ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA (ESF)

Transcripción

1 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA (ESF) Sistemas F.V Conectados a la Red (SFCR) Rafael Martín Lamaison Urioste Trabajo del alumno Javier Raventós de la ETSEIB Contenido Introducción Modelo para obtener la producción energética de un SFCR

2 Introducción Instalación conectada a la red eléctrica INVERSOR

3 Curva característica del módulo fotovoltaico I I-V Corriente de corto circuito P-V I SC mp Punto de máxima potencia P P max Tensión de circuito abierto V mp V OC V Curva característica del módulo fotovoltaico Influencia de la conexión de las células solares en serie o en paralelo sobre la curva I - V I (A) I (A) I (A) V 0,6 1,2 0,6 1,2 1,8 0,6 1,2 1,8 V + - V

4 Efecto de factores ambientales sobre las características del módulo/panel F.V. IRRADIACIÓN SOLAR 800 W/m W/m W/m 2 I P V V La corriente de cortocircuito aumenta al aumentar la irradiación. La tensión de circuito abierto disminuye al aumentar la irradiación. La potencia máxima aumenta al aumentar irradiación aumenta. Efecto de factores ambientales sobre las características del módulo/panel F.V. TEMPERATURA 30 ºC 15 ºC 0 ºC I P V V La corriente de cortocircuito no depende de la temperatura. La tensión de circuito abierto disminuye al aumentar la temperatura. La potencia máxima disminuye al aumentar la temperatura

5 Factor de degradación (δ) Para la mayoría de los paneles F.Vs, cuando la temperatura de trabajo aumenta el valor de la potencia de salida disminuye. En la práctica, debido a la disipación de calor dentro de las celdas del panel, salvo en climas muy fríos, la temperatura de trabajo excede los 25ºC. Cuando ello ocurre, la potencia de salida nunca alcanza el valor pico especificado por el fabricante. El diseño de un sistema F.V. debe tener en cuenta esta degradación del panel, a fin de asegurar que los requerimientos eléctricos del sistema puedan ser satisfechos durante los días más calurosos del verano. Factor de degradación (δ) La degradación puede ser calculada usando los valores dados por las curvas I-V a alta temperatura, pero este proceso es tedioso e impreciso, dada la pobre resolución de las curvas publicadas por los fabricantes. Por ello es mucho más conveniente usar factores de degradación dados en forma porcentual con relación a la potencia pico. Para realizar cálculos, si se desconoce el δ del panel se puede intentar obtener esa información del fabricante. En caso de no conocer esa información, se puede asumir un coeficiente de degradación para la potencia de salida de 0,4 a 0,6 % / ºC.

6 Temperatura de trabajo y potencia de salida que alcanza un panel F.V CÁLCULO APROXIMADO La temperatura de trabajo (T t ) que alcanza un panel F.V obedece una relación lineal dada por la expresión: Tt Ta K. R K.R: Representa el incremento de temperatura que sufre el panel sobre la máxima temperatura ambiente. T t : Temperatura de trabajo T a Máxima temperatura ambiente R : radiación solar en mw/cm 2 (varía entre 80 y 100 mw/cm 2 ). K: coeficiente que varía entre 0,2 y 0,4 ºC.cm 2 /mw dependiendo de la velocidad promedio del viento. Cuando ésta es muy baja, o inexistente, el enfriamiento del panel es pobre o nulo y K toma valores cercanos o iguales al máximo (0,4). Si la velocidad del viento produce un enfriamiento efectivo del panel, el valor de K será el mínimo (0,2). Temperatura de trabajo y potencia de salida que alcanza un panel F.V Para calcular la Potencia de salida a la temperatura de trabajo (P t ) que alcanza un panel F.V el primer paso es calcular la temperatura de trabajo y luego se determina el incremento en la temperatura respecto a la de prueba (25 ºC). La expresión aproximada para el cálculo es: P t P p ( P.. T ) p P t : Potencia de salida a la temperatura de trabajo. P p : Potencia pico del panel (25 ºC). δ : Coeficiente de degradación (0,6 % / ºC) t: Incremento de temperatura sobre los 25 ºC (T t 25ºC)

7 Temperatura de trabajo y potencia de salida que alcanza un panel F.V EJEMPLO: Condiciones: Máxima temperatura de verano: T a = 30 ºC Baja velocidad promedio del viento durante esa estación: K = 0,3 ºC.cm 2 /mw Radiación solar: R = 80 mw/cm 2 Potencia pico del panel: P p = 60 W. Remplazando estos valores en la expresión tendremos: T t 30 (03.80) º C ( t = = 29 ºC) La potencia de salida a la temperatura de trabajo T t será: P t 60 (60.0,004.29) 60 10,44 53 W Elección de la estructura soporte, es rentable el seguimiento solar? Los seguidores solares son estructuras sobre las que disponemos los paneles fotovoltaicos que se orientan durante el día para optimizar la captación de radiación solar. Están controlados por un software especializado para tal fin. Existen de varios tipos: En dos ejes: la superficie se mantiene siempre perpendicular al sol. (2x) En un eje polar: La superficie gira sobre un eje orientado al sur e inclinado un ángulo igual a la latitud. (1xp) En un eje azimutal: La superficie gira sobre un eje vertical, el ángulo de la superficie es constante e igual a la latitud. (1xa) En un eje horizontal: La superficie gira en un eje horizontal y orientado en dirección norte-sur (1xh) La ganancia energética que proporciona cada uno de ellos no es una cuestión fácil de contestar, ya que depende en buena medida del emplazamiento.

8 Elección de la estructura soporte, es rentable el seguimiento solar? Para conocer la ganancia energética de los seguidores solares respecto a una instalación estática; nos remitiremos a un artículo publicado por Eduardo Lorenzo en la revista Era Solar, Retratos de la conexión fotovoltaica a la red IV), del que se pueden extraer las siguientes conclusiones: Lugar G a (0) est 2x/est 1xp/est 1xa/est 1xh/est Alicante 4655) ,547 1,493 1,410 1,341 Almería ,529 1,477 1,392 1,338 Asturias 3022) ,370 1,331 1,276 1,145 Barcelona 3756) ,493 1,446 1,376 1,272 Huelva 4890) ,575 1,522 1,431 1,392 Jaén 4416) ,537 1,489 1,396 1,366 Las Palmas 4891) ,493 1,444 1,295 1,363 Lugo 3488) ,456 1,414 1,357 1,254 Madrid 4287) ,542 1,493 1,421 1,343 Zamora 4030) ,522 1,477 1,418 1,333 Nav-Cen 3499) ,457 1,417 1,367 1,259 Nav-Nasa 3794) ,507 1,461 1,387 1,297 Nav MdC 4603) ,581 1,529 1,461 1,359 Ganancia que proporcionan los distintos seguimientos a la energía que efectivamente se inyecta en la red comparándolos con una estructura estática Elección de la estructura soporte, es rentable el seguimiento solar? Los valores de la tabla anterior indican que el seguimiento azimutal colecta un 7 % menos radiación que el seguimiento en dos ejes, y un 4 % menos que el seguimiento polar. Sin embargo, el tener un solo eje de giro y el que este sea vertical hacen que la mecánica de los seguidores azimutales sea particularmente sencilla y robusta. Para muchos, esta ventaja compensa con creces la menor colección de radiación, por lo que son los más utilizados en la práctica. Si tenemos en cuenta que el coste de instalar este tipo de seguidores puede suponer un incremento del 20 % del valor del proyecto, que supondría un incremento en los ingresos del 40 %, y un coste en mantenimiento prácticamente nulo, parece innegable que instalar seguidores solares resulta rentable, por lo menos en la geografía española.

9 Modelo para obtener la producción energética de un SFCR La producción de electricidad que efectivamente una central de este tipo podrá inyectar a la red dependerá, claro está, de la potencia de la instalación, de la radiación que incide sobre el generador y de las pérdidas en el sistema. Resulta interesante calcular los famosos kwh/kwp. Esto es, la energía que podemos facturar por cada kwp instalado. Por tanto necesitamos calcular por un lado la radiación mensual que incide sobre el generador y por otro las pérdidas energéticas, que aglutinaremos en un término denominado performance ratio (PR). Para realizar estos cálculos se debe conocer la ubicación de la planta y establecer el ángulo óptimo de inclinación de los módulos fotovoltaicos. Dado que se trata de un sistema con seguimiento azimutal, la orientación de la estructura varía optimizando la captación de radiación solar.

10 Modelo Se ha escogido como localización una finca en Carmona (Sevilla) donde se ha podido obtener los datos de radiación global sobre superficie horizontal G a (0) de una estación meteorológica próxima. Se calcula la óptima inclinación de la estructura a partir de la siguiente fórmula: β opt = 3,7 + 0,69φ (siendo φ la latitud) Para Carmona φ = 37,3 luego β opt = 3,7 + 0,69φ (siendo φ la latitud) = 29,44 30º Deberemos calcular la radiación incidente sobre una superficie inclinada 30º. G a (β opt ) = G a (0) / [1-4,46 x 10-4 β opt 1,19 x 10-4 β opt2 ] Estimación de la irradiación anual efectiva incidente sobre la superficie del generador G effa (β, α): Lisura y suciedad suponen pérdidas significativas en la captación de la radiación que incide sobre los módulos con ángulos alejados de la perpendicular. Está en la experiencia de todos que los cristales se van comportando como espejos y van pareciendo más sucios cuanto más se los mira de lado. La consideración de este efecto fue abordada, en la tesis doctoral de N. Martín, y sus resultados utilizados por E. Caamaño para desarrollar la formulación siguiente: [G effa (β, α)]/ G a (β opt ) : = g 1 (β -β opt ) 2 + g 2 (β -β opt ) + g 3 g i = g i1 α 2 + g i2 α 2 + g i3 ; i = 1, 2, 3 Siendo α el azimut (ángulo de desviación respecto al Sur) de la superficie receptora y β su inclinación respecto de la horizontal

11 La tabla siguiente contiene los valores de los coeficientes para superficies con un grado mediano de suciedad, que se caracteriza por una pérdida de transparencia del 3 % en la dirección normal a la superficie. T sucio (0)/T limpio (0) = 0,97 Coeficientes i = 1 i = 2 i= 3 g 1i 8 x ,8 x ,218 x 10-4 g 2i -4,27 x ,2 x ,892 x 10-4 g 3i - 2,5 x ,034 x ,9314 Utilizaremos una media estadística de los datos de radiación sobre plano horizontal de la estación meteorológica de Carmona obtenidos desde hasta el Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual G a (0) (kwh/m 2 ) 86,4 97,2 137,5 180,7 215,0 232,3 245,5 217,9 167,3 111,1 83,4 68,5 1842,6 Temp. max. m (ºC) 15,4 16,6 19,8 22,0 26,5 33,2 36,2 35,4 31,0 24,6 19,5 15,9 A partir de estos datos con las fórmulas propuestas se calcula la estimación de la irradiación efectiva incidente sobre la superficie del generador G effa (β, α). Como β = β opt y α = 0 [G effa (β, α)]/ G a (β opt ) : = g 3 = 0,9314

12 kwh/m 2 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual G a (0) 86,4 97,2 137,5 180,7 215,0 232,3 245,5 217,9 167,3 111,1 83,4 68,5 1842,6 G a (30) G effa (30) 98,23 110,5 156,3 205,5 244,5 264,1 279,1 247,7 190,2 126,3 94,77 77, ,0 91,49 102,9 145,6 191,4 227,7 246,0 260,0 230,7 177,2 117,7 88,27 72,5 1951,0 Deberemos considerar ahora que la superficie del generador está dotada de seguimiento acimutal. La tabla siguiente muestra las ganancias dada por varias fuentes de información que proporciona el seguimiento, en términos de la radiación solar que efectivamente alcanza a las células solares, cuando las superficies receptoras tienen un nivel de suciedad moderado, definido por una transmitancia a incidencia normal, T a = 0,97. Censolar IES CE-H INEM CE-Atl. Uni Val. Meteon NASA G da (0) K Ta 2x 0,554 0,586 0,595 0,631 0,564 0,569 0,589 0, xp xa xh est x/est 1,452 1,482 1,488 1,502 1,462 1,465 1,484 1,444 1xp/est 1,404 1,431 1,436 1,449 1,414 1,414 1,433 1,397 1xa/est 1,349 1,371 1,373 1,383 1,358 1,357 1,373 1,343 1xh/est 1,269 1,294 1,292 1,301 1,283 1,275 1,296 1,263 En el caso de seguimiento azimutal la media aritmética de los valores propuestos es 1,363.

13 Calcularemos finalmente la radiación solar efectiva sobre las células solares de un generador con seguimiento azimutal, inclinado 30º y situado en Carmona Ene. Feb Mar. Abr May. Jun Jul. Ago Sep. Oct. Nov. Dic. Anual. G effa (kwh/m 2 ) 124,7 140,3 198,5.260,9 310,4. 335,3 354,3.314,4 241,5 160,4 120,3 98, ,0 Una vez conocemos la radiación solar efectiva sobre el generador, deberemos estimar las pérdidas debidas a la temperatura de operación de las células solares, que típicamente suponen un 6 %, y las debidas a una diversidad de fenómenos principalmente asociados al inversor: eficiencia de conversión CC/CA, seguimiento del punto de máxima potencia, umbral de arranque, etc. Dependiendo de la calidad de los inversores, estas pérdidas representan entre un 15 % y un 20 %, con un valor típico en torno a la mitad de este rango A estas pérdidas hay que añadir las debidas a la caída de tensión en el cableado entre el generador y el inversor, a la dispersión de parámetros, etc., que pueden suponer un 4 % adicional. En definitiva, el valor de PR puede oscilar entre 0,7 y 0,75. En la literatura disponible sobre experiencias reales con SFCR se encuentran con frecuencia valores de PR inferiores a este rango. Con alta probabilidad, se trata de casos en los que la potencia suministrada en los módulos fotovoltaicos está bastante por debajo a la que anuncian los catálogos. Tomaremos todas las pérdidas como invariables en cada mes, excepto las debidas a la temperatura de operación de las células: Pérdidas asociadas al inversor: 16 % Cableado dispersión de parámetros. etc.: 4 %

14 Para calcular la temperatura de operación de las células utilizaremos la temperatura ambiente máxima media de cada mes y la radiación media mensual al mediodía, aplicadas a la siguiente fórmula: T op = T a + K.R Donde K = 0,275 y R es la radiación en mw/cm 2. Para calcular la relación de la potencia de salida a la temperatura de trabajo respecto a la potencia pico P t / P p se utiliza la siguiente fórmula: P t / P p = 1 (δ. T) T: T op 25 ºC δ: coeficiente de degradación (0,4%/ºC) Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. R 44,8 58,5 65,5 74,0 75,8 78,2 82,9 87,2 81,0 67,6 56,2 56,2 T a T op T P t / P opt 15,4 16,6 19,8 22,0 26,5 33,2 36,2 35,4 31,0 24,6 19,5 15,9 27,8 32,7 37,8 42,4 47,3 54,7 59,0 59,4 53,3 43,2 34,9 28,5 2,8 7,7 12,8 17,4 22,3 29,7 34,0 34,4 28,3 18,2 9,9 3,5 99 % 97 % 95 % 93 % 91 % 88 % 86 % 86 % 89 % 93 % 96 % 99 % Para estimar el PR mensual solo debemos incluir las pérdidas antes mencionadas y que suponen un 20 %.

15 Finalmente se puede hacer una estimación de los kwh / kwp que podría producir una planta de estas características: Geff G effa (kwh/m 2 ) PR Prod. (kwh/kwp) Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual 124,7 140,3 198,5 260,9 310,4 335,3 354,3 314,4 241,5 160,4 120,3 98, ,0 0,791 0,775 0,759 0,744 0,729 0,705 0,691 0,690 0,710 0,742 0,768 0,789 72,819 98,70 108,8 150,6 194,2 226,1 236,4 245,0 217,0 171,3 119,0 92,40 78,0 1937,0 Los cálculos realizados nos llevan a una producción anual de 1937 kwh por cada kwp instalado. Para tener una estimación de la fiabilidad del modelo planteado, resulta interesante aplicarlos a instalaciones reales de las que dispongamos de los datos de producción. Lo cierto es que los datos disponibles son mas bien escasos, no obstante conocemos la producción del año 2004 de la huerta solar de Árguedas (Tudela) y disponemos de los datos de la estación meteorológica de Montes del Cierzo que es la más próxima a dicha instalación. Estos datos son particularmente interesantes porque se trata de una instalación dotada de seguimiento azimutal y de unas características prácticamente idénticas a las de las centrales planteadas en el estudio. La energía que esta central inyectó efectivamente en la red en el año de 2004 fue 1745 kwh / kwp.

16 G a (0) (kwh/m 2 ) A partir de los datos de radiación y las temperaturas máximas de ese mismo año: Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual 54,0 72,6 123,4 156,3 202,1 228,8 221,0 217,4 146,8 97,4 69,2 46,9 1636,1 Temp. max. m (ºC) 14,2 10,6 14,0 17,3 21,5 29,9 29,7 29,9 26,7 21,6 12,7 10,4 kwh/m 2 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual G a (0) 54,0 72,6 123,4 156,3 202,1 228,8 221,0 217,4 146,8 97,4 69,2 46,9 1636,1 G a (30) G effa (30) 61,41 82,52 140,3 177,7 229,8 260,2 251,3 247,2 166,9 110,7 78,67 53, ,2 57,2 76,86 130,7 165,5 214,1 242,3 234,1 230,2 155,5 103,1 73,27 49, ,6 Con seguimiento azimutal: Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual G effa (kwh/m 2 ) 77,96 104,8 178,2 225,6 291,8 330,3 319,1 313,8 211,9 140,6 99,87 67, ,5 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. R 40,0 52,2 58,4 66,0 67,6 69,8 74,0 77,8 72,3 60,3 50,1 40,9 T a T op T 14,2 10,6 14,0 17,3 21,5 29,9 29,7 29,9 26,7 21,6 12,7 10,4 25,2 25,0 30,1 35,5 40,1 49,1 50,0 51,3 46,6 38,2 26,5 21,7 0,2 0,0 5,1 10,5 15,1 24,1 25,0 26,3 21,6 13,2 1,5-3,3 P t / P opt 100 % 100 % 98 % 96 % 94 % 90 % 90 % 89 % 91 % 95 % 99 % 101 % Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual G effa (kwh/m 2 ) PR 77,96 104,8 178,2 225,6 291,8 330,3 319,1 313,8 211,9 140,6 98,87 67, ,5 0,799 0,8 0,784 0,767 0,752 0,723 0,720 0,716 0,731 0,758 0,795 0,811 74,8 % Prod. (kwh / kwp) 62,3 83,8 139,6 172,9 219,3 238,8 229,7 224,6 154,9 106,5 79,4 54,9 1767,0

17 La producción real es: 1745,0 kwh / kwp La estimación utilizando el modelo ha sido de 1767,0 kwh / kwp Se puede observar que el modelo planteado funciona francamente bien, la desviación entre la estimación del modelo y la producción real es apenas del 1 %. Conclusión: Se ha presentado un modelo para obtener la producción energética de una planta solar fotovoltaica conectada a red con seguimiento azimutal. Se ha aplicado el modelo para el cálculo de una instalación ubicada en Carmona (Sevilla). Se ha podido observar en el cálculo de una planta instalada en Árguedas (Tudela) que el modelo planteado funciona francamente bien. Para ello se han comparado los resultados con una planta ya existente, siendo la desviación entre la estimación del modelo y la producción real de apenas 1 %.