dinámica se vuelve muy
compleja debido a la variación producida por el movimiento elíptico de la Tierra.
Es sin duda un valor representativo esta ganancia, sin embargo recordamos que
para producir el movimiento doblemente rotativo de los módulos se requiere de otra
fuente de energía, que en muchos casos, y según el diseño, podría consumir más
energía de la ganancia adquirida con el seguimiento solar.
Figura 4. 8 Captación con seguimiento en dos ejes
Fuente: Propia, con resultados de Censol
4.6 Dinámica de los seguidores de sol en el Ecuador
La rotación de los seguidores de sol varían según sea la Latitud geográfica del
diseño; siendo muy evidente la diferencia entre la zona ecuatorial y las proximidades
a los polos del Hemisferio Norte y Sur. De igual manera, la dinámica del eje vertical
no es constante en el transcurso del año, volviendo al sistema muy complejo y de un
análisis muy detallado.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 173
Universidad de Cuenca
En la siguiente figura se mostrarán los ángulos de rotación diario en los 4 solsticios
del año, especificado para los tipos de seguimiento en eje inclinado, horizontal y
vertical correspondientes a un diseño para el Ecuador.
Gráfica 4. 1 Ángulos de rotación diario para seguidores de sol en el Ecuador
Fuente: Propia, con resultados de Censol
Como se puede apreciar en la figura, en nuestro país la dinámica de los seguidores
en eje horizontal e inclinado es constante durante todo el año y su posición es
prácticamente la misma, con una insignificante variación entre las puntas Norte-Sur
del territorio debido a la diferencia aproximada de 3 grados entre sus diferentes
Latitudes.
4.7 Incidencia solar sobre paneles con seguimiento en el Ecuador
Es lógico que el ángulo de incidencia entre los módulos y el sol varíe según el
transcurso del día. El objetivo primordial de los seguidores es lograr que este ángulo
sea completamente perpendicular; durante las 10 horas de luz natural.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 174
Universidad de Cuenca
Para diseños referidos a necesidades energéticas de hogares, el seguimiento solar
se concentra únicamente en módulos fotovoltaicos, ya que en casos de la energía
solar térmica se utiliza seguidores de sol en paneles de alta concentración, los
cuales son utilizados en otros fines.
En un diseño de seguimiento solar influye demasiado las características de la
localidad respecto a sus alrededores, como por ejemplo, presencia de montañas,
edificios cercanos, bosques, etc.
En las siguientes gráficas se muestra la incidencia solar en los módulos durante los
4 solsticios del año, considerando un intervalo de tiempo diario desde las 7 a.m.
hasta las 17 horas.
Gráfica 4. 2 Ángulos de incidencia diario para seguidores de sol en el Ecuador
Fuente: Propia, con resultados de Censol
Es importante analizar que en algunas épocas del año, a pesar de localizarse el
Ecuador en el centro del planeta, debido a la inclinación y posición de la Tierra al
utilizar un sistema de seguimiento en eje horizontal nunca se consigue la
perpendicularidad constante en la captación solar, alcanzando una máxima
inclinación muy cercana a los 30 grados. En la gráfica anterior se observa este
acontecimiento en los solsticios de junio y diciembre.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 175
Universidad de Cuenca
Éste es el motivo principal por el cual al utilizar un sistema de seguimiento en doble
eje logramos contrarrestar este efecto y lograr una ganancia extra de un 5% de
captación respecto al seguimiento en eje horizontal o inclinado; y de un 33%
respecto a un sistema de módulos fijos.
4.8 Pre diseño de un seguidor de Sol casero
4.8.1 Justificación
Como se podido analizar, en el Ecuador se puede aumentar la eficiencia de
captación solar hasta un 33% mediante un buen sistema de seguimiento a doble eje.
El problema radica en la cantidad de energía necesaria para poder conseguir la
dinámica de los módulos solares, sabiendo de antemano que un mal diseño podría
producir un consumo igual o mayor al que se espera producir.
En un sistema solar específico para viviendas unifamiliares, donde su objetivo no es
el de vender energía; no hace falta la implementación de un gran sistema de control
que requiera de mantenimiento constante o especializado, y por otro lado es
absurda la idea de grupos motorizados mediante combustibles fósiles al recordar
uno de los objetivos principales del uso de las energías renovables; sin olvidar la
contaminación ambiental y sonora que producen estas máquinas.
Por ello, se propone un pre diseño para la construcción casera de un seguidor de sol
en un eje, con el propósito de alcanzar un máximo de ganancia del 28% respecto a
la máxima captación de un sistema solar estático.
4.8.2 Pre diseño de un seguidor solar mediante el uso de un hidromotor
23
La implementación de un sistema de seguimiento solar que requiera de necesidades
mínimas de energía eléctrica resulta altamente beneficiosa en diseños directamente
relacionados con la energía primaria proveniente del Sol. El hidro seguimiento es
una solución científico-técnica equivalente a los modelos convencionales, con la
característica de presentar un resultado más económico.
23
Propiedad intelectual del Dr. Manuel García Renté/O’keto Peters, Granada 2007
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 176
Universidad de Cuenca
El sistema que se propone a continuación pertenece al conjunto de mecanismos de
seguimiento en un eje inclinado accionado con la energía potencial del agua entre
dos tanques con diferente altura uno del otro.
Figura 4. 9 Esquema de un sistema de hidroseguimiento solar en un eje inclinado
Descripción de funcionamiento
-
La estructura básica de un hidromotor consta de 2 tanques de almacenamiento
de agua situados a desnivel uno del otro. En condiciones iniciales de operación el
tanque 1 comienza su trabajo con el nivel de agua al máximo, mientras que el
tanque 2 se encuentra totalmente vacío.
-
Únicamente por efecto de la gravedad, el agua almacenada en el tanque 1 se
transfiere por medio de una manguera flexible al tanque 2.
-
Ambos tanques contienen un flotador conectado al eje del seguidor de sol, los
cuales recorren una distancia exactamente igual y en sentido opuesto uno del
otro, relacionados directamente con el volumen de agua desplazada entre los
dos reservorios.
-
La dinámica de los flotadores se transfiere mediante poleas a los dos extremos
del eje de seguimiento asegurando una rotación constante igual a V=W*r, en
donde W=15°/hr.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 177
Universidad de Cuenca
Descripción técnica de los componentes de sistema
Figura 4. 10 Descripción técnica del funcionamiento de un hidromotor
-
Las dimensiones de los tanques deben ser calculas adecuadamente para
garantizar que el volumen de agua a desplazar sea el adecuado para el
seguimiento del sol durante 10 horas del día.
-
La velocidad de descarga de agua por un orificio de un recipiente está
directamente relacionado con el nivel de agua almacena, y conforme vaya
disminuyendo, la velocidad de salida se reduce constantemente. Es por ello la
necesidad de acoplar una válvula viajera acoplada al flotador para mantener
siempre una altura constante entre el orificio de la manguera y el nivel del agua
en la superficie.
-
También se acopla al flotador descendente un pequeño motor de cd ajustado a
un tornillo sinfín con el objetivo de acercar o alejar la manguera y modificar el
gasto volumétrico del agua.
-
Existen 2 poleas fijas en los dos extremos del eje seguidor, y su movimiento se
debe a la transferencia de energía cinética entre los flotadores y los contrapesos
acoplados.
Ubicación y disposición de los tanques
Como ya se ha mencionado, el ángulo más óptimo para la disposición de los
módulos solares en el Ecuador, es igual a la Latitud geográfica del lugar considerada
en el diseño. El análisis de hidroseguimiento se realiza para la ciudad de Cuenca,
ubicada en una Latitud aproximada de 3 grados al sur.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 178
Universidad de Cuenca
En el capítulo 2 se realizó un diseño solar fotovoltaico para una vivienda unifamiliar
con necesidades básicas, y como resultado nos generó la necesidad de utilizar 3
módulos solares de 185 Wp.
En el ANEXO 3 se observa los catálogos de los paneles utilizados y en ellos se
verifica las dimensiones de los mismos. La longitud de cada panel es de 1,338
metros y por tanto la dimensión total del sistema será de 4,014 metros.
La altura respecto al primer tanque es la siguiente:
(Ecuación 4. 18)
La separación entre el punto medio de ambos tanques se determina de la siguiente
manera:
(Ecuación 4. 19)
La polea fija acoplada al eje del seguidor se la debe considerar con dimensiones
existentes en el mercado. En este modelo de cálculo se la define con un radio
efectivo de 0,15 m, espesor de 0,02 m y un ancho y profundidad de canal de 0,05 m.
Por tanto, de ella se deriva la distancia que debe recorrer verticalmente los
flotadores durante el ciclo de trabajo, y será igual a la longitud de la
semicircunferencia.
(Ecuación 4. 20)
Se utilizarán además 4 poleas de 0,005 m de diámetro, 0,02 m de ancho, un eje de
0,01 m de diámetro y canal de 0,05 m.
Figura 4. 11 Disposición y ubicación de tanques del hidroseguidor
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 179
Universidad de Cuenca
Análisis de los tanques y flotadores
Se consideran tanques de forma cilíndrica con un diámetro de 1 metro. Por tanto el
volumen será de:
(Ecuación 4. 21)
El gasto volumétrico de salida, debido considerando el caudal real (Q) lo calculamos
mediante la siguiente expresión:
(Ecuación 4. 22)
Es necesario colocar unos tacos en la base del tanque con el objeto que la
manguera flexible no resulte aplastada y con riesgo de rotura, de igual manera se
debe dejar a consideración los puntos para el ingreso de la tubería para llenado y
vaciado del tanque.
Es importante que el flotador no se pegue en las paredes del tanque. Por lo tanto se
deberá dejar por lo menos 1 cm de espacio libre entre él y las paredes que lo
rodean. De la siguiente manera:
Figura 4. 12 Modelo del tanque y flotador del hidromotor
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 180
Universidad de Cuenca
Los flotadores se ven afectados por un diagrama vectorial de fuerzas sometidas por
su propio peso, por el viento y por la resultante de los contrapesos conectados a
ellos.
-
En un análisis sin contrapesos:
Sólo se analiza el peso del flotador con algún tipo de carga o peso en él.
Supongamos que se deja libre en la superficie apenas 2 mm (no sumergidos):
(Ecuación 4. 23)
Por tanto:
El cuerpo se sumerge hasta que el empuje (E) del líquido iguala el peso que tiene el
cuerpo en el vacío.
(Ecuación 4. 24)
(Ecuación 4. 25)
(Ecuación 4. 26)
Sabemos que:
(Ecuación 4. 27)
Un volumen que desplaza a otro, siempre pasa a ocupar el espacio que deja libre:
(Ecuación 4. 28)
(Ecuación 4. 29)
Por tanto resulta que:
(Ecuación 4. 30)
Ya que el flotador se encuentra en equilibrio, tenemos que:
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 181
Universidad de Cuenca
(Ecuación 4. 31)
(Ecuación 4. 32)
El peso del flotador lo calculamos con la ecuación 4.32, sabiendo que la densidad
del agua es de
.
Figura 4. 13 Tensiones ejercidas en los flotadores considerando la F del viento nula
Fuente: Propia
-
En un análisis con contrapesos:
Cuando el contrapeso es conectado al flotador, y si se considera la fuerza del viento
nula, se espera que el flotador se hunda hasta la mitad del peso del flotador con
carga. Por tanto:
(Ecuación 4. 33)
Para variar el gasto volumétrico de salida, se utiliza un pequeño motor de corriente
continua, en el cual su eje se sujeta a un tornillo sinfín para acercar o alejar la
manguera y modificar la velocidad de desfogue del agua. Esta manguera debe ser lo
más flexible posible para evitar que se rompa.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 182
Universidad de Cuenca
Las ecuaciones físicas que describen el comportamiento de salida de agua son las
siguientes:
(Ecuación 4. 34)
En donde:
: Coeficiente de descarga del orificio. En agujero circular = 0,61.
: Área del orificio.
: Gravedad.
: Altura del punto medio del orificio a la superficie libre del líquido.
Figura 4. 14 Regulación del gasto volumétrico mediante un pequeño motor de cd
Fuente: Propia
Con una pequeña variación de la ecuación 4.34 se obtiene el diámetro de la
manguera a utilizar al ubicar la altura del nivel y el orificio de salida igual a 2,5mm:
(Ecuación 4. 35)
Por tanto, el diámetro interno de la manguera flexible será de 0,99 cm; que para
valores exactos se lo aproxima a 1 cm.
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Página 183
Universidad de Cuenca
Regímenes de corriente en fluidos
Es importante analizar el comportamiento del fluido durante el trabajo del
hidroseguidor. Para ello se analizan los regímenes de corriente laminar y turbulento.
En el caso que entre dos partículas en movimiento exista una diferencia de
velocidad (gradiente cinético) se generan fuerzas de fricción que actúan
tangencialmente a éstas. Esta fuerza de fricción tiende a introducir rotación en las
partículas, oponiéndose a esta acción la viscosidad del fluido.
En el momento que el gradiente cinético es bajo, la inercia es mayor a la fuerza de
fricción resultando una muy leve rotación de las partículas durante su
desplazamiento. Por tanto en estos casos las partículas mantienen trayectorias
definidas e iguales. La analogía a este comportamiento es que las partículas se
desplazan en forma de capas o láminas, y por tanto este flujo recibe el nombre de
“laminar”.
En el caso que el gradiente cinético aumenta, la fuerza de fricción también se
incrementa y las partículas adquieren una energía de rotación apreciable. En este
caso la viscosidad del fluido pierde su efecto y las partículas cambian su trayectoria
produciéndose choques entre ellas y modificando su rumbo de forma brusca. Este
flujo recibe el nombre de “turbulento”.
Número de Reynolds
Es un número adimensional utilizado para caracterizar el movimiento de un fluido.
Su nomenclatura típica se la conoce como “Re” y es una combinación de
características fundamentales de un fluido como su densidad, velocidad, flujo y
viscosidad. Desde un punto de vista práctico, este valor se ve directamente
relacionado con el régimen de corriente del fluido y lo puede caracterizar como
laminar o turbulento.
La ecuación que engloba este método es la siguiente:
(Ecuación 4. 36)
Equivalente a:
(Ecuación 4. 37)
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Página 184
Universidad de Cuenca
En donde:
: Es el número de Reynolds.
: Es la velocidad característica del fluido.
: Diámetro de la tubería por la cual circula el fluido.
: Viscosidad dinámica del fluido.
: Viscosidad cinemática del fluido.
La forma de caracterizar e interpretar el régimen de corriente del fluido es mediante
la siguiente relación:
-
Si
-
Si
-
Si
el flujo es laminar.
el flujo se encuentra en régimen de transición.
El flujo se lo considera turbulento.
Por lo tanto para nuestro cálculo acudimos a una gráfica que nos indica la viscosidad
cinemática del agua ( ) a diferente temperatura. A 20 °C.
.
Gráfica 4. 3 Viscosidad cinemática de fluidos a diferente temperatura
Fuente: O’keto Peters, Granada 2007
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Universidad de Cuenca
La velocidad característica del fluido
es calculada de la siguiente manera:
(Ecuación 4. 38)
Por tanto:
El número de Reynolds es el siguiente:
En definitiva, el régimen de trabajo del flujo del hidroseguidor es laminar.
Resistencia de nivel de líquidos en los recipientes
La resistencia al flujo de líquido se define como la diferencia de nivel entre los dos
tanques, necesaria para producir una variación unitaria en el caudal.24
(Ecuación 4. 39)
La ley que rige al flujo laminar es análoga a la ley de Coulomb, la cual determina que
la corriente es directamente proporcional a la diferencia de potencia. Para el flujo
laminar la resistencia es constante y análoga a la resistencia eléctrica. La
determinamos con la siguiente expresión:
(Ecuación 4. 40)
Sistema de reinicio del sistema
La idea de acoplar una bomba eléctrica para la recirculación de agua al tanque 1 es
una opción muy eficiente y de bajo consumo energético, ya que el tiempo máximo
24
O’keto Peters, Granada 2007
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Universidad de Cuenca
requerido para completar su trabajo es de 14 horas y no se requiere de elevados
valores de potencia eléctrica.
Sin embargo, el objetivo del análisis de este sistema es su funcionamiento con un
gasto eléctrico limitado únicamente para su sistema de control. Por otra parte,
también se considera el acto innecesario de un desperdicio diario de agua al sugerir
que el segundo tanque elimine su almacenamiento sin un adecuado sistema de
reutilización de servicios.
La idea que se propone para dar un eficiente manejo del agua ya trabajada es la
siguiente:
-
Al finalizar el día de trabajo, el tanque 2 debe eliminar el agua que tiene
acumulada mientras que el tanque 1 será nuevamente envasado con un volumen
nuevo.
-
Esta cantidad de líquido que será vaciado puede incluir un diseño de
canalización para su utilización en baños, o directamente a un sistema reservorio
de agua tipo cisterna.
-
La idea más eficiente y viable desde el punto de vista de reutilización es el paso
de este volumen a un tanque de almacenamiento para cebado de un panel termo
solar para calentamiento de agua.
Figura 4. 15 Utilización del volumen de agua trabajada en hidroseguidor
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Página 187
Universidad de Cuenca
CAPITULO 5
ANALISIS ECONOMICO DE LOS SISTEMAS SOLARES.
5.1 Metodología de análisis
Quizá el aspecto más importante para determinar la factibilidad de un proyecto, es la
viabilidad económica del mismo.
Si una inversión de capital no resulta rentera, o es poco atractiva por el número de
años necesarios para conseguir su amortización, podremos concluir que el estudio
no dará resultados favorables hablando únicamente en términos financieros.
Sin embargo, recalcamos este último enunciado, indicando que los proyectos no
buscan necesariamente una retribución de capital, pudiendo ser estos de carácter
ambiental o social para el caso concreto de las energías renovables no
convencionales.
Para otorgar una valoración de calidad rentera de los proyectos de energía solar, se
procederá con la siguiente metodología:
Inversión de capital
Para iniciar un proyecto se necesita de una inversión de capital que abarca los
siguientes aspectos:
-
Costos del sistema.- Valor del precio final por la adquisición de todos los equipos
que forman parte del sistema.
-
Costos de intereses.- Valor final de pago según la variación anual del porcentaje
de intereses que se pague por retribución a un préstamo económico, en caso que
la inversión inicial haya sido conseguida mediante este método.
-
Costos por mantenimiento y repuestos.- Engloba el costo final estimado por
todos los servicios de mantenimiento y repuestos que se deba dar al sistema
durante su tiempo de vida útil.
Equipos del sistema
Una vez que entre en funcionamiento el conjunto de equipos, se empezará a
generar un determinado número de productos, que en nuestro caso serán
estrictamente cantidades de energía, ya sea eléctrica o calorífica.
Este número de productos que van a generar los equipos son fácilmente estimables
según los diseños del sistema y la demanda de los usuarios. Sin embargo debemos
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Página 188
Universidad de Cuenca
recalcar que es obligatorio considerar una depreciación porcentual en los resultados
debido a la degeneración normal de los equipos con el paso del tiempo.
Productos estimados
La cantidad de energía obtenida con los sistemas de generación fotovoltaica y termo
solar tendrán finalmente un costo por unidad reflejado al terminar la vida útil de los
equipos.
Figura 5. 1 Modelo económico de los sistemas de energía solar
Un modelo típico para obtener una idea de la rentabilidad del proyecto es comparar
el precio unitario de los productos autogenerados con el precio final adquirible en el
mercado de la misma cantidad de energía.
En consecuencia, se indica que durante el tiempo de vida de todo el sistema de
energía solar se esperaría pasar por las siguientes etapas que determinarán un
atractivo financiero:
Gráfica 5. 1 Etapas económicas de un proyecto que determina la viabilidad del mismo
Siguiendo la metodología expuesta en la gráfica 5.1 se observa que un proyecto es
mayormente atractivo conforme las ganancias inicien lo más temprano posible.
Siendo consecuentemente de nula rentabilidad si la época de ganancia inicia su
gráfica luego de haber sobrepasado el tiempo de vida útil de los equipos.
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Universidad de Cuenca
5.2 Costos de la energía en el mercado ecuatoriano
Con el fin de comparar los costos de energía autogenerados con un valor
referencial; se analizaráel mercado ecuatoriano indicando los valores reales y
subsidiados de los costes de energía eléctrica y del gas licuado de petróleo GLP
vigentes a la fecha.
5.2.1 Tarifa Eléctrica
La tarifa eléctrica que se ha estado manejando hasta ahora es de aproximadamente
8 centavos de dólar en la tarifa residencial subsidiada (8,31 ctvs) 25, mientras que la
tarifa real es de 15 centavos de dólar, y el valor de la denominada “Tarifa de la
Dignidad” se encuentra en 4 centavos de dólar, por kWh consumido.
En la actualidad en el Ecuador las tarifas se definen según el nivel de consumo,
siendo una estrategia para reducir la demanda innecesaria de energía eléctrica,
definiéndose los costos de la siguiente manera26:
-
El subsidio se mantiene, de acuerdo a la resolución del CONELEC, en tarifa de la
Dignidad, en 4 centavos de dólar por KWh, manteniéndose para consumos
menores a 110 KWh/mes en la Sierra y 130 KWh/mes en la Costa.
-
El rango tarifario para usuarios menores a 500 KWh/mes y 700 KWh/mes, se
considera que, para los usuarios que consuman desde el límite de la Tarifa de la
Dignidad hasta los 500 KWh cancelarán desde 6.8 centavos a 9.5 centavos de
dólar por KWh.
Si un usuario de Guayaquil consume 300 KWh al mes, los primeros 50 KWh
tienen un costo de 6.8 centavos, en el rango de consumo de 51 al 100 KW/h
costará 7.1 centavos. Y si el consumo se mantiene entre 101 a 150 KW/h costará
7.3 centavos y así sucesivamente.
-
Consumos mayores a 500kWh/mes pagarán hasta 67 centavos.
Si una persona demanda 2.500 KWh al mes, los primeros 500 KWh mantendrán
el subsidio según la escala tarifaria ya mencionada, desde el consumo que se
encuentre entre 501 a 750 KWh el costo será de 11,85 centavos de dólar. Y si la
demanda abarca el rango de 751 a 1000 KWh su costo será de 16,05 centavos.
25
26
Estudio de costos - CONELEC – Enero 2010.
Diario el Telégrafo. Sábado 18 de junio del 2011, con datos del CONELEC
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 190
Universidad de Cuenca
Continuando la misma secuencia de incremento conforme se incremente el
consumo.
5.2.2 Tarifa del GLP
Los costes del gas licuado de petróleo se resumen en la siguiente tabla:
Gas Licuado de Petróleo
GLP Doméstico
GLP Vehicular
GLP Agroindustrial
GLP Industrial
Precio $/Kg
0,10667
0,188384
0,188384
1,1012064
Tabla 5. 1 Coste del Gas Licuado de Petróleo por kilogramo
Fuente: Petroecuador
Por tanto, un envasado de GLP comercial de 15 Kg se establece en un valor
subsidiado para el sector doméstico de $ 1,60. Indicando que el coste real del mismo
es el que se establece para el sector industrial con un valor equivalente para una
bombona de 15 Kg de $ 16,52.
El valor real que se establece de 1,1012064 $/Kg se ve modificado periódicamente
según la variación del precio actual del barril de petróleo.
5.3 Análisis económico de los sistemas fotovoltaicos en Ecuador
Para analizar el consumo energético, y valorar los costos que representan la
instalación de un sistema que soporte la demanda establecida, se hará referencia a
la tabla 2.4, y a su respectivo análisis técnico para diversas localidades del país.
Finalmente se evaluará el costo representativo de cada KWh autogenerado y se
comparará con el costo real y subsidiado del mercado eléctrico.
Se sabe que la vida de trabajo de los componentes del sistema no es igual para
todos los equipos, y que con el paso del tiempo existe un porcentaje de depreciación
en ellos. Sin embargo, para tener una idea del atractivo económico de estos
sistemas, se los considerará hipotéticamente como ideales.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 191
Universidad de Cuenca
El análisis económico también incluirá el costo a pagar por intereses en caso que el
capital inicial sea obtenido mediante un préstamo bancario con un tiempo límite para
su pago de 2 años.27
El objetivo de este análisis será el de encontrar el tiempo mínimo requerido para
recuperar totalmente la inversión inicial.
5.3.1 Análisis de amortización de los equipos en la ciudad de Cuenca
Haciendo referencia a la tabla 2,4 y su respectivo análisis técnico surgen los
siguientes datos:
Demanda CC (Wh)
474
Demanda CA (Wh)
1090,1
Número de paneles necesarios
3
Número de baterías necesarias
8
Regulador
1
Inversor
1
Costo del Sistema (Precios en Ecuador)
$ 4705
Tabla 5. 2 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Cuenca
Demanda total KWh en 1 año
Ahorro anual ($) con precio KWh subsidiado
Ahorro anual ($) con precio KWh sin subsidio
Tiempo de pago del préstamo bancario
Tiempo de amortización en años (KWh subsidiado)
Tiempo de amortización en años (KWh sin subsidio)
570,90
47,44
85,63
2 años
107,62
59,62
Tabla 5. 3 Tiempo de amortización del sistema para la ciudad de Cuenca, con préstamo
bancario de 2 años y considerando al sistema como ideal
Tiempo de amortización en años (KWh subsidiado)
Tiempo de amortización en años (KWh sin subsidio)
99,17
54,94
Tabla 5. 4 Tiempo de amortización del sistema para la ciudad de Cuenca, sin préstamo
bancario y considerando al sistema como ideal
27
Porcentaje de interés del 8,17% anual. Banco Central del Ecuador
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 192
Universidad de Cuenca
Ahora bien, se considerará el caso para una demanda únicamente de iluminación en
la vivienda. Por tanto el sistema se modifica de la siguiente manera:
Demanda CC (Wh)
474
Demanda CA (Wh)
0
Número de paneles necesarios
1
Número de baterías necesarias
2
Regulador
1
Inversor
0
Costo del Sistema ($) (Precios en Ecuador)
1615
Tabla 5. 5 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Cuenca considerando
únicamente demanda de iluminación en la vivienda
Demanda total KWh en 1 año
Ahorro anual ($) con precio KWh subsidiado
Ahorro anual ($) con precio KWh sin subsidio
Tiempo de pago del préstamo bancario
Tiempo de amortización en años (KWh subsidiado)
Tiempo de amortización en años (KWh sin subsidio)
173,01
14,38
25,95
2 años
121,89
67,53
Tabla 5. 6 Tiempo de amortización del sistema para la ciudad de Cuenca, con préstamo
bancario de 2 años y considerando al sistema como ideal
Tiempo de amortización en años (KWh subsidiado)
Tiempo de amortización en años (KWh sin subsidio)
112,33
62,23
Tabla 5. 7 Tiempo de amortización del sistema para la ciudad de Cuenca, sin préstamo
bancario y considerando al sistema como ideal
Como último análisis, se duplicará la demanda energética indicada en la tabla 2,4 y
por tanto el sistema se análisis de modifica de la siguiente manera:
Demanda CC (Wh)
948
Demanda CA (Wh)
2180,2
Número de paneles necesarios
6
Número de baterías necesarias
16
Regulador
1
Inversor
1
Costo del Sistema ($) (Precios en Ecuador)
8960
Tabla 5. 8 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Cuenca considerando
una demanda duplicada a los valores de la tabla 2,4
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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Universidad de Cuenca
Demanda total KWh en 1 año
Ahorro anual ($) con precio KWh subsidiado
Ahorro anual ($) con precio KWh sin subsidio
Tiempo de pago del préstamo bancario
Tiempo de amortización en años (KWh subsidiado)
Tiempo de amortización en años (KWh sin subsidio)
1141,79
94,88
171,27
2 años
102,47
56,77
Tabla 5. 9 Tiempo de amortización del sistema para la ciudad de Cuenca, con préstamo
bancario de 2 años y considerando al sistema como ideal
Tiempo de amortización en años (KWh subsidiado)
Tiempo de amortización en años (KWh sin subsidio)
94,43
52,32
Tabla 5. 10 Tiempo de amortización del sistema para la ciudad de Cuenca, sin préstamo
bancario y considerando al sistema como ideal
5.4 Análisis económico de los sistemas termo solares en Ecuador
Como datos de partida, es necesario conocer el aporte energético solar en el
sistema de A.C.S. de la vivienda unifamiliar, obtenido como resultado del diseño
técnico del mismo. Para efectuar el análisis comparativo de energía solar con el
GLP, es necesario expresar su aporte en una misma unidad.
Equivalencia energética del GLP
Según la guía M-5 de la metodología de conversión de unidades de la OLADE y la
COMISIÓN EUROPEA, la equivalencia energética de 1 Kg de GLP es de 12,3144
KWh. Por tanto, un envasado para el sector residencial de 15 Kg determina la
siguiente relación:
Con el objetivo de encontrar el tiempo necesario que se requiere para recuperar el
capital invertido en el proyecto, se debe tomar como partida los resultados obtenidos
en base al estudio técnico de los mismos.
En primera estancia se hará el supuesto que los gastos de la inversión inicial fueron
realizados mediante un préstamo bancario que rige su porcentaje de interés en
8,17%28, el plazo de tiempo establecido para cubrir este valor se determina en 2
años. Además, un segundo análisis comparativo se lo efectuará al considerar que
los costos de inversión son realizados con pago al contado.
28
Interés activo anual que se debe pagar por el préstamo. Banco Central del Ecuador
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
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Universidad de Cuenca
Se indica que el costo de un sistema completo, con especificaciones técnicas
adecuadas para su rendimiento y con garantía total del fabricante, bordea un valor
promedio de $1200 en el mercado ecuatoriano.
5.4.1 Análisis para la ciudad de Cuenca
-
Ciudad de Cuenca
Demanda anual de energía
9212 MJ
Cobertura solar
7197 MJ
Cobertura auxiliar
2015 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo 2 años
Tabla 5. 11 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Cuenca
Por tanto, el tiempo de amortización para la recuperación de este capital se indica en
la siguiente tabla:
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
10,82 cilindros
$ 17,32
$ 178,79
75,20 años
7,28 años
Tabla 5. 12 Tiempo de amortización en la ciudad de Cuenca con préstamo bancario de 2 años,
sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
69,3 años
6,71 años
Tabla 5. 13 Tiempo de amortización en la ciudad de Cuenca sin préstamo bancario, y sin
considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
5.4.2 Análisis para la Región Costa
Localidad de máxima radiación solar útil: Manta.
Localidad de mínima radiación solar útil: Salinas-La Puntilla.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 195
Universidad de Cuenca
-
Ciudad de Manta
Demanda anual de energía
6160 MJ
Cobertura solar
5991 MJ
Cobertura auxiliar
169 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 14 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Manta
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
9,01 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
$ 14,42
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 148,83
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
90,33 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,75 años
Tabla 5. 15 Tiempo de amortización en la ciudad de Manta con préstamo bancario de 2 años,
sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
83,25 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,06 años
Tabla 5. 16 Tiempo de amortización en la ciudad de Manta sin préstamo bancario, y sin
considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
-
Ciudad de Salinas-La Puntilla
Demanda anual de energía
6459 MJ
Cobertura solar
5594 MJ
Cobertura auxiliar
865 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 17 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Salinas-La Puntilla
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
8,41 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 13,46
$ 138,97
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
96,74 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
9,37 años
Tabla 5. 18 Tiempo de amortización en la ciudad de Salinas-La Puntilla con préstamo bancario
de 2 años, sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 196
Universidad de Cuenca
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
89,16 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,63 años
Tabla 5. 19 Tiempo de amortización en la ciudad de Salinas-La Puntilla sin préstamo bancario,
y sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
5.4.3 Análisis para la Región Sierra
Localidad de máxima radiación solar útil: Quito.
Localidad de mínima radiación solar útil: Bucay (Chimborazo).
-
Ciudad de Quito
Demanda anual de energía
9469 MJ
Cobertura solar
7867 MJ
Cobertura auxiliar
1602 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 20 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Quito
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
11,83 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
$ 18,93
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 195,44
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
68,79 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
6,66 años
Tabla 5. 21 Tiempo de amortización en la ciudad de Quito con préstamo bancario de 2 años,
sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
63,40 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
6,14 años
Tabla 5. 22 Tiempo de amortización en la ciudad de Quito sin préstamo bancario, y sin
considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 197
Universidad de Cuenca
-
Ciudad de Bucay (Chimborazo)
Demanda anual de energía
7562 MJ
Cobertura solar
5392 MJ
Cobertura auxiliar
2170 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 23 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Bucay
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
8,11 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
$ 12,98
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 133,95
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
100,37 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
9,72 años
Tabla 5. 24 Tiempo de amortización en la ciudad de Bucay con préstamo bancario de 2 años,
sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
92,50 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,96 años
Tabla 5. 25 Tiempo de amortización en la ciudad de Bucay sin préstamo bancario, y sin
considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
5.4.4 Análisis para la Región Oriente
Localidad de máxima radiación solar útil: Nuevo Rocafuerte.
Localidad de mínima radiación solar útil: San Vicente (Napo).
-
Ciudad de Nuevo Rocafuerte
Demanda anual de energía
6912 MJ
Cobertura solar
6376 MJ
Cobertura auxiliar
536 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 26 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Nuevo Rocafuerte
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 198
Universidad de Cuenca
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
9,59 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
$ 15,34
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 158,40
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
84,88 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,22 años
Tabla 5. 27 Tiempo de amortización en la ciudad de Nuevo Rocafuerte con préstamo bancario
de 2 años, sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
78,22 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
7,58 años
Tabla 5. 28 Tiempo de amortización en la ciudad de Nuevo Rocafuerte sin préstamo bancario,
y sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
-
Ciudad de San Vicente
Demanda anual de energía
6923 MJ
Cobertura solar
6011 MJ
Cobertura auxiliar
912 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 29 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de San Vicente
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
9,04 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
$ 14,46
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 149,33
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
90,03 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,72 años
Tabla 5. 30 Tiempo de amortización en la ciudad de San Vicente con préstamo bancario de 2
años, sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
82,97 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,04 años
Tabla 5. 31 Tiempo de amortización en la ciudad de San Vicente sin préstamo bancario, y sin
considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 199
Universidad de Cuenca
5.4.5 Análisis para la Región Insular
Localidad de máxima radiación solar útil: Puerto Baquerizo.
Localidad de mínima radiación solar útil: Santa Cruz.
-
Ciudad de Puerto Baquerizo
Demanda anual de energía
7068 MJ
Cobertura solar
6941 MJ
Cobertura auxiliar
127 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 32 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Puerto Baquerizo
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
10,44 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
$ 16,70
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 172,43
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
77,97 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
7,55 años
Tabla 5. 33 Tiempo de amortización en la ciudad de Puerto Baquerizo con préstamo bancario
de 2 años, sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
71,85 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
6,96 años
Tabla 5. 34 Tiempo de amortización en la ciudad de Puerto Baquerizo sin préstamo bancario,
y sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
-
Ciudad de Santa Cruz
Demanda anual de energía
7197 MJ
Cobertura solar
6371 MJ
Cobertura auxiliar
826 MJ
Costos de Inversión
$ 1200
Tasa de interés
8,17%
Tiempo para pagar el préstamo
2 años
Tabla 5. 35 Datos de partida para el análisis económico en la ciudad de Santa Cruz
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 200
Universidad de Cuenca
Cilindros de gas (15 Kg) ahorrados en un año
9,58 cilindros
Ahorro anual con precio GLP subsidiado
$ 15,33
Ahorro anual con precio GLP sin subsidio
$ 158,27
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
84,94 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
8,23 años
Tabla 5. 36 Tiempo de amortización en la ciudad de Santa Cruz con préstamo bancario de 2
años, sin considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Tiempo de amortización si el GLP es subsidiado
78,28 años
Tiempo de amortización si el GLP no se subsidia
7,58 años
Tabla 5. 37 Tiempo de amortización en la ciudad de Santa Cruz sin préstamo bancario, y sin
considerar depreciación de equipos, mantenimiento ni repuestos
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 201
Universidad de Cuenca
CAPITULO 6
CONCLUSIONES
Definimos a la energía solar como la razón fundamental para la existencia de vida en
nuestro planeta. El Sol es el motor principal y fuente inagotable que hace posible la
subsistencia de casi todas las formas de energía que hoy en día utilizamos.
El problema radica en la falta de un desarrollo tecnológico avanzado que sepa
aprovechar al máximo la radiación proveniente de nuestra estrella.
Ha pasado ya más de un siglo de búsqueda constante de un método que sea capaz
de producir el efecto fotovoltaico, y apenas se ha logrado alcanzar una eficiencia
máxima que bordea el 20%. Sin embargo un camino paralelo en la generación solar
térmica ha revolucionado el mundo desde finales del siglo pasado, utilizado estos
sistemas en casi todos los hogares de los países primermundistas y logrando
eficiencias de hasta un 90%.
Tanto a los sistemas fotovoltaicos como térmicos se los puede adicionar equipos de
seguimiento solar, pudiendo alcanzar una ganancia teórica de hasta un 28% de
captación en un sistema de simple eje si es implementado en nuestro país. La
ventaja primordial de estar localizados en el centro del planeta hace posible el fácil
diseño de sistemas caseros para elevar de manera sencilla la productividad de los
sistemas de energía solar con un mínimo costo de inversión. Caso concreto de los
hidromotores.
Desde el desarrollo y aprobación del protocolo de Kyoto, y la preocupación mundial
por el agotamiento de petróleo, las naciones industrializadas han invertido varios
millones de dólares en incentivos para promover las energías del tipo renovable. El
hecho ha causado una divulgación exitosa alrededor del mundo, creando una
conciencia más ecológica y fomentando el uso de sistemas solares y eólicos. Ésta
es la razón principal por la cual en los últimos años se ha visto una penetración
masiva y ascendente en el mercado de las energías no convencionales.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 202
Universidad de Cuenca
El Ecuador es un país favorecido en ubicación geográfica, presentando niveles de
radiación solar muy envidiables por diversas localidades del planeta, siendo
poseedor de diversas zonas climáticas que podrían hacer muy atractiva la iniciación
de plantas fotovoltaicas o térmicas en su territorio. Además, se posee
particularmente a las Islas Galápagos, parque nacional protegido por el mundo
entero en donde técnica y ambientalmente resulta muy factible el desarrollo de estas
alternativas en crecimiento.
Según la matriz energética del Ecuador, se espera que para el año 2020 la energía
solar térmica haya alcanzado una penetración en la ciudadanía del 28,8%, con el fin
de ir desplazando poco a poco la dependencia absoluta del Gas Licuado de Petróleo
GLP. Sin embargo, como se ha podido observar en el análisis económico del mismo,
los costes de equipos aún se encuentran en valores extremadamente elevados y
con absoluta nulidad en el atractivo económico de mantenerse el precio de una
bombona de 15 Kg en $1,60, pudiéndose recuperar la inversión inicial efectuada en
tiempos casi triplicados al promedio de la vida útil de los equipos.
Los valores subsidiados por el gobierno ecuatoriano concluyen con ofrecer al sector
residencial costos energéticos extremadamente baratos si se los compara con
distintas naciones, en el cual un cilindro doméstico fácilmente supera los $16.
Es por ello que en varias localidades Europeas la energía solar térmica es altamente
difundida y completamente rentable, viviendo ya una etapa de ganancia financiera a
partir de los primeros 10 años de funcionamiento. Por otro lado los gobiernos de
estas naciones han introducido decretos que los ciudadanos deben cumplir,
brindando a su vez oportunidades y ventajas al implementar sistemas fotovoltaicos o
solar térmicos; ejemplo de ello es España, que introduce “Criterios de Ahorro
Energético” como el Documento básico “DB HE Ahorro de energía”, y está
aprobada por ley la introducción obligatoria de plantas auto generadoras en
construcciones nuevas, redactadas en el llamado “Código Técnico de la Edificación”
o el nuevo “Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificaciones” RITE.
Ya fue demostrado que tecnológicamente la implementación de sistemas termo
solares si es factible en el Ecuador, consiguiendo un aporte energético solar que
supera como mínimo el 70% del total de energía demandada para cualquiera de las
zonas anteriormente analizadas.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 203
Universidad de Cuenca
Ahora bien, se concluye finalmente que la energía termo solar resulta ampliamente
factible si el precio final del GLP para el sector residencial pierde totalmente el
subsidio, es decir si se lo comercializara al precio establecido para consumo
industrial (actualmente valorado en 1,101264 $/Kg), generando de esta manera un
tiempo de amortización total menor a los 10 años; tiempo muy atractivo al considerar
que la vida útil de estos equipos podría alcanzar tranquilamente los 20-25 años,
produciendo una larga época de ganancias.
Otro factor que influye en el alto costo de los equipos tanto fotovoltaicos como
térmicos, es la falta de compañías dedicadas a su fabricación dentro o cerca de
nuestro territorio, con el fin de minimizar rotundamente los costes de transporte e
impuestos por salida de continente. Vale la pena indicar que en el mercado
ecuatoriano si existen equipos de costos muy baratos, pero sin ningún tipo de
homologación, razón por la cual a estos equipos es imposible realizarles un estudio
técnico.
El estudio realizado conlleva a la conclusión que para obtener la aceptación total de
los sistemas solares térmicos, y alcanzar el objetivo planteado en la matriz
energética, el Estado debería desviar el subsidio correspondiente al GLP hacia
estos sistemas alternativos, aprovechando la gratuidad inagotable energética del
Sol.
Las ventajas de adoptar un sistema termo solar es múltiple, ya que a más de resultar
económicamente factible, se reducen considerablemente las emisiones de gases de
efecto invernadero; reduciendo emisiones de 3,015 Kg de
por cada Kg de GLP
consumido, según datos publicados en marzo de 2011 por la oficina catalana de
estudio del cambio climático y la comisión interdepartamental del cambio climático
de Cataluña.
Por tanto una vivienda unifamiliar ubicada en la ciudad de Quito, y que utilice el
sistema de A.C.S. mediante paneles termo solares, se evitaría la emisión anual de
535 Kg de
. Si este resultado se multiplica por el número de viviendas de esa
ciudad, el resultado sería realmente impresionante.
De igual manera, según las directrices del IPCC de 2006 para los inventarios
nacionales de efecto invernadero en el Ecuador, establece con un límite inferior de
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 204
Universidad de Cuenca
confianza del 95% que el factor de emisión por cada TJ de una central de energía
eléctrica a base de diesel, emite 75500 Kg de
natural emite 54300 Kg de
. Si la central funciona con gas
. Análogamente, si es a base de nafta, residuos o fuel
oil se libera 69300, 72200 o 75500 Kg de
respectivamente.
Entonces, si una vivienda unifamiliar consume mensualmente 130 KWh y es
autogenerada con paneles fotovoltaicos, evita la emisión de 997 Kg de
energía hubiese procedido de una central de energía eléctrica a base fuel oil.
si la
Sin embargo, si se analiza minuciosamente el proceso total en la fabricación de los
módulos fotovoltaicos, probablemente la energía utilizada desde la extracción del
silicio, hasta formar la célula solar, ésta sea mayor a la energía total que pueda
autogenerar el panel durante sus años de vida útil, es decir, podría llegar a emitirse
más CO2 en su fabricación, que lo que se esperaría mitigar con el mismo.
Se concluye finalmente que la implementación de energía fotovoltaica no es factible
económicamente en el país, dado que para recuperar la inversión inicial se supera el
tiempo de vida útil de los equipos.
Por tanto la ventaja más clara en la implementación de sistemas fotovoltaicos para
viviendas unifamiliares, es únicamente en sectores donde su ubicación sea
complicada o inaccesible para la red pública y/o transporte.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 205
Universidad de Cuenca
CAPITULO 7
BIBLIOGRAFIA
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renovable. Fortalecimiento sobre energía renovable. Fortalecimiento de la
Capacidad en Energía renovable para América Central, San José, Costa Rica.
[2] Centro español de información del cobre.
[3] Dr. Felix A. Peuser - Karl-Heinz Remmers - Martin Schnauss, Sistemas Solares
Térmicos. Diseño e Instalación. SOLARPRAXIS, CENSOLAR.
[4] Eduardo Maristany (1995), Curso de energía solar. Tercera edición. Barcelona
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[5] Energía Solar Fotovoltaica. Manual del Proyectista. Junta de Castilla y León.
[6] ENERGÍA SOLAR TÉRMICA. Catálogo Técnico. SALVADOR ESCODA S.
[7] Energía Solar Térmica. Manual del Proyectista. Junta de Castilla y León.
[8] HABERL Jeff S. Ph.D. (2004), CHO P.E. Soolyeon, “LITERATURE REVIEW OF
UNCERTAINTY OF ANALYSIS METHODS (F-Chart Program)”.
[9] http://www.3tier.com/en/support/resource-maps/
[10]
http://www.conelec.gob.ec/contenido.php?cd=1792
[11] http://www.consumer.es/web/es/medio_ambiente/energia_y_ciencia/2008/02/
24/174810.php
[12] http://www.gstriatum.com/energiasolar/blog/2009/07/02/seguidores-solaresde-uno-y-dos-ejes/
[13]
http://www.lainesinasolar.com/seguidor.htm
[14]
http://www.sitiosolar.com/paneles%20fotovoltaicas.htm
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 206
Universidad de Cuenca
[15] Humberto Rodriguez Murcia - Suresh Hurry, PNUD: OLADE: JUNAC,
MANUAL DE ENTRENAMIENTO EN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS PARA
ELECTRIFICACIÓN RURAL
[16] ING.MSC.DOUGLAS AGUIRRE H. (2009), “ENERGIA SOLAR TERMICA”.
ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DEL LITORAL ESPOL, Ecuador.
[17] Ionervy Gedler Rivero (2007), METODOLOGIA PARA EVALUAR LA
FACTIBILIDAD DE UNA PLANTA BDE GENERACION HIBRIDA CON
ENERGIAS RENOVABLES. INFORME FINAL DE PASANTIA. Sartenejas
[18]
Jaume Riboti Martín (2001), Curso de Energía Solar. Barcelona.
[19] José Juan de Felipe Blanch - Joan Antoni López Martínez (1999), Sistemas
solares térmicos de baja temperatura. Primera edición. Edicions de la Universitat
Politècnica de Catalunya (UPC), ESPAÑA.
[20] José Mª Fernández Salgado (2008), Compendio de Energía Solar. (Adaptado
al Código Técnico de la Edificación y al nuevo RITE). AMV EDICIONES, MUNDIPRENSA. Madrid.
[21]
Matriz Energética del Ecuador. Proyección 2009-2020].
[22]
Nestor Sanz B, “La Radiación solar”
[23]
OLADE (1995). Organización Latinoamericana de Energía.
[24] Pedro Sánchez, Asesor Solar, DOSIER DE INSTALACIONES SOLARES
FOTOVOLTAICAS Y TÉRMICAS. GRUPO ENERPAL.
[25] Rodolfo Dufo López - José Luis Bernal Agustín (2001), CURSO
INTERACTIVO DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. Manual de usuario.
TOMO 1. C.T.E. CENTRO DE TECNOLOGIA EDUCATIVA. Universidad de
Zaragoza, España
[26] Sergio Morató Moreno (2006), DISEÑO DE UNA CENTRAL FOTOVOLTAICA
DE 100KW, Cataluña, España.
[27]
SODEAN S.A. (junio 1999).
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 207
Universidad de Cuenca
[28]
Barragán Antonio, “Proyecto de Investigación Bio-Casas”. Universidad de
Cuenca.
[29] O’keto Peters (2007), Pre-Diseño de un Estación Fotovoltaica con
Hidroseguidor en Régimen Autónomo. Granada.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 208
Universidad de Cuenca
ANEXOS
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 209
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ANEXO 1
Radiación Solar en distintas ciudades del Ecuador (
)
Fuente: Instituto de Ingeniería Solar, Universidad de Massachusetts
Ciudad
LAT
LONG
msnm ENE
FEB MAR ABR MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT NOV
DEC PROMEDIO
4,5
4,5
4,97
4,81
4,55
Ambato
1,28 S
78,63 W 2540 4,64 4,56 4,56 4,42 4,39 3,97 4,28
5
Babahoyo (I. Maria)
1,82 S
79,55 W
7
3,67 3,97 4,36 4,31 3,81 3,25 3,39 3,69 3,78 3,72 3,69 3,72
3,78
Bahia de Caraquez
0,60 S
80,38 W
3
3,83 4,14 4,67 4,53 4,14 3,31 3,64 3,94 3,89 3,92 4,06 4,17
4,02
Baños
1,40 S
78,42 W
843
Boyaca
0,57 S
80,18 W
30
Bucay
2,17 S
79,27 W
Camposano
1,58 S
80,40 W
Cañar
4,25 4,28 3,94 4,11 4,08 3,61 3,89 4,11 4,19 4,75 4,69
4,5
4,2
3,33 3,36 4,36 3,83 3,67 3,31 3,56 3,94 3,81 4,11 3,94 3,83
3,75
317
3,22 3,39 3,75
3,28 3,42 3,39 3,42
3,36
120
3,56 3,86 4,36 4,31 4,19 3,53 4,28 4,11 4,28 4,64 4,39 3,89
4,12
2,62 S
78,93 W 3104 4,47 4,28 4,36 4,28 4,56 4,31 4,92 4,89 4,58 4,78 4,83 4,75
4,58
Cariamanga
4,32 S
79,57 W 1950 4,28 4,22 4,36 4,33 4,64 4,81 5,08 5,39 4,67 5,75 5,33 4,64
4,79
Charles Darwin
0,73 S
90,30 W
6
4,53 4,19 3,64 3,53 3,69 4,14 4,36 4,17
4,41
Coca
0,45 S
76,98 W
200
3,83 4,53 3,53 4,14 4,14 3,39 3,83 3,83 3,78 4,33 4,25 4,56
4,01
Cotopaxi
0,62 S
78,57 W 3560 4,31 4,25 3,94 3,64 3,75 3,86 4,14 4,64
Cuenca-Ricaurte
2,85 S
78,95 W 2562 4,58 4,58 4,56 4,28 4,25 3,92 4,22 4,39 4,39 4,78 5,06 4,97
4,5
El Puyo
1,58 S
77,90 W
950
3,56 3,56 3,64 3,53 3,69 3,44 3,69
3,8
Flavio Alfaro
0,40 S
79,60 W
150
3,17 3,56 4,06 3,53 3,64 3,31 2,94 3,03 3,28 3,81 3,83 3,75
Guayaquil
GuayaquilAeropuerto
2,20 S
79,88 W
6
2,20 S
79,88 W
Hacienda Sangay
1,70 S
77,90 W
Hda. San Vicente
0,57 S
80,43 W
Ibarra
0,35 N
78,13 W 2228 4,44 4,42 4,36 4,36 4,58 4,36 4,89 4,97 4,61 4,72
4,69 5,03 5,39
4
5,5
3,31 2,86 3,28
4,17 4,67 4,58 4,56 3,86 4,17
3,43 4,41
970
3,5
3,4
3,5
4
4
4,44 4,56 4,17
4,33 4,28 3,89
4,14
3,49
4,67 4,56 4,31 4,44
4,37
4,35 4,32 3,59 4,36 3,63 5,69 4,16 3,72 4,61
4,14
3,47 3,47 3,75 3,61 3,69 3,44 3,61
4,5
4
4,25 4,08 3,81
3,77
3,91 4,23 4,17 4,81 4,05 3,63 2,99 3,18 3,02 3,36 3,17 3,71
3,68
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 210
4
4
4,5
4,5
4,56
Universidad de Cuenca
Inguincho
0,25 N
78,40 W 3380 4,72 4,92 4,56 4,25 4,47 4,61 4,97 5,08
5,03 4,92 4,81
4,78
Isabel Maria
1,80 S
79,53 W
3,52 3,83 4,28 4,33 3,62 3,11 3,08 3,41 3,55 3,19 3,24 3,36
3,54
Izobamba
0,37 S
78,55 W 3058 4,23 4,11 4,06 3,75 4,11 4,05 4,21 4,45 4,47 4,16 4,17 4,21
Jama
0,20 S
80,27 W
5
3,61 3,64 4,36 3,83 3,75 2,94 4,72 3,44
3,5
4,03 3,94 3,86
3,8
Julcuy
1,47 S
80,62 W
230
3,56 3,78 4,25 4,11 4,08 3,44 4,28 4,92
4,5
4,33 4,39 4,11
4,15
La Clementina
1,67 S
79,35 W
20
3,78 3,78 4,06 4,11 3,61 3,06 3,31 3,39
3,5
3,53 3,58 3,81
3,63
La Concordia
0,10 N
79,42 W
300
3,83 4,14 4,06 3,94 3,33 3,69 3,56 3,39 3,47 3,39 3,33
3,64
La Naranja
1,37 S
80,47 W
528
La Naranja-Jipijapa
1,37 S
80,47 W
Latacunga
0,92 S
78,62 W 2785 4,53 4,25 4,36 4,03 4,31 4,11 4,53 4,61
4,64 4,58 4,58
4,42
Loja
4,00 S
79,20 W 2135 4,06 4,22 4,17 4,06 4,28 3,86 4,25 4,33 4,36 4,69 4,89 4,61
4,31
Macara
4,38 S
79,28 W
Macas
2,30 S
78,10 W 1070 4,17 4,17 4,06 3,92 4,28
Machala
3,27 S
79,95 W
Malchingui
3,5
3,28 3,47 3,83 3,83 3,69 3,17
3,5
5
3,81 3,78 3,92 3,67
3,5
2,89 3,17 3,48 3,69 3,39 3,03 3,17 3,62 3,67 3,44 3,17 2,98
430
3,62
3,31
4
5,06 5,19 5,06 5,22 5,08 4,61
4,6
3,5
3,78 3,69 4,17 4,36 4,72 4,22
4,09
4
3,72 4,17 3,78 3,86 3,83 4,69
4,3
0,07 N
78,33 W 2900 4,67 4,61 4,78 4,75 4,78 4,44 5,19 5,08 4,78 4,92 4,81 4,78
4,8
Manta
0,95 S
80,70 W
6
Milagro
2,15 S
79,60 W
Mutile
0,08 N
Napo-San Vicente
6
4,22 4,11 4,25 4,06 4,31
4,5
4,16354
4,42 4,81
5
4,56 4,78
4,33 4,44 4,78 4,81
4,31 4,33 4,39 4,03 4,28 4,47
4,39
13
3,69 3,97 4,36 4,39 3,89 3,22 3,47 3,69 3,78 3,83 3,81 3,94
3,84
79,65 W
25
3,31 3,92 4,03 4,56 4,28 3,53 4,19 3,97 3,69 4,08 3,31
3,86
0,57 S
80,43 W
5
4,11 4,72 4,47 4,72 4,25 3,47 3,56 3,64 3,39 3,81 3,75 4,17
4
Nuevo Rocafuerte
0,92 S
75,40 W
265
4,72 4,56 4,06 3,92 4,03 3,72 4,22 4,33 4,69 4,64 4,58 4,47
4,33
Olmedo
0,13 N
89,62 W
6
5,06 4,89 4,67 4,56 4,89 4,94 5,42 5,39
4,47
4,94
Olmedo Manabi
1,38 S
80,22 W
60
3,36 3,97 3,64 3,53 3,61 3,17 3,69 4,42 3,89 3,83 3,56 4,31
3,75
Pasaje
3,32 S
79,93 W
6
3,64 3,81 4,25 4,08 3,72 3,19 3,44 3,36 3,28 3,33 3,42 3,56
3,59
Pedernales
0,07 S
80,07 W
10
3,69 3,83 4,89 4,08 3,75
3,47 3,44 3,61 3,92 3,83 3,44
3,79
Pichilingue
1,10 S
79,48 W
93
3,56 3,86 4,36 4,11 3,83 3,19 3,44 3,61 3,58 3,72 3,56 3,67
3,71
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
4,5
4
3,5
Página 211
5
5
5
3,5
Universidad de Cuenca
Pisayambo
1,07 S
78,42 W 3615 3,64 3,86 3,94 3,92 3,92 3,56 3,83 3,92
Portoviejo
1,07 S
80,33 W
Puerto Baquerizo
0,90 S
Puerto Bolivar
89,78
44
W
10
3,35 S
80,00 W
6
Puerto Ila
0,38 S
79,55 W
260
Puerto Lopez
1,57 S
80,80 W
6
Quininde
0,33 S
79,47 W
95
Quito-Naquito
4,33 4,36 4,17
3,95
4,22 4,39 4,33 4,17 4,17
4,16
4,96 5,68 6,44 6,21 5,97 5,25 4,91 4,88 4,68 4,81 4,88 4,86
5,31
3,64 3,86 4,47 4,42 4,22 3,47
4,42 4,81
5
4,56 4,78
4
4,5
4
3,72 4,17 3,78 3,86 3,83 4,69
3,44 3,36
3,51
4,69 4,28 3,08 3,22 3,42 3,08 3,31 3,67 3,89
3,87
3,72 4,14 3,86 3,47 3,42 3,47 3,64 3,39 3,81 4,03 3,53
3,66
0,13 S
78,48 W 2812 4,94 4,64 4,78 4,53 4,83 4,69 5,53 5,47 4,89 5,25 5,14 5,14
4,99
Riobamba
1,67 S
78,63 W 2754 4,44 4,56 4,36 4,22 4,39 4,06 4,47 4,61
4,47
Rumipamba
1,02 S
78,58 W 2628 4,72 4,56 4,56 4,22 4,61 4,28
Salinas
2,18 S
80,98 W
Salinas-La Puntilla
2,20 S
81,02 W
San Carlos
2,28 S
79,42 W
35
San Cristobal
0,90 S
89,62 W
6
San Juan-La Mana
0,95 S
79,32 W
223
San Lorenzo
1,28 N
78,85 W
5
San Simon
1,65 S
78,98 W 2600 4,14 4,06 4,36 4,11 4,28 4,17 4,89
Santa Isabel
3,33 S
79,33 W 1598 3,92 3,92 4,06 3,89
Santa Rosa
3,43 S
79,97 W
Santo Domingo
0,23 S
79,27 W
Tabacundo
6
3,44 3,64 4,06 3,83 3,56 3,11 3,36 3,44 3,39
4,25 4,56
3,5
5
4,5
4,5
3,5
4,3
4,75 4,61 4,72
4,72 4,69 4,64 4,89 4,86
4,67 5,17 5,19 5,17 4,92 4,03 3,67 3,69 3,39 3,53
4,14 5,02 4,79 5,41 4,53
3,5
4,86
4,36
2,79 2,83 3,02 2,81 3,25 4,62
3,92
3,58 4,06 3,92 3,58 3,06 3,28 3,39 3,39 3,53
4,72 5,44 5,92 5,58
5,5
3,28 3,47 3,83 3,64 3,33
3,64
3,8
4
4,44 4,28
4
4
4
4,6
3,72
3,54
4,92 4,89 4,83 4,58 4,86 4,97 4,86
5,09
3
3,22 3,42 3,39
3,44 3,39
3,41
3,56 3,83 3,78 3,81 3,89 3,67 3,47
3,86
5
3,5
3,5
4,58 4,75 4,58 4,61
4,06 4,58 4,64 4,47 4,78 4,89
4,5
4,46
4,31
2,77 3,04 3,77 4,03 3,69 2,94 3,13 3,06 2,85 2,79 2,64 3,46
3,18
3,14
3,5
3,83 3,75
3,44
0,05 N
78,22 W 2876 4,64
4,5
4,56 4,56 4,58 4,17 4,72 4,89
Taura
2,33 S
79,82 W
17
Tiputini
0,75 S
75,53 W
220
Tulcan
0,82 S
77,70 W 2950 4,06 4,11 4,14 3,86 4,17 3,92 4,31 4,39 4,19 4,31 4,19
600
3,5
3,78 4,17
3,11 3,47
3,5
3,39
5
3,5
3,33 3,25
4,42 4,19
4,5
4,56
3,78 3,22 3,58 3,89 3,69 3,72 3,81 3,42
3,71
4,53 4,33 4,17 3,83 3,94 3,64 3,92 4,53 4,58 4,69 4,56 4,47
4,27
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
4
3,5
Página 212
4
4,14
Universidad de Cuenca
ANEXO 2
Proveedores de equipos fotovoltaicos en el Ecuador
[1] CONSTELL, Cuenca-Azuay, Av. Florencia Astudillo y Alfonso Cordero. Teléfono:
(07)2811957.
[2] ELECTRO-ECUATORIANA, Guayaquil-Guayas, Av. J. Tanca Marengo Km. 1.5;
Teléfono: (04)2285744.
[3] JVCA, Cuenca-Azuay, Av. Huayna Cápac 2-22 y Calle Larga. Teléfono:
(07)2806251.
[4] NETCELL S.A., Guayaquil-Guayas, Bálsamos 4-10 y Ebanos, Teléfono:
(04)2885009.
[5] ALMACEN ROMEZA, Manta-Manabí, Vía a San Mateo Av. 50, Teléfono:
(05)2622323.
[6] RENOVAENERGIA, Quito-Pichincha, Juan Ramírez N35-68 y Germán Alemán,
Teléfono: (02)2240480.
[7] SISENER, Cuenca-Azuay, El Universo 3-10 y El Mercurio, Teléfono:
(07)2868678.
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 213
Universidad de Cuenca
ANEXO 3
DATASHEETS
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 214
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 215
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 216
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 217
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 218
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 219
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 220
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 221
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 222
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 223
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 224
Universidad de Cuenca
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 225
Universidad de Cuenca
ANEXO 4
Base de datos histórica de Temperatura Media en la ciudad de Cuenca (°C).
Fuente: Estación Meteorológica del Aeropuerto “Mariscal Lamar”.
AÑOS
MESES
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
PROMEDIO
AÑOS
MESES
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
PROMEDIO
1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987
17,4
16,1
16,7
16,3
16,1
15,4
15,8
15,7
13,9
17,0
17,3
17,7
16,28
17,0
16,9
16,0
15,8
16,0
14,6
14,5
13,9
15,6
16,0
17,5
17,3
15,93
17,7
17,1
16,6
15,9
16,0
15,0
15,0
15,6
16,3
16,7
16,8
17,0
16,31
17,4
16,8
16,3
16,2
16,2
15,5
15,0
15,0
15,7
16,4
16,4
16,8
16,14
16,7
16,9
16,8
16,5
16,7
15,7
14,2
15,7
15,8
16,9
17,1
17,3
16,36
16,7
17,0
17,2
15,9
16,2
15,7
14,6
15,0
16,3
16,1
17,1
17,0
16,23
17,6
16,9
17,4
17,1
17,2
16,4
15,6
15,4
16,3
16,2
17,3
16,5
16,66
16,3
16,0
16,4
15,8
15,9
15,4
14,5
15,7
15,2
16,2
15,8
16,9
15,84
15,9
15,9
16,7
16,3
15,5
14,8
13,7
14,4
16,0
16,3
15,4
16,7
15,63
16,8
16,1
15,7
16,7
16,3
15,1
13,9
15,6
15,4
15,9
15,8
16,9
15,85
17,3
16,6
16,5
16,5
16,1
16,2
15,8
15,8
16,5
16,9
17,4
17,8
16,62
1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
17,5
17,0
16,1
15,9
16,2
15,5
14,3
15,1
15,6
16,1
16,0
16,1
15,95
16,0
15,8
15,0
16,3
15,4
14,8
14,0
15,2
15,6
15,9
16,9
16,8
15,64
17,0
16,9
16,6
16,6
16,1
16,0
14,9
14,7
16,6
16,4
17,1
16,6
16,29
17,2
17,0
17,0
16,6
16,8
16,7
15,3
14,1
16,1
16,1
16,8
17,6
16,44
17,8
17,0
17,2
16,9
16,7
15,9
14,4
15,8
16,0
16,4
17,0
17,0
16,51
16,6
16,0
15,5
16,1
16,2
15,8
15,1
15,3
15,8
16,5
16,4
17,2
16,04
16,4
16,4
16,5
16,3
16,1
15,0
15,0
13,9
15,4
16,3
16,1
17,2
15,88
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
17,0
17,4
17,2
17,1
16,1
15,8
15,3
16,0
15,9
16,3
16,7
16,5
16,44
16,4
16,0
15,5
16,4
15,8
15,3
14,3
14,7
15,7
16,2
16,6
17,1
15,83
16,6
16,7
16,5
16,5
16,3
16,5
14,7
15,1
16,7
18,0
16,9
17,9
16,53
17,9
18,2
17,2
18,4
17,1
15,9
14,8
16,1
16,6
16,9
17,5
17,1
16,98
Página 226
Universidad de Cuenca
AÑOS
MESES
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
PROMEDIO
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
16,8
15,7
16,1
15,6
15,5
16,1
14,6
15,0
15,7
15,5
17,1
16,5
15,85
16,3
15,9
15,8
15,9
15,6
16,2
15,5
15,2
15,4
16,3
16,8
16,9
15,98
16,5
16,6
16,7
16,3
16,6
15,4
15,9
14,8
15,7
17,9
17,3
17,4
16,43
17,3
17,4
17,3
16,4
16,5
15,5
15,9
15,4
16,8
16,7
16,5
17,5
16,60
17,2
17,5
16,7
16,6
16,3
15,4
14,6
16,0
16,1
16,9
16,8
16,8
16,41
17,3
17,2
17,3
17,2
17,0
15,7
15,7
15,3
15,8
17,2
17,5
17,5
16,73
17,5
17,8
17,1
17,0
16,9
16,4
15,8
15,8
17,1
17,0
16,7
16,5
16,80
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
17,3
17,3
17,0
16,5
16,6
15,6
15,5
15,5
16,4
17,2
17,1
16,9
16,58
18,0
16,8
16,5
16,4
16,5
14,3
15,8
15,3
14,9
16,1
16,5
16,4
16,13
17,0
15,5
15,7
16,0
15,6
15,5
14,8
15,0
15,8
16,2
16,2
16,6
15,83
16,5
16,4
17,1
16,3
16,5
16,2
16,1
16,4
17,2
17,9
18,3
18,5
16,95
Página 227
Universidad de Cuenca
ANEXO 5
Lista de Paneles Termo Solares disponibles en el mercado
Distribuidor
1 ASTERSA
2 ASTERSA
3 BAXI ROCA
4 BAXI ROCA
5 BAXI ROCA
6
7
8
9
10
11
12
14
15
BAXI ROCA
BUDERUS
BUDERUS
BUDERUS
BUTECH
CHROMAGEN
CHROMAGEN
CITRIN SOLAR
CLIBER
COINTRA
16 GODESIA
Eficiencia
Óptica
a1
a2
Coef.
Pérdidas
Basado
Sup.Apertura
(W/m2
K)
(W/m2K
2)
IDAE: a1 +
30a2
(W/m2K)
Plano
0,776
3,635
0,013
4,025
0,773
3,809
0,011
4,139
0,832
1,14
0,014
1,56
AR 20
Plano
Tubos de
vacío
Tubos de
vacío
0,83
1,53
0,006
1,71
PS 2.0
Plano
0,789
3,606
0,012
3,966
PS 2.4
LOGASOL SK 4.0 s
LOGASOL SK 3.0 s
LOGASOL SK 2.0 s
EXTRATHERMIC
CR 10SN
CR 10 ALDP8
CS 100
SOLTHERM
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
0,76
0,848
0,755
0,723
0,77
0,742
0,706
0,798
0,77
3,191 0,025
4,021 0,0108
3,599 0,008
5,824 0,007
3,231 0,014
4,171 0,015
5,047 0,017
3,34 0,0075
3,231 0,014
3,941
4,345
3,839
6,034
3,651
4,621
5,557
3,565
3,651
IXION
Plano
0,733
4,269 0,0143
4,698
Fabricante
Astersa Aplicaciones Solares, S.
L.
Astersa Aplicaciones Solares, S.
L.
Termomax Kingspan Renewables
Ld.
Termomax Kingspan Renewables
Ld.
Termomax Kingspan Renewables
Ld.
Termomax Kingspan Renewables
Ld.
Bosch Thermotechnik GmbH
Bosch Thermotechnik GmbH
Bosch Thermotechnik GmbH
Isofotón, S.A.
Chromagen Solar Energy Systems
Chromagen Solar Energy Systems
Citrin Solar GmbH
Isofotón, S.A.
GreenOne Tec Solarindustrie
GmbH
Modelo
AS-2M
AS-2.4M
AR 30
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Tipo
Página 228
Universidad de Cuenca
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
COSMOSOLAR
COSMOSOLAR
ERGASOL
ERGASOL
ERGASOL
ERGASOL
ERGASOL
FAGOR
FAGOR
FAGOR
28 HELIOAKMI
Skyland-Cosmosolar
Skyland-Cosmosolar
ERGASOL 2000 S.L.
ERGASOL 2000 S.L.
ERGASOL 2000 S.L.
ERGASOL 2000 S.L.
ERGASOL 2000 S.L.
Chromagen Solar Energy Systems
Chromagen Solar Energy Systems
Chromagen Solar Energy Systems
GreenOne Tec Solarindustrie
GmbH
Helioakmi Solar Energy Sistems,
S.A.
29 HUCU
Hucu Solar España, S.L.
30 HUCU
Hucu Solar España, S.L.
31
32
33
34
35
Hucu Solar España, S.L.
GEO-TEC Solartechnik GmbH
GEO-TEC Solartechnik GmbH
GEO-TEC Solartechnik GmbH
Isofotón, S.A.
Productos de Energías Naturales,
S.L.
GreenOne Tec Solarindustrie
GmbH
P.M.P. Equipos Energéticos, S. L.
P.M.P. Equipos Energéticos, S. L.
P.M.P. Equipos Energéticos, S. L.
27 FERROLI
HUCU
IMMOSOLAR
IMMOSOLAR
IMMOSOLAR
ISOFOTON
36 NEP
37
38
39
40
LAMBORGUINI
PROMASOL
PROMASOL
PROMASOL
HEATSUN/HPC-2.0
EPI 16
GASOL 1
MODELO 150L
MODELO 200L
MODELO 300L
MODELO 500L
SOLARIA 2.1 AL S8
SOLARIA 2.4 AL S8
SOLARIA 2.8 AL S8
Plano
Plano
Plano
Termosifón
Termosifón
Termosifón
Termosifón
Plano
Plano
Plano
0,776
0,776
0,725
0,725
0,725
0,725
0,725
0,7296
0,7296
0,7296
4,007
4,007
6,222
6,222
6,222
6,222
6,222
2,514
2,514
2,514
0,016
0,016
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,038
0,038
0,038
4,4879
4,4879
7,512
7,512
7,512
7,512
7,512
3,6545
3,6545
3,6545
ECOSELECT
Plano
0,733
4,269 0,0143
4,698
MEGASUN/ST 2500
HUCUSOL/11000VP
HUCUSOL/21000VP
HUCUSOL TC 200
150
IS-PRO 1Q
IS-PRO 2Q
IS-PRO 2H
ISOTHERM PLUS
Plano
0,742
3,9
0,012
4,26
Plano
0,769
3,313
0,019
3,883
Plano
0,745
3,423
0,027
4,233
Termosifón
Plano
Plano
Plano
Plano
0,745
3,423
0,027
4,233
0,77
3,231
0,014
3,651
AQUA CTE INV
Plano
0,798
2,832
0,028
3,672
GARDA
V-1
TITANIO V-1
H-2
Plano
Plano
Plano
Plano
0,733
0,77
0,74
0,77
4,269 0,0143
4,698
6,9
4,9
6,9
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 229
Universidad de Cuenca
41 PROMASOL
P.M.P. Equipos Energéticos, S. L.
TITANIO H-2
TITANIO V-1 K
42 PROMASOL
P.M.P. Equipos Energéticos, S. L. Horizontal
TITANIO V-1 K
43 PROMASOL
P.M.P. Equipos Energéticos, S. L. Vertical
44 RAYOSOL
Rayosol Instalaciones, S.L
V-19
45 RAYOSOL
Rayosol Instalaciones, S.L
V-22 h
46 RAYOSOL
Rayosol Instalaciones, S.L
V-22 v
47 RIPOSOL
Riposol GmbH Alternative Energie SONGUT/SG 23 V
48 ROTH
Roth Werke, GmbH
F2
49 SAUNIER DUVAL Saunier Duval
SRH 2.3
50 SAUNIER DUVAL Saunier Duval
SRD 2.3
51 SAUNIER DUVAL Saunier Duval
SCV 2.3
Solaria Energía y Medio Ambiente,
52 SOLARIA
S.A.
STH
53 SOLARIS
Solaris Energía Solar, S. A.
CP 1
54 SOLARIS
Solaris Energía Solar, S. A.
CP 2
Jiangsu Gomon Kitchen Appliance
55 SOLARIS
& Solar Technology Co. Ltd.
E-10
Jiangsu Gomon Kitchen Appliance
56 SOLARIS
& Solar Technology Co. Ltd.
E-12
Jiangsu Gomon Kitchen Appliance
57 SOLARIS
& Solar Technology Co. Ltd.
E-20
GreenOne Tec Solarindustrie
58 SONNENKRAFT GmbH
SK500N ECO
GreenOne Tec Solarindustrie
59 SONNENKRAFT GmbH
SK 400
GreenOne Tec Solarindustrie
60 SONNENKRAFT GmbH
IFK
GreenOne Tec Solarindustrie
61 SONNENKRAFT GmbH
SCE 200
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Plano
0,74
Plano
0,804
3,516
0,026
4,296
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
0,804
0.75
0.731
0.725
0,753
0,753
0,801
0,801
0,729
3,516 0,026
5.266 0.017
4.434 0.016
4.292 0.021
3,533
0,01
3,41 0,0154
3,32
0,023
3,761 0,012
2,804 0,055
4,296
5.776
4.914
4.922
3,833
3,872
4,01
4,121
4,454
Plano
Plano
Plano
Tubos de
vacío
Tubos de
vacío
Tubos de
vacío
0,771
0,799
0,826
4,357
3,4
4,001
0,011
0,026
0,023
4,687
4,18
4,691
0,685
3,281
0,016
3,761
0,57
2,226
0,011
2,556
0,688
2,219
0,023
2,909
Plano
0,77
3,494
0,017
4,004
Plano
0,741
3,705
0,015
4,155
Plano
0,738
3,578
0,014
3,998
Plano
0,769
3,847 0,0103
4,156
Página 230
4,9
Universidad de Cuenca
62 SUMSOL
64
65
66
67
68
69
70
SHÜCO
TERMICOL
THERMOR
UNISOLAR
UNISOLAR
UNISOLAR
URALITA
CTP
Ecosolar 233/ZS
Schuco International, K.G.
222233
Ecosolar 269/ZS
Schuco International, K.G.
222269
Termicol Energía Solar SL
T 25 SH
Wagner & Co. Solartechnik GMBH CSP-2
Grupo Unisolar, S.A.
UNISOL 60 PLUS
Grupo Unisolar, S.A.
UNISOL 60 BASIC
Grupo Unisolar, S.A.
UNISOL TS 300
Isofotón, S.A.
COBERT
71
72
73
74
VAILLANT
VAILLANT
VAILLANT
VAILLANT
Vaillant GMBH
Vaillant GMBH
Vaillant GMBH
Vaillant GMBH
63 SHÜCO
Isofotón, S.A.
Plano
0,77
3,231
0,014
3,651
Plano
0,776
3,473
0,017
3,983
Plano
Plano
Plano
Plano
Plano
Termosifón
Plano
Tubos de
vacío
Plano
Plano
Plano
Tubos de
vacío
Tubos de
vacío
0,787
0,731
0,819
0,797
0,77
0,77
0,77
3,947
4,308
4,227
4,273
3,566
3,566
3,231
0,012
0,016
0,014
0,006
0,024
0,024
0,014
4,307
4,788
4,647
4,453
4,286
4,286
3,651
0,642
0,79
0,801
0,753
0,642
2,414
3,32
3,936
0,001
0,049
0,023
0,017
0,672
3,884
4,01
4,446
0,756
1,28
0,0063
1,469
0,751
1,24
0,0063
1,429
Plano
0,838
3,774
0,012
4,134
Wagner & Co. Solartechnik GMBH EURO C32 RH
Plano
0,819
4,227
0,014
4,647
Wagner & Co. Solartechnik GMBH EURO L20 AR
Plano
0,844
3,48
0,0154
3,942
Wagner Solar S.L.
LBM 10 AR
Plano
0,838
3,774
0,012
4,134
Wagner Solar S.L.
LBM 2 AR
Plano
0,838
3,774
0,012
4,134
75 VIESSMANN
Viessmann Werke GmbH
76 VIESSMANN
WAGNER
77 SOLAR
WAGNER
78 SOLAR
WAGNER
79 SOLAR
WAGNER
80 SOLAR
WAGNER
81 SOLAR
Viessmann Werke GmbH
VTK 570
VFK 145 V
VFK 145 H
VFK 125
VITOSOL 300 T SP
3A 2m2
VITOSOL 300 T SP
3A 3m2
Wagner Solar S.L.
LBM 8 AR
Wilson Fernando Mogrovejo León – Juan Carlos Sarmiento Vintimilla
Página 231
Universidad de Cuenca
Dimensiones
Sup.bruta
Sup.Apertura
Peso vacío
Precio
LargoxAnchoxFondo (mm)
(m2)
(m2)
(kg)
Sin IVA (€)
1
2067 x 1080 x 106
2,23
2
42,5
2
2069 x 1263 x 106
2,61
2,4
49
3
1996 x 2127 x 97
4,25
3,228
81.4
2550
4
1996 x 1418 x 97
2,83
2,153
54.8
1700
5
2104 x 1204 x 80
2,52
2,33
45.7
780
6
1730x1170x83
2,03
1,92
33
560
7
2070 x 1145 x 90
2,37
2,1
46
820
8
2070 x 1145 x 90
2,37
2,25
41
598
9
2070 x 1145 x 90
2,37
2,25
41
526
10
2277 x 1075 x 112
2,448
2,213
48
11
2190 x 1080 x 90
2,37
2,17
39,1
12
2190 x 1090 x 90
2,4
2,17
33
14
1987 x 1046 x --
2
1,903
39
15
2277 x 1075 x 112
2,448
2,213
48
16
2000 x 1170 x 73
2,34
2,238
32,2
17
2000 x 1000 x 90
2
1,768
43,04
18
1900 x 1180 x 90
2,24
1,995
48,97
19
2002 x 1042 x 70
2,09
1,9
44
20
2002 x 1042 x 70
2,09
1,9
44
21
2002 x 1042 x 70
2,09
1,9
44
22
2002 x 1042 x 70
2,09
1,9
44
23
2002 x 1042 x 70
2,09
1,9
44
24
1910 x 1080 x 90
2,06
1,87
8
641
25
1090 x 2190 x 90
2,2
2,17
43
717
26
1260 x 2185 x --
2,75
2,58
42,6
835
27
2000 x 1170 x 73
2,34
2,238
32,2
28
2049 x 1273 x 89
2,61
2,3
29
2095 x 1098 x 100
2,3
1,99
UNIVERSIDAD DE CUENCA – FACULTAD DE INGENIERÍA
610
41,5
Página 232
Universidad de Cuenca
30
2097 x 1097 x 100
2,3
1,99
42,3
31
2097 x 1097 x 100
2,3
1,99
42,3
32
450 x 2045 x 77
0,92
0,813
18
33
1045 x 2045 x 77
2,138
2,004
37
34
2045 x 1045 x 77
2,138
2,004
37
35
2277 x 1075 x 112
2,448
2,213
48
36
2048 x 1047 x 86
2,14
1,99
52,8
37
2000 x 1170 x 73
2,34
2,238
32,2
38
2000 x 1000 x 88
2
1,88
39
2000 x 1000 x 88
2
1,88
40
1000 x 2000 x 88
2
1,88
41
1000 x 2000 x 88
2
1,88
42
1003 x 2002 x 88
2,01
1,86
48,5
43
2002 x 1003 x 88
2,01
1,86
48,5
44
1825 x 115 x 99
2.03
1.9
40
580
45
1771 x 1325 x 95
2.35
2.15
45
590
46
1325 x 1771 x 95
2.35
2.15
45
590
47
2018 x 1069 x 94
2,253
2,025
36,3
48
1880 x 1160 x 95
2,185
1,994
38
49
2035 x 1232 x 80
2,51
2,352
38,3
50
2035 x 1232 x 80
2,51
2,352
37
51
2035 x 1232 x 80
2,51
2,352
38
52
1950 x 1225 x 92
2,39
2,17
47,44
53
2050 x 1055 x 80
2,16
2
32,8
54
2055 x 1055 x 80
2,17
2,01
34,1
55
1930 x 1010 x 155
1,95
1,1
35
56
1875 x 1010 x 150
1,89
1,14
39,8
57
2060 x 1920 x 160
3,96
2,2
68,5
58
2077 x 1237 x 39
2,569
2,21
47
59
2038 x 1033 x 94
2,11
1,88
35
UNIVERSIDAD DE CUENCA – FACULTAD DE INGENIERÍA
860 (PVP)
680
810
Página 233
Universidad de Cuenca
60
2378 x 1098 x 115
2,61
2,28
61
1732 x 1170 x 84
2,026
1,922
36,2
62
2277 x 1075 x 112
2,448
2,213
48
63
2041 x 1142 x 80
2,33
2,13
43,5
64
2151 x 1251 x 92
2,69
2,5
51,8
65
2108 x 1187 x 80
2,35
18,5
66
1931 x 1161 x 91
2,24
2,03
38
67
2020 x 1020 x 87
2,06
1,91
34,2
68
2020 x 1020 x 90
2,06
1,9
28,2
69
2020 x 1020 x 90
2,06
1,9
28,2
70
2277 x 1075 x 112
2,448
2,213
48
71
700 x 1640 x100
1,15
1
46
72
2033 x 1233 x 80
2,51
2,352
38
803,5
73
1233 x 2033 x 80
2,51
2,352
38
803,5
74
2035 x 1232 x 80
2,51
2,352
38
689
75
2030 x 1412 x 145
2,886
2,145
58
76
2030 x 2130 x 145
4,324
3,228
87
77
4598 x 1942 x 103
8,9
8,1
175
78
1930 x 1160 x 90
2,24
2,03
39,5
79
2151 x 1251 x 110
2,621
2,369
47,9
80
1942 x 5740 x 103
11,1
10,1
218
81
1942 x 1172 x 103
2,28
2,02
46,3
UNIVERSIDAD DE CUENCA – FACULTAD DE INGENIERÍA
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